WB2-34-4井钻井工程设计(油)

1、 WB2-34-4井钻井工程设计（2013-5）鄂尔多斯盆地渭北油田WB2-34-4井钻井工程设计中国石油化工股份有限公司华北分公司二一三年五月14鄂尔多斯盆地渭北油田WB2-34-4井钻井工程设计设计单位：华北分公司工程技术研究院设计人：初审人： 审 批 单 位：华北分公司审核人：审批人：中国石油化工股份有限公司华北分公司二一三年五月设 计 审 批 意 见原则上同意该单井设计。同时提出以下意见和要求，请一并执行。1. 为了避免临井之间出现轨迹交叉，保证对应地质设计靶点确定井号，地面井口坐标以井下不交叉为原则进行施工并确定施工顺序。2. 本井区丛式井组施工较多，要求钻井队、定向队加强配合，保证

2、井眼轨迹按照设计要求施工，为后期井顺利施工提供良好条件。3. 要求钻井队认真组织设计技术交底，提前做好邻井资料对比，认真分析实钻地层，做好各种复杂情况应机处理技术措施及方案。4. 定向作业和井眼轨迹控制由定向技术服务方负责，钻井队要搞好配合。实钻过程中，钻具组合、钻井参数及钻头类型可根据实际情况进行调整，确保井身质量和井眼轨迹符合设计要求，同时要求定向队做好各井的防碰工作。5. 钻井队要保证钻井液净化设备工况良好，以确保钻井液固相含量得到有效控制。正常钻进期间，要密切注视振动筛岩屑返出情况，同时加强短起下钻清除岩屑床。6. 油层套管固井水泥浆密度依据实际情况可进行调整，调整水泥浆性能施工需报工

3、程技术处批准后执行。7. 本区块重点采用一级井控，同时做好二级、三级井控预案。8. 固控设备采用二级固控，除泥器、离心机不作硬性要求。9. 监督加强对施工质量的检查控制及日报、井史及钻井液性能等资料的日常检查，发现问题及时整改，确保资料完整、准确、详实。完井后一周内按合同要求E-mail地址提交井史电子文档。华北分公司工程技术处 2013年05月09日目 录1.设计依据12. 地质概况12.主要设备及工具配套要求34. 井身结构45. 井身剖面设计56. 井身质量要求87. 钻井液与完井液88. 推荐钻具组合129. 推荐钻头选型、钻井参数及水力参数1210. 套管设计1211. 定向井钻井工

4、艺对钻井施工的要求1412. 定向井钻井工艺对井队工作的要求1413. 定向井专用工具的准备和要求1414固井工艺技术1515. 井口装置及井控技术要点1916. 重点钻井技术工艺2217. 健康、安全与环境管理要点2318. 施工进度计划2519. 主要经济指标2520. 完井工作及井口保护2521. 资料提交261. 设计依据1.1 WB2-34-4井钻井地质设计1.2 2013年4月旬邑宜君区块井位测量成果表1.3 WB2-34-4井设计引用的主要标准规范：1、SY/T 5333-1996 钻井工程设计格式2、SY/T 5431-2008 井身结构设计方法3、SY/T 5435-2003

5、 定向井轨道设计与轨迹计算4、SY/T 5088-2008 评定井身质量的项目和计算方法5、SY/T 5619-2009 定向井下部钻具组合设计方法6、SY/T 6396-2009 钻井井眼防碰技术要求6、SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程7、Q/SH S0003.1-2004 石油天然气井工程安全技术规范8、SY/T 5724-2008 套管柱结构与强度设计9、SY/T 5480-2007 固井设计规范1.4 邻井钻探资料 邻井渭北37井无复杂情况发生。2. 地质概况2.1 井别：采油井 井型：定向井；2.2 井口位置2.2.1地理位置：陕西省宜君县彭镇桐庄村刘庄科组，井口位于渭

6、北37井249°0000方位500米处附近；2.2.2构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与渭北隆起交汇处渭北37井区；2.3 坐标：（WB2-34-4井用8#井口坐标打4#靶点坐标，请井队注意井口坐标选择）表1 井口及靶点坐标项 目井 口靶点X3926143.533925950.59Y19321570.6119321774.66H1131.18m1131.18m距井口方位/133.40°距井口距离/280.82m垂 深/430m图1井口坐标对应靶点坐标水平投影示意图2.4 设计垂深458m，设计测深605.19m；2.5 主要目的层：三叠系延长组长3油层组；2.6 完钻原则：钻

