塔河油田AT1-20井1778mm尾管固井设计终稿.doc

中国石化集团华北石油局井下作业公司HB-1402固井队 AT1-20H井177.8mm尾管固井施工设计中国石化HB-1402固井队油田名称：塔河油田井 别：油藏评价井井 号：AT1-20H施工井队：华北西部70851HBAT1-20H井177.8mm尾管悬挂固 井 施 工 设 计中国石化集团华北石油局井下作业公司HB-1402固井队二一二年六月三日第 1 页编写单位中国石化华北石油局井下作业公司HB-1402固井队编 写日 期审核意见： 华北西部公司审批意见：西北油田分公司钻井完井工程管理处审批意见： 目 录前 言4一、钻井资料6二、地质资料6三、固井目的及方法9四、固井难点与主要技术措施10五、套管设计11六、固井工艺设计12七、前置液与水泥浆设计14八、施工技术要求15九、固井相关计算16十、动用设备及工具材料17十一、施工应急措施17十二、HSE预案18 前 言AT1-20H井位于库车县境内，井口位于AT1-17H井北西3033840方位，平距75m；AT1-18H井南西2134310方位，平距233m。二开钻头尺寸311.2mm，钻井深度3300m，套管尺寸为244.5mm，下深3298.03m。三开钻头尺寸215.9mm，本开次中完钻井深度为4447m，下深4445m。钻进至井深3307m，打压20.3MPa，地层未破，钻井液密度1.16g/cm3，当量密度（管鞋）1.79g/cm3。本开次实钻井深4447m，领浆采用粉煤灰低密度水泥浆体系，尾浆采用防气窜水泥浆体系，对失水，析水要求较高。造斜点位置为3973m，最大井斜：61.21，对应井深：4447.00m/垂深：4289.37m；最大狗腿度：12.52 /30m，井深：4056.12m/垂深：4054.00m。 压稳是本开次施工的重点，应按照设计值适当进行附加，以确保本开次固井作业成功，根据AT1-20H井钻井工程设计及AT1-20H井177.8mm油层套管调整设计和实际钻进情况做出本开次固井设计，作为本开次固井施工方案依据。一、钻井资料1.1基本数据井 号AT1-20H井 别油藏评价井地理位置AT1-20H井位于库车县境内，井口位于AT1-17H井北西3033840方位，平距75m；AT1-18H井南西2134310方位，平距233m。构造位置AT1井区三叠系阿四段河道砂体岩性圈闭本开完钻层位三叠系中统阿克库勒组（T2a3）三开中完井深4447m钻机型号ZJ70/4500L转盘面高8.0m最大起升重量4500KN泥浆泵型号F-1600/2台固井方式尾管固井钻井施工队伍中国石化华北石油局西部工程公司70851HB固井施工队伍中国石化华北石油局井下作业公司HB-1402固井队1.2井身结构序号钻 头套 管规格(mm)钻深(m)规格(mm)下深(m)封固井段(m)一开444.5502339.7501.470-502二开311.23300244.53298.03200-3300三开215.94447177.84445悬挂器顶3198m水泥浆返高3048m1.3中完钻钻井液性能钻井液名称:（聚磺混油钻井液）密度(g/cm3)粘度(s)初切/终切(Pa)HPHT失水(ml/120)动切(Pa)失水(ml)塑性粘度（mPa.s）固含(%)1.19533/811.263.2238含砂(%)PHKf坂含(kg/m3)泥饼(mm)Cl-(mg/l)Ca2+(mg/l)含油0.19.50.0524300.410241605%1.4钻井复杂情况无1.5完钻情况 钻具组合：215.9mm牙轮钻头+430*410+165.1钻铤*1根+205mm扶正器+127mm钻杆*17柱+127mm加重钻杆*9柱+127mm钻杆。1.6井斜数据井深(m)井斜()方位()垂深(m)南北(m)东西(m)投影位移(m)水平位移(m)闭合方位()狗腿度(/30m)3961.77 0.8237.03 3961.60 16.810.72-15.19305.2218.590.173979.36 1.98315.81 3979.19 17.1511.04-15.32305.7718.883.453988.89 4.28324.84 3988.70 17.6611.45-15.64306.219.387.383998.55 7.51337.88 3998.31 18.6412.33-16.09307.4620.2710.804008.10 9.99340.23 4007.75 20.0813.68-16.6309.521.527.874017.68 12.06339.34 4017.15 