丹15-2井钻井工程设计

1、 编号 QK-KZG2016015构 造： 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 井 别： 开 发 井 井 型： 定 向 井 丹 15-2 井钻井工程设计陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气勘探开发部二一六年七月二十七日丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计设设 计计 单单 位：位：设设 计计 人：人： 年年 月月 日日审审 核核 人：人： 年年 月月 日日单位负责人单位负责人: 年年 月月 日日天然气勘探开发部天然气勘探开发部审审核核意意见见 :审审 核核 人人: 年年 月月 日日单位负责人单位负责人: 年年 月月 日日 油气勘探公司主管单位油气勘探公司主管单位审审核核意意见见 : 审审

2、 核核 人人: 年年 月月 日日 单位负责人单位负责人: 年年 月月 日日批准意见批准意见:批批 准准 人人: 年年 月月 日日丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计目目 录录1.1.基本数据基本数据 .12.2.设计依据设计依据 .22.1 构造位置 .22.2 地理位置及环境资料 .22.4 地质分层及油气水层 .43.3.技术指标及质量要求技术指标及质量要求 .73.1 井身质量要求 .73.2 防碰要求 .83.3 防碰应急措施 .83.4 钻头、套管程序及固井质量要求 .84 4工程设计工程设计 .94.1 井身结构 .94.2 定向井带钻井眼剖面数据 .104.3 防碰扫描.

3、164.4 钻机选型及钻井主要设备 .284.5 钻具组合.304.6 钻井液设计及气层保护要求 .314.7 钻头及钻井参数设计 .344.8 油气井压力控制 .374.9 定向井工艺技术措施 .404.10 中途测试安全措施.414.11 固井设计 .414.12 各次开钻或分井段施工重点要求 .474.13 完井设计 .514.14 弃井要求 .534.15 钻井进度计划.535.5.健康、安全与环境管理健康、安全与环境管理 .565.1 基本要求 .565.2 健康、安全与环境管理体系要求 .565.3 关键岗位配置要求 .575.4 健康管理要求 .585.5 安全管理要求 .595

4、.6 环境管理要求 .626.6.完井提交资料完井提交资料 .646.1 完井提交资料 .647.7.附附 则则 .657.1 钻井施工设计要求 .657.2 特殊施工作业要求 .657.3 井位图 .65丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计01.1.基本数据基本数据开发项目鄂尔多斯盆地伊陕斜坡古生界天然气开发井 号井 别井 型大地坐标(井口)纵(X)大地坐标(井口)横(Y)表层套管下深（m）造斜点（m）方位（）丹 15 井评价井直 井4058058.9519290553.99500.00/丹 15-1 井开发井定向井4058089.9419290553.28510.00580223.

5、80丹 15-2 井开发井定向井4058080.7719290557.22520.00610160.27地理位置陕西省延安市志丹县旦八镇卢家湾北约 1 公里构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡丹 15-2 井经纬度( )东 经1083930.55北 纬363750.40地面海拔(m)1422.74磁 偏 角 ()-3.54方位角160.27中靶半径(m)65丹 15-2 井1 号靶点纵(X)4056835.18(m)横(Y)19291003.88(m)位移1323.25(m)海拔（山西组底）-2321.00(m)丹 15-2 井2 号靶点纵(X)4056823.57(m)横(Y)19291008.04

6、(m)位移1335.58(m)海拔（本溪组底）-2373.00(m)设计井深（垂深）3879m完钻层位马5目的层P3f、P2h、P1s、P1t、C2b、 O1m5设计依据丹 15 井、丹 2 井、丹 7 井完钻地质资料完钻原则钻穿马五4最后一套气层 50 m 完钻，若马五4无油气显示进入马5510 m 完钻表 层 套 管生 产 套 管钻头尺寸(mm)下深(m)尺寸(mm)套管下深(m)钻头尺寸(mm)套管尺寸(mm)311.1520.00244.5520.00215.9139.7完井方法全套管射孔完井井场分布及定向方位示意图丹 15 井口丹 15-1 井口大门方位 150N丹 15-2 井口丹

7、丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计12.2.设计依据设计依据钻井工程设计依据：丹 15-2 井钻井地质设计；邻区、邻井实钻资料；有关技术规范及技术法规。2.1 构造位置：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡2.2 地理位置及环境资料2.2.1 井口坐标 纵(X): 4058080.77 (m)， 横(Y): 19290557.22 (m)2.2.2 磁偏角：-3.542.2.3 地面海拔：1422.74m2.2.4 地理位置：陕西省延安市志丹县旦八镇卢家湾北约 1 公里2.2.5 气象资料：井区属大陆性季风半干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季漫长且干旱。日照充足，雨热同季。

8、年平均气温 8，年平均降雨量 445mm,无霜期 146d。本区第四系含水性较强，潜水位较浅。春秋季多西北风、多沙尘暴天气；夏秋季节易发山洪、山体滑坡等灾害性地质现象。2.2.6 地形地貌及交通情况：工区地处黄土高原腹地，地表侵蚀切割强烈，沟壑梁峁发育，地形起伏较大。地表为第四系未固结成岩的松散黄色粘土。该井距主干公路较远，交通不太方便，通讯条件基本上能满足要求。2.3 地质要求2.3.1 井别：开发井2.3.2 井型：定向井2.3.3 设计井深： 垂深：3879.00（m） 斜深：4160.59 (m) 2.3.4 磁偏角()：-3.542.3.5 中靶垂深：A 靶垂深：3744.00m 中