7、穿长3油层组，加30m（斜深）口袋完钻；2.7 完井方式：套管固井完井；2.8 地层倾角预测：地层倾角较小；2.9 井温参考渭北2、渭北47、渭北49井等DST测试资料，预测该区地温梯度为3.5/100m，预测本井钻遇长3目的层地层温度为16.03。2.10 地层压力预测参考渭北2、渭北47、渭北49井等DST测试资料，预测该区压力系数为0.6，预测本井钻遇长3目的层地层压力为2.70MPa，预测本井为常压井。2.11 重点提示本井为定向井，起下钻摩阻较大，要求设备（主要包括动力设备、传动设备、固控设备、井控设备等）必须保持良好工作状况，钻井完井液要具有良好的润滑性能和流变性能。下套管前应认真

8、通井划眼，井内岩屑清洗干净。认真执行下套管规则，保证套管顺利下入。2.12 WB2-34-4地层简表表2 WB2-34-4地层简表地 层井 深 (m)厚度（m）海拔深度(m)岩 性 简 述界系统群、组段油层组砂层组小层第四系第四系全新统80801050.86灰黄色黄土及砂砾层白垩系下统志丹群120401010.86棕、棕红、浅棕色含砾中砂岩、中砂岩、细砂岩，底部棕褐色泥岩。侏罗系中统直罗组15030980.86上部灰绿色 泥岩与灰白色细砂岩等厚互层，下部灰绿色泥岩粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。中下统延安组19545935.86上部深灰色泥岩与浅灰色细砂岩不等厚互层，下部深灰色

9、泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层。三叠系244.5mm×160.68m 244.5mm×160.68m 上 统延 长 组第 四 段长228489846.86上部深灰色泥岩、深灰色粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩略等厚互层，下部浅灰色细砂岩、灰色泥质粉砂岩与深灰色泥岩、黑色炭质泥岩略等厚互层。长3长3132137809.86灰、深灰、灰黑色泥岩、炭质泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层； 长3235534775.86浅灰色细砂岩、粉砂质泥岩长33长33137722753.86灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细、粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层长332

10、41033720.86灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细、粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层长33344030690.86灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细、粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层长4+5（未穿）（）灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰色细砂岩、泥质粉砂岩呈等厚互层。3主要设备及工具配套要求ZJ20或5钻杆钻深能力达1200m以上钻机及配套装置。建议采用带滑轨钻机及配套设备。4. 井身结构 表层套管下入深度以满足进入基岩20m、与邻井表套错开10m的原则，基岩深度以实钻为准。具体井身结构见表3、图1。表3 井身结构设计表(以测深表示)开钻程序钻头尺寸×井深（mm×m）套管尺寸&#

11、215;井深（mm×m）说 明一开311.1×101244.5×100表套进入基岩20m,邻井表套错开10m二开215.9×605.19139.7×603.19视油气显示情况决定生产套管下深图1 井身结构5. 井身剖面设计5.1 轨道设计表4 轨道基本参数井号：WB2-34-4轨道类型：直-增-稳-降井深：605.19m井底垂深 m井底闭合距 m井底闭合方位 °造斜点 m最大井斜角 °458.00318.69133.40120.0054.69磁倾角 °磁场强度 T磁偏角 °收敛角 °方位修正角

12、°53.9352.89-3.65-1.14-2.51井口：X=3926143.53 Y=19321570.61靶点：X=3925950.59 Y=19321774.66垂深:430m闭合距:280.82m靶半径:5m表5 井身剖面设计井深m井斜角°方位角°垂深m水平位移m南北m东西m造斜率°/30m备注0.000.0000.000.000.000.000.00120.000.00133.40120.000.000.000.000.00造斜点325.1054.69133.40295.3490.68-62.3065.898.00558.1054.69133.

13、40430.00280.82-192.94204.050.00靶点575.2253.84133.40440.00294.72-202.49214.151.50长3底605.1952.34133.40458.00318.69-218.95231.561.50井底表6 轨道各点数据井深m井斜角°方位角°垂深m水平位移m南北m东西m造斜率°/30m备注0.000.00133.400.000.000.000.000.00120.000.00133.40120.000.000.000.000.00造斜点150.008.00133.40149.902.09-1.441.528

14、.00180.0016.00133.40179.228.32-5.726.058.00210.0024.00133.40207.3918.58-12.7613.508.00240.0032.00133.40233.8632.65-22.4323.728.00270.0040.00133.40258.1150.27-34.5436.528.00300.0048.00133.40279.6771.09-48.8451.658.00325.1054.69133.40295.3490.68-62.3065.898.00355.1054.69133.40312.68115.16-79.1283.680.

