靖H钻井工程研发设计

1、中国石油气水平井2013065二级风险井构造：伊陕斜坡井别：开发井井型：丛式水平井靖55-27H2钻井工程设计中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司目 录1. 设计依据 矚慫润厲钐瘗睞枥庑赖。1.1钻井工程设计依据 3聞創沟燴鐺險爱氇谴净。1.2钻井工程设计的基本数据： 3残骛楼諍锩瀨濟溆塹籟。1.3地理概况 3酽锕极額閉镇桧猪訣锥。1.4水平井靶点数据： 4彈贸摄尔霁毙攬砖卤庑。1.5地质分层与压力预告 4謀荞抟箧飆鐸怼类蒋薔。1.6 本井设计井控风险级别： 6厦礴恳蹒骈時盡继價骚。1.7地质技术要求 茕桢广鳓鯡选块网羈泪。2. 技术指标及质量要求 鹅亚尽損鹌惨歷茏鴛賴。2.1井身质量及技

2、术要求 7籟丛妈羥为贍债蛏练淨。2.2 固井质量要求 7預頌圣鉉儐歲龈讶骅籴。2.3钻井工艺技术要求 7渗釤呛俨匀谔鱉调硯錦。2.4防腐要求 7铙誅卧泻噦圣骋贶頂廡。3. 工程设计 擁締凤袜备訊顎轮烂蔷。3.1井身结构设计 8贓熱俣阃歲匱阊邺镓騷。3.2钻机选型及钻井主要设备 9坛搏乡囂忏蒌鍥铃氈淚。3.3 钻具组合 11蜡變黲癟報伥铉锚鈰赘。3.4 钻井液设计 12買鯛鴯譖昙膚遙闫撷凄。3.5钻头及钻井参数设计 15綾镝鯛駕櫬鹕踪韦辚糴。3.6 油气井压力控制 16驅踬髏彦浃绥譎饴憂锦。3.7油气层保护设计 21猫虿驢绘燈鮒诛髅貺庑。3.8固井设计 23锹籁饗迳琐筆襖鸥娅薔。3.9各次开钻或

3、分井段施工重点要求 28構氽頑黉碩饨荠龈话骛。3.10.地层漏失试验 31輒峄陽檉簖疖網儂號泶。3.11 完井设计 31尧侧閏繭絳闕绚勵蜆贅。3.12 钻井进度计划 32识饒鎂錕缢灩筧嚌俨淒。4. 健康、安全与环境管理 3凍鈹鋨劳臘错痫婦胫籴。4.1基本要求 34恥諤銪灭萦欢煬鞏鹜錦。4.2健康、安全与环境管理体系要求 34鯊腎鑰诎漣鉀沩懼統庫。4.3岗位配置要求 35硕癘鄴颃诌攆檸攜驤蔹。4.4健康管理要求 35阌擻輳嬪諫迁择植秘騖。4.5安全管理要求 37氬嚕躑竄贸恳彈濾颔澩。4.6环境管理要求 40釷鹆資贏車贖孙滅獅赘。5. 完井提交资料 41§譜鮫迳導嘯畫長凉。5.1 完井提

4、交资料 41谚辞調担鈧谄动禪泻類。6. 附则 嘰觐詿缧铴嗫偽純铪锩。6.1特殊施工作业要求 41熒绐譏钲鏌觶鷹緇機库。7. 附件 鶼渍螻偉阅劍鲰腎邏蘞。7.1井身剖面设计参数 42纣忧蔣氳頑莶驅藥悯骛。7.2井身剖面设计结果 42颖刍莖峽饽亿顿裊赔泷。1.设计依据1.1钻井工程设计依据2013年长庆油田钻采工程方案、靖55-27H2水平井钻井地质设计、长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则及相关的行业标准、法律法规等。濫驂膽閉驟羥闈詔寢賻。1.2钻井工程设计的基本数据：构造名称伊陕斜坡地理位置内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏力德镇塔来乌素村井口坐标纵(X) : 4245412.00m地面海拔1210.5

5、m横(Y) : 19319385.00m补心距6.0m钻井目的通过水平井开发，提高其单井产量和经济效益。井别开发井井型水平井目的层位盒8下完钻井深4812 m靶前距500m水平段长度1500m设计方位185°磁偏角-2.57 °元井方式4 ?套管不固井完井注：1)井口坐标、地面海拔根据现场实测情况作修正。2)该井为丛式水平井，钻机就位后，应复测地面海拔及井口坐标，并根据大门方向，确定合理的施工 顺序，根据拖距，计算实际井口坐标，修正好剖面后方可施工。銚銻縵哜鳗鸿锓謎諏涼。1.3地理概况靖55-27H2井位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏力德镇塔来乌素村， 靖55-27H2设计井