9、靶坐标：纵 4056835.18 (m) 横 19291003.88 (m)B 靶垂深：3790.00m 中靶坐标：纵 4056823.57 (m) 横 19291008.04 (m)2.3.6 完钻垂深：3879.00m丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计22.3.7 地面海拔：1422.7m2.3.8 目的层位：石千峰组，石盒子组，山西组，太原组，本溪组，马家沟组兼探延长组。2.3.10 完钻原则：钻穿马五4最后一套气层 50 m 完钻，若马五4无油气显示进入马5510 m 完钻2.3.11 完井方法：全套管射孔完井。2.3.9 钻探目的：了解古生界二叠系石千峰组、石盒子组、山西组

10、、太原组，石炭系本溪组储层发育及含油气情况；兼探中生界三叠系延长组油层。丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计32.4 地质分层及油气水层2.4.1 设计地层、预测气层位置。 表 2-1 丹 15-2 井地层分层数据表地 层设计地层(m)卡层取心层段(m)界系统组底界深度(垂深)厚度岩 性显示类别显示层段(垂深 m)顶底深度故障提示新生界第四系200200松散黄土防漏白垩系下统志丹群406206杂色砂泥岩互层防漏防卡安定组578172棕红色泥岩上部夹灰杂色泥岩下部夹粉、细砂岩防漏防卡中统直罗组795217灰绿、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层防漏防卡延安组1097302细砂岩夹泥岩、砂质泥岩，

11、底部为粗砂岩防卡防喷侏罗系下统富县组113336灰色泥岩夹灰白色中细粒、含砾粗砂岩防卡防喷上统延长组2116983深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩、泥质砂岩防卡中统纸坊组2635519紫红色泥岩夹浅红色砂岩防卡和尚沟组2816181紫红色泥岩夹紫灰色砂岩防漏中生界三叠系下统刘家沟组3107291浅紫色砂岩夹棕红色泥岩防塌 防喷上统石千峰组3366259棕红泥岩与棕色细砂岩互层气3324-33283346-3356防塌 防喷中统石盒子组3624258上部巨厚状泥、下部浅灰色中粗粒石英砂岩气3392-33963471-34743530-35333619-3624防塌 防喷山西组3744120上部泥岩夹砂岩

12、、下部灰黑色泥岩夹砂岩及煤气3636-36403665-3677防塌 防喷二叠系下统太原组37528灰岩夹泥岩及煤防喷防塌古生界石炭系上统本溪组379038上部厚煤层、中下部为灰黑色泥岩夹薄层浅灰色细砂岩气3769-3779防塌 防喷防卡丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计4奥陶系下统马家沟组（未穿）387989灰岩、白云岩夹凝灰质灰岩、膏盐岩气3797-38023806-3814防塌防喷防 H2S防卡2.4.2 浅气层及其它矿物岩层提示目前局部地区发现浅层天然气藏。本溪组底部可能出现的铁铝土质泥岩（赤铁矿、铝土矿） 。马家沟组有可能出现膏盐岩。2.4.3 邻井试气层中部实测压力表 2

13、-2 本区试油气层中部实测压力井号层位气层井段（m）地层压力（MPa）地层压力系数延 441本 23685-3687 3674-367829.9840.81472.4.4 本井目的层地层压力预测本井周边可能存在注水区域，要注意出水, 特别是在本井周围 500m 范围以内若有注水井或油井，要引起注意；刘家沟组漏失严重，注意防漏、堵漏。古生界地层压力系数一般为 0.8147，钻井施工过程中应注意控制钻井液密度，保护好气层。邻井在三迭系以上地层一般使用钻井液密度小于 1.03 g/cm3，石千峰组奥陶系的钻井液密度一般在1.061.07 g/cm3。钻井过程中注意防喷，做好中生界油气层的防喷工作，特

14、别是在甘泉、富县、黄龙等南部区域要注意浅层气，做好井控工作；进入气层后，尤其是本溪组属局部高压地层，应特别注意做好防喷工作。邻井实钻情况调研西北部区域（志丹、安塞、吴起、靖边、定边）上部志丹群为大段棕红色砂岩地层可钻性好，钻速快，使用无固相聚合物钻井液携带岩屑不及时，易发生沉砂卡钻，在钻进过程中，加入足量的大分子聚合物，絮凝包被岩屑，适当提高钻井液粘度，提高钻井液排量，提高钻井液携屑能力，钻具在井下静止时间不超过 3 分钟，每钻进 150-200 米推稠浆清扫井底岩屑，防止沉砂卡钻；直罗组泥岩含量较高且胶结疏松，易吸水膨胀，发生垮塌掉块，易发生掉块卡钻及电测遇阻，要求钻进过程中要控制钻井液失水

15、，适当提高钻井液粘度，形成薄而致密的泥饼，防止卡钻和电测遇阻，在起下钻时严格执行操作规程，控制起下钻速度，遇到阻卡等复杂情况，及时接方钻杆开泵划眼缓慢通过。油油井老区开钻前收集邻近油井资料，钻进过程中做好测斜工作，观察钻屑及钻井参数情况，井老区开钻前收集邻近油井资料，钻进过程中做好测斜工作，观察钻屑及钻井参数情况，防止发生碰套管事故。防止发生碰套管事故。部分地区马家沟组含膏岩夹层，钻进过程中密切观察，发现膏岩及时加入纯碱沉淀部分地区马家沟组含膏岩夹层，钻进过程中密切观察，发现膏岩及时加入纯碱沉淀钙离子，加入烧碱钙离子，加入烧碱 0 提高钻井液提高钻井液 PHPH 值，加入值，加入 LV-CMC