15、00385.1054.69133.40330.02139.65-95.94101.470.00415.1054.69133.40347.36164.13-112.76119.260.00445.1054.69133.40364.69188.61-129.59137.050.00475.1054.69133.40382.03213.09-146.41154.840.00505.1054.69133.40399.37237.58-163.23172.630.00535.1054.69133.40416.71262.06-180.05190.410.00558.1054.69133.40430.00

16、280.82-192.94204.050.00靶点575.2253.84133.40440.00294.72-202.49214.15-1.50长3底605.1952.34133.40458.00318.69-218.95231.56-1.50井底备注：（1）造斜点位置的选择，可根据本井实际情况作适当调整，但必须保证靶心深度、水平位移符合地质设计要求。（2）中靶后自然降斜至井底，该段不做考核。5.2 井眼轨道垂直剖面图和水平投影图(见图2和图3)图2 WB2-34-4垂直剖面图图3 WB2-34-4水平投影图5.3 防碰扫描WB2-34-4井与WB2-34-1井井口距离29.94m，最近距离2

17、9.94m。定向作业需精确控制井眼轨迹，防止发生碰撞事故。防碰扫描数据见表7。表7 与WB2-34-1井防碰扫描数据表序号井号数据来源井深(m)垂深(m)井号数据来源井深(m)垂深(m)最近距离(m)1WB2-34-4设计0.000.00WB2-34-1设计0.060.0629.942WB2-34-4设计10.0010.00WB2-34-1设计9.679.6729.943WB2-34-4设计20.0020.00WB2-34-1设计19.6919.6929.944WB2-34-4设计30.0030.00WB2-34-1设计29.7129.7129.945WB2-34-4设计40.0040.00W

18、B2-34-1设计39.6739.6729.946WB2-34-4设计50.0050.00WB2-34-1设计49.6949.6929.947WB2-34-4设计60.0060.00WB2-34-1设计59.7159.7129.948WB2-34-4设计70.0070.00WB2-34-1设计69.6769.6729.949WB2-34-4设计80.0080.00WB2-34-1设计79.6979.6929.9410WB2-34-4设计90.0090.00WB2-34-1设计89.7189.7129.9411WB2-34-4设计100.00100.00WB2-34-1设计99.6799.672

19、9.9412WB2-34-4设计110.00110.00WB2-34-1设计109.69109.6929.9413WB2-34-4设计设计120.00WB2-34-1设计119.71119.7129.945.4 防碰施工技术要求5.4.1井眼轨迹测量要求5.4.1.1 测斜仪器可采用电子单多点测斜仪、陀螺测斜仪或随钻测斜仪。5.4.1.2 测斜仪器的测量及检验、测斜仪器的精度按SY/T 5416的规定执行。5.4.1.3 钻具组合无磁钻铤长度、测斜仪在无磁钻铤中的位置按SY/T 5619的规定执行。5.4.1.4 造斜前的直井段或每次下套管前必须多点测斜，测量间距不大于30m。使用单点测斜仪控

20、制轨迹时，直井段测斜间距不大于100m，在防碰危险井段要加密测量。5.4.1.5 测读数据时，应查看磁倾角等磁参数是否处于正常状态，有磁干扰的井段应改用陀螺测斜仪重新测量。5.4.1.6 随钻测斜仪、单点测斜资料可作轨迹监测之用，宜在钻达防碰危险点之前测电子多点数据，并以电子多点数据判断相碰的可能性。5.4.2 现场防碰施工要求5.4.2.1 设备安装按SY/T5954的规定执行。5.4.2.2 防碰井段宜选用旋转钻进和牙轮钻头。5.4.2.3 每测一点都要防碰扫描、搜索出当前井与各邻井的最近空间距离，做好待钻井段设计，预测出井眼轨迹的发展趋势以及与邻井的最近空间距离，判断是否有相碰的危险。有

21、相碰危险时，及时采取措施。5.4.2.4 施工中密切注意测量的地磁参数出现异常、憋跳、钻时突然加快、放空、钻时突然变慢、振动筛有水泥或铁屑返出等异常现象。发现异常现象时，应立即停钻，及时分析原因并采取有效措施。6. 井身质量要求 井身质量要求见表8（深度为测深）。表8 井身质量要求井段(m)最大井斜(度)井眼曲率(度/30m)平均井径扩大率(%)101.001 15目的层井段 10-558.1054.698.00-605.19/7. 钻井液与完井液7.1 设计依据7.1.1 遵照本井地质设计、地层压力预测及相关资料；7.1.2 本井钻井工程设计、井身结构设计；7.1.3 参照邻井实钻资料。7.