6、口横坐标Y(m) 19319385.00m，纵坐标X(m) 4245412.00m ;设计地面海拔为1210.5m,补 心高6.0m (参考值)，构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。 挤貼綬电麥结鈺贖哓类。靖55-27H2井位于苏里格气田苏东南区，去往井场的交通十分便利，通讯较畅通。靖55-27H2井位于陕179井区，盒8下段有利含气范围内，有效砂体呈近南北向展布，东西向延伸存在一定的范围。赔荊紳谘侖驟辽輩袜錈。1.4水平井靶点数据:坐标横坐标丫（ m纵坐标X（ m）海拔（m备注井口坐标（A）1931938542454121216.50补心海拔入靶位置（B）193193414244914-1815

7、.6水平段300mft（ C）193193154244615-1819.4水平段600mft（ D）193192894244316-1823.2水平段900m处（E）193192634244017-1827.0水平段1200m处（F）193192374243718-1830.8水平段1500m处（G193192114243420-1834.61.5地质分层与压力预告地质分层数据（预测垂深）：靖55-27H2地层设计数据表地层时代设计地层（m风险提示界系统组底界深度底界海拔地层厚度新 生 界第四系59.11157.453.1未固结松散黄土、沙土 防坍塌中 生 界白垩系志丹统洛河组309.1907

8、.4250.0防斜、卡、区域水层侏罗系中 统安定组389.1827.480.0防卡、底部为区域水层直罗组636.5580.0247.4防卡、底部为区域水层下统延安组870.4346.1233.9防卡、防地层出水一叠系上统延长组1861.5-645.0991.1防地层出水中统纸坊组2150.7-934.2289.2泥岩段防坍塌下统和尚沟组2245.2-1028.794.5防坍塌、防漏刘家沟组2509.7-1293.2264.5底部防漏古 生 界二叠系上统石千峰组2768.9-1552.4259.2中上部井段防坍塌中统石盒子组3046.5-1830.0277.6防坍塌下统山西组3154.0-193

9、7.5111.5防坍塌油藏特性及压力、有毒有害气体预告:陕179区块盒8气藏气层原始地层压力一般介于 2529MPa预测井点目的层原始地 层压力约28MPa但不排除局部异常高压的可能；区块内 HS含量一般为073.74mg/m3, 但也不排除在该井区出现 HS且异常偏高的可能。钻井过程中，加强安全，注意防止井喷 与中毒事件发生。 塤礙籟馐决穩賽釙冊庫。靖55-27H2、H2水平井所在的陕179区块地层三压力剖面可参考召 36井地层三压力 剖面。召36井地层三压力剖面深度(m).)munu1/a KM(® 梯力压召36井地层三压力剖面图若钻遇漏失层要进行承压堵漏和试压，否则不能继续钻进

10、；钻井队配备不少于3台便携式“四合一”(可检测硫化氢、一氧化碳、可燃气体和氧气)检测仪，并定期进行校 验。裊樣祕廬廂颤谚鍘芈蔺。在施工过程中特别注意加强对HS、CO等有毒有害气体的录井检测及防范，落实各项 井控措施，按要求检测HS CO气体，若F2S含量大于75mg/g3(10ppm),应严格执行 SY/T50872005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法，做好相应的安全应急措施，防止 意外事故发生。现场人员严格按照公司井控有关规定和钻井安全操作规范果断处理，并书面通知钻井队长及甲方监督，确保人身安全。仓嫗盤紲嘱珑詁鍬齊驚。1.6本井设计井控风险级别：二级风险井1.7地质技术要求斜井段资料录取要求

11、钻时、气测、岩屑录井从石千峰组底界以上20m开始至井底，要求钻时、气测每0.5m 一个点，岩屑录井每 1m个点；绽萬璉轆娛閬蛏鬮绾瀧。泥浆性能要求：采用低固相、低失水，防坍塌，防污染的优质泥浆。在钻开气层过程中，加强气层保护；骁顾燁鶚巯瀆蕪領鲡赙。石千峰底界20米以上开始测随钻自然伽玛。测井：采用5700测井系列 标准测井（1： 500）双侧向、自然伽玛、自然电位、数字声波、井径、井斜。 综合测井（1： 200）双侧向、数字声波、自然伽马、自然电位、井径。 固井质量检查测井声幅（CBL、变密度（VDL、自然伽马、磁定位。水平段资料录取要求从入靶点开始要求钻时、气测每 0.5m 个点，岩屑录井每

12、1m个点；钻井液性能要求：采用低伤害、低固相、低失水，防坍塌的优质泥浆。在钻开气层过程中，加强气层保护；瑣钋濺暧惲锟缟馭篩凉。水平段测随钻伽玛。2.技术指标及质量要求2.1井身质量及技术要求井段（m）全角变化率（o /30m）井斜角（0）表层< 2-1000< 2.1< 2-2000< 2.7< 3-造斜点< 2.0< 22.2固井质量要求表层套管应封固上部易垮塌层、水层及漏层。表层固井水泥浆返至地面，管内留 10-20m水泥塞，固完表层井口必须回填，校正固定好井口。鎦诗涇艳损楼紲鯗餳類。技术套管固井：双级固井，全井段封固，水泥返至井口。正确安放套管扶