16、LV-CMC 降低钻井液失水，坚持划眼修正井降低钻井液失水，坚持划眼修正井丹丹 15-2 井钻井工程设计井钻井工程设计5眼，防止膏岩蠕变缩径卡钻。眼，防止膏岩蠕变缩径卡钻。2.4.5 本井 H2S 含量预测根据邻近探井在钻井、试气过程中无根据邻近探井在钻井、试气过程中无 H H2 2S S 显示，但要求本井在施工过程中加强对显示，但要求本井在施工过程中加强对 H H2 2S S气体的录井检测及防范，一旦发现有气体的录井检测及防范，一旦发现有 H H2 2S S 气体，现场应严格按照气体，现场应严格按照 SY/T5087-SY/T5087-20052005、SY/T5742-2007SY/T57

17、42-2007 和和 SY/T5974-2007SY/T5974-2007 果断处理，确保人身及钻井设备的安全。果断处理，确保人身及钻井设备的安全。2.4.6 邻井完井钻井液性能 表 2-3 邻井钻井液使用情况井号层位井 段(m)密度(g/cm3)粘度(s)第四系0.00530.001.0228第四系刘家沟组530.003099.001.021.042835丹 7刘家沟组马家沟组3099.003882.001.051.0730492.4.7 本井钻井液类型:水基钻井液2.4.8 全井钻井液体系要求开钻进入石千峰 2030m，必须下光钻杆进行工艺堵漏，要求堵漏压力当量钻井液密度必须不小于 1.2

18、8g/cm3，稳压 10mim 以上，压降0.5MPa，钻井液体系采用清水聚合物钻井液。工艺堵漏后至完钻采用优质聚磺防塌钻井液体系，尽量控制钻井液密度。要做好保证井壁稳定、井控安全和固井质量的防塌、防喷、防漏工作。2.4.9 设计井全井钻井液性能使用要求表 2-4 丹 15-2 井钻井液基本性能要求表井 段(垂深 m)密 度(g/cm3)漏斗粘度(s)失水(ml)备 注05201.033035清水聚合物52031571.031.0430355清水聚合物3157完钻井深1.073050120m3/h，并带电子自动点火装置及两种手动点火方式37井控 系统井控坐岗房138指重表ZW400400T1丹

19、丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计3039测斜仪（套）140测斜绞车141计算机142液面检测仪电子143钻头规100-350mm1 套44通径规118mm50cm2 只45常温常压失水仪146密度仪147粘度仪148旋转粘度仪ZNN-D8F1149中压失水仪150含砂仪151秒表252PH 试纸53钻 井 液值班房154水罐水罐80m325550Kg25635Kg357干粉灭火器8Kg10585Kg259二氧化碳灭火器3Kg560消防锹861消防斧262消防毛毡1063消防泵164消防桶865消防水龙带50m66消 防 器 材19mm 高压水枪267固定式硫化氢检测仪268便携式硫化

20、氢检测仪569四合一气体（CH4、CO、CO2、H2S等）检测仪270防毒面罩12 套71空气压缩机1 台72空气呼吸器瓶5 支73有毒有害气体防护设备正压呼吸器15 套74井场电路防爆电路1 套75钻铤8276钻铤78 根79钻铤61/217 根80钻 具定向工具钻杆5Q-1054000m丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计3181无磁钻铤61/41 根821.25 单弯双扶螺杆7LZ17272 根丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计324.5 钻具组合4.5.1 钻具组合 表 4-2 钻具组合 井眼尺寸 mm钻进井段 m钻具组合一开311.10-520.00311.1mm

21、钻头+203mm 无磁钻铤1 根+203mm 钻铤3 根+177.8mm 钻铤6 根+159mm 钻铤14根+127mm 钻杆215.9上部直井段520.00-610.00215.9mm 钻头+螺杆+212mm 稳定器+1 根+MWD 短节165mm 无磁钻铤+165mm 钻铤18 根+127mm钻杆215.9增斜段610.00-854.86215.9mm 钻头+1单弯螺杆+1 根+MWD 短节165mm 无磁钻铤+165mm 钻具回压阀（投入式止回阀）+165mm 钻铤20 根+127mm 钻杆+旋塞阀+方钻杆215.9稳斜段854.86-3601.10215.9mm 钻头+1单弯螺杆+16

22、8mm 短钻铤+212mm 稳定器+1 根+MWD 短节165mm 无磁钻铤+165mm 钻具回压阀（投入式止回阀）+165mm 钻铤20 根+127mm 钻杆+旋塞阀+方钻杆215.9降斜段3601.10-3917.30215.9mm 钻头+1单弯螺杆+212mm 稳定器+1 根+MWD 短节165mm 无磁钻铤+165mm 钻具回压阀（投入式止回阀）+165mm 钻铤20 根+127mm 钻杆+旋塞阀+方钻杆二开215.9稳斜段3917.30-4160.59215.9mm 钻头+1单弯螺杆+168mm 短钻铤+212mm 稳定器+1 根+MWD 短节165mm 无磁钻铤+165mm 钻具回

23、压阀（投入式止回阀）+165mm 钻铤20 根+127mm 钻杆+旋塞阀+方钻杆4.5.2 钻具组合强度校核 表 4-3 钻具组合强度校核钻 具 参 数安 全 系 数井眼尺寸mm井段m-m钻井液密度g/cm3钻具名称钢级外径mm内径mm长度m线重Kg/m重量kN累计重量kN抗拉抗挤抗拉余量kN215.9520-4160.591.07钻杆G105127108.63950.1429.081126.871.751.991058.971.07钻铤16571.44210.45135.6279.951406.82丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计334.6 钻井液设计及气层保护要求 4.6.1