22、2 钻井液类型的选择本井井身结构为四段制定向井，最大井斜为54.69°，本井钻井液的重点主要是提高润滑性、清洁井眼和预防井下复杂。根据本区块的地层特性：本井所钻遇地层易塌、易漏，泥岩段粘土含量及膨胀性粘土含量高，实测阳离子交换容量高，水化能力强，地层易发生水化膨胀，造成膨胀缩径。白垩系志丹群地层岩性变化大、水层发育，延安组煤层易剥落形成掉块，目的层具有接近正常地层压力和低渗、低孔的特点，所以本钻井液以稳定井壁和最大限度的减少对储集层的损害、保护油层为主，本设计选用低密度、低固相的钾铵基聚合物钻井液，主要通过K+和NH4+的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩吸水水化膨胀，稳定井壁，严格

23、控制钻井液在目的层段的滤失量。7.3 分段钻井液类型及配方7.3.1 一开井段选用普通聚合物钻井液体系清水+0.20.3%Na2CO3+67%钠土+0.10.2%K-PAM7.3.2 二开井段选用低固相钾基聚合物钻井液体系清水+24%钠土+0.20.3%Na2CO3+0.10.5%K-PAM+0.20.3%K-HPAN1NH4-HPAN1.52防塌剂1.52%润滑剂（根据井况进行配方的适时调整）7.4 分段钻井液性能及流变参数分段钻井液性能及流变参数见表9。表9 分段钻井液性能及流变参数 井段(m)性能及参数一开井段二开井段钻井液性能(g/cm3)<1.051.031.10T (s)40

24、602545B (ml)15（目的层8）K (mm)0.5(%)0.2Kf<0.1备注：表中漏斗粘度T（S）为范氏漏斗粘度测定值。7.5 钻井液分段维护和处理7.5.1 一开井段7.5.1.1复杂提示该井段钻遇地层为第四系黄土层和砂砾层，志丹群上部的砂质砾岩与泥岩互层，胶结性差，可钻性好，因其表层含有砾石层，且易漏，易垮塌，钻井液主要以携带岩屑、稳定井壁为主。7.5.1.2维护要点a.开钻前，应对井场水进行化验分析，CL-超过1000mg/L不适宜配坂土浆，应用淡水配坂土浆。若井场水Ca2+、Mg2+离子含量超标,应首先对配浆水进行软化处理；b.开钻前按配方配制坂土浆60m3， K-PA

25、M胶液40m3，性能调整到设计要求方可开钻；c.在钻进过程中，视地层造浆情况和粘度变化适当补充K-PAM胶液，保持钻井液具有较高的粘度(4060s)；d.钻进中若发生漏失则向循环浆中加入1%2%单向压力封闭剂顶漏钻进；e.一开完钻后大排量冲孔，提高泥浆泵排量至钻进正常排量的1.2倍左右循环泥浆2-3周，井底干净后起钻，确保表层套套的顺利下入。7.5.2 二开井段7.5.2.1复杂提示该井段志丹群地层岩性变化大，地层水层发育，钻进过程中要防涌水、防漏；直罗组防泥页岩掉块，延安组可能夹有多套煤层，在钻井过程中防止煤层坍塌。7.5.2.2 维护要点a本井在井深120米（直罗组）进行造斜钻进，造斜前一

26、次性补充1%润滑剂，控制粘附系数小于0.1；b.二开井段选用低固相钾基聚合物钻井液，防止清水长期浸泡地层引起井壁垮塌、埋钻等恶性事故的发生；c.二开前配制低固相钾基聚合物钻井液100m3，钻井过程中坚持补充K-PAM和K-HPAN胶液，防止由于处理剂加量不足造成井径扩大与失稳；d.二开白垩系下统志丹群易涌、易漏，若发生涌水，应及时调整钻井液比重进行压井；若发生渗漏可随钻加入1%-2%的单向压力封闭剂；若发生大的漏失，可配置高坂含、高粘度的钻井液加桥堵性堵漏材料进行静止堵漏，情况严重时必须进行承压实验后方可钻进；侏罗系直罗组泥页岩易掉块，可适当加大K-PAM的用量，若掉块严重，应添加适量封堵性材

