JH2P17井钻井工程设计20141.5.8审批

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业鄂尔多斯盆地彬长区块JH2P17井钻井工程设计中国石油化工股份有限公司华北分公司二零一四年五月鄂尔多斯盆地彬长区块JH2P17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二零一四年五月设 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、钻井队要认真地进行设计的技术交底，提前做好邻井资料的收集与对比，根据实钻情况做好各种复杂情况应急预案与处理

2、措施或方案。2、本井部分层段存在井漏风险，实钻过程中请参考邻井资料，长8层有断层发育，做好防漏、堵漏预案。堵漏要做到早发现早处理，堵漏结束要做承压试验，不留后患。3、定向作业和井眼轨迹控制由定向技术服务方负责，钻井队要积极搞好配合。实钻过程中，钻具组合、钻井参数及钻头类型的选择可根据实际情况进行适当调整，确保井身质量和井眼轨迹符合设计要求。4、实钻中要加强钻井液管理，特别是延安组煤层、长7炭质泥岩段的防塌问题。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。水平段钻遇泥岩，纯泥岩段超出10m且没有原油溢流情况下，钻井液密度可提高至1.10-1.15g/cm3 。5、加强

3、钻具管理和探伤，定期倒换钻具，防止钻具事故。6、强化钻井液失水控制，确保井壁稳定井眼畅通。下技术套管时，下部井段可适当减少套管扶正器数据，保证技术套管顺利下入，技术套管尽量下至井底，原则上口袋不大于2米。7、技术套管全返固井，管串中短套管位置要同时满足油开处下套管通知和三等分水平段要求，便于完井阶段油层定位。替浆时注意注浆压力控制防止压漏地层。8、其它要求执行钻井工程总体方案要求。华北分公司工程技术处 2014年5月8日目 录 TOC o 1-1 h z u 1.设计依据1.1 设计依据本设计的主要依据是JH2P17井钻井地质设计及邻井邻区实钻资料。1.2主要的引用标准本设计主要的引用标准名称

4、如下：(1) SY/T 5431-2008 井身结构设计方法(2) SY/T 5088-2008 钻井井身质量控制规范(3) SY/T 5234-2004 优选参数钻井基本方法及应用(4) SY/T 5964-2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护(5) SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程(6) SY/T 5480-2007 固井设计规范(7) Q/SY 0069-2001 下套管及注水泥施工安全操作规程(8) SY/T 5412-2005 下套管作业规程(9) SY/T 5374-2000 油气井注水泥前置液使用方法(10)SY/T 5955-2004 定向井井身轨迹质量(

5、11)SY/T 6276-2010 石油天然气工业 健康、安全与环境管理体系(12)SY/T 6592-2004 固井质量评价方法(13)SY/T 5435-2003 定向井轨道设计与轨道计算(14)SY/T 5172-2007 直井井眼轨迹控制技术规范(15)Q/SH 0082-2007 水平井钻井工程设计要求(16)井控管理规定与实施细则(2011年修订)(17)钻井井控实施细则(2011年修订)(18)中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定1.3 钻井复杂情况提示及邻井钻井资料第四系地层疏松，易漏易塌；志丹群岩性变化大，水层发育，需防斜、防涌水、防漏；安定组和直罗组防泥岩，易掉块

6、，易卡钻；延安组夹多段煤层，易缩径、坍塌；延长组钻遇泥岩夹层，防泥岩剥落，长8层有断层发育，防井漏。2.地质概况2.1 钻井性质:评价井(水平井)2.2 井口位置2.2.1 地理位置：宁县中村乡大户曹村二组2.2.2 构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部。2.3 坐标：井口、A靶点、B靶点坐标，见表1表1 JH2P17井井口、水平段A、B靶点设计表XY井口：.83.27A靶点：.99.74B靶点：.73.69*井口海拔高度1215.62m(放样)2.4 设计井深：井深2304.51m；井底垂深：1386.62m2.5 设计方位：3452.6 目的层：三叠系延长组长811油层组。2.7 完钻层位三

7、叠系延长组长811油层组。2.8 完钻原则钻达设计B靶点，目的层水平段长800m。2.9 完井方式139.7mm套管固井+射孔2.10 地层压力与温度预测根据泾河油田邻井泾河67井压力温度测试资料，压力系数取0.91，属常压压力系统，预测本井钻遇长811目的层地层压力为12.38M Pa。地温梯度预测为2.94/100m，井底温度40.77。2.11 井控风险提示根据中石化石油与天然气井井控管理规定和华北石油局、华北分公司井控管理规定与实施细则(2011年修订)的有关规定的要求:(1)本井为水平井,井控风险分级为中风险井；(2)根据周围井资料，本井压力系数取0.91，高于0.9，地层压力系数分

