HH73P89钻井工程设计(导眼+二级井身结构固井)-20130916审批

1、/100m，地面温度平均11。2.11 钻井目的、任务1 开展红河油田73井区长813水平井工程工艺试验；2 评价红河油田73井区长813油藏水平井开发的技术及经济可行性；3 评价红河油田73井区长813油层水平井单井产能；4 验证地质评价成果。2.12 井控及硫化氢风险提示1钻井井控风险评价根据?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那么2021年修订?的有关规定的要求：本井为水平井,井控风险分级为中风险井；本井压力系数取0.919，介于0.9至1.07之间，地层压力系数分级为常压井，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；，年平均

2、气温712，年平均降水量为4001000mm，且大都集中于79月份。春夏多吹东南风，秋冬多吹西北风，风力一般为二至三级，最大七至八级。2.13.2 地形地物3HH73P89井钻井工程设计2021.09区HH73P89井钻遇地层预测简表注：表中垂深、A靶点、B靶点均从地面起算，且均采用井口海拔1343.62 m为放样数据。 4HH73P89井钻井工程设计2021.093.钻井主要设备ZJ-40钻机以上相应的配套设备。4.井身结构设计根据本井钻井地质设计及?井身结构设计方法?SY/T 5431-2021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

3、第四系黄土层和罗汉洞组，进入基岩2050m，不少于300m。表层套管推荐采用常规固井工艺，要求水泥浆返至地面，保证固井质量。二开采用215.9mm钻头钻完导眼；导眼井底至导眼靶点以上50m井段，保证封固质量；上水泥塞段：在导眼造斜点附近，水泥塞高度统一控制在150m，造斜点上100m，造斜点下50m，保证封固质量；回填后采用215.9mm钻头钻至B点，下139.7mm生产套管固井。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。井身结构与套管程序设计见表3和图1。表3 井身结构和套管程序设计表5HH73P89井钻井工程设计2021.09

4、 图1 HH73P89井井身结构设计图5.井眼轨道设计5.1 HH73P89井导眼井身剖面设计HH73P89井导眼井身剖面设计见表4，表5，表6。表4 HH73P89井导眼轨道参数井号：HH73P89导眼轨道类型：直-增-稳 井深：2582.73m 6HH73P89井钻井工程设计2021.09表5 HH73P89井导眼轨道剖面设计表6 HH73P89井导眼轨道各点数据HH73P89井导眼轨道垂直剖面图和水平投影图见图2，图3。7HH73P89井钻井工程设计2021.09 图2 HH73P89井导眼轨道垂直剖面图 图3 HH73P89井导眼轨道水平投影图 8HH73P89井钻井工程设计2021.

5、095.2 HH73P89井主井眼轨道设计HH73P89井导眼段回填至有效水泥塞面1784.84m处，钻至2084.27m处开始定向钻进。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那么，兼顾后期采油作业。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。井眼轨道参数见表7、表8和表9。表7 HH73P89井主井眼轨道参数井号：HH73P89轨道类型：直-增-稳-增-平 井深：3390.97m表8 HH73P89井主井眼剖面参数表9 HH73P89井主井眼轨道各点数

6、据9HH73P89井钻井工程设计2021.09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，HH73P89井主井眼轨道垂直剖面图和水平投影图图4，图5。10HH73P89井钻井工程设计2021.09 图4 HH73P89井主井眼轨道垂直剖面图 图5 HH73P89井主井眼轨道水平投影图 11HH73P89井钻井工程设计2021.096.专用工具及仪器设备专用工具配套由定向效劳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，到达平、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

7、，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、离心机1台。7.1.4 开钻前挖好一个深2.53m直径2m的圆井，下入0.508m×2.5m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，以防根底坍塌，不均匀下沉。7.2一开井段7.2.1 井段：0.00301m7.2.2 地层：

8、第四系，白垩系罗汉洞组上部7.2.3 井斜角：1°7.2.4 推荐钻具组合：塔式钻具组合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30120 kN，转速4070 r/min， 排量4050 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 12HH73P89井钻井工程设计2021.09动钻具。3钻达设计