27、料，并提高钻井液密度。e.延安组煤层易坍塌，进入该层位前钻井液体系转变为钾铵基钻井液体系，一次性加入1%的防塌剂和0.6%的铵盐(为防止铵盐起泡，钻井液PH值不宜过高)，严格控制失水在设计范围内，若有轻微掉块，应进一步加大处理剂加量降低失水并适当提高比重；f.本井目的层为长3，进入目的层前钻井液应具有较强的抑制性和良好的携砂能力，控制粘度在45秒，动塑比0.48Pa / mPa.s左右。使用聚合物处理剂和CMC严格控制失水8ml，将PH值控制在89之间。钻井过程中注意检测坂土含量，控制坂土含量在3040g/l之间，保证造壁性，若坂土含量低，可适当补充一些钠土浆。目的层若发生井漏，要使用可酸溶的

28、堵漏材料。视井内情况及时补充无荧光防塌剂，防止井壁坍塌掉块，若地层掉块严重，可利用稠浆塞清洗井眼，保证把掉块携带出井眼；g.钻至完钻井深开动所有固控设备，清除钻井液中无用固相，视井内情况加入12%润滑剂，确保测井、下套管等后续工程施工的顺利进行。7.6 储层保护7.6.1 采用三级固控设备，即振动筛+除砂除泥器。7.6.1 进入油气层前，严格控制钻井液滤失量，减少滤液侵入地层深度；7.6.2 在确保井下安全的前提下，尽可能使用低的钻井液密度，减轻压差对油气层的损害；7.6.3 钻井液中除保持维护其性能所必须的膨润土和加重材料外，应尽可能的降低其它无用固相的含量，防止因固相颗粒堵塞造成的油气层损

29、坏；7.6.4 钻井液中加入足量抑制剂，确保钻井液具有较强的抑制性，防止储层中的粘土吸水膨胀，减少水敏对油气层的损害；7.6.5 若目的层发生井漏，必须使用酸溶性的堵漏材料。7.7 钻井液材料计划钻井液材料计划见表10。表10 钻井液材料计划名 称一开井段(T)二开井段(T)总量(T)备 注钠坂土5813纯碱(Na2CO3)0.30.50.8氢氧化钾(KOH)0.5备用K-PAM0.533.5K-HPAN1.51.5NH4HPAN33LV-CMC22无荧光防塌剂22润滑剂22单向压力封闭剂3备用备注：1) 工区应储备堵漏材料（单向压力封闭剂、复合堵漏材料、隋性堵漏材料），加重材料（石灰石粉）以

30、备调用。 2）钻井液材料计划可根据现场实际情况进行调整。8. 推荐钻具组合8.1 表层推荐钻具组合311mm钻头630×630接头+203.2mm钻铤×1根+310mm扶正器+203.2mm钻铤×2根+177.8mm钻铤串+127mm钻杆 ×1根8.2 二开直井段、造斜段钻具组合215.9mm钻头172mm（1.50）单弯动力钻具+4A11×4A10回压凡尔接头158.8mm无磁钻铤×1根+MWD+158.8mm钻铤×8根+4A11×410接头+ 127mm加重钻杆×15根+127mm钻杆串+方钻杆。注:

31、用本钻具组合钻进时，应根据实际造斜率调整钻进参数和弯外壳动力钻具的度数。 8.3 二开稳斜段钻具组合215.9mm钻头172mm（1.50）单弯动力钻具+4A11×4A10回压凡尔接头158.8mm无磁钻铤×1根+MWD+158.8mm钻铤×5根+4A11×410接头+ 127mm加重钻杆×21根+127mm钻杆串+方钻杆。9. 推荐钻头选型、钻井参数及水力参数9.1推荐钻头选型、钻井参数推荐钻头选型、钻井参数见表11。9.2推荐水力参数设计推荐水力参数设计见表12。10. 套管设计10.1 套管强度设计见表13；10.2 设计抗拉强度不考虑浮

32、力系数；10.3 生产套管抗挤强度按2/3掏空设计；10.4 油层压力梯度当量密度按1.05g/cm3计算；完井液密度按1.10g/cm3计算；10.5 套管强度数据按API标准，国产套管不提供强度数据，在实际施工时应考虑这一因素。表11 推荐钻头选型、钻井参数设计表程序井深(m)井径(mm)钻 头钻井参数喷嘴当量直径（mm）钻头型号数量(只)IADC编码钻压（t）转速（rpm）排量（l/s）泵压（MPa）一开101.00311.1GA11418-2060-8050-603-5二开150.00215.914.81M1655FC 112-1680-110288-12605.19215.914.6