24、钻井液完井液设计表 4-4 钻井液完井液设计常规性能流变参数静切力 Pa开钻次序井段（垂深）m密度g/cm3漏斗粘度SAPI失水ml泥饼mmpH 值含砂HTHP失水ml摩阻系数初切终切塑性粘度Pas动切力Pan 值K 值固含膨润土含量g/L一开05201.032535780.2不控类型配方处理方法与维护聚合物无固相钻井液淡水0.10.2KPAM0.10.2FA367开钻前配制密度为 1.06g/cm3的预水化膨润土浆 60m3，浓度为 1的 KPAM 溶液、1FA367 溶液 40m3。采用聚合物无固相钻井液钻进，维持井内钻井液含 0.10.2的 KPAM、0.10.2的FA367 钻进。强化

25、固控措施，钻进中保证振动筛及其它固控设备连续使用。维护井内钻井液性能时，将处理剂配成稀溶液，再细水长流的均匀加入井内，确保钻井液性能良好，无大幅度变化。井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏。若表层使用无固相钻井液，砂塌和渗漏严重时，换入预水化膨润土浆钻进。停泵作业和下套管前用稠浆循环携砂、垫底。(稠浆其推荐配方为：57%膨润土浆+0.20.4%CMC-HV)固井候凝时清洗锥型罐、沉淀罐。同时调整地面钻井液，满足下部钻井施工需求。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计34常规性能流变参数静切力 Pa开钻次序井段（垂深）m密度g/cm3漏斗粘度SAPI失水ml泥饼mmpH 值含砂HTHP失

26、水ml摩阻系数初切终切塑性粘度mPa.s动切力Pan 值K 值固含膨润土含量g/L二开52031571.031.04284085（逐渐减小）1780.20000.512260.51.0类型配方处理方法与维护丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计35聚合物无固相钻井液井浆0.10.3KPAM0.10.3FA367出 244.5mm 套管前，严禁使用清水钻开地层，必须使用加有足够量的抑制剂和包被剂性能的聚合物钻井液，以防止地层早期出现水化膨胀造成地层不稳定。钻塞后筛除水泥块加 50kg 的 Na2CO3除钙。继续采用聚合物无固相钻井液钻进维持井内钻井液含 0.10.3的 KPAM、0.10.

27、3的 FA367 钻进。该井段裸眼段长、携砂防垮塌是关键；停泵作业前，应用稠浆携砂、垫底。预计消耗60m3左右高稠聚合物，稠浆其推荐配方为：0.2的 KPAM0.2FA367+0.20.4%CMC-HV。用好无固相钻井液的关键是搞好固控工作，机械除砂(保证钻进中振动筛、除砂器、除泥器稳定运转。)与人工除砂相结合，采用筛、掏的方法最大限度地降低无用固相含量，控制好钻井液密度。(采用井口固控设备大土池离心机上水罐的方式大循环，尽量沉降钻屑)。进入和尚沟组后，采用小循环适量加入特种泥浆性能调节剂（SD-21）0.10.2%、乙烯基单体多元共聚物（MAN104）用量 0.20.3%，使钻井液 API

28、滤失量控制在 8ml 以内，进入刘家沟组后失水控制在 5ml 以内，必要时加入适量膨润土浆或高粘羧甲基纤维（HV-CMC） 。维护井内钻井液性能时，将聚合物处理剂配成稀溶液，再均匀加入井内。如果出现水侵应根据井下实际情况，适当调高井浆密度控制出水；同时调整钻井液性能以满足顺利钻井的要求。若调高钻井液密度时，发生井漏现象,应及时封堵水层，堵漏作业时应充分考虑地层水对堵漏作业的影响，堵漏作业时应尽量隔离地层水，以提高堵漏成功率。如果井下出现井塌现象或携砂不良，应立即将井浆转化为聚合物钻井液钻进，聚合物钻井液推荐配方为：井浆+3050%密度为 1.06g/cm3的原浆+0.050.15KPAM+0.

29、050.15FA-367+0.81.5LS-2(或 DR-2)+23FRH(或12RLC101)。井场应储备足够量的酸溶性堵漏剂，以便及时堵漏；进入刘家沟组后采取井漏预防措施；井漏漏速小，向井浆中加入 23SDL；漏速大于 5m3采用综合堵漏法。井漏严重时应请示钻井工程部，确定下步堵漏措施。常规性能流变参数静切力 Pa开钻次序井段（垂深）mm密度g/cm3漏斗粘度SAPI失水ml泥饼mmpH 值含砂HTHP失水ml摩阻系数初切终切塑性粘度mPa.s动切力Pan 值K 值固含膨润土含量g/l二开315738791.0735-5550.59.5110.3150.07870.122436103551

30、00.400.850.100.40384050类型配方处理方法与维护丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计36聚磺防塌钻井液配方：膨润土（2-4%）+纯碱（0.3-0.5%）+磺化酚醛树脂（0.8-1.2%）+阳离子褐煤（0.5-0.8%）+无荧光防塌降滤失量（或磺化沥青） （0.8-1.2%）+高粘羧甲基纤维素（0.2-0.4%）+特种泥浆性能调节剂（0.1-0.2%）+超细碳酸钙（2-3%）+多功能极压固体润滑剂 MSL+生物液体润滑剂 BL-11。A、该段的处理应以控制石盒子层井径扩大为主，应注意钻井液的抑制性、低滤失性及泥饼质量。般土含量达到 40-50g/L 注意防塌剂的储量，