8、级为常压井，但在钻井过程中要注意防范井底压力突然大幅增加所带来的风险。(3)在彬长区块延安组有一定的天然气产出，且埋藏浅井底压力易失去平衡，因此在钻井过程中要注意有害气体检测和防范由于浅层气引起的局部井段的异常高压所造成的井漏、井塌、管外窜等复杂情况，井控风险分级为高风险井。通过分析邻井、邻区数据，及本区内有钻井的情况，预测本井、本层属于流体常压、中-高风险、危害井。3.钻井主要设备ZJ-40钻机及相应的配套设备。4.井身结构根据本井钻井地质设计及井身结构设计方法(SY/T5431-2008)进行本井井身结构和套管程序设计。一开采用311.2mm钻头钻至301m，下244.5mm套管封固第四系

9、黄土层和志丹群上部地层，满足钻达A靶点后测井一次对接要求。表层套管推荐采用井常规固井工艺，要求水泥浆返至地面，保证固井质量。二开采用215.9mm钻头钻至设计B靶点，下139.7mm生产套管固井，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，尾浆返至油层顶界以上200.0m，低密度水泥浆返至井口。井身结构数据表(见表2)表2 井身结构数据表 开数井眼尺寸井深套管尺寸下深水泥返高一开311.2mm301m244.5mm300m地面二开215.9mm2304.51m139.7mm2302.51m地面图1JH2P17井井身结构设计图5.井眼剖面设计5.21 JH2P17井井身剖面设计JH2P17井井

10、身剖面设计，见表3，表4，表5。井眼轨迹设计以有利于提高机械钻速、有利于降低摩阻、有利于着陆点的控制和水平段井眼轨迹调整为原则，兼顾后期施工作业。实际钻井过程中，根据施工情况施工队可对造斜点井深，造斜段造斜率做适当调整，保证井眼轨迹平滑，保证A点符合地质设计和补充地质设计要求。表3 JH2P17井轨迹参数井号：JH2P17轨道类型：直-增-平井深：2304.51m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 1386.621030.00345.001141.1589.14磁倾角 磁场强度 T磁偏角 收敛角 方位修正角 53.9352.93-3.420.00-3.42井口：X=.

11、83 Y=.27靶A X=.99 Y=.74垂深:1374.62m闭合距:230m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A1 X=.59 Y=.86垂深:1376.12m闭合距:330m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A2 X=.18 Y=.98垂深:1377.62m闭合距:430m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A3 X=.77 Y=.1垂深:1379.12m闭合距:530m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A4 X=.36 Y=.22垂深:1380.62m闭合距:630m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A5 X=.96 Y=.33垂深:1

12、382.12m闭合距:730m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A6 X=.55 Y=.45垂深:1383.62m闭合距:830m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶A7 X=.14 Y=.57垂深:1385.12m闭合距:930m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m靶B X=.73 Y=.69垂深:1386.62m闭合距:1030m闭合方位:345靶半高:1m靶半宽:10m备注：本井地磁参数计算时间2014年5月8日，计算软件为IDDS3.1表4 JH2P17井井身剖面设计井深m井斜角方位角垂深m水平位移m南北m东西m造斜点/30m靶点0.000.0000.000.0

13、00.000.000.001141.150.00345.001141.150.000.000.000.001504.4289.14345.001374.62230.00222.16-59.537.36A1604.4489.14345.001376.12330.00318.76-85.410.00A11704.4589.14345.001377.62430.00415.35-111.290.00A21804.4689.14345.001379.12530.00511.94-137.170.00A31904.4789.14345.001380.62630.00608.53-163.050.00A4

14、2004.4989.14345.001382.12730.00705.13-188.940.00A52104.5089.14345.001383.62830.00801.72-214.820.00A62204.5089.14345.001385.12930.00898.31-240.700.00A72304.5189.14345.001386.621030.00994.90-266.580.00B表5 JH2P17井井眼轨道各点数据井深m井斜角方位角闭合方位垂深m闭合距m南北m东西m造斜率/30m备注0.000.00345.000.000.000.000.000.000.001141.150.

15、00345.000.001141.150.000.000.000.00造斜点1171.157.36345.00345.001171.061.921.86-0.507.361201.1514.72345.00345.001200.497.677.41-1.987.361231.1522.08345.00345.001228.9317.1316.55-4.437.361261.1529.45345.00345.001255.9330.1629.13-7.817.361291.1536.81345.00345.001281.0446.5544.96-12.057.361321.1544.17345.

16、00345.001303.8466.0163.76-17.097.361351.1551.53345.00345.001323.9688.2485.23-22.847.361381.1558.89345.00345.001341.07112.86109.01-29.217.361411.1566.25345.00345.001354.88139.47134.71-36.107.361441.1573.61345.00345.001365.16167.63161.91-43.397.361471.1580.97345.00345.001371.76196.87190.16-50.967.3615

17、01.1588.34345.00345.001374.55226.72218.99-58.687.361504.4289.14345.00345.001374.62230.00222.16-59.537.36A1534.4289.14345.00345.001375.07259.99251.13-67.290.001564.4289.14345.00345.001375.52289.99280.11-75.060.001594.4289.14345.00345.001375.97319.99309.08-82.820.001604.4489.14345.00345.001376.12330.0

18、0318.76-85.410.00A11634.4489.14345.00345.001376.57360.00347.73-93.180.001664.4489.14345.00345.001377.02390.00376.71-100.940.001694.4489.14345.00345.001377.47419.99405.68-108.710.001704.4589.14345.00345.001377.62430.00415.35-111.290.00A21734.4589.14345.00345.001378.07460.00444.32-119.060.001764.4589.