21.8915.4-17.24311.7923.126.504027.27 13.82337.90 4026.50 24.0117.4-18.0231425.055.604036.84 15.81334.69 4035.75 26.4519.64-19.01315.9427.336.754046.53 18.41332.73 4045.01 29.2922.19-20.27317.5930.068.244056.12 22.39331.56 4054.00 32.6425.15-21.84319.0333.3112.524065.67 25331.81 4062.74 36.4728.53-23.66320.3337.068.214075.24 26.1331.72 4071.38 40.632.16-25.61321.4741.113.454084.77 27.33331.38 4079.89 44.8835.93-27.65322.4245.343.904094.46 30.15331.70 4088.38 49.5440.02-29.87323.2749.948.744104.00 32.14331.47 4096.55 54.4744.36-32.22324.0154.836.274113.64 34.51331.80 4104.60 59.7749.02-34.74324.6860.087.404123.13 36.97331.80 4112.31 65.3153.91-37.35325.2865.597.784132.81 39.43331.76 4119.91 71.2959.18-40.18325.8271.547.624142.36 41.76331.51 4127.16 77.5164.65-43.14326.2977.727.344152.06 44.31332.48 4134.25 84.1270.5-46.24326.7484.318.154161.64 46.25333.38 4140.99 90.9276.56-49.34327.291.086.404171.17 48.09333.56 4147.47 97.982.81-52.46327.6498.035.814180.69 49.92332.97 4153.72 105.0889.23-55.69328.03105.185.944190.39 52.1331.89 4159.82 112.6295.91-59.19328.32112.77.224199.98 54.29331.62 4165.56 120.29102.67-62.82328.54120.376.884209.65 56.51331.75 4171.05 128.25109.68-66.59328.74128.316.904219.22 59.29331.47 4176.14 136.35116.81-70.45328.91136.418.754228.77 60.13331.73 4180.96 144.6124.06-74.37329.06144.652.734238.33 59.78331.71 4185.74 152.87131.35-78.29329.2152.911.104247.90 59.75332.09 4190.56 161.14138.65-82.19329.34161.171.034257.47 59.52332.23 4195.40 169.39145.95-86.04329.48169.420.814267.01 59.6332.10 4200.23 177.61153.22-89.88329.6177.640.434276.65 60.29332.04 4205.06 185.95160.59-93.79329.71185.972.154286.19 60.32331.86 4209.79 194.24167.91-97.69329.81194.260.504295.76 60.25331.82 4214.53 202.55175.23-101.61329.89202.560.244305.44 60.34332.03 4219.33 210.95182.65-105.57329.97210.960.634315.00 60.36331.88 4224.06 219.26189.98-109.47330.05219.270.414324.48 60.19331.73 4228.76 227.49197.24-113.36330.11227.50.684334.06 