钱1-1井固井施工设计书

1、油田名称：苏北油田钻井性质：注水井构造位置：金湖凹陷金南工区钱王庄背斜构造施工队伍：40441ZY钱1-1井139.7mm生产套管固井施工设计书编写人：徐 杨华东石油工程有限公司固井分公司工程技术部二一四年一月固井公司工程技术部初审意见： 初审人：2014年 月 日 工程院审核意见：审核人：2014年 月 日 工程技术处审批意见： 审查组长（签名）：审查日期：钱1-1井油层固井施工设计目 录一、设计依据2二、概况2三、基本数据2四、施工目的及方法7五、固井施工难点及技术措施7六、套管柱设计校核与扶正器安放位置8七、水泥浆设计9八、水泥浆流变学计算9九、前置液设计10十、固井有关数据计算10十一

2、、施工参数及压力、时间预测10十二、施工组织11十三、下套管11十四、固井施工步骤12十五、HSE要求12十六、固井策划12一、设计依据1、华东分公司固井施工设计任务书及相关资料2、钱1-1井钻井工程设计3、中华人民共和国石油天然气行业标准二、概况1、井 名：钱1-12、施工队伍：40441ZY3、井 别：开发井（注水井）4、井 型：定向井5、构造位置：金湖凹陷金南工区钱王庄背斜构造6、地理位置：江苏省金湖县钱王庄村三、基本数据1、井身结构数据套管程序井深m钻井液密度g/cm3规范下深m钢级壁厚mm 尺寸mm扣型表层套管359.71.12244.5长圆359.24J558.94生产套管2990

3、.001.24139.7长圆2600.00N807.72长圆2980.00P1102、井眼数据：套管下深：2990m；水泥返高：1900m；阻流环位置：2960m；定位短节：2810m根据测井井径资料：封固段平均井径228.7mm，扩大率6%； 3、完钻时钻井液主要性能密度g/cm3粘度s塑粘mPas初切终切Pa动切PaPH含砂%固含%坂含%泥饼mm摩阻系数1.26117223/912.590.27420.50.0524 4、测井数据（封固段平均井径228.7mm）井深井径井斜方位井深井径井斜方位190021.9381.977207.962245021.90325.223256.8871925

4、22.6512.037206.355247523.17425.123256.988195021.9862.219211.245250023.24224.636256.743197522.9292.302214.778252523.4724.932257.327200023.0442.256210.288255022.89224.294256.027202522.3341.75214.96257521.96823.674255.946205022.4951.583221.601260024.33623.468256.178207522.3421.166230.564262522.52222.81

5、6256.888210022.0971.053255.697265021.99723.419257.475212522.5880.969275.688267523.10324.111257.161215022.8971.02293.328270023.27724.241257.701217521.8191.396299.375272522.26125.469259.264220022.6743.482282.796275022.29125.684259.643222523.4645.16258.026277523.97626.245259.493225022.9427.782253.16528

6、0021.87926.519259.719227524.54510.433257.314282524.66226.647260.983230025.21213.625255.71285022.00826.498260.302232524.21617.567256.369287522.52826.506260.204235023.24521.344258.513290021.97926.562260.455237524.57924.138258.441292522.09426.553260.886240021.83724.975256.63295023.20826.712261.39724252

7、1.90625.343256.21297523.77127.024262.1825、井下复杂情况及周边井况： 1月26日第一次完钻测井测至2854米遇阻，通井后第二次于1月28 日测至井底。6、 油层解释：表3-2 钱1-1补充井现场测井解释成果数据表层层厚数 值井自 然自 然孔解 释深 度隙备注位号度类 型径伽 马电 位度结 论(m)(m)(cm)(API)(mV)(%)Ef312266.6 - 2270.53.9 最小值22.2 66.1 0.4 干层最大值23.5 94.7 15.7 平均值22.8 81.3 6.6 22292.8 - 2295.93.1 最小值23.2 61.9 4.