19、14345.00345.001378.52489.99473.30-126.820.001794.4589.14345.00345.001378.97519.99502.27-134.590.001804.4689.14345.00345.001379.12530.00511.94-137.170.00A31834.4689.14345.00345.001379.57559.99540.91-144.940.001864.4689.14345.00345.001380.02589.99569.89-152.710.001894.4689.14345.00345.001380.47619.995

20、98.86-160.470.001904.4789.14345.00345.001380.62630.00608.53-163.050.00A41934.4789.14345.00345.001381.07659.99637.50-170.830.001964.4789.14345.00345.001381.52689.99666.48-178.590.001994.4789.14345.00345.001381.97719.99695.45-186.350.002004.4989.14345.00345.001382.12730.00705.13-188.940.00A52034.4989.

21、14345.00345.001382.57760.00734.10-196.710.002064.4989.14345.00345.001383.02790.00763.08-204.470.002094.4989.14345.00345.001383.47819.99792.05-212.240.002104.5089.14345.00345.001383.62830.00801.72-214.820.00A62134.5089.14345.00345.001384.07860.00830.69-222.590.002164.5089.14345.00345.001384.52889.998

22、59.67-230.360.002194.5089.14345.00345.001384.97919.99888.64-238.120.002204.5089.14345.00345.001385.12930.00898.31-240.700.00A72234.5089.14345.00345.001385.57959.99927.28-248.470.002264.5089.14345.00345.001386.02989.99956.26-256.240.002294.5089.14345.00345.001386.471019.99985.23-264.000.002304.5189.1

23、4345.00345.001386.621030.00994.90-266.580.00B根据钻遇层位情况,调整轨迹,并经地质确认进行A靶点着陆及水平段施工，JH2P17井设计垂直剖面图和水平投影图(图2，图3)。图2 JH2P17井垂直剖面图 图3 JH2P17井水平投影图6.专用工具及仪器设备专用工具配套由定向服务方根据井身结构和工艺要求自行配置。7.钻具组合、钻进参数及主要措施7.1 开钻前要求：7.1.1 严格按要求安装设备，达到平、稳、正、全、灵、牢，调整转盘、天车、井口中心在同一铅垂线上，偏差小于10mm，正常试运转2h，并经验收合格后，方可正式开钻。7.1.2 开钻前要认真贯彻设

24、计，对地质、工程、钻井液、固井、完井等设计进行技术交底，贯彻重点技术措施，并按设计要求做好开钻前的各项准备工作。7.1.3 要求地面四级净化设备配备齐全，包括振动筛2台、除砂器1台、除泥器1台。7.1.4 开钻前挖好一个深2.53m直径2m的圆井，下入0.508m2.5m(直径下深)的铁桶，环空用水泥混凝土固好，钻台底至沉砂池的排浆循环坑要用水泥抹好。钻台底四周要用水泥抹平，保证一开排浆畅通，以防基础坍塌，不均匀下沉。7.2一开井段：7.2.1 井 段：0.00301m7.2.2 地 层：第四系、白垩系志丹群上部7.2.3 井斜角：17.2.4 推荐钻具组合：直井段推荐采用复合钻进模式，该钻具

25、组合防斜打直效果较好。311.2mm钻头+203.2mm无磁钻铤1根+203.2mm钻铤8根+177.8mm钻铤9根+127mm钻杆。7.2.5 推荐钻进参数：钻压20150 kN，转速 5070 r/min,排量 4550 L/s7.2.6 主要措施：(1)为了保证井身质量,开孔吊打,轻压钻进,逐渐加深后转入正常钻进,每钻完一个单根洗井23分钟,修整井壁。(2)上部地层松软,钻时快,易垮塌,防止沉砂卡钻,接单根时要不断开转盘活动钻具。(3)钻达设计井深后,加重泥浆维持井壁稳定,下套管前大排量循环洗井两周以上,进行短起下钻,确保井眼畅通,顺利下套管、固井。(4)起钻投测电子多点，计算井眼轨迹数

26、据。7.3 直井段：7.3.1 井 段：301m-1141.15m7.3.2 地 层：志丹群、安定组、直罗组、延安组、延长组7.3.3 井斜角：2，直井段水平位移小于30m。7.3.4 推荐钻具组合(可做适当调整)(1)塔式钻具组合：215.9mm钻头+178mm无磁钻铤9m+177.8mm钻铤72m+158.8mm钻铤27m127.0mm 钻杆。(2)钟摆钻具组合：215.9mm钻头+178mm无磁钻铤9m+178mm钻铤9m+214m扶正器+158.8mm钻铤18m+127.0mm加重钻杆30根127.0mm 钻杆。(3)“PDC钻头+螺杆+MWD”钻具组合(推荐使用)：215.9mmPD