60.17331.84 4233.52 235.8204.56-117.29330.17235.810.314343.61 60.12331.80 4238.28 244.08211.87-121.2330.23244.080.194353.28 59.98331.29 4243.10 252.46219.23-125.2330.27252.461.444362.87 60.06332.00 4247.90 260.76226.54-129.14330.31260.771.944372.38 60.17331.90 4252.63 269.01233.82-133.02330.36269.010.444381.92 59.98331.69 4257.39 277.27241.11-136.93330.41277.270.834391.47 60.12330.88 4262.16 285.55248.36-140.9330.43285.552.254401.10 60.29331.42 4266.95 293.9255.68-144.93330.45293.91.554410.77 60.4331.55 4271.73 302.31263.07-148.95330.48302.310.494420.46 60.56331.42 4276.50 310.74270.48-152.97330.51310.740.614429.96 60.95331.18 4281.15 319.02277.75-156.95330.53319.021.404439.45 61.21331.15 4285.74 327.33285.02-160.96330.55327.330.834447.00 61.21331.15 4289.37 333.95290.82-164.15330.56333.95预测造斜点位置：3973m；最大井斜：61.21，井深：4447.00m/垂深：4289.37m；最大狗腿度：12.52 /30m，井深：4056.12m/垂深：4054.00m。二、地质资料2.1地破实验钻进至井深3307m，打压20.3MPa，地层未破，钻井液密度1.16g/cm3，当量密度（管鞋）1.79g/cm3。2.2井眼情况（井径按测井曲线计算）顶深（m）底深(m)段长(m)井径(mm)环容(l/m)段环容（m3）33003575275223.5214.43.963575360025233.6818.10.4536003775175228.616.22.843775380025241.320.90.5238003900100228.616.21.6239004000100220.9813.51.354000405050292.142.22.1140504200150233.6818.12.714200422525287.0239.91.0042254325100220.9813.51.354325435025246.3822.80.574350444797226.0615.31.482.3井内温度数据(按钻井工程设计推荐温度推算)垂深：4289.37m地温梯度：1.89C/100m井底静止温度：92.5C年平均地表温度：11.4C循环温度：78C2.4录井油气显示及测井解释层号时代井段（m）垂厚（m）岩性描述测井解释1T3a44222.24222.90.7深灰色泥岩夹灰色粉砂岩差油气层2T3a44236.04237.01.0深灰色泥岩夹灰色粉砂岩差油气层3T3a44242.04242.90.9深灰色泥岩夹灰色粉砂岩差油气层4T2a34262.74268.96.2灰色细粒长石岩屑砂岩气层2.5实钻地质分层 AT1-20H井实钻地层岩性表（二次斜导眼）地 层实钻岩 性简 述界系统群组代号斜深/垂深(m)斜厚/垂厚(m)新生界第四系Q57.049.0灰白色粉砂岩、细砂岩夹黄灰色粘土层。上第三系上新统库车组 N2k1576.01519.0黄、灰白色粉砂岩、细砂岩略等厚互层。中新统康村组N1k2563.0987.0浅灰、灰白色细粒砂岩、粉砂岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层，泥岩中含分散状石膏。吉迪克组N1j2788.0225.0上部以棕、棕褐色泥岩、蓝灰色泥岩与棕色粉砂岩、浅灰色细粒砂岩略等厚互层；下部为棕褐色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩。下第三系渐新统苏维依组E3s2858.070.0红棕色泥岩与棕色粉砂岩呈等厚-略等厚互层。