9、井深301m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，计算井眼轨迹数据。7.3 二开直井段7.3.1 导眼直井段：3011784.84m；主井眼直井段：1784.842084.27m7.3.2 导眼直井段地层：白垩系，侏罗系安定组、直罗组。主井眼直井段地层：侏罗系直罗组、延安组。7.3.3 井斜角：3°，直井段水平位移小于30m。7.3.4 推荐钻具组合：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×27m12

10、7.0mm 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：215.9mmPDC+197mm1.25°螺杆178mm无磁钻铤1根MWD定向接头213扶正器+158.8mmDc12根127mm加重钻杆20根+127mm钻杆。7.3.5 推荐钻进参数：1塔式及钟摆组合：钻压 150-200 kN， 转速 50-65 r/min， 排量 30-40L/s。2“PDC+螺杆+MWD组合：钻压 80-15

11、0 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，必须坚持短程起下钻制度，保证起 13HH73P89井钻井工程设计2021.09下钻畅通。每钻进200300m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

12、按设计要求执行，不能猛增猛减。如有蹩跳等情况时，应优选适宜的钻压、转速。4严格控制起下钻速度，防止抽吸压力或冲动压力造成井涌、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，假设灌入量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压。下钻时假设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50150m测斜一次，计算

13、井眼轨迹。严格控制井斜角、水平位移在设计要求的范围内，直井段水平位移小于30m，假设发现有超标趋势，及时采取吊打或定向纠斜等措施。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。7.4 导眼斜井段7.4.1 井段：1784.842582.73m7.4.2 地层：侏罗系下部，三叠系的延长组7.4.3 井斜角：0-35.00°；造斜率：3.5°/30m7.4.4 推荐钻具组合1转盘钻具组合：215

14、.9mm钻头+215mm钻头稳定器+158.8mm无磁钻铤1根+MWD+158.8mm钻铤+4A11×410接头+127mm加重钻杆200m+127mm斜坡钻杆 14HH73P89井钻井工程设计2021.09+127mm斜坡钻杆2定向钻具组合：215.9mm钻头+172mm×1.25º螺杆9m+158.8mm无磁钻铤9m+MWD短节+158.8mm钻铤36m+4A11×410接头+127mm加重钻杆200m+127mm斜台阶钻杆7.4.5 推荐钻进参数：1转盘钻进。钻压：140160kN 转速：螺杆+30r/min 排量：30L/s2定向钻进。泵压：10

15、12MPa 压差：11.5MPa 排量：30L/s7.4.6 主要措施：1本次下入的钻具，其结构柔性比拟好，下钻遇阻不超过100kN，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调整和维护好泥浆性能，使流动性、润滑性、携岩性、抑制性、防塌性都到达最正确状态，并严格使用四级净化装置。3假设井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原那么上采用上一趟钻具结构，如因实际情况必须改变钻具结构时，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进行短起下一次，确保井眼干净、畅通；5以上钻具组合及钻进措施和参数，由定向井工程师现场根

16、据轨迹控制的实际需要确定或调整。6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。7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。7.5 二开主井眼斜井段7.5.1 井 段：2084.272540.95m7.5.2 地 层：侏罗系延安组，三叠系延长组7.5.3 井斜角：0-89.71° 造斜率：6.4°/30m7.5.4 推荐钻具组合15HH73P89井钻井工程设计2021.091定向钻具组合：215.9mm钻头+172mm×1.5º单弯动力钻具+MWD +158.8m

17、m无磁钻铤9m+158.8mm钻铤36m+127mm加重钻杆200m+127mm斜台阶钻杆+127mm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斜台阶钻杆+127mm钻杆。7.5.5 推荐钻进参数：1转盘钻进。钻压：140160kN 转速：螺杆+ 30 r/min 排量：30L/s2定向钻进。泵压：1012 MPa 压差：11.5MPa 排量：30L/s7.5.6 主要措施：1本次下入的钻具，其结构柔性比拟好，下钻遇阻不超过100kN，

18、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调整和维护好泥浆性能，使流动性、润滑性、携岩性、抑制性、防塌性都到达最正确状态，并严格使用四级净化装置。3假设井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原那么上采用上一趟钻具结构，如因实际情况必须改变钻具结构时，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进行短起下一次，确保井眼干净、畅通；5以上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。7旋转钻进时，