27、C+197mm1螺杆178mm无磁钻铤(1根)MWD定向接头213扶正器+158.8mmDc(12根)127mm加重钻杆20根+127mm钻杆。7.3.5 钻进参数：塔式及钟摆组合：钻压 150200 kN， 转速 50-65 r/min， 排量 30-40L/s。“PDC+螺杆+MWD”组合：钻压 80-150 kN，转速50-60 r/min +螺杆，排量35-45L/s。7.3.6 主要措施：(1)开眼要直,钻水泥与地层交界面时容易打斜，钻压一定要小，待钻铤全部进入新地层后再正常加压钻进。二开后的第一只钻头开始50m钻进要求用小于80kN钻压钻进。(2)上部地层易吸水膨胀,形成厚泥饼阻卡

28、,必须坚持短程起下钻制度,保证起下钻畅通。每钻进20030Om(或纯钻时间3540h),短程起下钻一次。起钻过程中如有遇阻要反复拉井壁或划眼,直到畅通无阻后再下钻到井底继续钻进。每钻完一个单根先上提划眼一次后再接单根。(3)钻进时,要求送钻均匀,钻压和转速在设备能力允许范围内尽量按设计要求执行,不能猛增猛减。如有蹩跳等情况时,应优选合适的钻压、转速。(4)严格控制起下钻速度,防止抽吸压力或激动压力造成井涌、井塌、井漏等井下复杂事故。(5)钻进时,要做到早开泵、慢开泵、晚停泵,每次起钻前充分循环钻井液,保持井眼干净,以减少井下复杂情况。(6)起钻时应连续向环空灌浆,若灌入量大于或小于应灌入量,均

29、应停止起钻作业,进行观察,如有溢流,应及时关井求压。下钻时若井口返出钻井液异常,应立即停止作业,先小排量开泵循环,待正常后再继续下钻。起完钻要及时下钻,检修设备时必须保持井眼内有一定数量的钻具。(7)为确保直井段井身质量,坚持按要求进行单点测斜监控。监测要求：每钻进10m测斜一次，计算井眼轨迹。(8)加强钻具管理,建立健全钻具记录,严禁带伤钻具入井,接头在井下工作300h,必须更换。起钻时应错扣检查钻具。凡下井钻具、接头、工具,井队技术员应做好记录,绘好草图。(9)起钻前，要充分调整好泥浆性能，并循环好为定向造斜钻进作好井眼准备。(10)为了提速提效，二开直井段采用复合钻进组合。7.4二开主井

30、眼斜井段7.4.1 井段：1141.151504.42m7.4.2 地层：延长组7.4.3 井斜角： 0-89.14,增斜率：7.36/30m，7.4.4 推荐钻具组合(1)定向钻具组合：215.9mm钻头+172mm1.5单弯动力钻具+MWD +158.8mm无磁钻铤9m+4A11*410+127mm加重钻杆60m+127mm斜台阶钻杆+127mm加重钻杆180m+127mm斜台阶钻杆。(2)转盘钻具组合：215.9mm钻头+214mm稳定器+MWD+158.8mm无磁钻铤9m+158.8mm钻铤9m+214mm扶正器+158.8mm钻铤27m+127mm加重钻杆200m+127mm斜台阶钻

31、杆+127mm钻杆。7.4.5 推荐钻进参数：(1)转盘钻进：钻压 140 160kN 转速：螺杆+ 30 r/min 排量 30L/s (2)定向钻进：泵压 1012 MPa 压差 11.5MPa 排量 30L/s7.4.6 主要措施：(1)下钻遇阻不超过l00kN,禁止硬砸硬压,以冲通为主,特别是下钻到造斜点时,严格控制下钻速度，防止把钻头和稳定器塞入小井眼中,造成卡钻事故。(2)调整和维护好钻井液性能，使流动性、润滑性、携岩性、抑制性、防塌性都达到最佳状态。并严格使用四级净化装置，坚持使用离心分离机。(3)若井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原则上采用上一趟钻具结构，如因实际情况必须改

32、变钻具结构时，钻具的钢性必须小于上趟钻具的钢性，且有正、倒划眼的能力。(4)每150-200m或钻进时间超过48小时进行短起下一次，确保井眼干净、畅通；(5)设计钻具组合及钻进措施和参数，由定向井工程师现场根据轨迹控制的实际需要确定或调整。(6)主井眼每钻进1个单根测量一次井斜和方位，及时预算井身轨迹，做到垂深、位移、井斜、方位四到位；导眼控制可依据实际情况适当放宽。(8)旋转钻进时，可根据现场施工情况，调整钻进参数，改变增斜率，以增加旋转钻进的井段，提高施工速度。(9)钻进中必须加强对井身质量，特别是全角变化率的控制。7.5 二开水平段7.5.1 井 段：1504.422304.51m7.5