33、6M1655FC 或HJ517G118-1670-80268-13表12 推荐水力参数设计表井段（m）井径（mm）钻井液密度（g/cm3） 喷嘴 当量 直径(mm)泵排量(l/S)泵压(Mpa）钻头压降(MPa)钻头水功率(kW）比水功率（W/mm2）泵水功率(kW）喷射速度(m/s）冲击力（kN）环空返速（m/s）0-101.00311.11.01-1.05503-50.79-150.00215.91.03-1.0814.81288-1215.10-15.83422.84-443.3711.56-12.12518162.624.69-4.921.17-605.19215.91.03-1.10

34、14.66268-1313.56-14.48352.62-376.589.64-10.29452.4154.114.13-4.411.08表13 套管强度设计井段(m)套管尺寸(mm)段长(m)下深(m)钢级壁厚(mm)重量(kg/m)总重(t)抗拉(KN)抗挤(MPa)抗内压(MPa)扣型 抗拉系数 抗挤系数抗内压系数设计 实际设计 实际设计 实际0-101.00244.5100100J558.9453.575.36201513.924.3 长圆1.81.1251.250-605.19139.7603.19603.19J557.7225.315.26109933.936.7长圆1.87.35

35、1.1259.191.257.7811. 定向井钻井工艺对钻井施工的要求11.1 对定向井的测量要求直井段测斜以满足井身质量要求为目的，直井段要求井斜小于1º。要求每钻进3050m及时进行测斜；造斜点前要求起钻拉电子多点，根据直井段测斜情况进行轨迹修正；斜井段要求每钻进30米测量一次。完钻全井段用电子多点测量作为最终数据， 测量间距均不超过30米。11.2 对定向井轨迹质量要求井眼曲率原则上满足设计要求，考核要求连续三点井眼曲率不超过设计值2º/30m，中靶半径不大于5米。11.3 对测量数据计算方法的要求全井测量数据均按较正平均角法计算，并用插入法计算出中靶目标点的全部井

36、身轨迹数据。11.4 动力钻具造斜井段施工11.4.1 组合造斜钻具下钻时，在井口做好螺杆试运转，螺杆运转正常方可下井，该钻具组合下井时，如遇阻卡，以上下活动为主，严禁连续开动钻盘，遇阻应起钻换常规钻具通井，避免划出新眼。11.4.2 施工过程中严格按照设计要求施工。11.4.3 计算实际造斜率的大小，根据实际情况及时采取措施。12. 定向井钻井工艺对井队工作的要求需测多点井段，下钻时下入无磁钻铤加挡板。起钻前处理好泥浆，确保井下安全后通知定向井人员并帮助定向井人员放取仪器。按定向工程师现场规定的措施和参数施工。对所有钻具进行探伤。13. 定向井专用工具的准备和要求定向井专用工具的准备和要求见

37、表14。表14 定向井专用工具的准备和要求序号工具设备仪器名称规 格数 量备 注11. 5°单弯动力钻具172mm带测斜直接头2个2无磁钻铤158.8mm1根3挡板2个4有线随钻测斜仪1套5310mm扶正器1只6测斜绞车1台7159mm短钻铤1根14固井工艺技术14.1表层套管固井方案14.1.1固井方案及水泥浆性能要求表层套管固井采用常规一次性全封固的方案,如果在施工时未能返出地表,则必须环空回注,确保井口和套管鞋处的封固质量。水泥浆密度为1.85g/cm3；初凝时间60min（20×0.1MPa）；水泥浆必须做24小时抗压强度试验，抗压强度大于3.5Mpa。 14.2技

38、术套管固井方案技术套管固井为了防漏方案采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，本井设计尾浆返至油层顶界以上140m。尾浆（密度1.75g/cm3）封长355.12米，返深至250.07m；低密度水泥浆（密度1.35g/cm3）返至井口。14. 2.1水泥浆体系及性能要求 水泥浆体系原则上使用本工区应用成熟的GSJ水泥浆体系，水泥浆性能见表15。表15 水泥浆配方及常规性能体系类型密度g/cm3失水ml初始稠度BC稠化时间min过渡时间min抗压强度MPaGSJ低密度1.3515010.0120-15030-尾浆1.75161580-901019/12h14.2.2流体结构通过分析已完钻水

39、平井的井内流体结构与固井质量的关系，适当增加前置液的段长和密度，增加了流体的密度差，能够有效地提高顶替效率。因此采用DZJ和GSJ水泥浆体系时井内流体结构均为 ：尾浆×355.12m +低密度水泥浆×返至井口+前置液×350m14.2.3管串结构自下而上：浮鞋+一根套管（10m）+浮箍+套管+水泥头。套管139.7mmJ55(7.72)上扣扭矩最大4.19kN·m，最小3.51kN·m，最佳3.35kN·m。14.2.4扶正器加放位置及要求通过分析已完钻水平井扶正器加放位置及数量，扶正器加放越多，套管居中度越高，水泥浆的顶替效率越高，

