石油天然气钻井工程手册

石油天然气钻井工程手册1钻井工程前期准备与设备验收1.1井场布局与基础要求陆地钻井井场尺寸需满足设备摆放、安全作业要求：3000m以内浅层直井，井场最小尺寸不小于60m×40m；5000-7000m深井，井场最小尺寸不小于90m×60m；部署10口以内水平井的丛式井平台，井场最小尺寸不小于120m×80m。井场地基承载力要求：井架基础承载力不低于200kPa，循环罐基础不低于120kPa，发电机组基础不低于150kPa，雨季施工需设置坡度不小于3‰的排水坡度，井场四周设置深度不小于0.5m的排水沟。1.2设备验收与试压要求钻机额定钩载需满足设计最大钩载要求，ZJ40型钻机额定钩载为2250kN，适配4000m以内井深；ZJ50型钻机额定钩载3150kN，适配5000m以内井深；ZJ70型钻机额定钩载4500kN，适配7000m以内深井。开钻前需完成井控设备试压：环形防喷器试压压力为额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流管汇、压井管汇试压压力为额定工作压力，稳压30min，压力降不超过0.7MPa，密封面无渗漏为合格。防喷器额定工作压力需比设计最大井口压力高10MPa以上，所有含H₂S区块、3000m以上井必须加装剪切全封闸板。1.3开钻前技术交底开钻前需完成地质、工程设计交底，明确浅气层、漏失层、高压水层、盐膏层等必封点位置，必封点套管下深误差不得超过0.5m，确认靶点坐标、垂深、靶区半径等参数，直井靶区半径不大于50m，定向井靶区半径不大于10m，水平层靶盒垂深误差控制在±1m以内。2井身结构与套管柱设计2.1井身结构设计原则井身结构设计需满足压力分隔要求，相邻两个开次的地层压力差不超过钻井液密度窗口允许范围，压差卡钻发生概率控制在5%以内，满足后续完井、增产、开发作业要求。2.2典型井身结构参数中国陆地常规油气藏典型井身结构参数如下：（1）3000-4000m中深井（三级结构）：一开采用Φ311.1mm钻头钻进，钻至下表层套管设计深度，下入Φ244.5mm表层套管，壁厚8.94mm，钢级J55，水泥浆返至地面，封固上部松散地层、淡水层；二开采用Φ215.9mm钻头钻进至目的层，下入Φ139.7mm油层套管，壁厚7.72mm，钢级P110，水泥浆返至目的层顶以上150m，高压气井水泥浆需全返至井口。（2）5000-7000m深井（四级结构）：一开Φ444.5mm钻头，下Φ339.7mm表层套管，壁厚10.19mm，钢级J55，水泥浆返地面；二开Φ311.1mm钻头，下Φ244.5mm技术套管，壁厚10.05mm，钢级P110，封固上部低压漏失层；三开Φ215.9mm钻头，下Φ177.8mm技术套管，壁厚12.65mm，钢级TP140V，封固高压盐膏层；四开Φ149.2mm钻头钻进至目的层，下入Φ114.3mm尾管完井。2.3套管柱强度设计要求采用有效应力法进行套管强度设计，安全系数需满足：抗内压强度安全系数≥1.05，抗挤强度安全系数≥1.0，抗拉强度安全系数≥1.6，对于含H₂S区块，套管需选用抗硫钢级，抗硫性能符合SY/T0599标准要求，硬度不得大于HRC22。3钻进工艺参数控制3.1直井钻进参数常规Φ215.9mm井眼钻进参数，根据地层硬度调整：（1）软地层（机械钻速＞20m/h）：PDC钻头钻压80-120kN，转速80-120r/min，排量24-28L/s，环空返速1.0-1.4m/s；（2）中硬地层（机械钻速10-20m/h）：PDC钻头钻压120-180kN，转速100-150r/min，排量26-32L/s，环空返速1.2-1.8m/s；（3）硬地层（机械钻速＜10m/h）：牙轮钻头钻压160-220kN，转速60-90r/min，排量24-30L/s，环空返速1.0-1.6m/s。