19、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。7.6 二开水平段16HH73P89井钻井工程设计2021.097.6.1 井 段：2540.953390.97m7.6.2 地 层：延长组7.6.3 井斜角：89.71-89.14°7.6.4推荐钻具组合：215.9mm钻头+172mm×1º单弯动力钻具+MWD +158.8mm无磁钻铤9m+127mm加重钻杆200m+127mm斜台阶钻杆+127mm钻杆。7.6.5 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

20、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，又要满足岩屑床去除的要求。3根据扭矩和摩阻的情况，判断岩屑床问题，配合短起下钻，去除岩屑床。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，去除岩屑床。5实施储层保护措施保护好油气藏，具体见二开水平段钻井液设计。6泥浆性能优良，四级净化设备运转良好，确保井下平安。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.

21、推荐钻头及水力参数设计依据?SY/T 5234-2004优选参数钻井根本方法及使用?，推荐钻头及水力参数见表10，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参数，提高机械钻速。 17HH73P89井钻井工程设计2021.09表10 推荐钻头及水力参数设计9.套管强度设计9.1 套管柱强度计算参考?SY/T 5724-2021套管柱结构与强度设计? 9.2 套管抗挤系数按2/3掏空计算 9.3 设计抗拉强度考虑浮力系数9.4 地层压力按预测最高地层压力附加一定平安系数计算，因此地层压力当量密度按1.05g/cm3计算；完井液密度按1.15g/cm3计算9.5 套管强度数据按API

22、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11，图6。表11 套管柱设计与强度校核表18HH73P89井钻井工程设计2021.09 图6 套管校核图10.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12。表12 钻柱强度校核表 19HH73P89井钻井工程设计2021.0911.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，防止出现复杂情况，水平段随时调节钻井液流型，保持

23、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去除岩屑，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；参加润滑剂，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，减少岩屑下沉。11.2.4 适当通井或短

24、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50150m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 钻至造斜点后，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，在井下条件平安的前提下投测“ESS多点。20HH73P89井钻井工程设计2021.0912.2 斜井段及水平段采用MWD测量监控井眼轨迹，每

25、510m取一组数据。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，假设井内有堵漏剂或玻璃、塑料微珠等颗粒比拟大的固体，那么很难使用该仪器。12.3.2 立管压力不得小于1500psi10.3MPa。泥浆泵空气包压力应为立管压力的30%40%，假设使用双泵，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15000psi103.448MPa，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。

26、12.3.6 定向钻进方式时，MWD所允许的最大造斜率不能超过0.8º/m，转盘钻进方式时，所允许的最大曲率不能超过0.46º/m14º/30m。12.3.7 假设使用浮阀，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.井身质量要求依据本井钻井地质设计

27、、?SY/T 5088-2021钻井井身质量控制标准?和?SY/T 5955-2004定向井井身轨迹质量?提出本井井身质量要求见表13。 21HH73P89井钻井工程设计2021.09表13 井身质量要求备注：水平段各靶点纵偏移不超过1.5m，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/T6426-2005，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见表14，根据工程处?关于红河油田井

28、身结构及设计问题说明?，二开井口采用简易井口装置：9 5/8套管接箍+双公短节+转换法兰+13 5/8-35MPa四通+13 5/8-35MPa双闸板防喷器+13 5/8防溢管，见图7，节流管汇见图8，压井管汇见图9。表14 各次开钻井口装置及试压要求注：可采用相应等级其它型号的防喷器及压井放喷节流管汇。22HH73P89井钻井工程设计2021.09 图7 二开井口装置图 图8 节流管汇 23HH73P89井钻井工程设计2021.09 图9 压井管汇14.2 完井井口装置14.2.1 使用13 5/8-35MPa规格简易井口装置，保证井口平、正、牢固、不破、不裂、不下沉、不漏油气水。14.2.