13、正器，确保套管居中。固井质量一次合格。2.3钻井工艺技术要求靖55-27H2井直井段预计钻至上石盒子组合适深度（以实际钻井工程设计为准）直 接开窗造斜，入靶后对斜井段进行电测，根据电测解释校正水平段轨迹。栉缏歐锄棗鈕种鵑瑶锬。造斜段及水平段在钻至盒8段地层时，加强地层对比，卡准气层顶界，水平段钻井 过程中加强随钻测量及分析，及时调整轨迹。辔烨棟剛殓攬瑤丽阄应。水平段靶点纵向漂移误差控制在土 1.0m,入靶点及水平段平面上摆动幅度控制在± 20m以内。钻井过程中应加强气层保护，要取全取准各项资料。随时参考附近新井的资料，以指导该井的钻探。2.4防腐要求按照2013年长庆油田钻采方案要求

14、，执行项目组防腐设计。3.工程设计3.1井身结构设计井身结构设计示意图346.0mm钻头 x 500m273.0mm表套x 500m241.3mm钻头 x 2550m 造斜点：2550m2FZ2215.9mm钻头 x 3312m177.8mm技套x 3310m152.4mm钻头x 4812m114.3mm套管x (2820-4807)m峴扬爛滾澗辐滠兴渙藺。井身结构设计数据:钻井井段井眼尺 寸套管水泥返高井径(mm井深(m)垂深(m)井斜角(° )管径(mm)下深(m)一开346.00-500500.000.00273.0500地面二开241.3500-25502550.000.00

15、-215.92550-33123032.1089.27177.83310水泥返至井口三开152.43312-48123051.1089.27114.32820-4807-注：表层套管应封固上部易垮塌层、水层及漏层，进入稳定地层30m以上。且表层套管下深不小于 500m。3.2钻机选型及钻井主要设备推荐使用ZJ50以上钻机,具体设备参数如下表所示序号名称型号数量备注钻机ZJ501二二二井架JJ315/45-K1底座咼6m-三提升系统绞车JC-50DB1天车TC1-3151游动滑车YC-3151大钩DG-3151水龙头SL-450-51顶驱四转盘ZP-2051五循环系统配置钻井泵F-16002钻井

16、液罐6不含储备罐六钻机动力柴油机PZ12V190B3七发电机8V1902八钻机控制系统自动压风机2V-6.5-121电动压风机2V-6.5-121刹车系统PSZ75液压盘刹车系统1辅助刹车SDF50L电磁刹车1九固控系统震动筛CQ-23除砂器ZQJ250 X 21除泥器ZQJ100 X 101可调离心机1除气器ZCQ1/41加重加重漏斗1十设备电动加重泵1旋转射流漏斗1十一井控系统环形防喷器FH28-351双闸板防喷器2FZ28-351四通FS28-351控制装置FKQ3204B1节流管汇JG-351压井管汇YG-351内防喷工具方钻杆、上下旋塞、回压阀尔、防喷单根2十二仪器仪表钻井参数仪表1

17、测斜仪器1十三液压大钳1注：上述设备为推荐设备，施工单位可根据情况进行调整，并取得甲方同意。3.3钻具组合开钻次序井段m钻具组合开0-500 346.0mmBit+ 203.2mm螺杆 + 203.2mmNMDC1 根+ 203.2mmD区 2 根 +631X 410 SUB + 177.8mmDC3 根 +411X 4A10 SUB + 165.1mmDCX 12 根 +4A11X 410 SUB + 127mm HWDP30 根+ 127mmDP开500-2550 241.3mmBit+ 197mm螺 杆+ 631 X 410SUB+MWD-SU +77.8mmNMDX 1 根+ 238.

18、0mm扶正器 + 177.8mmDX3 根 +411X 4A10 SUB + 165.1mmDX 12 根 +4A11X 410SUB 127mmHWD30 根+ 127mmDP2550-3312 215.9mmBit+ 172.0mm单弯螺杆 + 431 X 4A10SUB +MWD-SU+172mmNMXC 根 + 165.1mmDC 5 根+ 127mmHWDP5 根+ 127mmDI（定向段） 215.9mmBit+ 172mm单弯螺杆 + 431 X 4A10SUB +（208-210） mm 扶正器 +MWD-SU172mmNMDC 根 + 4 A 11 X 410SUB + 12

19、7mm HWD X 45根+127mmDP微增段） 215.9mmBit+ 172mrri单弯螺杆 + 431 X 4A10SUB +MWD-SUB+172mmNMXC 根 + 4 A 11 X 410SUB +回压阀 + 127mm HWDP45 根+127mmDP入窗段）开3312-4812 152.4mmBit+ 127mm单弯螺杆 + 331 X 310SUB 120mn回 压阀 + 148mn扶正器 + MWD-SUB 120mmNMXC 根+311X HLST39（母）SUB+ 101.6mmHWDp15 根+ 101.6mmDp （45-150）根+ 101.6mmHWDp 45