31、并配合 MAN104.101、SD-17W、SD21、KH-931（或 FT-1）等改善钻井液的流变性能，失水降至小于或等于 5ml，并使泥饼薄而坚韧。B、为石盒子和山西组煤层的坍塌，适当提高密度，使其维持在 1.04-1.07g/cm3，即可有助于防止石盒子和山西煤层的坍塌、掉块、净化井筒，减少电测遇阻问题。C、上古气层段钻井液处理时还应考虑保护层。即在满足压住上部水层及防塌所需的最低密度的前提下。尽量保持低密度、低失水。D、在进入石千峰 20-30m 起钻，下光钻杆（为保证堵漏效果和井下安全，不许带钻头）进行工艺堵漏作业，按配方配制好堵漏钻井液，注入刘家沟易漏地层，关封井器，用单凡尔缓慢间

32、歇蹩压，堵漏压力当量钻井液密度必须不小于 1.28g/cm3，稳压 10mim 以上，压降0.5MPa。具体配方如下：井浆0.30.5%增粘剂67%桥堵剂45%FD加重剂。为了保证双级固井质量和提高钻井液加重后地层的承压能力，在进入石千峰组后 50m 一次性转化为具有气层保护特点的钻井液体系，转化完钻井液钻井 24 小时，井壁形成致密泥饼。E、如果起下钻（接单根）有遇阻现象应及时配稠浆进行清洗井眼，将井眼内的沉砂或掉块清洗干净后，再重新下钻和钻进，以防阻卡。同时调整钻井液性能，提高润滑性，加入润滑剂。F、在井浆基础上加入酸溶屏蔽暂堵剂，如 QS-2，QS-3 等，加量 23%，同时加入强抑制剂

33、0.2-0.3%MAN104 等。G、在气层钻井过程中及固井前均要维护好该保护层的性能。 （含有 H2S 适当提高 PH）H、气层段钻完后钻进口袋时应适当提高粘度和切力，充分循环清洗井眼，然后起钻电测，确保电测顺利。在该段起钻时，勤灌泥浆和平稳操作，在井场准备好 50 吨左右的石灰石粉，以防井喷压井用。注：如遇井涌、井喷、注：如遇井涌、井喷、H2S 含量高等异常情况，现场可根据实测地层压力按井控规定调整钻井液密度。含量高等异常情况，现场可根据实测地层压力按井控规定调整钻井液密度。 丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计374.6.2 气层保护要求1、严格执行钻井设计，如遇井涌、井喷、H2

34、S 含量高等异常情况，现场工程技术人员可根据实际情况适当加大钻井液的密度，确保钻井安全顺利。2、采用以复合为主的优选参数钻井技术，提高钻井速度，减少钻井液对气层的浸泡时间。3、管好用好固控设备，要求打开气层时如无异常情况，钻井液的固相含量和密度不超过钻井液设计要求。4、气层段禁止使用不能酸溶和影响岩屑录井质量的处理剂。气层段禁止使用不能酸溶和影响岩屑录井质量的处理剂。5、抓好组织工作，完钻电测后，及时下 139.7mm 生产套管，尽量减少钻井液对气层的浸泡时间。6、屏蔽暂堵完井液技术可减少钻井液对产层的伤害深度。在条件许可时采用该完井液体系。7、气层段使用的完井液处理剂，井队必须要有产品检验单

35、和合格证，进行小型试验，保证完井液性能达到设计要求，有效的保护气层。8、严禁用清水聚合物打开气层，以防污染气层。9、积极推广应用新技术，保护好气层，但必须经过甲方同意。4.7 钻头及钻井参数设计 4.7.1 钻头设计表 4-5 钻头设计序号尺寸mm型号钻进井段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h1311.1MP20-520.00520.004511.562215.9HJ517G520.00-2139.001619.009417.223215.9HJ517G2139.00-2839.00700.004714.894215.9HJ517G2839.00-3339.00500.00559.095215.

36、9HJ517G3339.00-3639.00300.00565.366215.9HJ517G3639.00-3984.00345.00744.667215.9HJ517G3984.00-4160.59176.59652.72丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计38PDCPDC 钻头使用注意事项钻头使用注意事项（1）在延长等含砾石易蹩跳的层位，转速及钻压要减小，保护钻头。（2）不必允许采用堵喷嘴的方法钻进，以免降低对复合片的冷却效果及排屑效果。（3）在可钻性较高的层段钻进时要控制钻速不要太快，以免突遇硬夹层损坏钻头。（4）为保证钻头平稳钻进，防止钻头先期损坏，应尽量避免蹩钻现象发生，若一

37、旦发生蹩钻，应立即将钻头提离井底，然后采用小钻压（一般为 50KN 以下）钻进。（5）以保证钻头平稳和追求最大机械钻速为原则，并考虑钻头的新度,新钻头取推荐参数的下限。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计394.7.2 钻井参数设计表 4-6 钻井参数设计钻 井 液 性 能钻 进 参 数水 力 参 数开钻次序钻头序号井 段(斜深 m）喷咀组合mm密度g/cm3粘度s动切力Pa钻压kN转速r/min排量l/s立管压力MPa钻头压降MPa环空压耗MPa上返速度m/s一开10520.0016+161.0330-35210-14050-7032-401-50.5-0.632-3520.0028

38、39.0012+12+101.03-1.0430-352-380-12050+螺杆28-308-106.33.41.25-1.304-52839.003639.0012+12+161.0730-50480-12050+螺杆28-307-94.05.81.25-1.30二开6-73639.004160.5914+14+161.0735-55580-12050+螺杆28-307-81.96.11.25-1.30 丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计404.8 油气井压力控制严格执行中国石油天然气总公司石油与天然气钻井井控规定 ，中华人民共和国石油天然气行业标准含硫化氢的油气井安全钻井推荐作

