石油天然气钻井工程手册

石油天然气钻井工程手册一、钻井前期准备1.1地质与工程基础调研钻井施工前必须完成邻井资料收集与本区地质剖面预测，明确获取核心参数：目的层孔隙压力系数范围、坍塌压力系数范围、破裂压力梯度，以及浅层气、硫化氢、盐膏层、漏失层等复杂层的垂深与规模。常规陆相碎屑岩沉积盆地，目的层孔隙压力系数通常为0.9~1.8g/cm³，坍塌压力系数为0.7~1.4g/cm³，破裂压力梯度为1.3~2.4MPa/100m，需根据邻井实钻数据校正误差，误差控制在±0.05g/cm³以内。1.2井场与设备准备井场尺寸根据井型与井深确定：3000m以浅直井井场尺寸为120m×80m（约9600㎡），5000m以上探井、水平井井场尺寸为150m×100m（约15000㎡），大位移井、超深井井场不小于180m×120m。钻井设备按额定钩载匹配井深：ZJ30钻机适配井深≤3000m，额定钩载2250kN；ZJ50钻机适配井深3000~5000m，额定钩载3150kN；ZJ70钻机适配井深5000~7000m，额定钩载4500kN；ZJ90钻机适配井深7000~9000m，额定钩载6750kN。开钻前设备校验要求：井架主体无变形，螺栓预紧扭矩符合设计要求；循环系统密封无渗漏，立管、地面管汇试压达到最高工作压力的1.2~1.5倍，稳压30min，压降≤0.5MPa为合格；动力系统额定输出功率达到设计值的100%，负载测试无故障。1.3钻具准备所有入井钻具必须进行通径与外观检查，新钻具需逐根做无损检测，在用钻具每10口井做一次全根磁粉探伤，钻杆丝扣磨损量超过1mm、钻铤壁厚磨损超过10%必须报废，钻具组合入井前按设计核对编号与顺序，误差不得超过1个单根。二、井身结构设计2.1设计原则与依据井身结构设计以实钻校正的孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面为依据，遵循“分层封隔、留足余量、简化结构”原则，相邻套管环空间隙不小于12mm，最小不得小于9mm，保证固井施工与后续作业空间。2.2常用井身结构系列根据井深与地质条件，常用标准化结构如下：1.浅层油气藏（埋深＜1500m）：二开制一开：采用Φ444.5mm钻头钻进，下入Φ339.7mm表层套管，下入深度300~500m，封隔浅表松散水层，水泥浆返至地面；二开：采用Φ215.9mm钻头钻至完钻井深，下入Φ139.7mm生产套管，水泥浆返至目的层顶以上200m。2.中深层油气藏（埋深1500~3500m）：三开制一开：Φ660.4mm钻头钻进，下入Φ508mm表层套管，下入深度50~100m，封隔地表流砂层；二开：Φ444.5mm钻头钻进，下入Φ339.7mm技术套管，下入深度1200~2000m，封隔上部易塌水层；三开：Φ215.9mm钻头钻完目的层，下入Φ139.7mm生产套管。3.深层非常规油气（埋深＞4500m，页岩气、致密油水平井）：四开制一开：Φ406.4mm钻头钻进，Φ339.7mm表层套管下入深度300~800m，封隔浅表水层；二开：Φ311.2mm钻头钻进，Φ244.5mm技术套管下入深度2500~4000m，封隔上部盐膏层与易塌层，盐膏层套管必须下至盐膏层底界以下50m；三开：Φ215.9mm钻头钻完水平段，下入Φ139.7mm生产套管或筛管完井。4.超深井（埋深＞9000m）：五开制依次下入Φ508mm表层套管、Φ339.7mm技术套管、Φ244.5mm技术套管、Φ177.8mm技术套管，最后下入Φ127mm生产尾管，满足超深层压力封隔要求。三、钻进工艺技术3.1直井防斜打快工艺常用钟摆钻具组合防斜，Φ215.9mm井眼典型组合：Φ215.9mm钻头+Φ159mm无磁钻铤×1根+Φ159mm钻铤×(18~27)m（钟摆段）+稳定器+Φ159mm钻铤×(60~90)m+Φ127mm钻杆，钻压控制为钻铤浮重的1/3~1/2，全井井斜角控制在0.5°以内，靶心距偏差不大于1m为合格。深井满钻具钟摆组合全井井斜不超过1°为合格。3.2定向井与水平井轨迹控制造斜段造斜率匹配井型要求：常规定向井造斜率为3°~8°/30m，大位移井、靶前距小的水平井造斜率为6°~12°/30m。轨迹测量要求：造斜段每3m测斜一次，稳斜段每10m测斜一次，水平段每20m测斜一次，近钻头测量间距不超过10m，保证轨迹在储层内穿行。中靶要求：目的层厚度小于5m时，靶盒半径不大于5m，目的层厚度大于5m时，靶盒半径不大于10m。水平段摩阻控制：滑动钻进摩阻不超过180kN，旋转钻进摩阻不超过80kN，扭矩超过钻机额定扭矩70%时，加入2%~3%液体润滑剂或5%~8%固体润滑剂降低摩阻扭矩。3.3钻头选型与钻进参数匹配根据地层单轴抗压强度选型：软地层（抗压强度＜20MPa）采用4刀翼16mm切削齿PDC钻头，钻压1~1.5kN/mm钻头直径，转速120~180r/min；中硬地层（抗压强度20~60MPa）采用5刀翼13mm切削齿PDC钻头，钻压1~2kN/mm钻头直径，转速80~160r/min；硬地层（抗压强度＞60MPa）采用6刀翼10mm切削齿PDC钻头或镶齿牙轮钻头，牙轮钻头钻压2~3kN/mm钻头直径，转速40~90r/min，机械钻速低于1m/h时必须起钻换钻头。