8、6 干层最大值24.3 83.5 10.7 平均值23.5 72.3 6.8 32297.4 - 2298.91.5 最小值23.9 72.5 13.4 干层最大值24.8 83.4 17.4 平均值24.2 77.4 15.0 42325.0 - 2328.43.4 最小值23.0 52.6 0.1 干层最大值24.4 96.3 8.8 平均值23.7 71.1 6.1 52330.3 - 2331.61.3 最小值22.5 59.8 2.8 干层最大值24.2 83.0 7.4 平均值23.1 67.7 5.1 62348.9 - 2351.42.5 最小值22.7 50.7 5.2 干层

9、最大值24.4 84.0 8.1 平均值23.3 61.3 6.9 72351.4 - 2352.71.3 最小值22.7 48.6 5.7 差油层最大值23.0 74.9 10.1 平均值22.8 53.7 8.7 82354.0 - 2359.15.1 最小值22.0 45.5 3.8 干层最大值23.4 86.5 10.3 平均值22.5 58.0 7.1 92463.1 - 2465.12.0 最小值23.0 63.8 0.8 干层最大值23.7 89.9 6.0 平均值23.3 78.8 3.7 102472.5 - 2477.14.6 最小值22.9 71.2 1.1 干层最大值2

10、3.3 100.9 5.7 平均值23.1 83.3 4.9 112478.5 - 2480.41.9 最小值22.5 65.6 3.5 干层最大值23.0 77.2 6.3 平均值22.7 70.4 4.6 122482.5 - 2489.46.9 最小值22.4 53.8 0.1 干层最大值23.0 103.5 9.5 平均值22.7 68.0 6.7 132491.1 - 2492.41.3 最小值22.4 61.8 3.6 干层最大值23.1 78.6 6.9 平均值22.6 67.9 4.7 142495.5 - 2498.73.2 最小值21.9 56.6 3.0 干层最大值22.

11、6 82.7 6.7 平均值22.1 67.9 5.0 152514.8 - 2516.31.5 最小值23.0 44.1 8.5 干层最大值24.2 80.2 12.3 平均值23.4 57.4 10.8 162531.1 - 2532.21.1 最小值22.2 53.8 8.6 干层最大值22.9 86.5 10.6 平均值22.5 65.8 9.3 172556.9 - 2567.610.7 最小值22.0 52.0 0.1 干层最大值23.8 102.9 10.6 平均值22.8 81.0 3.9 182580.1 - 2585.55.4 最小值22.0 58.9 2.0 干层最大值2

12、2.2 99.6 7.5 平均值22.0 76.5 4.8 192585.5 - 2587.72.2 最小值22.2 51.9 6.1 差油层最大值25.2 69.4 12.7 平均值23.1 55.8 8.6 202587.7 - 2589.61.9 最小值22.6 55.0 3.6 干层最大值23.0 88.9 6.1 平均值22.8 63.6 4.8 212672.5 - 2674.92.4 最小值22.3 67.4 2.9 干层最大值24.8 88.4 6.4 平均值23.2 79.6 4.5 222695.4 - 2699.13.7 最小值22.2 76.4 4.1 干层最大值24.

13、0 97.6 8.3 平均值23.6 88.6 5.4 232717.8 - 2720.83.0 最小值21.9 66.7 3.4 干层最大值22.3 89.1 9.7 平均值22.0 77.1 6.3 242724.5 - 2727.32.8 最小值22.1 60.4 3.4 干层最大值22.6 84.9 5.9 平均值22.2 68.4 4.5 252729.0 - 2730.21.2 最小值22.1 71.2 2.3 干层最大值23.2 89.5 6.0 平均值22.4 78.7 4.1 Ef2262859.1 - 2861.32.2 最小值21.9 78.6 4.2 差油层最大值22.

14、4 90.2 6.8 平均值22.1 85.6 5.9 272863.3 - 2874.511.2 最小值21.7 61.8 2.6 干层最大值22.5 103.2 5.4 平均值22.1 83.2 4.1 282875.9 - 2885.69.7 最小值21.9 54.8 0.8 干层最大值23.1 108.3 6.0 平均值22.2 80.4 3.8 292889.4 - 2890.81.4 最小值22.0 59.4 3.5 差油层最大值26.9 91.2 9.5 平均值23.5 72.0 5.8 302894.6 - 2895.91.3 最小值21.8 67.3 3.1 干层最大值22.