始古新统库姆格列木群E1-2km2881.023.0 棕色中粒长石岩屑砂岩。与下伏地层呈平行不整合接触。中生界白垩系下统巴什基奇克组K1bs3613.0732.0上部为棕褐色泥岩夹红棕色细、中粒砂岩，中下部为红棕、棕色细砂岩、中砂岩、含砾粗粒砂岩夹棕褐色泥岩、粉砂质泥岩。卡普沙良群巴西盖组K1b3693.080.0浅灰色、棕灰色细粒砂岩、中粒砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层。舒善河组K1s3923.0230.0浅灰、灰白色粉砂岩、细粒砂岩、中粒砂岩与棕褐色、灰绿色泥岩不等厚互层。亚格列木组K1y3973.050.0浅棕色砾质粗粒砂岩、中粒砂岩夹棕褐色泥岩。侏罗系下统J14018.00/4017.4645.0/44.46灰白色砾质粗粒砂岩、砾质中粒砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层。录井段为灰白色砂砾岩（本井自3976.00 m开始岩屑录井）。三叠系上统哈拉哈塘组T3h24053.00/4051.0835.0/33.62深灰色泥岩，底部灰黑色炭质泥岩，即三叠系区域标志层。T3h14207.00/4169.55154.0/118.47上部为深灰色泥岩，灰色中粒、含砾中粒长石石英砂岩，下部为灰色细粒长石石英砂岩夹深灰色泥岩，即三叠系上油组。中统阿克库勒组T2a44386.00/4259.43179.0/89.88深灰色泥岩夹灰色粉砂岩。T2a34447.00/4289.37（未穿）64.0/29.94（未穿）灰色细粒长石岩屑砂岩，即三叠系中油组。备 注：井口海拔为936.513+8.0m；井深自转盘面起算；0-3976.00m岩性资料摘自本井地质设计，3976.00m后为实钻资料。2.6后效情况井深（m）钻头下深（m）停泵时泥浆井筒静止时间（hour）开泵时间钻头下深迟到时间(min)后效时间油气上窜计算密度(g/cm3)粘度（s）起始时间高峰时间终止时间上窜速度(m/h)上窜高度(m)油气异常井段(m)4447.004436.501.195334.220:567422:0722:1922:315.39184.314381-4407三、固井目的及方法3.1固井目的采用尾管固井，封固好本开裸眼井段及套管重叠段，保障后期油气开发及油气评价。3.2固井方法采用尾管悬挂固井工艺。四、固井难点与主要技术措施4.1固井难点（1） 本井为81/2井眼，下7套管，摩阻较大，易发生下套管阻卡和压漏地层。（2） 裸眼段长1147m，环空间隙小，循环及施工压力高，顶替效率会受到影响，易出现施工高泵压现象。（3） 斜井段井眼井径不规则，排量难达到设计要求，故易发生窜流，留下死泥浆。（4） 尾管悬挂固井，要求工具性能可靠。4.2主要技术措施（1） 下套管前要认真通井，若存在漏失，则进行先期堵漏。（2） 用带牙轮钻头的原钻具对缩径段、狗腿度变化大的井段和通井、测井有遇阻现象的井段进行反复划眼，为顺利下套管创造良好的井眼条件。（3） 通井过程中要大排量洗井，要求排量不小于30L/S，将井内彻底循环干净。 （4） 最后一次通井起钻前，在泥浆中加入润滑材料，提高润滑性能，降低下套管摩阻。钻井液性能达到粘度50s，塑性粘度23MPa.s，动切力7Pa，Kf25液缸剪钉剪断压力，MPa9.210.0球座剪钉剪断压力，MPa17.4尾管胶塞剪钉压力，MPa12本体最大外径，mmF215本体最小内径，mmF155回接筒长度，mm1200回接筒外径，mmF207回接筒内径，mmF187钻杆胶塞总长，mm332尾管胶塞胶碗外径，mmF170F166F162适用尾管壁厚，mm6.91/8.05/9.1910.36/11.5112.65适用尾管公称重量 ，kg/m29.76/34.22/38.6943.15/47.6252.08铜球直径，mmF45适用上层套管壁厚，mm10.03 11.05 11.99适用上层套管公称重量 ，kg/m59.52 64.73 69.94提升短节上接头扣型410（NC50）过流面积套管壁厚，mm10.0311.0511.99坐挂前/坐挂后，cm267/3660/3253/31六、固井工艺设计6.1 水泥浆量（根据测井曲线计算）领浆密度：1.50g/cm3，尾浆密度：1.88g/cm3注浆顺序井深(m)段长(m)水泥浆量(m3)附加后水泥浆量(m3)大样灰量(t)水量(m3)附加后水量(m3)上塞段30481003.8-重叠段31481502.1裸眼段400070210.8领浆总计-95216.717252223裸眼段44454459.2口袋444720.1下塞段-500.95尾浆总计-10.251120910备灰：45T 