40、固井质量越好。 因此利用Schlumberger CemCADE固井软件通过分析模拟，合理加放扶正器，套管居中度达到70%。扶正器加放位置见表16。表16 扶正器加放位置井段m类型规格加放方法备注0.00-造斜点刚扶8 1/2×5 1/21/5造斜点-尾浆段顶界弹扶8 1/2×5 1/21/5尾浆段刚扶+弹扶8 1/2×5 1/21/1交替加入14.2.5顶替流态国内外研究表明紊流顶替效率最高，其次是塞流而层流顶替效率最差。因此替浆采用紊流-塞流复合顶替的工艺技术，压塞结束后大泵开始顶替时必须采用紊流顶替，紊流接触时间要大于7分钟，当井口压力达到预测的最大施工压力

41、时采用塞流顶替。14.2.6固井有关计算（1）水泥量的计算表17水泥量计算低密度尾浆平均井径mm248.29 平均井径mm237.49平均环容l/m35.65 平均环容l/m30.51 封长m250.07 封长m355.12 水泥浆m38.91 水泥浆m310.83 密度g/cm31.35其它尾浆m30.40 造浆率m3/t1.03造浆率m3/t0.86合水泥t8.66 合水泥t12.60 附加量%15附加量%15附加后水泥量t10.0附加后水泥量t14.5 （2）施工时间计算表18 施工时间计算施工程序排量（m3/min）施工时间(min)注入量(m3)累计(m3)前置液1.0 11.6 1

42、1.6 11.6 注低密度1.0 8.9 8.9 20.5 配注尾浆1.6 7.0 11.2 31.7 开挡销0.0 2.0 -大泵替浆2.4 5.7 13.6 45.3 碰压0.5 6.0 3.0 48.3 合计41.2 48.3 （3）固井施工压力模拟计算表19 固井压力计算P环空最大摩阻(MPa)0.241 P环空最大动压(MPa)7.15 环空最大动压当量密度1.592 P管内最大摩阻(MPa)1.246 P尾浆失重最大压降(MPa)2.127 环空最小静压当量密度1.065 P环空液柱压力(MPa)6.91 P初始过平衡压力(MPa)2.195 P液柱压差(MPa)1.992 P管内

43、液柱压力（MPa)4.92 P尾浆失重静压力(MPa)4.79 井口压力(MPa)3.48 P总摩阻(MPa)1.487 FGFP油窜因子0.969 由表19可以看出，环空最大动液柱压力梯度当量密度小于地层破裂压力梯度当量密度（1.6g/cm3），尾浆失重时环空最小静液柱压力梯度当量密度大于地层孔隙压力梯度当量密度（1.05 g/cm3），尾浆失重时油窜因子小于1，工艺技术理论上不会发生油窜、不会发生井漏。14.2.7固井工艺技术的配套措施(1)高分子前置液组成：高分子聚合物、降失水剂、缩水剂等组成。功能及特点：具有隔离、缓冲、冲洗、稀释等功能，并且它与钻井液、水泥浆具有良好的相容性；具有良好

44、流变性和低的紊流临界排量，易于实现紊流顶替。（2）钻井液性能要求通过已完钻定向井钻井液性能与于固井质量的分析对比，钻井液密度<1.10g/cm3，粘度<40s，初/终切<0.5时，固井质量基本上能达到在合格，因此以后定向井固井时钻井液指标要达到以上指标。（3）下套管前，根据电测井径情况对小井眼段和遇阻段要反复认真通井、划眼和循环洗井，做到起下钻顺畅无阻卡，为顺利下套管创造良好的井眼条件；14.2.8工艺技术要求（1）压力参数选取孔隙压力梯度当量密度1.05g/cm3，地层破裂压力梯度当量密度1.6 g/cm3。现场施工时尾浆失重时环空的液柱压力必须大于地层孔隙压力，但是环空最