20、 根+ 101.6 mmDp注：1）、表中所列钻杆均为 18°斜台肩钻杆和斜台阶加重钻杆、127mm钻杆的通径75mm101.6mm钻杆的通径58mm。詩叁撻訥烬忧毀厉鋨骜。2）、钻具组合仅供参考，可根据现场实际情况进行调整。3.4钻井液设计3.4.1 一开钻井液设计钻井液体系：低固相环保钻井液体系钻井液性能性能指标P1.02 -31.10g/cmFV30“60 secAPI FL不控V30 ml/30mi nPH78YP1.05.0PaPV8 10 mPa.s此井段主要做好黄土层、流砂层防漏防塌工作二开钻井液设计二开直井段（定向之前）钻井液体系：强抑制无固相聚合物体系。主要组成有高

21、分子聚合物、防塌剂、降滤失剂、提粘剂。以防塌、防漏、安全快速钻进为目的。则鯤愜韋瘓賈晖园栋泷。钻井液性能性能指标p1.00 3丿 1.05g/cmFV30 -45 secAPI FL不控V30 ml/30mi nPH78YP13PaPV5 20 mPa.s该井段钻进地层为直罗组（防塌、防卡）、延安组（防卡、防地层出水）、延长组（防 地层出水、防缩径）、纸坊组（泥岩段防塌）、和尚沟组（防塌、防漏）、刘家沟组（防漏）， 至石千峰中上部。该井段适当控制失水，加强抑制性，增强井壁稳定。胀鏝彈奥秘孫戶孪钇賻。钻井液配制与维护： 二开前在地面循环系统用300-400清水，按配方加入各种聚合物处理剂，并在地

22、面循 环系统循环、水化，使性能达到要求后方可开钻钻进。鳃躋峽祷紉诵帮废掃減。 采用地面大土池循环，快速沉淀钻屑，有效控制密度、含砂量，保持最低密度。工程上必须坚持好无固相钻井液钻井的强化措施，以保证井下安全。稟虛嬪赈维哜妝扩踴粜。 进入直罗组以及延长组下部泥岩层钻进，加大高分子聚合物处理剂和抑制防塌剂的用量，进一步稳定井壁，克服阻卡，提高钻速。陽簍埡鮭罷規呜旧岿錟。 纸坊组易坍塌发生井径扩大，且造浆性强，维持钻井液体系有足够的抑制和絮凝能力 同时，刘家沟组易发生井漏，钻遇该层以防漏为主，适当提高钻井液粘度，要保持足够的 钻井液量，进刘家沟组前做好防漏工作，以防止刘家沟组发生井漏。一旦发生漏失，

23、可采 用常规堵漏方法堵漏或打水泥堵漏。 沩氣嘮戇苌鑿鑿槠谔應。 起钻前使用“清扫液”清扫井眼，以保证起下钻无阻。造斜至斜井段完钻（造斜至入窗井段）技术难点：双石层预防PDCB头泥包，及斜井段双石层泥岩坍塌。钻井液体系采用聚合物防塌（可加盐）钻井液体系：聚合物防塌（可加盐）钻井液体系性能性能指标P1.04 1.30 g/cm3FV40 90 SecAPI FL< 6 mlPH89YP6 20 PaPV14 30 mPa.sYP/pv0.4 0.9静切力2 6/5 12 PaSC< 0.3%Kf< 0.06（滑块式摩阻仪）注：不同区块密度选择，可根据刘家沟承压能力及井下情况进行适

24、当调整 “双石层”防塌措施提高密度，提高抑制性。在井斜 45度后将密度提高到3,若井下掉块较 多，可逐渐提高到3，粘度保持在60-90S。钡嵐縣緱虜荣产涛團蔺。 预防PDCB头泥包斜井段开始定向前，彻底转化钻井液体系，调整性能稳定。在PD占头钻进期间，保持钻井液性能相对稳定，调整性能尽量以胶液形式补充。懨俠劑鈍触乐鹇烬觶騮。确保体系中有足够的抑制剂的含量，控制失水小于4ml。保持适当高的泵排量，环空返速度达到1.00m/S以上，有利于对钻头的冲刷。謾饱兗争詣繚鮐癞别濾。 斜井段的防卡润滑措施通过调整钻井液中的组分形成薄、致密、光滑的泥饼，同时加入原油或润滑剂来实现低摩阻和扭矩。 强化四级固控的

25、使用，严格控制有害固相，含砂量小于 0.3%,在固控设 备不能满足的情况下，采用清罐或替换部分钻井液来降低有害固相。钻井队应保证振动筛 运转正常。呙铉們欤谦鸪饺竞荡赚。三开水平段钻井液设计技术要点：润滑减阻、泥岩防塌低伤害防塌（可加盐）钻井液体系性能指标P1.04-1.30 g/cm3FV40-90 SAPI FL< 5 mlPH8-9YP5-20PaPV10-20 mPa.s静切力2-3/3-8 Pa含砂w 0.3%Kfv 0.06水平段钻井液性能维护: 润滑防卡性能维护加入润滑剂应综合考虑井眼轨迹情况、泥饼摩阻系数、接单根摩阻和钻进过程中的 扭矩等。随着水平段井深的增加，钻具与井壁的