33、.2 地 层：延长组7.5.3 井斜角： 89.14 7.5.4推荐钻具组合：215.9mm钻头+172mm1单弯动力钻具+MWD +158.8mm无磁钻铤9m+4A11*410+127mm加重钻杆30m+127mm斜台阶钻杆+127mm加重钻杆250m+127mm斜台阶钻杆。7.5.5 钻进参数： 钻压140160kN 转速：螺杆+40r/min 排量 30L/s主要措施：(1)每钻进一个单根测斜一次井斜和方位，及时进行轨迹预测，确保井眼按地质要求的层位和工程要求钻进。(2)调整下入旋转或复合钻具组合时，既要满足井身轨迹的需要，又要满足岩屑床清除的要求。(3)根据扭矩和摩阻的情况，判断岩屑床

34、问题，配合短起下钻，清除岩屑床。(4)每钻进100200m，短起下钻一次，短起下钻井段长度100500m，短起下钻过程中，视情况可采用倒划眼的措施，清除岩屑床。(5)实施储层保护措施保护好油气藏，具体见二开钻井液设计。(6)泥浆性能优良，四级净化设备运转良好，确保井下安全。(7)钻进中，根据地质导向测取的地质参数的变化，分析地层情况，及时调整井眼轨迹。(8)完井前应取全取准全部井眼的井斜、方位数据，计算出实钻轨迹的全部数据。8.推荐钻头及水力参数设计依据优选参数钻井基本方法及使用SY/T5234-2004，推荐钻头及水力参数(见表6)，实际施工中，施工方根据地层情况优选钻头、优化钻井参数和水力

35、参数，提高机械钻速。表6 推荐钻头及水力参数设计井 深m钻 头钻 井 参 数水 力 参 数直径mm型号喷嘴当量直径mm钻压kN排量l/s泵压MPa转速r/min压耗MPa比水功率W/mm2冲击力kN环空返速m/s0301311.2HJ517G20150455050700.791141.15215.9SD95312528208030-60914螺杆+40-608.289451.251504.42(A点)215.9P265或MD9641H25305012030-601016螺杆+40-609.823351.252304.51(B点)215.9MD9641H2530206015201118螺杆+40

36、-6013.5241.21.59.套管强度设计9.1 套管柱强度计算参考SY/T5724-2008套管柱结构与强度设计9.2 套管抗挤系数按全掏空计算。9.3 设计抗拉强度不考虑浮力系数9.4 地层压力按预测最高地层压力附加一定安全系数计算，因此地层压力当量密度按1.05g/cm3计算；完井液密度按1.12g/cm3计算9.5 套管强度数据按API标准，国产套管没有提供强度数据，实际施工时应考虑这一因素。套管柱设计与强度校核见表7。表7 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(t)抗挤(kg/cm2)抗内压(kg/cm2)扣型抗

37、拉系数抗挤系数抗内压系数设计实际设计实际设计实际0301244.5300300J558.9453.5716.07178.7142247.5短圆1.812.791.1251.252304.51139.72302.512302.51N807.7225.358.25157.9441.5544.2长圆1.82.711.1252.231.252.5710.钻柱强度校核钻柱强度校核依据石油工业出版社的钻井手册(甲方)第九章第三节钻柱设计与计算(见表8)表8 钻柱强度校核表 钻柱项目加重钻杆钻杆外径(mm)127127内径(mm)76.2108.6钢级G105G105壁厚(mm)25.49.195长度(m)

38、3002004.51单位长度重量(KN/m)0.7190.2843段重(KN)215.7569.88 累重(KN)215.7785.58 安全系数校核抗拉最大轴向拉力(kN)785.58 额定轴向拉力(kN)2216安全系数2.82 抗挤最大外挤压力(MPa)15.63 抗挤强度(MPa)89.6安全系数5.73 抗扭接头紧扣扭矩KN.m34.96抗扭强度KN.m69.04安全系数1.9711.钻进目的层技术措施11.1 钻井液措施本井水平段设计采用钾铵基钻井液体系。在钻井过程中仔细分析和监测岩屑返出及钻时变化，及早发现钻遇煤层以及泥岩，以便及时采取措施，防止煤层及泥岩的坍塌，避免出现复杂情况

39、，水平段随时调节钻井液流型，保持较高粘切，增强体系护壁能力及悬浮携带能力。配合工程短起、倒划等措施以有效地清除岩屑，保证井眼畅通；并根据现场情况具体调整钻井液性能，调节钻井液粘度、切力，控制失水造壁性，防止煤层的坍塌提高钻井液抑制性，抑制泥岩以及高伽玛层中泥质的分散，防止大段泥岩的坍塌掉块以及膨胀缩径；加入润滑剂，降低摩阻，确保顺利钻井。11.2 工程措施 11.2.1 接单根：每打完一个单根划眼，停泵无阻卡接单根，遇阻、遇卡不能硬压硬拔，要开泵循环活动钻具冲通。11.2.2 易垮塌层，钻头不装水眼。11.2.3 钻进措施：控制机械钻速，均匀送钻，蹩钻即停，活动钻具划眼；早开泵，晚停泵，减少岩