其中领浆灰25T，尾浆灰20T6.2 前置液用量类 型 前置液密度 (g/cm3)设计长度 (m)所需用量 (m3)配 方 混合水需用量 (m3)冲洗液1.031304淡水+助剂4隔离液1.452508淡水+硅粉+助剂 5.56.3 顶替量计算管柱类型外径 (mm)壁厚(mm)底深 (m)分段长度 (m)每米容积 (l/m)分段容积 (m3)钻杆1279.19314831489.2629.2套管177.811.514395124718.8223.5总容积：52.7m3设计顶替量：51.7m3（不包括1.0m3后置液）根据实际入井管串，现场重新校核相关各量。6.4 施工工艺流程顺序操作内容工作量 (m3)密度 (g/cm3)排量(m3/min)压力 (MPa)施工时间 (min)累计时间 (min)累计注替量 (m3)注入不含油泥浆201.191.21管线试压252注冲洗液41.031.00105543隔离液81.451.20-51015124注领浆171.501.29-52035295注尾浆111.881.27-01550406停泵开档销02527注压塞液1.01.031.05254418替井浆51.71.191.01.51922158992.79放回水29110卸水泥头1010111起钻具10柱8518612全起钻具13候 凝6.5相关压力计算未拔出中心管压力情况管外管内液 体密 度段 长压 力液 体密度段长压力名 称g/cm3mMPa名 称g/cm3mMPa尾浆1.88289.375.3 尾 浆1.8850 0.92领浆1.50100014.7后置液1.0358 0.6隔离液1.453054.3钻井液1.194181.3748.8冲洗液1.031521.5压力合计50.3钻井液1.19254329.7 压力合计55.5管内外静压差:5.2MPa拔出中心管尾管内外压力情况尾管外尾管内尾浆1.88289.375.3 尾浆1.88500.93 领浆1.5085212.5后置液1.05 580.60 钻井液1.191033.37 12.1压力合计17.8压力合计13.63管内外静压差：4.17MPa压稳计算井眼全是钻井液P1=51.9 MPa注完水泥浆后井底压力P2=55.5MPa注完水泥浆后井底压力增加值P=3.6MPa井底水泥浆尾浆失重后当量密度：=289.371.0+10001.50+3051.45+1521.03+25431.19/4289.37=1.26/cm31.19g/cm3理论计算尾浆失重后能压稳地层七、前置液与水泥浆设计7.1流变学设计水泥浆领浆流变读数粘度计转速60030020010063 (780.1MPa20min）523528191211相关参数计算塑性粘度p(MPa.s)19.2动切应力o(Pa)7.2流型指数n0.55粘度系数k0.56临界雷诺数Nrec紊流临界返速Vc紊流临界排量Qc25151.422.9水泥浆尾浆流变读数粘度计转速60030020010063 (780.1MPa20min）15510080572826相关参数计算塑性粘度p(MPa.s)58动切应力o(Pa)20流型指数n0.51粘度系数k2.11临界雷诺数Nrec紊流临界返速Vc紊流临界排量Qc26052.153.27.2水泥实验要求及条件项 目领浆尾浆密度(g/cm3)1.501.88失水量(ml/7MPa30min)5050自由液(ml)505024小时抗压强度(MPa)814 70Bc稠化时间(min)280-360120-180流动度19-2219-22领浆配方：阿G+添加剂+小区淡水尾浆配方：阿G+硅粉+膨胀剂+添加剂+小区淡水水泥浆稠化试验条件： 升温升压 7850MPa常温常压 测稠化时间 70min 恒温恒压八、施工技术要求8.1 尾管入井前的准备工作8.1.1钻井队（1）对送井套管进行检查、丈量并编出套管记录表，根据送井套管的实际壁厚按规定进行通径检查，通径归符合API标准，不合格者不得入井。（2）电测结束后，对送入钻具称重。（3）对裸眼井段使用原钻具通井，确保无阻卡现象，大排量循环洗井，确保井眼清洁无沉砂，如有漏失，则进行先期堵漏。（4）调整泥浆性能，达到设计要求，控制粘滞系数小于0.06，调整泥浆粘度在50s左右。8.1.2固井队（1）按照固井设备操作规程检查和确认固井作业所用设备和油、气、水、输灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求。