39、法 （SY/T 5087-2005） ；钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 （SY/T 5964-2003） ； 石油钻井专业标准委员会文件油标钻专字（2004）8并特强调以下几点：4.8.1 地层孔隙压力监测 表 4-7 地层孔隙压力监测监测井段 m监测方法监 测 要 求二开至完钻dc指数法要求地质录井单位根据工程技术人员的要求提供钻时、地层、岩性等方面的资料。井队工程技术人员要认真做好监测曲线并把数据和曲线编入井史。及时发现异常压力区。4.8.2 地层漏失试验第二次开钻后钻完水泥塞，进入套管鞋下第一个砂层 35m 后，测试地层漏失压力,并做详细记录，用低泵冲进行地层破裂压力试验（丛式井组

40、只做井组第一口井） ，算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：1.井口设备的额定工作压力；2.套管最小抗内压强度的 80%。 注：地层漏失试验要求地层破裂，但最高压力不得超过地面管汇、设注：地层漏失试验要求地层破裂，但最高压力不得超过地面管汇、设备及套管最小额定压力的备及套管最小额定压力的 80%80%。4.8.3 各次开钻井口装置示意图 图 4-2 钻井井口装置 一开井口二开井口丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计414.8.4 管汇示意图 图 4-3 节流管汇4.8.5 各次开钻试压要求 表 4-8 各次开钻试压要求井控装置试 压 要 求开钻次

41、数名 称型号套管尺寸mm介质压力 MPa时间 min允许压降 MPa二开双闸板封井器2FZ28-35244.5清水17300.5环形防喷器FH28-35244.5清水17300.5节流管汇JG35244.5清水17300.5压井管汇YG35244.5清水17300.5包括表套的全套试压244.5清水17300.54.8.6 节流压井管汇及放喷管线安装标准（1）气井井口四通两侧各装两个 100mm 高压闸门。气井防喷管线尽量使用高压防硫厚壁管线。内控管线与法兰间禁止现场焊接。防喷管线不能焊接、不能交叉，不能用油壬连接，每隔 1015 米用 1m*1m*1m 的水泥基墩加地脚螺栓固定，悬空处要支撑

42、牢固。（2）节流压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。（3）控制闸门使用金属浮动密封的专用闸门；放喷管线控制闸门必须接出井架底座以外。（4）气井放喷管线装两条。放喷管线布局要考虑当地风向的影响、居民区、道路及各种设施的情况，气井接出井口 75m 以远。放喷管线出口应安装点火装置。放喷管线丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计42出口处应挖燃烧坑和筑防火墙。4.8.7 钻井液密度目的层段采用失水目的层段采用失水5ml5ml、密度、密度1.07g/cm1.07g/cm3 3的钻井液。的钻井液。如遇井涌、井喷、H2S 含量高等异常情况，现场工程技术人员可根据实际情况适当加大钻井

43、液的密度，确保钻井安全顺利进行。钻井液班报填写要求：钻井液班报填写要求：1 1、一开至石千峰上部要求每、一开至石千峰上部要求每 4 4 小时测一次泥浆密小时测一次泥浆密度、粘度；每度、粘度；每 8 8 小时测一次全套泥浆性能；小时测一次全套泥浆性能；2 2、石千峰至完井要求每、石千峰至完井要求每 2 2 小时测一次泥浆小时测一次泥浆密度、粘度；每密度、粘度；每 6 6 小时测一次全套泥浆性能。小时测一次全套泥浆性能。如遇井涌、井喷、H2S 含量高等异常情况，现场需连续加密测量泥浆性能。4.8.8 井控培训：按要求对钻井队进行井控培训。4.8.9 井控演习：钻开油气层前必须进行防喷演习，演习不合

44、格不得打开油气层。4.8.10 井控检查：（1）对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、安全生产意识及设施、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况进行全面的检查，对查出问题及时进行整改。（2）技术交底。交底的主要内容包括：所钻油气层的基本岩性，油气层压力情况，钻井队主要工艺技术措施，设计钻井液密度，钻井液储备要求，井控物资储备情况；“关井程序”的实施要求和坐岗制度的落实等。（3）钻井队要以班组为主进行防喷演习。演习结果要填入报表。（4）进一步明确和落实干部 24 小时值班制度。（5）钻井队从进入气层前钻井队从进入气层前 5050 米开始，每次下钻到底和起钻前以及白班正

45、常钻进接米开始，每次下钻到底和起钻前以及白班正常钻进接第一个单根前，应做钻井液泵的低泵冲试验，试验排量为正常循环排量的第一个单根前，应做钻井液泵的低泵冲试验，试验排量为正常循环排量的 1/21/2 和和 1/31/3，井队技术员要在报表中填写清楚，以便压井参考。井队技术员要在报表中填写清楚，以便压井参考。4.8.11 加强地层对比，及时提出预告，并做好地层压力监测工作；要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。现场可根据监测、检测结果，按要求调整钻井液密度。4.8.12 加强座岗，及早发现溢流显示，并按规定汇报及报警；4.8.13 储备足够的加重钻井液和加重材料、加重设备，