29、2 按出地高要求计算9 5/8"表层套管、5 1/2"技术套管下深，保证完井后技术套管接箍顶面与地面齐平，9 5/8"表层套管与5 1/2"技术套管之间采用环形钢板哈呋板连，便于安装压裂和采油井口。14.2.3 9 5/8"表层套管及井口装置试压不低于15MPa。5 1/2"技术套管连接70MPa压裂井口试压时，在保证平安强度极限的条件下满足压裂要求。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

30、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，保证运输途中平安。14.3.2 防喷器系统安装安装井口局部：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24HH73P89井钻井工程设计2021.09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

31、，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75m。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30m左右的地方，一般在井架对角线方位。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“对号入座连接。接入气管线时，应将气泵的空

32、气关闭阀和空气旁通阀关闭，要用时再翻开。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

33、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。25HH73P89井钻井工程设计2021.0914.4 钻井液加重装置要求：14.4.1 加重混合漏斗应安装适宜，使用可靠。14.4.2 配备加重下灰罐；并储藏一定量的加重材料。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 井口高压局部不准开口焊接其它管汇。14.5.3

34、 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，专用浆储藏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，防止冲大井眼。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

35、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 翻开油气层：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。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。假设发现拔活塞或溢流，应停止起钻，接方钻杆循环或压井。正常后再继续起钻。3翻开油气层后，第一次起钻可将钻具起至套管内，停止循环，静候假设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

36、环，测定油气上窜速度，修正钻井液密度。26HH73P89井钻井工程设计2021.094翻开油气后，应尽量缩短起下钻间隔时间，防止发生空井井喷。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、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。关于井控设计未尽事宜，遵照2021年4月华北石油局、华北分公司下发的?井控管理规定与实施细那么?执行。15.环境保护15.1 环境保护要求15.1.1 钻井作业井场场地要求1井场占地面积：井场面积长100m

37、×宽90m9000m2。2井场四周挖宽、深各0.4m的界沟，便于排出井场内的雨水。3搬迁设备车辆、井场施工作业机具在施工作业中应严格管理，严禁乱压占耕地、树木等。4井场场地应平整、清洁、设备、材料、钻具摆放整齐。5在有人居住区打井时，应控制钻机噪声对周围环境污染。15.1.2 井场应配备的工程环保设施1钻井液净化循环系统。2钻井液泵冷却水喷淋循环系统。3废油品回收专用罐。4原油储藏罐冬季。5贵重钻井液药品储藏房。6自动加重供应系统。7按照工程设计配备防喷器。15.1.3 井场环保工程要求1修筑钻屑池，深度大于2m，体积大于300m3，污水池深度大于2m，体积大 27HH73P89井钻

38、井工程设计2021.09于500m3。2在水库、水产养殖场、盐池、饮用地下水源以及特殊环境保护区域内打井，钻井液池必须采用大塑料袋加衬防渗漏、防外溢措施。3开钻前，钻井液池、污水池必须达标，安装好钻井液泵冷却水循环装置，以及清洗钻台、设备的污水循环系统。4按照钻井工艺，要求，安装好防喷器，并做好试压工作，严防井喷事故发生。5安装好油料供应管汇，并严格检查是否有滴、漏现象。15.1.4 井场环境保护管理1钻井生产施工中，应严防钻井液、污水外溢，如果发生钻井液池刺漏或污水外溢现象，应及时清理。2钻井液药品按标准化管理规定妥善存放，不得将钻井液药品失散在井场，如在装卸中发生失散现象应及时清理，钻井液

39、药品的废装袋应加以回收，不得随意乱丢、乱放。3加强对井场用水管理，不得用清水冲洗设备，杜绝长流水，逐步推广高架罐溢水槽系统。4在江河、湖泊旁、沟渠边、饮水池塘附近打井时，必须严格控制好废水、钻井液、废油品、钻井液药品及废钻井液包装袋进入水体，以防止污染水体。5强化井场油料管理，井场内无油污，油罐区及管汇系统应无滴、漏油现象。6冬季取暧及配制钻井液所用原油必须用罐装存放，严禁在井场内挖土原油池、在排放原油中沉淀污水时应有人看守，严防将原油放出。在发生原油落地时，应立即清理。7杜绝井队就地燃烧原油、废油品或其它废弃物。8完井后应加固好钻井液池、污水池，做到工料净地清，并办理环保手续。 15.1.5

40、 钻井井场三废综合利用及排放标准1钻井施工中按工程设计要求施工，凡要求钻井液一开的井，必须使用回收的钻井液开钻，不得用清水配制的钻井液开钻。2井场污水不能回用的局部，应存放在污水池中，不得外排，如钻井周期较长，污水量大，必须外排时，外排水质必须符合见表15规定。28HH73P89井钻井工程设计2021.09表15 废水中污染物最高允许排放浓度3井队充分搞好污水回用，钻井液泵、水刹车的冷却水必须循环使用，冲洗钻台等污水，经污水池沉淀后也应循环使用，污水回用率应到达85。4废机油、洗件油、油基钻井液、冬季取暖完井后剩余的原油应全部回收，回收率到达100。杜绝倾倒废油品和原油。5施工中，在满足工程质