40、屑下沉。11.2.4 适当通井或短起下钻，处理泥浆。11.2.5 及时进行轨迹计算和预测，确保中靶。12.测量方案及轨迹计算方法井眼轨迹测量以电子多点和MWD测量数据为准。12.1 直井段12.1.1 直井段测单点,每50-150m测量一次；12.1.2 多点测量时,连续多点数据间距不超过30m。12.1.3 监测控制时,如发现井斜或水平位移有超标趋势,采取吊打或动力钻具调整。12.1.4 钻至A靶点后,根据电子多点测量数据修正设计剖面。12.1.5 由井队工程师提供准确的井深及测量深度,在井下条件安全的前提下投测“ESS”多点。12.2 斜井段及水平段采用MWD测量监控井眼轨迹,每5lOm取

41、一组数据。12.3 MWD现场使用条件12.3.1 泥浆含砂量要小于0.3%,粘度要小于80s,若井内有堵漏剂或玻璃、塑料微珠等颗粒比较大的固体,则很难使用该仪器。12.3.2 立管压力不得小于1500psi(10.3MPa)。泥浆泵空气包压力应为立管压力的30%40%,若使用双泵,空气包压力应一致。12.3.3 钻杆内必须清洁无异物,并使用泥浆滤网,以防大颗粒或其他物质卡住仪器,造成仪器不能工作及损坏。12.3.4 “MWD”保护筒最大承为15000psi(103.448MPa),井下仪器最高耐温125。最高泥浆密度2.15。12.3.5 施工井队必须提供连续的220V,50Hz电源。12.

42、3.6 定向钻进方式时,MWD所允许的最大造斜率不能超过0.8/m,转盘钻进方式时,所允许的最大曲率不能超过0.46/m(14/30m)。12.3.7 若使用浮阀,必须加在MWD下面。12.3.8 现场司钻应根据现场测量工程师的要求操作,以免损坏仪器,耽误作业时间。12.3.9 现场司钻应注意:不同短节的上扣扭矩不同,由现场测量工程师提供。12.4 轨迹计算方法12.4.1 轨迹计算方法：曲率半径法。12.4.2 直井段计算间距不超过30m，在防碰危险井段可加密。12.4.3 斜井段及水平段计算间距不超过10m。13.井身质量井身质量要求见表9。表9 井身质量要求井段(m)井斜(度)水平位移(

43、m)井眼曲率(度/30m)井径扩大率(%)直井段一开井段11.0015二开导眼直井段2301.50二开主井眼直井段2301.50造斜段二开造斜点-A点0-89.142307.36/30m10水平段A点-B点 89.1410303备注：水平段各靶点纵偏移不超过1.0m，横偏移不超过10m；水平段连续三个测点全角变化率不大于3/30m。14.井控要求14.1 各开井口装置依据钻井井控技术规程SY/T 6426-2005，钻井井口装置、井控管汇的配套与安装应符合行业标准钻井井控装置组合配套、安装调试与维护SY/T 5964-2006的规定要求。各次开钻井口装置及试压要求(图4、表10)，节流管汇见图

44、5，压井管汇见图6。由于本井进行二级井身结构、生产套固井工艺试验，按华北分公司工程技术处要求，井口装置采用：底法兰+21MPa及以上双闸板防喷器+防溢管；完井井口表层套管与生产套管之间采用环形钢板连接。表10 各次开钻井口装置及试压要求开钻次数名 称型 号试 压 要 求井口试压(MPa)试压时间(min)允许压降(MPa)二开双闸板防喷器2FZ35-2121.0100.7压井放喷节流管汇YG-21.JG/S3-21与防喷器联试注：可采用相应等级其它型号的防喷器及压井放喷节流管汇。21M Pa双闸板防喷器套管套管节箍21M Pa钻井四通变径法兰哈呋防溢管图4 二开井口装置图图5 节流管汇图6 压

45、井管汇14.2 完井井口装置14.2.1井口装置采用：底法兰+21MPa及以上双闸板防喷器+防溢管；完井井口表层套管与生产套管之间采用环形钢板连接。14.3 井控系统14.3.1 防喷系统检验和试压要求 防喷系统包括防喷器、四通、压井节流放喷管汇，控制系统及液、气管线等。管具公司负责逐件检验，在站内按试压要求进行试压。合格后，填写合格证及检验试压记录送井，并与井队办理交接验收手续。管口要堵好，丝扣要包扎，固定牢靠，保证运输途中安全。14.3.2 防喷器系统安装安装井口部分： (1)安装四通：四通两侧孔应对着井架大门两侧。 (2)安装闸板防喷器，手动锁紧装置的手轮及操纵杆应位于大门的两侧；本体旁

46、侧法兰出口对着井架大门方向。根据使用的钻具尺寸，装相应尺寸的管子闸板，并在司钻台和远程上挂牌标明所装闸板型号尺寸，以防井喷时关错。手动锁紧装置要装全、连接好，并在手轮处挂牌标明开关圈数。 (3)放喷管汇井架两侧各装一套，节流管汇应安装于井架右方(钻井液出口管一边)，压井管汇装于井架左方。管汇要畅通，打上水泥并固定牢靠，出口距井口不小于50m。 (4)安装好防喷器装置后，要校正天车、转盘及防喷器组，三者中心成一线，其三点中心累积偏移不大于10mm。校正后，将防喷装置用钢丝绳绷紧于井底座上。安装控制系统： (1)远程控制台(即储能器装置)应放于距井口大于25m的地方，且放在钻台左侧，一般在井架对角