46、并保证良好状态；丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计434.8.14 要制定井喷失控及处理硫化氢等有害气体含量的事故预案及相关措施；4.8.15 起钻及电测时及时灌钻井液（每起三柱灌满泥浆） ，保持井筒内钻井液面高度。4.9 定向井工艺技术措施（1）用动力钻具打完进尺后更换满眼钻具通井，进一步修整井壁，使井眼光滑畅通。（2）控制起钻速度，裸眼段一律用档起钻，避免抽吸引起井垮。（3）造斜点以下井段坚持短起下钻，检查、清理井眼。施工中作好记录，为下一步的完井工序提供可靠的指导性资料。（4）稳斜段钻进时应及时加固体润滑剂，以减小井壁摩擦力。（5）起钻和电测期间有专人观察井口液面变化，及时补充

47、钻井液，防止井下复杂情况的发生。（6）斜井段应保证排量，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。（7）斜井段坚持使用加重钻杆，并可使用一定数量的螺旋钻铤，以减小钻具与井壁的接触面积。（8）严格控制钻具在井内的静止时间，除测斜外，钻具静止时间不超过 3min，且钻具应大幅度活动。（9）根据测斜数据及时作出井身轨迹实钻图，以指导下一步技术决策。（10）扶正器（特别是近钻头扶正器）磨小 3mm 必须更换，以保证钻具力学特征。后期作业，每次起下钻可倒换使用，将最大外径扶正器置于近钻头处。（11）下钻遇阻严禁硬压导致卡死，应耐心划眼，直至起下钻通畅为止。（12）钻进及划眼过程中要密切注视转盘扭矩变化，

48、防止将钻具蹩断或倒扣掉入井中。（13）定向时确定反扭角后坚持定钻压、定泵压、定排量钻进。钻进时加强测斜，根据测量数据修正、调整反扭角值。（14）井队人员应与定向技术人员密切配合，严格按技术人员要求的参数施工。（15）技术人员要掌握所用钻具及动力钻具的各项基础数据和特性，参考动力钻具手册和现场经验确定合理的反扭角。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计44（16）定向段下钻时丝扣一定要上紧，避免定向转动转盘时造成钻具自动上扣，致使定向不准。（17）起下钻和接单跟时应间隔活动转盘。4.10 中途测试安全措施钻遇显示较好的油气层或地质、甲方要求进行中途测试时，必须根据当时井下情况，做出合理可行

49、的施工设计，报甲方技术部门批准后方可实施。为保证中途测试特别是裸眼井的中途测试的安全，强调以下几点：1、处理好复杂井段，有井漏、垮塌、阻卡等情况时不能进行中途测试。2、认真检查井控设施，确保测试的可控性。3、由中途测试施工单位会同钻井、地质技术部门做出专门的中途测试施工设计以及中途测试突发事件应急预案。4、按照中途测试设计和应急预案要求安装、检查好设备、管汇和安全设施，并由甲方井控、安全、技术部门组织验收，验收不合格不能施工。5、中途测试时可能伴有油气喷泄，必须在放喷管线出口挖放喷池和燃烧坑，同时要在一定距离打隔火墙，在出口处安装 2 个以上的点火装置。6、施工前要通知周围居民，并进行安全知识

50、和危急时逃生路线教育。7、中途测试时可能伴有有毒气体喷出，要在这个关键位置安装可燃气体报警器和硫化氢、一氧化碳等气体报警器，并有专人值守。一旦发现危险征兆，及时通报现场安全负责人。8、中途测试时容易引发井塌、卡钻等井下事故，在施工前要处理好钻井液性能，特别是增强防塌和润滑性能。9、中途测试时要记录好测试数据，并搞好工序衔接，在最短的时间内完成测试工作。4.11 固井设计 4.11.1 固井主要工艺要求：1.根据地层特性、储层特点、固井工艺及固井质量要求，科学合理编写固井施工设计。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计452.针对天然气井的固井特殊性及难点，选用性能优越、质量可靠的固井工具

51、及管串附件，确保现场施工正常、顺利、安全。3.固井前井眼及钻井液准备要求：a.针对易漏、出水地层进行堵漏治水，提高地层承压能力，确保固井质量。b.完钻固井前要求钻井液做到粘切低、动塑比低、泥饼薄而韧，满足固井要求。4.针对井眼质量及井下情况，适当控制循环时间，不可长时间循环，确保井下安全。5.优选水泥浆体系及管串附件,优化水泥浆性能、管串结构及现场施工参数,加强下套管前的井眼准备及井眼净化,采用合理的顶替技术,提高顶替效率，确保套管顺利下入及固井质量。6.下套管前必须认真细致通井，确保井下安全及井眼畅通，通井时应带大接头或欠尺寸稳定器，防止下套管遇阻和卡钻，气层段反复划眼，以清除井壁的泥饼，充

52、分循环稀释泥浆，大排量洗井，确保井眼畅通，无漏失、井塌，井底无沉砂。7. 使用的浮鞋，浮箍，分级箍在下套管前应认真检查，确保附件的正常使用，分级箍严禁碰撞，用套管钳上扣时。应借用上一根套管传递扭矩，达到上扣的标准扭矩值和扭矩图。不得用套管钳咬分级箍的本体。8. 严格按照下套管操作规程进行下套管作业，认真检查固井工具及管串附件，合理加放扶正器，确保套管居中度67%。扶正器加放原则：a.浮箍以下加一组扶正器；b.浮箍到最下气层底部段每根都加扶正器；c.最下气层顶部和最上气层底部避开气层段，每根都要加扶正器；d.最上气层顶部以上 300 米，0-50 米每根都加，50-150 米每两根加一组扶正器,