41、量的情况下，应积极应用无铬稀释剂抗高温钻井液。 6在特殊环境区域分井段钻井液推荐配方 29HH73P89井钻井工程设计2021.0916.2 分段钻井液性能、流变参数要求钻井液性能、流变参数要求见表17。表17 分段钻井液性能及流变参数要求备注：1表中漏斗粘度FVs为马氏漏斗粘度测定值。2卡森粘度控制在合理范围内，有利于提高机械钻速。 30HH73P89井钻井工程设计2021.0916.3 钻井液维护与处理采用罐循环，四级净化系统。16.3.1一开井段0301m钻井液根本配方：清水+0.20.3%Na2CO3+67%钠土+0.20.3%K-PAM维护与处理：该井段钻遇地层为第四系黄土层和砂砾层

42、，罗汉洞组的砂质砾岩与泥岩互层，胶结性差，可钻性好，因其表层含有砾石层，且易漏，易垮塌，钻井液主要以携带岩屑、稳定井壁为主。开钻前按配方配制新浆150m3，新浆要充分预水化，性能调整到设计要求方可开钻。在钻进过程中，视地层造浆情况适当补充K-PAM稀浓度溶液处理，保持钻井液较高的粘度4060s。一开完钻后大排量冲孔，保持井底干净，确保表套顺利下入。16.3.2 二开直井段导眼段：3012582.73m，主井眼直井段：1784.842084.27m钻井液根本配方：清水+23%钠土+0.10.3%Na2CO3 +0.10.2%K-PAM+0.20.3%K-HPAN维护与处理：二开上部井段选用钾基聚

43、合物钻井液，二开前，将沉砂罐清理干净，并对一开钻井液进行二开前的预处理；全部采用罐式循环，严禁采用清水钻进，防止清水长期浸泡地层引起井壁垮塌、埋钻等恶性事故的发生。二开前按配方配制低固相钾基聚合物钻井液100m3。钻井过程中坚持补充K-PAM和K-PAN胶液，防止由于处理剂加量缺乏造成井径扩大与失稳，钻遇砂岩段，可适当加大K-PAM的加量以增加护壁能力，控制钻井液密度小于1.10g/cm3，粘度在45s左右，保证此段快速穿过，减少井壁浸泡、冲刷时间，从而有效地保护井壁。二开上部地层地层岩性变化大，地层水层发育，钻进过程中要防漏。钻进过程中要平稳操作，注意观察泥浆罐的液面，可随钻参加12%的单向

44、压力封闭剂，一旦发生大的漏失，可配高粘度钻井液并参加隋性堵漏材料堵漏如锯沫、荞麦皮、粉碎的黄豆或海带等或复合堵漏剂。安定组泥岩层较厚，要防止泥岩水化膨胀引起缩径卡钻，钻井液中可适当参加12%的防卡润滑剂并使用好K-PAM提高钻井液的抑制性。 31HH73P89井钻井工程设计2021.09侏罗系直罗组泥页岩易掉块，延安组煤层易坍塌，可适当加大K-PAM的用量，保护井壁。16.3.3 二开主井眼斜井段2084.272540.95m本井主井眼从2084.27m开始定向造斜，定向造斜前在钻井液中参加润滑剂，减少摩阻和扭矩。控制粘滞系数在设计范围。调整好流变参数，保持动塑比在0.360.48之间，提高钻

45、井液的携带能力，使用好固控设备，保证井眼清洁。现场实钻情况与钻遇地层预测存在差异，假设斜井段钻遇延安组，那么在进入延安组前调整好钻井液性能，钻井液长期浸泡上部地层引起的掉块和井壁坍塌，并注意提高粘度，采用钠土浆及K-PAM把钻井液粘度提高到60s左右。钻遇煤层的处理措施：本井在进入延安组前，要调整好钻井液性能，把钻井液密度提高到1.101.15g/cm3，有效平衡煤层的垮塌，在煤层段钻井液中加2%单封，封堵煤层裂隙，严格控制失水小于5ml，保持井壁稳定。保证坂含在4060g/L；漏斗粘度在50100秒；防止钻遇煤层时产生应力垮塌。提高钻井液的粘度、切力、动塑比，保持动塑比在0.61左右，减轻钻