47、线方位。远程控制台应装在带有拖撬的活动房内。最低限度应盖简易房保护，周围应有排水沟，不允许在附近堆放氧气瓶及易燃物品。 (2)司钻控制台(即主控制盘)安装在钻台上司钻工作位置附近，便于司钻操作。 (3)管线的安装：液压和气管线在安装前，都要用压缩空气逐根吹扫干净。按规定“C、O对号入座连接。接入气管线时，应将气泵的空气关闭阀和空气旁通阀关闭，要用时再打开。要防止所有管线被压、折、烤，禁止用控制管线作电焊搭铁。所有管线要放置排列整齐，并加以固定。 (4)接电源线：接线时必须再次检查电力参数是否正确，电源应接到井场总电闸的前端，并单独用开关控制，以便井喷发生切断井场电源而不影响控制系统的使用。电台

48、线、远距离探照灯线也要接到井场总电闸的前端。14.3.3 防喷系统试运转控制系统试运转： (1)试运转前，对所有管线连接部位全面检查一次，看是否“对号入座”。 (2)分别进行空负荷运转及带负荷运转，检查各连接部位是否泄漏及各种阀件、管线的工作情况，发现问题卸压后及时处理。试开关防喷器和放喷阀： 试开关防喷器和放喷阀，每个部位开关各两次，检查开关是否灵活好用。14.3.4 正确使用防喷系统，严禁误操作。14.3.5 在使用过程中，做好防喷器及控制系统的维护保养工作，确保其工作性能良好。14.3.6 防喷系统在现场应指定专人负责，订入岗位责任制，落实到人。14.4 钻井液加重装置要求：14.4.1

49、 加重混合漏斗应安装合适，使用可靠。14.4.2 配备加重下灰罐；并储备一定量的加重材料。14.4.3 加重罐应装电动搅拌器及钻井液枪，并时刻保持良好状态。14.5 油气井防喷的主要措施14.5.1 节流放喷管汇严格按规定要求安装。14.5.2 井口高压部分不准开口焊接其它管汇。14.5.3必须对井队干部、大班人员及正付司钻进行井控培训。进入预计油气层前，队应根据实际情况制定较详细的防喷措施并对全队人员进行技术交底和防喷防火岗位练兵。14.5.4钻开油气层前，专用浆储备罐应提前配好密度高于井眼钻井液密度0.200.30g/cm3的优质钻井液并定期循环，以便发生油气浸时，采用混入重钻井液的方式压

50、井。14.5.5 井口节流放喷管汇，开钻前按要求试压。14.4.6 钻遇异常地层时，最多不超过1m应停钻观察(勤活动钻具)。循环一周以上，如无显示再恢复钻进，循环时钻头不要停在一个位置上，避免冲大井眼。14.5.7钻进停钻观察及下钻时间，应有专人观察井口及钻井液罐液面升降情况，以便及时发现溢流便于处理。14.5.8做好地层压力监测工作，根据地层压力监测结果及邻井综合资料，核定钻开油层的钻井液密度，并按要求调整泥浆至核定密度。但不允许过高而压死油层。14.5.9 钻开预计油气层时应及时在方钻杆下部接上旋塞。14.5.10 打开油气层：(1)第一趟起钻应测循环周。要求钻井液性能稳定，进出口密度平衡

51、。(2)采用挡起钻。起钻连续灌满钻井液，专人观察钻井液液面升降情况。若发现拔活塞或溢流，应停止起钻，接方钻杆循环或压井。正常后再继续起钻。(3)打开油气层后，第一次起钻可将钻具起至套管内，停止循环，静候若干小时(其时间长短等于该趟起下钻时间加上井口准备停留时间)。观察井口显示后，再将钻头下至井底循环，测定油气上窜速度，修正钻井液密度。(4)打开油气后，应尽量缩短起下钻间隔时间，避免发生空井井喷。起完钻短时间检修时，应将钻具先下入套管内(尽量下得深一点)，而后进行检修。应有专人观察井口有否外溢现象。 (5)下钻应定点分段循环钻井液。下至窗口前，循环钻井液，测定油气上窜速度。注意正确区分后效与井涌

52、、井喷，顶钻井液或循环点应避开油气层、漏层、疏松及缩径井段。15.钻井液设计本井钻井液以稳定井壁和最大限度的减少对储集层的损害，保护油气层为主，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。直井段选用钾铵基聚合物钻井液，造斜段至A点采用钾基聚合物钻井液，提高钻井液密度，并通过封堵剂封堵地层的层理裂隙，有效防止煤层垮塌，水平段采用钾铵基钻井液体系，提高钻井液的稳定性，严格控制钻井液滤失量5ml。15.1 分井段钻井液配方分段钻井液配方见表11。表11 分井段钻井液配方一开井段聚合物钻井液基本配方：清水46钠土0.20.3Na2CO30.20.3HV-CMC0.20