26、接触面积也会逐渐增加，摩阻，扭矩就会 有所上升。控制钻井液泥饼摩阻系数 <0.06，润滑剂的使用以原油或液体润滑剂为主。莹谐龌蕲賞组靄绉嚴减。 体系维护随着水平段进尺的增加，携砂相对困难。应及时调整钻井液的流变参数，控制动塑比， 加强钻具活动，保证井眼清洁,减小岩屑床的形成。麸肃鹏镟轿騍镣缚縟糶。 泥岩段防塌性能钻遇泥岩地层后，提高钻井液密度到3,提高体系的抑制性，控制失水, 并适当提高钻井液粘、切性能。納畴鳗吶鄖禎銣腻鰲锬。 工程措施水平段钻进过程中，必要时可采取短程起下钻避免井下复杂。滑动钻进井段应进行 划眼作业，滑动钻进如长时间没有进尺，应上提活动钻具，防止粘卡。風撵鲔貓铁频钙蓟纠

27、庙。 斜井段、水平段携砂措施保证足够大的排量，力争环空返速度达到1.0m/s以上。应提高泥浆的携砂能力，减小岩屑床的形成的机率。确保钻井液具有良好的流动性。 电测、下套管前的准备工作电测前钻井液处理：短起下钻或通井，循环钻井液2-3周，井底循环干净，在电测井段（斜井段或水平段）打入润滑性好的封闭浆。灭暧骇諗鋅猎輛觏馊藹。下套管前钻井液处理：下套管前必须通井，并且打入润滑好的泥浆封住斜井段或水平 段。水平段长度超过1000米，在润滑浆中可同时加入液体润滑剂和固体润滑剂（石墨粉），根据情况加入塑料小球保证套管下入顺利。铹鸝饷飾镡閌赀诨癱骝。3.5钻头及钻井参数设计钻头型号序号尺寸类型选用钻头型号厂

28、家数量备注1 346.0牙轮钻头SKH517G江钻1表层2 241.3PDC占头TDM1925SEU亿斯达2直井段牙轮钻头HJ517GL江钻13 215.9牙轮钻头MD537HX江钻4斜井段PDC占头EDM1616EL亿斯达1PDC占头P5365MJ胜利34 152.4牙轮钻头（钻塞）HA617江钻1水平段牙轮钻头XR50Y史密斯2PDC占头EDM1616亿斯达5备注：钻头设计仅供参考，可根据现场施工情况进行调整。钻井参数设计开钻 次序井段地层钻头尺寸喷嘴组合mm钻压KN转速rpm排量I/S泵压MPa一开0-500第四系-直罗组 346.014+12+1420-18060-8050-608-1

29、0二开5002550直罗组- 石千峰组 241.33 X 12+2x 13120-18060-9032-3412-1825503312石千峰组石盒子组 215.922+23+24100-1600 （滑动）28-3218-2080-14040（复合）二开33124812石盒子组 152.412+2X 1480-1200 （滑动）14-1818-2360-8030（复合）备注：钻井参数设计仅供参考，可根据现场施工情况进行调整。3.6油气井压力控制技术要求认真贯彻执行长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则 （长油字2008385 号）；钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 （SY/T 5964-200

30、6 ）。攙閿频嵘陣澇諗谴隴泸。做好井控工作，要求： 开钻前，施工单位应调查该井 500m范围内的永久设施、民宅、公路、人口密集及高危 场所等，做好各项应急预案。趕輾雏纨颗锊讨跃满賺。 二开前，井口安装防喷器；钻柱内防喷工具为钻具回压凡尔和方钻杆上、下旋塞；配双翼节流管汇和压井管汇，防喷管线。夹覡闾辁駁档驀迁锬減。 立足一次井控，有专用灌浆管线，每起 3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻挺、重点井起钻时必需连续灌钻井液。根据长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则（长油字2008385号）要求，储备足够的加重材料；相关设备、仪器运转正常，并具有防爆功能。视絀镘鸸鲚鐘脑钧欖栃。进入目的层后，相邻井不得进

31、行压裂作业，确保井控安全。定期进行井控培训、安全教育，做到持证上岗，按要求进行井控及各种应急预案的演习362井口装置图362.1开井口装置示意图362.2 二、三开井口装置示意图以及7（备注：防喷器闸板安装5 （二开钻进）和4 （三开钻进、三开下套管）钻杆闸板芯子; 开下套管固井作业）套管闸板芯子。偽澀锟攢鴛擋緬铹鈞錠。363节流管汇及压井管汇示意图液动节流阀J8常开ji半开回收管线到钻井液罐Y3常关1 #常关Y2.> " 常开Y1止回阀常关J4半开J5常开J2a常开J2b常开J6b常关2#常开J6a常开J9常关排放管线4#常关J3a常开J3b常关J7常开J10常关液（手）动