53、150-300 每三根加一组扶正器；e.分级箍前后各加 5 组，井口加一组刚性扶正器，其它段每五根套管加一组扶正器，特别注意弹性扶正器必须加在接箍处。9.下套管时必须平稳。若有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，应保证井眼稳定，不发生井涌、井喷、井漏和井塌。10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，必须使用带扭矩仪的套管钳紧螺纹，螺纹扭矩必须符合标准，并将螺纹扭矩打印上报甲方。必须使用拓普套管螺纹密封脂（拓普 101、拓普 102） ，确保丝丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计

54、46扣的密封性。11. 套管下完后，技术员应根据套管头的安装。计算好联入长度。井口安装好吊卡后，灌满泥浆后，用单凡尔开泵顶通后才可以大排量循环钻井液避免造成井漏。12根据井下工况及管内外液体的流变性能，进行流变性计算，科学合理应用顶替技术，提高顶替效率及一、二界面水泥环胶结质量。13科学全面的进行气侵、气窜综合评价及预测，为优化注水泥施工参数提供理论依据。14严格按照双级固井的操作规程及施工要求进行注水泥作业，确保 51/2生产套管的固井质量。15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。16根据电测井径及现场经验，计算水泥浆量，采用干混工艺，确保水泥、外掺

55、料及外加剂混拌均匀。17从立式罐及灰罐车取样，模拟井下工况，对现场水样、水泥样品、外加剂等进行全套性能复核试验，确保固井施工安全。18水泥浆混拌、注替及碰压时，要根据井下情况，及时调整注替排量及流速, 减小“U”型管效应，降低环空流动阻力，减小压力激动，确保井下正常。 19.细化现场施工措施，加强施工连续性，强化施工人员责任性, 确保设备正常运转、水泥浆密度均匀、现场施工连续、安全。2020固井候凝固井候凝 4848 小时后，钻分级箍（胶塞、内套）小时后，钻分级箍（胶塞、内套） ，通井到底进行固井质量检测，通井到底进行固井质量检测，候凝候凝 7272 小时后试压，试压要求小时后试压，试压要求

56、2525 MPa,MPa,稳压稳压 3030 分钟压降分钟压降0.5MPa0.5MPa。21.(1)N80s 长圆扣套管螺纹推荐扭矩值：A钢级 N80s，51/2，9.17mm 长圆扣套管推荐最佳紧扣扭矩值为：5800 NM；最大扭矩值为 7250 NM，最小扭矩为 4350 NM。B套管旋合位置，机紧位置公差2 扣。最佳位置，公扣消失点（尾扣）完全进入接箍与箍端面齐平。C当套管旋合时实际扭矩达到 7250 NM，而余扣大于 2 扣，则认为套管螺纹配合有问题。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计47现场施工具体执行相关标准 SY/T5412-96（2）P110s 长圆扣套管螺纹推荐扭矩

57、值： A钢级 110s，51/2，9.17mm 长圆扣套管推荐最佳紧扣扭矩值为：5800 NM；最大扭矩值为 9650 NM，最小扭矩为 5790 NM。B套管旋合位置，机紧位置公差2 扣。最佳位置，公扣消失点（尾扣）完全进入接箍与箍端面齐平。C当套管旋合时实际扭矩达到 9650 NM，而余扣大于 2 扣，则认为套管螺纹配合有问题。现场施工具体执行相关标准 SY/T5412-96注：具体参数参考现场使用套管厂家所提供的基本数据。注：具体参数参考现场使用套管厂家所提供的基本数据。丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计484.11.2 套管柱设计 表 4-9 套管柱设计规范重 量抗 外 挤抗

58、内压抗 拉套管程序井段m尺寸mm扣型长度m钢级壁厚mm每 米重kg/m段重t累计KN最大载荷MPa安全系数最大载荷MPa安全系数最大 载荷kN安全系数表层套管0-520.00244.5长圆520.00J558.9453.5727.85273.2713.9 2.5724.34.4920157.37生产套管0-655.59139.7长圆655.59110S9.1729.7619.511213.2076.510.8187.212.3224382.01生产套管655.59-4155.59139.7长圆350080S9.1729.76104.161021.8160.91.4563.41.5119041.

59、86说明：1、抗挤、抗内压、抗拉计算方法其中：（1）套管设计采用等安全系数法，抗挤按内空为零计算，抗内压按有效内压力计算，抗拉不考虑浮力；抗拉强度采用管体和螺纹中的较小者；（2）安全系数：F拉拉：1.8，F挤挤：1.125，F内内：1.1；（3）钻井液密度：表层套管按 1.06g/cm3，生产套管按 1.1g/cm3； 2、按气密封和腐蚀环境要求设计，考虑了压裂改造时井口部位的强度要求。4.11.3 各层次套管串结构数据表 表 4-10 各层次套管串结构数据套管程序井深 m套管下深 m套 管 串 结 构表层套管520.00520.00244.5mm 浮鞋+244.5mmJ55 套管 2 根（2

60、0 米）+244.5mm 浮箍+244.5mmJ55 套管+联顶节生产套管4160.594155.59139.7mm 浮鞋+139.7mm 套管 1 根+139.7mm 浮箍+139.7mm 套管 1 根(+阻流环)+139.7mm 套管串+短套管+139.7mm 套管串+分级箍+139.7mm 套管串+联顶节丹丹 15-2 井井钻井工程设计钻井工程设计494.11.4 套管扶正器安放要求： 表 4-11 套管扶正器安放要求套管程序钻头尺寸mm套管尺寸mm井段m扶正器型号扶正器间距m扶正器数量表层套管311.1mm 244.5mm0-520.00TF-120-3026生产套管215.9mm13