15、0 86.8 4.0 平均值21.9 75.8 3.5 312897.0 - 2906.09.0 最小值21.9 73.9 2.3 干层最大值22.5 104.8 5.9 平均值22.2 91.3 4.1 322908.1 - 2911.33.2 最小值22.1 65.3 3.6 干层最大值22.3 92.2 4.9 平均值22.2 77.6 4.0 332914.4 - 2919.85.4 最小值21.9 55.4 3.2 干层最大值22.2 93.5 7.2 平均值22.1 78.6 4.7 342919.8 - 2922.52.7 最小值21.8 62.3 5.8 差油层最大值22.1

16、89.8 9.3 平均值21.9 69.1 7.3 352927.4 - 2939.812.4 最小值21.6 58.0 0.4 干层最大值22.5 108.9 5.3 平均值22.0 74.7 3.6 362942.0 - 2948.76.7 最小值21.5 57.8 2.6 干层最大值22.6 99.8 6.8 平均值22.1 84.0 4.0 372951.1 - 2955.03.9 最小值21.7 71.6 2.1 干层最大值22.1 104.7 4.3 平均值21.9 85.0 3.6 Ef1382956.8 - 2973.116.3 最小值22.2 53.7 4.0 干层最大值23

17、.8 100.0 10.6 平均值22.8 65.3 6.9 四、施工目的及方法1、施工目的：封固油层，满足后期开发需要。2、施工方法：采用常规一级注水泥，加入井下振动器。套管井下振动器产生振动波，振动波可以提高水泥石强度,提高顶替效率,消除水泥石中的气泡,形成完好的水泥环。还可以缩短候凝时间,防止固井后油、气、水混窜,有利于提高第一和第二胶结面的强度。五、固井施工难点及技术措施1、固井难点：1.1 在较大井斜段，岩屑不易清除干净，影响第二界面的胶结。1.2 下套管时容易导致套管不居中，影响顶替效率和固井质量。1.3 斜井段套管柱在重力作用下，要靠向下井壁，将影响循环洗井、顶替效率的提高，使水

18、泥环不能均匀分布于环形空间。1.4 水泥浆候凝期间由于失重易导致油气上窜，影响固井质量； 2、固井主要技术措施2.1、下套管前通井措施（1）下套管前通井采用原钻具进行通井，对起钻遇阻、遇卡井段、缩径井段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下，以保证套管的顺利下入和满足固井的顺利施工。（2）下套管前要对井眼进行大排量洗井（洗井排量33l/s），洗井时间不少于2.5个循环周，环空返速大于1.2m/s，确保井眼干净，无漏失。（3）下套管前降低钻井液粘切、含砂量，避免钻井液静止时间过长，导致开泵引起井下复杂。（4）洗井循环过程中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。2.2、下完

19、套管后先用小排量顶通循环，逐渐提高排量达到设计循环排量，循环洗井2 .5周，洗井排量不小于33l/s，至井内干净、通畅； 2.3、为了提高顶替效率，前置液设计为高效冲洗液+低密度水泥浆；2.4、采用双弓弹扶和刚性扶正器，并合理安放扶正器位置，保证套管居中度，提高顶替效率；2.5、应用高效能注水泥混浆设备，确保注水泥施工连续，水泥浆密度，排量合乎要求；六、套管柱设计校核与扶正器安放位置1、套管串结构（自下而上）：浮鞋（2980m）+P110×7.72mm油套1根+井下振动器+P110×7.72mm油套1根+浮箍（2960m）+P110×7.72mm套管串(+扶正器)

20、+定位短节（2810m）+P110×7.72mm套管串(+扶正器2600m) +N80×7.72mm套管串(+扶正器) +N80×7.72mm套管串（+扶正器）+N80×7.72mm套管串（+扶正器）+联顶节2、套管柱强度设计校核（1）套管柱设计条件套管程序钻头尺寸（mm）井深（m）钻井液密度（g/cm³）规范下深（m）钢级壁厚（mm）尺寸（mm）扣型表层套管F311.1359.71.12F244.5短圆359.24J558.89生产套管F215.929901.26F139.7长圆2600.00N807.722980.00P110（2）套管性能

21、表套管程序尺寸（mm）钢级壁厚（mm）扣型单位重量（N/m）抗挤强度（MPa）抗内压强度（MPa）抗拉强度（kN）表层套管F244.5J558.89短圆591.010.921.61869生产套管F139.7N807.72长圆248.143.353.41548P11051.673.41980（3） 套管柱校核套管程序下深（m）重量抗外挤抗内压抗拉每米重（N/m）段重（kN）累计重（kN）设计实际设计实际设计实际表层套管359.24591.0212.3212.31.04.21.1101.810.0生产套管2600.00248.1645.1750.51.02.71.11.51.82.02980.00