32、平板阀回收管线到钻井液罐液（手）动 节流阀1 11I1 111L-J43#常开緦徑铫膾龋轿级镗挢廟。中国石油靖55-27H2井钻井工程设计364井口装置试压要求：全套井控装置应在井控车间用清水按规定试压合格后方能送往井场； 井控装置在拆开 检修或重新更换零部件后、以及进行特殊作业前都应参照有关要求进行试压检查； 在井上 安装好后对所有防喷器、节流、压井管汇及阀件按相关要求进行逐一试压。 騅憑钶銘侥张礫阵轸项目井控装置试压要求介质压力Mpa时间min允许压降MPa名称型号二开现场试压要求包括273.0mm表套的全套试压清水17> 100.7三开现场试压要求包括177.8mm技套的全套试压清

33、水24.5> 100.7做1.4一 2.1MPa的低压试验，关井最大套压在试漏试验完成丿后确定，并在节流阀上挂牌标注谒。365.节流压井管汇及放喷管线安装标准(1) 放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的的影响。天然气 井应装两条放喷管线，接出井口 75m以外，放喷口前方50m以内不得有各种设施。疠骐錾农 剎貯狱颢幗騮。(2) 放喷管线用 127mn钻杆，其通径78mm放喷管线不允许现场焊接。(3) 放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯的时候，要采用角度120o的专用铸 钢弯头或使用专用的90o铸钢专用两通。镞锊过润启婭澗骆讕濾。(4) 节流、压井管汇、控制闸门、

34、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。(5) 天然气井配备专用点火装置或器具。3.7油气层保护设计严格执行钻井液设计，如发现地层有异常高压，应依据实际地层孔隙压力附加0.070.15g/cm3确定钻井液密度。榿贰轲誊壟该槛鲻垲赛。管好用好固控设备，打开气层时的固相含量和钻井液密度不超过钻井液设计要求。尽可能使用酸溶性加重材料和不影响岩屑录井质量的处理剂。抓好组织工作，完钻电测后，及时下套管，尽量减少钻井液对气层的浸泡时间。积极推广应用全酸溶暂堵型钻完井液新技术，保护好油气层3.8固井设计套管设计381.1套管柱强度校核程序井段（m规范每米重N/m段重KN累重KN安全系数抗内压 强度Mpa直径壁厚内

35、径螺纹长度钢级抗拉抗挤抗内压(mm)(mm)(mm)类型(m)表层套管5002738.89255.3STC500J55591.1295.55295.556.332.123.5321.6技术 套管600177.89.19159.4LTC600P110379.4227.641255.812.455.852.3465.62600177.89.19159.4LTC2000N80379.4758.801028.172.251.171.7849.93310177.89.19159.4LTC710P110379.4269.37269.3711.451.162.3465.6生产 套管2820 - 480711

36、4.36.35101.6LTC1987N80169.3336.40336.402.951.171.914353.6注：套管设计采用等安全系数法，抗挤按全掏空计算，抗内压按最大内压力计算，抗拉不考虑浮力； 安全系数标准：抗拉：1.8 ；抗挤：1.125 ；抗内压：1.1 ； 钻井液密度：表层按 1.05g/cm ； 技术套管按1.25g/cm ;生产套管按 1.25g/cm ；邁茑赚陉宾呗擷鹪讼 凑。 技术套管抗挤按最大垂深3032.10m校核强度；生产套管抗挤按最大垂深3051.10m校核强度； :：177.8 mm钢级P110套管柱允许的最大弯曲曲率及半径：K o=13.18o/30m R

37、o=13O.39m ；嵝硖贪塒廩袞悯倉華糲。114.3 mm钢级N80套管柱允许的最大弯曲曲率及半径：K 0=14.91 o/30m R 0=115.3m。该栎谖碼戆沖巋鳧薩锭。 生产套管选型依据2013年长庆油田钻采工程方案。套管上扣扭矩推荐值外径（mm壁厚（mm钢级螺纹类型扭矩值（N.m）最小最优最大273.18.89J55STC427056907120 177.89.19N80LTC527070408800 177.89.19P110LTC7050940011740 114.36.35N80LTC232030903860管串结构3.8.1.3.1 表层套管273.1mm J55钢级、S

38、8.89 mm套管+联顶节中国石油靖55-27H2井钻井工程设计3.8.132技术套管177.8mm虽制复位可钻式浮鞋（LTC）+G177.8 mmP110¥冈级、S 9.19mm套管1根（LTC） +177.8 mm虽制复位可钻式浮箍（LTC）+177.8 mm P110钢级、S 9.19mm套管1根（LTC） +177.8 mm虽制复位可钻式浮箍（LTC）+带扶正器 177.8 mm P110钢级、S 9.19mm套 + 带扶正器 177.8 mm、N80钢级、S 9.19 mm套管+转换套管+分级箍（2150n） +转换套 管+带扶正器 177.8 mm、N80钢级、S 9.1