（2）检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求。（3）按照固井前附件检查标准和固并前准备检查一览表对现场附近进行检查。（4）丈量各部位尺寸，绘制简图，记录座挂，球座剪切压力以及各附件的零件号和系列号，确认其性能、质量与套管的配合等是否满足施工要求。（5）工具方组装尾管悬挂器与送入工具总成，确认方型反扣上或卸扣自如(条件许可时此项工作应在基地完成，现场复查)。（6）按设计要求配制冲洗液、隔离液和水泥浆混合液，并对水泥浆大样进行复查，确认无问题后方可施工。8.2下尾管作业的有关要求（1）根据设计要求对浮鞋、浮箍与套管使用套管丝扣胶，并按标准扭矩上紧扣。（2）悬挂器入井前，回接筒内灌满铅油或套管丝扣油，并将压帽盖好，以防钻屑和泥饼落入，避免倒扣和起出送入工具困难。（3）尾管柱顶部下过转盘后，将转盘锁死，上扣过程中严禁下部钻具转动。（4）用已称重的钻具送尾管入井，同时用标准通径规对钻具通径，防止钻具内掉人任何杂物。（5）控制下套管速度，要求下套管和下钻速度不小于10m/30-40s。（6）下钻送尾管应平稳，严禁猛冲、猛刹、猛顿、猛提。（7）下套管过程中，井队前5根套管必须根根灌满，其余每5根灌满一次（下套管过程中每根套管抽间隙灌浆），尾管出上层套管管脚前应将钻具灌满泥浆。（8）送放套管期间，裸眼段严禁套管静止时间超过3min。（9）下放过程如有遇阻情况，必须及时通知固井监督、钻井队工程师、固井队工程师及工具方现场工程师，严禁猛压。（10）尾管到位后，将钻具彻底灌满泥浆，接方钻杆，记录钻具活动范围和悬重。（11）开泵小排量顶通泥浆，循环泥浆至少二周以上至振动筛上无泥皮岩屑。8.3坐挂尾管悬挂器（1）将钻具放在设计座挂位置。（2）开泵将泵压提到69MPa，进行座挂。（3）开泵将泵压提到1820MPa憋通球座。注：（在工具服务方指导下进行）8.4倒扣（1）循环正常后停泵，打开转盘销子，使悬挂器处受压58t，坐卡瓦，慢慢正转钻具，采用分次倒扣法完成倒扣作业，井下送入钻具实转圈数应大于30圈。（2）慢慢上提钻具，当悬重不变化时，确认方型反扣已倒开后慢慢下放钻具到座挂位置并给悬挂器加压58t。（3）慢慢开泵循环，确认密封情况正常后，停泵，卸方钻杆，接水泥头和固井管线及替浆管线、流量计等。注：（在工具服务方工程师指导下进行）8.5固井作业（1）井队大泵注入不含油泥浆20 m3。（2）固井管线试通水，试压25MPa。（3）注冲洗液4m3，密度为1.03g/cm3，放回水，验证回压凡尔密封情况。（4）注隔离液8m3，密度为1.45g/cm3。（5）注水泥浆领浆17m3，平均密度1.500.02g/cm3。尾浆11m3，平均密度为1.880.02g/cm3。（6）释放钻杆胶塞。（7） 钻井队开泥浆泵替浆（水泥车跟注压塞液1.0m3）。控制排量2.0-0.6m3/min。井队替钻井液51.7m3，密度1.19g/cm3，到量停泵。（8）放回水，卸水泥头，上提起出全部钻具，候凝72小时。注：悬挂器相关作业必须在工具服务方指导下进行，若出现异常情况，由工具服务方提出处理意见及方案。九、固井相关计算9.1悬挂器相关计算9.1.1回缩距的计算浮力系数：0.83尾管浮重W：51t憋压10MPa附加重量：9.4t回缩距：0.9WL/EA=2.1m （L：送放钻具长度，E：弹性模量常数A：送放钻具横截面积）钻具悬重：m0.83 29.063148/100075.9t总悬重：M51+75.9126.9t9.1.2方余要求下压10t回缩：0.55m 吊卡高度0.34m 接箍长0.25m方余要求：L=2.1+0.55+0.68+0.253.58m9.2下套管相关计算套管下放速度计算，平均井径237.49mm。计算原则：下套管速度以钻进时钻井液上返速度为依据来计算。钻井时的安全返速：排量29l/s，钻铤外径：165.1mm，环容：24.4l/m，返速为1.26m/s下套速度计算公式如下：215.9mm裸眼段，环容：11.78l/m，套管外排体积：24.8l/m：计算下放速度：0.45m/s。每根套管按11m计算，即每根套管下放时间为24.4秒。考虑下套管时的激动压力等因素影响，附加安全系数1.6，则每根套管下放时间为39s以上。十、动用设备及工具材料10.1设备名称规格及型号数量水泥车70-301辆44-211辆工具车东风5T吊1辆压风机VY-9/72台灰 罐45T3个配药罐20m34个离心泵7.5Kw1只10.2材料名称规格及型号数量生产厂家备注悬挂器795/8LTC1套大陆架普通浮鞋7FOX1只大陆架带旁通孔、弹簧式浮箍7FOX2只常熟弹簧式弹性扶正器781/211只大陆架单弓