45、大动压必须小于破漏压力的95%。（2）下套管作业及固井前钻井液循环要求套管及浮鞋、浮箍上扣前丝扣必须涂抹高温密封脂；按照设计正确安放套管附件； 套管上扣扭矩符合API标准，套管每二十根一灌浆，保证套管内灌满泥浆；下放速度控制在30-40s/根；下完套管后检查下入根数、定位短节及附件深度无误后，以实际井眼条件计算的紊流临界排量循环约2-3周，振动筛干净无岩屑时方可进行固井施工。固井队的技术人员在钻井队下套管时必须到现场进行技术指导。 （3）井眼准备a、按设计要求调整泥浆性能，用于驱替水泥浆的泥浆必须有一定的悬浮力，不能有沉砂现象。b、固井前做承压试验，打压5MPa，稳压十分钟，如果发生漏失，井队

46、必须堵漏，保证井眼不漏不垮不塌；固井前压稳地层。c、下完套管固井前，以紊流临界排量循环2周。d、下列不规则井段应下钻重点划眼。电测井径小于钻头直径井段；起下钻遇阻、遇卡井段；井斜变化率或全角变化率超过规定井段；存在积砂和砂桥井段；（4）固井施工及水泥浆候凝要求注意各个工序的连接，保证施工连续性；施工过程中替浆时派专人观察井口钻井液返出情况，发现异常立即报告施工指挥分析其原因及时采取应急措施；碰压后，稳压23min后泄压；如回压阀密封好，则敞压候凝，否则管内控制压力候凝，其值为管内外静液柱压差附加2-3MPa。（5）固井施工程序及控制指标a、泥浆循环充分后，装井口，接管线试压15MPa，要求不刺

47、、不漏；b、注隔离液(用量占环空高度350m)；c、注低密度水泥浆，密度控制在1.35±0.02g/cm3；注尾浆，密度控制在1.75±0.02g/cm3；为了保证水泥浆密度均匀，稳定，建议采用二次混浆系统。d、井口开挡销、倒闸门，低排量注压塞液顶通循环正常后，用2.4m3/min紊流排量(低密度)顶替，当井口压力达到预测值时采用塞流顶替。密切注意泵压和井口返浆情况，发现异常立即采取应急措施。候凝48小时后检查固井质量。15. 井口装置及井控技术要点15.1 井口装置转换法兰+13 5/8×14Mpa（或以上）钻井四通+13 5/8×14Mpa（或以上）

48、单闸板防喷器+防溢管，方钻杆下旋塞，表层套管与生产套管之间采用环形钢板连接。井口装置见图4，节流管汇见图5，压井管汇见图6。 图4 井口装置图15.2 井口装置、阻流系统、放喷系统、控制系统等井控设备安装、试压、调试应全面符合石油与天然气钻井井控技术规定要求。对所有的防喷器、节流、压井管汇及阀件均要逐一清水试1.4-2.1MPa低压和额定工作压力，节流阀不做密封试验。现场安装的井控装备压力级别高于设计时，按井控设计要求试压。试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，闸板防喷器、防喷管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压。拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进

49、行试压。放喷管线试压不低于10MPa。上述压力试验除防喷器控制系统采用规定压力油试压（用14MPa的油压作一次可靠性试压）外，其余井控装备试压介质均为清水。稳压时间均不少于10分钟，密封部位无渗漏、允许压降不大于0.7 MPa为合格。二开前应试压，调试完毕。立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控。图5 节流管汇图 图6 压井管汇图15.3 进行现场随钻地层压力预测与检测，结合钻井中出现的实际情况，综合判断地层压力，调整钻井液性能，搞好近平衡压力钻井，保护油气层。15.4 二开后钻遇第一个砂岩层进行地层破漏试验，作为井控的基础数据。15.5 井控检查、演习应达到石油与天然气钻井井控技术规定中的

50、有关规定。15.6 未取得井控证者不得进行井控操作。15.7 现场必须储备一定数量的加重材料。15.8 二开做地层破漏试验。15.9 井喷失控后的应急预案及措施15.9.1启动、级井控应急程序，按2011年局、分公司下发井控管理规定与实施细则第十章规定的程序组织抢险作业。15.9.2井控失控后的现场处置原则（1）立即停机、停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。（2）观察事态发展，组织钻井现场人员疏散。必要时立即通知地方政府和附近居民，协助地方政府组织居民疏散至安全地区。（3）监测井口周围及附近天然气、H2S、CO2的含量，划分安全范围。如喷出物含有H2S、CO2气体，根据监测情况现场抢险人员佩戴正压式空气呼吸器。（4）迅速做好储水、供水工作。尽快由钻井四通向井口连续注水，保护井口防止着火。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。（5）清除井口周围和抢险通道上的障碍物，已着火的井要带火清障。（6）根据抢险领导小组要求成立现场抢险队，按命令组织抢险作业。（7）抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演