39、9 mm套管+带扶正器 177.8 mm P110钢级、 S 9.19 mm套管+联顶节劇妆诨貰攖苹埘呂仑庙。3.8.1.3.3 生产套管114.3 mm旋转引鞋+带扶正器 114.3 mm N80钢级、S 6.35 mm套管+带扶正器114.3 mm N80钢级、S 6.35mm套管串+177.8 mmX114.3 mm悬挂器臠龍讹驄桠业變墊罗 蘄。表层套管固井水泥浆设计技术要求：水泥返至地面，防止套管脚漏失，有效封固表层确保二开正常钻进。水泥浆体系：低温高强水泥浆体系。水泥浆体系及性能指标：常规密度水泥浆体系：6级（HSR +3%G413-GQA水泥水灰比密度(g/cm3)析水率（%抗压强

40、度(MPa/30° C24h)稠化时间(30° C15MPaG(HSR0.441.880.2> 1560-90 min低密度水泥浆体系：50%G（ HSR + 50%粉煤灰+4%G401-GQD水泥水灰比密度(g/cm3)析水率（%抗压强度(MPa/30° C24h)稠化时间(30° C15MPaG (HSR0.651.500.5>590-110 min技术套管水泥浆设计技术套管固井质量的好坏直接影响到后期水平段钻进，所以要保证技术套管固井质量3.8.3.1 主要技术要求：（1）采用双级固井，要求纯水泥返至气层顶以上300m低密度水泥浆返至地

41、面；（2）优化水泥浆性能，确保技术套管封固质量；（3）水泥浆流变性好，体系稳定，稠化时间合理，满足现场施工要求；（4）提高顶替效率，减小“ U'型管效应，确保一、二界面胶结质量；(5) 平衡压力固井，注水泥浆连续，密度均匀。3.832前置液的性能(1) 性能要求：要求具有良好的相容性及配伍性，保证 7-10分钟的接触时间，清洗套管外壁及井壁 的油膜，提高表面水润性。(2) 组成：清水+5%CXY(3) 性能指标：p >1.05g/cm PV : 3.3 mPa.s YP : 0.79 Pa水泥浆体系及性能指标：(1) 水泥浆体系：低失水防窜高密度水泥浆体系。(2) 水泥浆体系特点

42、：低失水、析水小、强度高、流变性好，稠化时间可调，满足现场 施工要求。(3) 水泥浆体系性能指标一级常规密度水泥浆体系：G级(HSR) +2% G409-GSJ (防窜降失水剂) +0.02%G407-GH +0.3%USZ水泥水灰比密度(g/cm3)析水 率(%)失水(ml)(30mi n7MPa)抗压强度(MPa/90 °C24h)流变性稠化时间(90°C45MPa)nk初稠时间G (HSR)0.441.880w 20> 21<15BC100-130min一级低密度水泥浆体系：G级(HSR) 80%+ G403-GJQ 20%+1.2% G409-GSJ (

43、防窜降失水剂) +0.06%G407-GH水泥水灰比密度(g/cm3)析水 率(%)失水(ml)(30mi n7MPa)抗压强度(MPa/65 °C24h)流变性稠化时间(90°C45MPa)nk初稠时间G(HSR)0.651.400.3<100> 10.5<20BC250-300min二级常规密度水泥浆体系：G级(HSR) +2% G409-GSJ (防窜降失水剂)+0.3%USZ水泥水灰比密度(g/cm3)析水 率(%)失水(ml)(30mi n7Mpa)抗压强度(MPa/65 °C24h)流变性稠化时间(65°C30MPa)nk初

44、稠时间G(HSR)0.441.880.2w 50>8<15BC80-110min二级低密度水泥浆体系：G级(HSR) 70%+ G403-GJQ 30%水泥水灰比密度(g/cm3)析水 率(%)失水(ml)(30mi n/7MPa)抗压强度(Mpa/40 °24h)流变性稠化时间(65°C30MPa)nk初稠时间G(HSR)1.11.310.5/苑.5V20BC200-230min固井主要工艺技术要求3.841根据地层特性、储层特点、固井工艺及固井质量要求，合理编写固井施工设计。根据天然气水平井的固井特点，优选固井工具及管串附件，确保现场施工正常、 顺利、安全。

45、固井前井眼及钻井液准备要求：a. 易漏地层进行防漏堵漏，提高地层承压能力。b. 固井前钻井液做到粘切低、动塑比低、泥饼薄而韧。下套管前应认真通井，防止下套管遇阻和卡钻，确保井下安全及井眼畅通。优化水泥浆性能、管串结构及现场施工参数，确保小间隙井段的套管顺利下入及 固井质量。鰻順褛悦漚縫輾屜鸭骞。严格按照下套管操作规程进行下套管作业，使用螺纹密封脂（CASTTA101/TOP101，确保丝扣的密封性。穡釓虚绺滟鳗絲懷紆泺。下套管应平稳操作。若漏失要严格控制下放速度在30秒/根以下，一般情况下在1520秒/根，不准猛提、猛放、猛刹，保证井眼稳定。隶誆荧鉴獫纲鴣攣駘賽。根据地层特性、井眼质量、井眼轨