46、井液对井壁的冲刷，提高悬浮和携带岩屑颗粒的能力，防止大斜度井段岩屑下滑。钻进过程中注意观察岩屑返出情况，如果有大量的煤屑返出，起下钻过程中有遇阻、卡现象，可继续提高钻井液密度，直至井内恢复正常。随钻参加23%防塌剂和润滑剂，提高泥浆的防塌性和润滑性，必要时可加大防塌剂的用量，并按设计要求适当提高坂土含量。固控设备全负荷运转，泥浆中处理剂充足，根据井下情况随时调整泥浆性能。防止高钻速钻进和在煤层定点循环。 16.3.4 二开水平段2540.953390.97m钻井液的配制：在二开水平段钻井时，调整好钻井液性能，控制钻井液失水量5ml，保持动塑比在0.360.48之间，提高钻井液的携带能力，使用好

47、固控设备，保证井眼清洁。钻井液维护处理措施：1钻进过程中，要注意观察井口返浆情况，振动筛上的岩屑返出、岩屑形状的变化，严格控制钻井液性能到达设计要求，提高钻井液的抑制防塌、悬浮、携带岩屑能力，确保正常钻进。32HH73P89井钻井工程设计2021.092钻进中要保持各种处理剂的有效含量，并定期补充，使钻井液性能符合设计要求，既有利于携岩、也要保持井壁稳定。3钻进期间，以补充胶液为主，尽量把所有药品都配制成胶液，然后均匀参加钻井液，保持钻井液性能的稳定，并防止未溶好的钻井液处理剂堵塞仪器和筛网，影响仪器工作和振动筛跑浆。4加强固控设备的使用，钻井过程中不间断使用四级固控设备，使用150目以上的振

48、动筛，同时勤捞砂、清沉砂罐，及时去除钻井液中的有害固相，降低钻井液的密度。5钻进过程中根据振动筛上的返砂情况，及时发现地层岩性变化，及早发现煤层和泥岩，调整钻井液性能，保证井壁的稳定性和井下平安。6进入目的层，钻进过程中，严格控制钻井液的pH值在89范围固控设备要求16.4.2 必须按科学打井要求配备固控设备，强化固控管理，使用振动筛、除砂器、除泥器、离心机四级固控除砂，以使钻井液含砂量、固相含量控制在合理范围内，为快速钻进创造良好条件。16.4.3 配备2台高频振动筛，筛布目数150目以上。16.4.4 储层钻进固相含量应控制在设计范围内，含砂量小于0.2%。 16.4.5 振动筛的筛布目数

49、要根据地层变化及时进行更换。16.4.6 机械固控和化学絮凝相互配合，假设钻井液被钻屑严重污染时，可采用稀释和局部替换方法进行处理。16.5 防漏堵漏措施16.5.1 进入易漏失层段前50米，缓慢平稳起下钻具以减小冲动压力，控制钻速以防止33HH73P89井钻井工程设计2021.09因钻屑过多造成环空钻井液密度提高或阻塞而引起的环空过负荷，停止循环时要平稳停泵必要时使用立管节流管汇。16.5.2优化钻井液流变性和润滑性，适当降低泵排量，降低循环压耗和井底循环当量密度。随钻参加1-2%的单向压力封闭剂预防井漏。16.5.3 发生井漏时，应首先起钻至套管内或上部井壁稳定井段，依据井底循环当量密度、

50、钻井液循环漏速、静止漏速、井筒液面高度，以及地层最大承压能力等资料，确定井漏的类型，并制定相应的处理措施。16.5.4发生漏速小于5m3/h的漏失时，可采用随钻堵漏措施快速钻穿漏失层段。16.5.5发生漏速小于10m3/h的漏失时，可采用静止堵漏、适当提高粘度和泵入桥塞堵漏浆等方法堵漏。16.5.5发生漏速大于10m3/h但未失返的漏失时，首先起钻至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段，采用调整堵漏材料种类、尺寸级配与浓度，配制成桥塞堵漏段塞替入漏失井段进行堵漏。16.5.6 失返性漏失处理措施16.5.6.1可采用高浓度、高粘度和切力的桥塞堵漏，或采用石灰-膨润土浆、膨润土-水泥浆、柴油-膨润土浆