直井防斜打快要求：井斜角每1000m井深不得超过1°，全井最大井斜角不得超过5°，钟摆钻具组合钟摆长度控制在18-27m，钻压不得超过钻铤重量的80%。3.2定向井与水平井轨迹控制造斜段造斜控制要求：浅层造斜控制在(3°-5°)/30m，中深层造斜控制在(5°-8°)/30m，水平段全角变化率控制在(0.5°-2°)/30m，工具面角调整误差不得超过±10°。轨迹测量要求：造斜段每5m测斜一次，水平段每10m测斜一次，入靶点垂深误差不得超过±1m，水平段穿行误差不得超过2m，靶前距误差不得超过5m。螺杆钻具使用要求：5LZ172型螺杆钻具额定排量18-25L/s，工作压降不得超过4MPa，最大钻压不得超过150kN；7LZ203型螺杆钻具额定排量25-32L/s，工作压降不得超过4.5MPa，最大钻压不得超过200kN，连续工作时间不得超过150h，起钻必须检查螺杆橡胶磨损情况。3.3钻井液体系与性能控制钻井液选型需满足地层抑制、储层保护要求：（1）上部松散层：聚合物不分散钻井液，密度1.05-1.15g/cm³，漏斗黏度30-40s，API滤失量＜10mL/30min，聚丙烯酰胺浓度0.2-0.3%，抑制泥页岩造浆；（2）水敏泥页岩地层：钾基聚合物钻井液，钾离子含量≥30000mg/L，滚动回收率≥85%，API滤失量＜5mL/30min，密度根据地层压力调整，控制页岩膨胀率＜10%；（3）盐膏层：饱和盐水聚磺钻井液，氯离子含量≥180000mg/L，高温高压滤失量＜5mL，密度1.4-1.9g/cm³，添加抗盐降滤失剂2-3%，抗高温稳定剂1-2%，控制盐层蠕缩率＜5%；（4）储层保护：水敏储层采用油基钻井液，油水比70:30-85:15，密度0.9-2.2g/cm³，高温高压滤失量＜2mL，渗透率恢复值≥85%；弱水敏储层采用无固相储层保护钻井液，固相含量＜1%，渗透率恢复值≥80%。4井下复杂情况预防与处理4.1井漏井漏按漏速分为三类，处理方法如下：（1）渗透性漏失（漏速＜10m³/h）：降低钻井液密度0.02-0.05g/cm³，添加随钻堵漏剂2-3%，降低排量循环，静置2-4h后恢复钻进；（2）裂缝性漏失（漏速10-50m³/h）：采用桥接堵漏配方，1-3mm核桃壳3-5%+棉籽壳2-3%+片状云母1-2%，配置堵漏浆10-30m³，注入漏层后憋压1-3MPa，关井静置8-12h，试压合格后恢复钻进；（3）溶洞性漏失（漏速＞50m³/h）：采用水泥浆堵漏，水泥浆密度1.85-1.95g/cm³，附加量为漏失通道容积的1.5-2倍，注入后候凝24-48h，扫塞后试压，不合格需二次堵漏。4.2井塌井塌征兆为扭矩波动增大、泵压升高、起下钻遇阻、返出岩屑增多，处理方法：提高钻井液密度0.05-0.1g/cm³，提高黏度和切力，黏度提高10-15s，初切提高5-10Pa，控制起下钻速度不超过0.5m/s，减少抽汲压力和激动压力，划眼作业转速控制在30r/min以内，避免划出新井眼，严重井塌需注入凝胶暂堵后，调整钻井液性能再划眼通井。4.3井控与溢流处理一级井控要求井底压力始终大于地层压力，密度附加值油层取0.05-0.10g/cm³，气层取0.07-0.15g/cm³。溢流监测要求：钻进期间每15min监测一次池体积，起下钻期间每灌一柱钻井液记录一次灌入量，溢流量超过1m³立即关井。