四、钻井液工艺技术4.1体系选型与性能控制钻井液密度设计遵循平衡压力原则：密度控制为比地层孔隙压力当量密度高0.05~0.10g/cm³，同时低于地层破裂压力当量密度0.05~0.10g/cm³，兼顾井壁稳定与储层保护，不同地层体系性能要求如下：1.上部松散易塌地层：聚合物不分散钻井液，密度1.05~1.20g/cm³，黏度30~40s，API滤失量＜10mL/30min，黏土含量＜60g/L，抑制黏土分散，维持井壁稳定。2.盐膏层、复合盐层：饱和盐水聚磺钻井液，密度1.80~2.30g/cm³，塑性黏度20~40mPa·s，动切力5~15Pa，API滤失＜5mL/30min，150℃高温高压滤失＜15mL/30min，氯化钠饱和度≥315g/L，抑制盐膏层蠕变与溶解。3.页岩气、致密油储层：油基钻井液，密度0.90~2.20g/cm³，油水比80:20~70:30，破乳电压＞400V，180℃静置72h油水不分离，塑性黏度20~50mPa·s，动切力8~20Pa，储层伤害率＜10%。4.常规储层水基保护体系：无固相钻井液，密度1.02~1.10g/cm³，API滤失＜5mL/30min，滤液与储层原油、地层水配伍性好，储层伤害率＜15%为合格。4.2复杂情况处理发生井壁坍塌时，首先提高钻井液密度0.02~0.05g/cm³，提高黏切性能，保持循环畅通后控制排量（降低10%~20%排量）缓慢划眼，严禁贸然停泵；发生油侵气侵时，立即关井循环除气，逐步提高密度至设计值，循环出所有气体后恢复钻进。五、井控技术井控分为三级：一级井控依靠钻井液液柱压力平衡地层压力，是核心控制手段；二级井控为溢流发生后依靠防喷器关井压井；三级井控为井喷失控后的抢险作业。5.1溢流监测与关井要求出入井泥浆量差超过1m³或停泵后井口自动外溢泥浆，即可判定为溢流，必须立即关井。关井采用软关井程序：停钻停泵→上提方钻杆至合适位置→打开节流管汇节流阀→关闭防喷器→关闭节流阀试关井→记录关井立管压力、套压与溢流量。最大允许关井套压取三个参数的最小值：防喷器额定工作压力、套管抗内压强度的80%、地层破裂压力对应的套压，严禁超压关井。5.2压井与设备试压压井采用二次法压井，压井排量为正常钻进排量的1/3~1/2，压井过程中控制套压不超过最大允许关井套压，压井结束后进出口钻井液密度差小于0.02g/cm³，停泵后井口无溢流为合格。防喷器每半年试压一次，按额定工作压力试压，稳压15min，压降不超过0.7MPa，无渗漏为合格，远程控制台安装距离井口不小于25m，面向井口侧设置防爆防护墙。六、固井工程技术6.1套管设计要求套管强度安全系数：抗内压强度≥最高地层压力的1.1倍，抗挤强度≥全井最大液柱压力的1.05倍，抗拉强度≥套管浮重的1.8倍，含硫化氢地层必须采用抗硫套管，抗硫等级符合NACEMR0175标准要求。套管居中要求：直井每3根套管加装1个刚性扶正器，造斜段每1根套管加装1个扶正器，保证套管居中度≥70%，避免水泥环窜槽。6.2水泥浆体系与施工参数G级水泥为通用水泥，浅层井用普通G级水泥，水泥浆密度1.85~1.90g/cm³，稠化时间150~250min，满足施工安全余量要求；井底温度＞120℃的高温井采用G级高抗硫水泥，加缓凝剂调节稠化时间，稠化时间为施工总时间加60min安全余量，波动范围控制在±30min；低压漏失层采用低密度水泥浆，密度1.30~1.60g/cm³，24h抗压强度≥14MPa。施工参数要求：前置液用量为1.5~2倍环容，紊流顶替排量满足环空返速1.0~1.5m/s，碰压后稳压10min，压降不超过0.3MPa为合格。水泥返高要求：所有气井水泥必须返至地面，油井水泥返至目的层顶以上500m，存在上部漏失层时返至漏失层顶以上200m。6.3固井质量评价采用声幅测井评价第一界面胶结质量，声幅相对值＜20%为优质，20%~40%为合格，＞40%为不合格；采用声波变密度测井评价第二界面胶结质量，自由套管波形占比＜10%为合格。七、完井作业与HSE质量控制7.1完井方式选型1.常规砂岩油藏直井/斜井：射孔完井，采用102mm射孔弹、127mm射孔枪，孔密16孔/m，相位角60°，穿透深度≥500mm，满足产能要求。2.致密油/页岩气水平井：可溶桥塞分段压裂完井，分段长度100~150m，每段3~5簇，簇间距15~25m，完井管柱采用Φ139.7mm耐高压生产套管，投产后桥塞自动溶解，无需钻磨。3.缝洞型碳酸盐岩油气藏：裸眼完井，技术套管封隔目的层以上地层，目的层裸眼完井，配合酸压改造投产。7.2质量控制指标井身质量：直井全井平均井斜角≤1°，靶心距偏差≤1m；井径扩大率控制在10%~15%，超过20%为不合格；固井优质率不低于80%，合格率不低于95%。7.3HSE控制要求1.硫化氢防护：地层硫化氢含量超过15ppm（20mg/m³）时，必须采用抗硫钻具与套管，井口安装固定硫化氢监测仪，一级报警阈值10ppm，二级报警阈值20ppm，所有作业人员配备正压式呼吸器，井场布置在全年主导风向的上风侧。2.井漏处理：漏