51、、速凝胶质水泥浆、纤维水泥浆等段塞，以及化学凝胶堵漏。 16.5.6.2根据漏层深度、漏层温度等数据，确定凝结性段塞的种类和配方，保证段塞具有一定的流动性、适宜的初凝时间和凝结强度。也可参加混合堵漏材料增加凝结后的强度。16.5.6.3在井下条件允许和现场钻井液准备充足、供水充足的情况下，可采用先抢钻通过漏层，然后打水泥塞封固的方法堵漏。16.5.7 采用桥塞挤注堵漏工艺时选择的桥堵剂颗粒尺寸要由小到大，使桥堵剂类型、颗粒尺寸搭配合理，最大满足封堵漏层需要。通过挤注较高浓度桥堵钻井液，实现架桥堵漏，逐步提高地层承压能力。挤注压力控制范围为：0-300m，挤注压力0-1.0MPa；300-150

52、0m，挤注压力0.5-3.0MPa；1500-3000m，挤注压力1.0-3.5MPa；>3000m， 挤注压力1.5-4.5MPa；同时确保井口压力与钻井液静液柱压力之和不超过上覆岩石压力。 16.5.8 假设发生喷漏同层的现象，必须在井口吊灌钻井液以保持必要的液柱压力，同时采用最快捷的堵漏措施实施堵漏作业，防止井漏造成的液柱亏空引发井喷。34HH73P89井钻井工程设计2021.0916.6 储层保护措施16.6.1钻井过程中不间断使用四级固控设备，降低钻井液密度以降低井底压力，减少钻井液滤液侵入地层的深度。16.6.2使用好固控设备及时去除钻进中混入钻井液中的固相，消除固相

53、对储层喉道的堵塞。16.6.3钻井液中参加抑制剂和防塌剂，保证钻井液具有较强的抑制性和防塌性能，抑制油气层中粘土的膨胀，减少水敏损害，保证井眼稳定。16.6.4水平段钻进期间，减小固相颗粒及滤液在储层侵入深度，到达保护油层的目的。 16.6.5严格控制钻井液性能，使钻井液满足性能要求。16.6.6钻井液配制过程中，严格控制钻井液材料质量，杜绝不合格材料入井。16.6.7水平段发生溢流时，慎重考虑加重钻井液方案并报请指挥部，严禁使用重晶石加重钻井液。16.6.8水平段发生井漏时，报请指挥部并慎重选择堵漏材料，防止堵漏材料选择不当造成储层污染。16.7 环保要求16.7.1 钻井生产施工中，应严防

54、钻井液及污水外溢，如果发生钻井液罐刺漏或污水外溢现象，应及时清理。16.7.2 钻井液药品按标准化管理规定妥善存放，如在装卸中发生失散现象应及时清理；钻井液药品的废包装应加以回收，不得随意乱放。16.7.3 配制钻井液应优先选择低毒或无毒化学剂，严禁使用国际上已禁止使用的毒性化学剂和有毒化学剂。16.7.4 所有钻井液化学剂和材料，应有专人严格管理，防止破损和流失；有毒化学剂必须有明显标志，并建立收、发登记制度。16.8固相控制措施16.8.1 提高携岩能力，防止形成岩屑床。16.8.2 降低钻井液摩阻系数，减少摩阻和扭矩。16.8.3 降低失水，稳定井壁。16.8.4 保持适当钻井液液柱压力，维护井眼稳定。35HH73P89井钻井工程设计2021.09钻井队必须按设备配套标准配齐各类固控设备除砂器、除泥器、除气器和振动筛。并于开钻前安装好固控设备，确保固控设备性能良好，并有专人负责使用和保养。振动筛安装双层网，选择适宜的筛网，使钻井液覆盖筛网面积的75%左右。保证振动筛使用率100%。每口井开钻前，除砂、除泥器必须进行试运转，试压要求到达0.30.4MPa。旋流器的正常工作状态是底流伞状喷出，底流密度1.5g/cm3以上，当底流成串状排出时，应调大