关井程序：停钻停泵→上提钻具至合适位置→关防喷器→关节流阀→记录关井立管压力、关井套管压力。压井采用司钻法：第一循环周用原钻井液循环排出溢流，第二循环周用加重钻井液压井，加重后钻井液密度计算公式为：Δρ=102Pp/H，其中Δρ为密度增量，单位g/cm³，Pp为关井立管压力，单位MPa，H为垂深，单位m。压井期间稳定立管压力，稳压合格后开井。4.4压差卡钻压差卡钻征兆为泵压正常，悬重下降，钻具无法上提下放活动，处理方法：首先确定卡点位置，卡点深度计算公式L=9.8×10⁻⁴×ΔP×L₀/ΔW，其中ΔP为上提附加拉力，单位kN，L₀为钻具自由段长度，单位m，ΔW为钻具线重，单位kN/m。配置解卡剂，解卡剂密度比原钻井液高0.01-0.02g/cm³，注入后浸泡液面高出卡点50m，浸泡期间每2h活动一次钻具，活动吨位不超过钻具安全载荷的80%，浸泡时间一般为8-24h，解卡后循环排出解卡剂，恢复钻进；浸泡无效可采用倒扣套铣作业，逐段套铣解卡。5固井作业工程管控5.1下套管作业要求下套管前需通井划眼，井径扩大率大于20%的井段需反复划眼修整井壁，清除井壁虚泥饼，下套管速度控制在0.5-1根/min，遇阻吨位不超过50kN，禁止猛压硬下，避免套管损坏或卡套管。下完套管后循环钻井液，排量不低于正常钻进排量的70%，循环不少于2周，确认环空通畅，无岩屑沉降。5.2水泥浆性能要求不同工况水泥浆性能参数：低密度水泥浆密度1.4-1.6g/cm³，用于低压漏失层，24h抗压强度≥12MPa；常规水泥浆密度1.8-1.9g/cm³，24h抗压强度≥14MPa；高密度水泥浆密度2.0-2.3g/cm³，用于高压层，24h抗压强度≥16MPa。水泥浆稠化时间需大于总施工时间+1h，误差控制在±30min，领浆密度比尾浆低0.2-0.3g/cm³，用于封固上部环空，降低液柱压力。5.3注水泥施工与质量评价注水泥施工要求顶替效率≥90%，水泥浆返高误差≤±50m，碰压压力比钻井泵工作压力高2-5MPa，碰压后保压24h，压力不降方可开井候凝。固井质量采用声幅测井评价：相对幅度＜20%为优质，20%-40%为合格，＞40%为不合格，不合格井段需进行挤水泥补救，补救后重新评价，满足开发要求方可投产。6完井作业与开发准备6.1完井方式与参数控制射孔完井为常用完井方式，射孔参数：常规油气层射孔密度10-16孔/m，高渗透厚层16-20孔/m，低渗透储层20-36孔/m，相位角60°，射孔穿深≥600mm，孔径≥10mm。水平井分段压裂完井，每段长度50-100m，每段布2-4簇射孔，簇间距15-30m，孔密16-20孔/m，穿深≥500mm。6.2生产管柱下入要求生产管柱下入前需逐根通径、清洗，检查螺纹损伤，上扣扭矩符合要求：2⁷/₈英寸（73mm）油管上扣扭矩1800-2200N·m，3¹/₂英寸（88.9mm）油管上扣扭矩2800-3200N·m，4¹/₂英寸（114.3mm）油管上扣扭矩4500-5000N·m，含H₂S井需在管柱上加缓蚀剂保护，每年缓蚀剂加注量不低于管柱重量的0.1%。6.3诱喷排液与交井投产前诱喷排液，抽汲诱喷每下入100m深度抽汲时间不少于30min，气举诱喷气举压力不超过井口额定工作压力的80%，连续排液至出口液体含砂量＜0.01%，稳定生产6h后，测量井底流压、产油产气量、含水，完成录取资料后交井。7安全环保管控7.1作业安全要求井场所有电气设备接地电阻≤4Ω，爆炸危险区1区必须使用ExdⅡBT4级以上防爆电器，含H₂S区块作业，