53、.3K-PAM二开井段钾铵基聚合物钻井液导眼段、主井眼直井段：配方：清水24钠土0.10.2Na2CO30.10.2K-PAM0.20.3K-HPAN。主井眼斜井段：配方：原钻井液0.20.4K-PAM0.51NH4-PAN1.52防塌剂1.52%润滑剂二开井段(水平段)钾铵基钻井液基本配方：清水+24%钠土+0.20.3%Na2CO3+0.30.5%K-PAM+0.51%K-PHAN+ 0.51%NH4HPAN+0.51%LV-CMC23%防塌剂+23%润滑剂15.2 分段钻井液性能、流变参数要求分段钻井液性能、流变参数要求，见表12。表12 分段钻井液性能及流变参数要求 井段(m)性能及参

54、数一开二开导眼段主井眼直井段主井眼斜井段A点-B点钻井液性能密度(g/cm3)1.051.051.081.081.121.081.12漏斗粘度FV(s)4060406035403540失水FL (ml)10121055泥饼厚度K (mm)0.50.50.30.3高温高压失水(ml)1512含砂量Cs(%)0.50.50.30.2初切终切Q1/Q10 (Pa)24/37410/815410/815pH值8981089固含(%)69512510坂含(g/l)254040603040粘滞系数Kf0.100.08240304/12h尾浆1.902019/12h16.2.2 流体结构通过分析已完钻水平井

55、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GSJ水泥浆体系时井内流体结构均为：尾浆1135.51m+低密度水泥浆返至井口+前置液(200-300m)。16.2.3 管串结构浮鞋(或旋转引鞋)+一根套管(10m)+浮箍1#+一根套管(10m)+浮箍2#(或关井阀)+套管+水泥头套管N-80(7.72)上扣扭矩最大5.9kNm，最小3.54kNm，最佳4.72kNm；16.2.4 扶正器加放位置及要求扶正器加放越多，套管居中度越高，水泥浆的顶替效率越高，固井质量越好。因此利用Schlumberger CemCADE固井软件通过分

56、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18。表18 扶正器加放位置井段m类型规格加放方法扶正器数量一开井段刚扶5 1/28 1/21只/10根套管3只二开直井段弹扶5 1/28 1/21只/8根套管11只二开造斜段树脂旋流扶正器+弹扶5 1/28 1/21只/2根套管间隔安放 各10只二开水平段树脂旋流扶正器+弹扶5 1/28 1/21只/1根套管间隔安放各30只二开最后两米弹扶5 1/28 1/21只/1米2只注：如果井眼状况欠佳，斜井段及水平段可全部采用树脂旋流刚性(滚轮)扶正器，以避免下套管遇阻，上拉下压时，或起套管时，对弹性扶正器造成破坏，落井，引发次生事故。

57、16.2.5 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，压塞结束后双水泥车排量大于2方/分钟，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时采用塞流顶替。16.2.6 固井有关计算(1)水泥量的计算(见表19)表19 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/m33.09 平均环容l/m28.97 封长m1169封长m1135.51水泥浆m338.68 水泥浆m332.90 密度g/cm31.3其它尾浆m30.40 造浆率m3/t1.03造浆率m

58、3/t0.86合水泥t37.55 合水泥t38.25 附加量%15附加量%15附加后水泥量t43.2附加后水泥量t44.0 (2)施工时间计算(见表20)表20 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1.6 7.2 11.6 11.6 双车注低密度1.6 24.2 38.7 50.3 双车配注尾浆1.6 20.8 33.3 83.6 开挡销0.0 2.0 -大泵替浆2.4 11.3 27.0 110.6 碰压0.5 1.2 0.6 111.1 合计66.6 111.1 (3)固井施工压力模拟计算固井压裂模拟计算结果见表21。表21 固井压力计

59、算P环空最大摩阻(MPa)0.888 P环空最大动压(MPa)19.48 环空最大动压当量密度1.432 P管内最大摩阻(MPa)2.292 P尾浆失重最大压降(MPa)2.136 环空最小静压当量密度1.210 P环空液柱压力(MPa)18.59 P初始过平衡压力(MPa)4.309 P液柱压差(MPa)3.174 P管内液柱压力(MPa)15.42 P尾浆失重静压力(MPa)16.46 井口压力(MPa)6.35 P总摩阻(MPa)3.18 FGFP气窜因子0.496 由表21可以看出，环空最大动液柱压力当量密度小于地层破裂压力当量密度(1.6g/cm3)，尾浆失重时环空最小静液柱压力当量

60、密度大于地层孔隙压力当量密度(1.05g/cm3)，尾浆失重时油窜因子小于1，工艺技术理论上不会发生气窜、不会发生井漏。备注：固井前，必须保证井眼不漏失，特别是水平段发生不漏失。承压达5.0MPa，才能保证整个固井施工过程中不发生漏失。否则，会造成固井失败，固井质量不理想，影响后期改造效果。在固井施工过程严格控制井口压力6.0MPa以下。当井口压力达到6.0MPa时降低排量顶替，防止发生井漏。16.2.7 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；具有良好流变性和低的