22、105.4105.42.22.110.0（4） 3、扶正器设计套管程序套管尺寸mm钻头尺寸mm井 段m扶正器类型扶正器间距数量合计生产套管139.7215.91900-2730双弓弹扶2根套管40652730-2930双弓弹扶和旋流刚扶相间1根套管各102930-2980双弓弹扶1根套管5备注：弹扶55只，钢扶10只，2730-2930m井段采用弹扶和刚扶交叉使用。 七、水泥浆设计1、水泥浆体系及主要性能参数（具体见后面所附水泥浆试验报告）八、水泥浆流变学计算1、确定流变模式 B=(200-100)/(300-100)=0. 540.5±0.03水泥浆选用幂律流变模式2、判别流态n=

23、2.096(300/100)=0.87 K=0.511300/511n=0.32 计算赫兹数：Nhe=0.1*o*(Dw-De)2/p2=22723、环空幂律临界流速计算 Vc=0.1* Nhe*p/( Dw- De)=3.26m/s4、幂律临界排量计算 QC=54.53L/s5、环空塞流有关计算 5.1 临界雷诺数：Rec=100 5.2 临界流速计算：Vc=0.20m/s5.3 临界排量：Qc=3.4L/s6、设计施工排量根据上面的计算可知：顶替排量根据现场固井施工前的泥浆最大循环排量及设备能力来确定，施工时顶替排量设计为33L/s左右。九、前置液设计 1、前置液设计原则：在保证井眼安全稳

24、定的情况下，尽可能提高其在环空中的高度，一是为了更有效的发挥冲洗、隔离的作用；二是增加其作为紊流顶替液的紊流接触时间，提高顶替效率。 2、前置液浆柱结构设计：冲洗液：5%MS+水，用量5m3； 隔离液：低密度水泥浆，密度1.50g/cm3，用量5m3。十、固井有关数据计算1、水泥量计算名 称封固段m段长m环容L/m容积m3密度g/cm3造浆率m3/t附加备灰t先导浆-5.01.50-5水泥浆1900-2980105022.323.51.900.7620%30实际备灰502、套管内替浆量计算（现场根据具体数据校核）套管壁厚（mm）分段（m）分段长度（m）每米容积（L/m）分段容积（m3）7.72

25、0-2960296012.1335.9总容积：35.4m3压缩系数:1%设计顶替量：36.3m3十一、施工参数及压力、时间预测排量设计原则：替浆排量由循环时的最大排量确定。序号施工内容工作介质密度（g/cm3）用量(m3)排量(L/s)用时(min)累时(min)最高泵压 (MPa)1循环钻井液钻井液2洗 管 线配浆水1.03试 压配浆水1.020.04注冲洗液MS+配浆水1.025.0886.05注先导浆低密度水泥浆1.45-1.505.05136.06注水泥浆水泥浆1.902530436.07井队替浆钻井液1.2634.033176010.08固井队替浆配浆水1.022.346410.09

26、碰 压15.010放回水，检查浮鞋、浮箍关闭情况候凝48小时后进行后续作业。十二、施工组织 1、井队 1.1 对入井套管钢级、壁厚进行检查，逐根丈量、检扣、洗扣、排列、编号。 1.2要求最后一次通井时，对缩径井段反复划眼后充分循环洗井，起钻前要调整好泥浆性能，增加造斜段的润滑性，以利于套管下入。1.3 根据测井数据和井眼数据，配接管柱，留足口袋。1.4 井队必须制定下套管技术措施，人员安排到位。1.5 要重点维护保养好动力设备、传动系统及两台泥浆泵，以保证固井施工的连续性和安全性，并能提供固井所需替浆排量。 1.6 井队替浆前，要做好替浆罐的准备工作，检查好所有泥浆罐及罐与罐之间的连接管线、闸门，确保不窜、不漏，保证替浆时能计量准确。 2、固井队 2.1 仔细检查入井附件及工具，送井场交井队技术员清点、检查； 2.2 维护、保养好固井设备、工具，准备齐全所需的材料； 2.3 在下套管前，固井技术员赶到现场； 2.4 按水泥浆试验结果，做好水泥外加剂混配工作，并大样复查； 2.5 固井人员、设备提前2个小时到达井场，做好固井前的准备工作。十三、下套管1、认真清洗丝扣，均匀涂上标准套管密封脂，套管上