46、迹及井下情况，合理加放扶正器（刚性、弹性）， 保证套管居中度67%确保技术套管、生产尾管的顺利下入及圭寸固质量。浹繢腻叢着駕骠構砀湊。在井场通套管内径，严禁在钻台通套管内径，用清洗剂清洗套管螺纹，并检查密 封面是否有损伤，应使用带扭矩仪的套管钳紧螺纹，并将螺纹扭矩打印上报项目组。鈀燭罚櫝箋礱颼畢韫栃。根据井下工况及管内外液体的流变性能，提高大斜度、小间隙井段顶替效率。固井前应认真检查钻机、泵、循环系统、水泥头等设备和工具，确保固井施工 连续顺利。根据电测井径及现场经验，准确计算水泥浆量，采用干混工艺，确保水泥、外 掺料及外加剂混拌均匀。惬執缉蘿绅颀阳灣愴鍵。严格按照双级固井的施工要求进行注水泥

47、。应对现场水样、水泥样品、外加剂等进行全套性能复核试验。3.8.4.14 固井候凝48小时后，钻分级箍（胶塞、内套）及水泥塞，通井到底进行固井质量检测及试压，试压要求 25 MPa,30分钟内压降w 0.5MPa贞廈给鏌綞牵鎮獵鎦龐。3.9各次开钻或分井段施工重点要求井场布置和处理井场布置应按钻前工程及井场布置技术要求及防火、防毒等相关要求进行。燃 油罐应离开井口 30m以上，住地离井场500m以上，且在上风位置。井场应推去流沙、铺 红土或三合土压实，钻台及发电房下应打水泥面；挖排水沟，并打水泥防止渗漏。嚌鳍级厨胀鑲铟礦毁蕲。3.9.2 一开钻进施工3.9.2.1 一开前先下入426mm导管封

48、流沙层，确保表层施工安全。用砂石水泥填固，井 口留2mx3mx 1m的方井，要求方井四周用砖砌,并打水泥墙面防渗漏，方井底部打水泥地 面，上面盖钢制网格板，以防人员跌落。薊镔竖牍熒浹醬籬铃騫。3.922设备安装必须校正、固定好，达到平、稳、正、全、牢、灵、通的标准，以保证 高压喷射钻井的安全；井口、天车、转盘要三点一线，最大偏差不大于10mm导管要下直、居中，固定牢靠。齡践砚语蜗铸转絹攤濼。3.9.2.3 一开钻进前，用水平尺测方钻杆垂直度，要求弯度每米小于1mm全长小于5mm,确认垂直方可开钻。一开前收集邻井测斜数据，钻进过程中做好防碰图。绅薮疮颧訝标販繯轅赛。防斜措施：采用螺杆钻具低钻压防

49、斜快速钻进，井斜控制在2°以内，钻进时应作好防斜、防塌工作。3.9.2.4.2 表层钻进，在钻铤未接完前采用低钻压钻进，控制转速。3.9.2.4.3 每50m测斜一次，测斜前循环钻井液,保证岩屑返出,防止卡钻。上部地层松软,钻时快,易垮塌,防止沉砂卡钻。表层钻进时应防蹩跳，蹩跳严重时，分析原因，防止井下事故的发生。钻进过程中，结合附近邻井的钻井资料，注意防碰。现场要做防碰施工图进行跟 踪，有相碰趋势时用单弯螺杆纠斜。饪箩狞屬诺釙诬苧径凛。二开直井段钻进施工二开采用PDC钻头钻至造斜点。3.931直井段主要以防斜快速钻进为主。3.932刘家沟组地层压力低，钻进时注意防漏，控制钻头在此处

50、长时间循环。石千峰组地层有大段的硬脆性泥页岩，钻进时易垮塌、掉块，要注意防塌、防掉 牙轮、防卡钻。直井段井斜接近超标时，应立即采取措施，进行纠斜，做好防碰工作。下钻过程中防止阻卡。钻进中注意泵压变化，每次起钻时检查钻具，防止断钻具事故发生。二开斜井段钻进施工采用PDCB头造斜钻进，直至入窗。井斜控制：A. 测量仪器：MWD库占至石千峰底界上20m时测随钻伽玛）B. 要求:控制全角变化率，保证井眼轨迹光滑。钻进措施：A. 随时对比分析实钻井眼轨迹与设计轨迹的偏差，预测下步井段所需的造斜率，造斜率高时，加强划眼措施或适当进行复合钻进，降低造斜率。烴毙潜籬賢擔視蠶贲粵。B. 复合钻进时要认真预算，随时调节工具面，调整钻进参数，校正井斜和方位，控制井眼 轨迹，使实钻井眼轨迹应控制在安全范围内，确保顺利入窗。鋝岂涛軌跃轮莳講嫗键。C钻进中根据需要短程起下钻，勤活动钻具，防止卡钻，杜绝动力钻具长时间定点循环。D.加强钻具管理和