石油大赛设计1

PAGEPAGE33全国石油工程设计大赛NationalPetroleumEngineeringDesignCompetition参赛作品题目：钻完井工程设计作品说明本方案是针对断块超低渗这一主要开发矛盾设计，同时兼顾到该地层的五敏特性、地层温度偏高、泥质含量偏高以及产液量下降快等开发矛盾进行了立体式设计，本着有效、实际、经济、创新的原则，力求突出前瞻性、先进性、特色性并结合一线实习的经验，合理的运用现代新技术，有效的解决开发矛盾。本方案在保护气层的情况下，采用直井和水平井两种方式对气藏区块进行钻探。钻探过程中在保护气层的基础下进行对地层的保护，防塌、防漏。本方案用先进的钻井液，达到了提高钻速的效果。在与钻具结合，效果显著。设计采用了从选择井口到固井完井编写顺序并且在多种方案中进行对比从中选择最佳方法，使经济最大化 。目录TOC\o"1-3"\h\u8316第1章设计依据 4268941.1水文条件 4157811.2气象条件 4312111.3地层分布及储层分布： 420911.4沉积环境 41691.5储层岩性 4102721.6储层物性分析 5201781.7气藏特点 521418第2章井眼轨道优化方案 6106992.1轨道类型 6192302.2造斜率 6181642.3造斜点 649192.4井眼轨道设计模拟 64491第3章井身结构设计方案 8178923.1井身结构的确定 8206833.1.1直井井身结构 8221283.1.2水平井井身结构 8143063.2井身结构设计方案 8194853.3井身结构示意图 8303813.3.1直井井身结构示意图 8200703.3.2水平井井身结构示意图 922889第4章钻机选型 10308554.1钻机类型选择的依据 10139964.2钻机类型的选择 1022004第5章钻具组合设计 1198285.1直井钻具组合 11143165.1.1一开 1145395.1.2二开 11215835.2水平井钻具组合 11273925.2.1一开直井段 11246605.2.2二开直井段 1156505.2.3二开造斜段 11117415.2.4二开水平段 123289第6章水力参数设计 13185536.1直井水力参数设计 13268356.2水平井水力参数设计 1414155第7章钻井新工艺新技术应用、水平井测量 154477.1钻井新工艺新技术应用 15295637.2水平井测量 154845第8章钻井液方案 16242828.1钻井液对气层的损害分析 1691468.2钻井液体系选择思路 1694298.3气层保护对钻井液性能指标的要求 1754408.4钻井液体系 17327618.5钻井液性能 1816118.6钻井液维护处理要点 18288168.7钻井液配方 1920518.8钻井液材料消耗 195401第9章固井方案 21125339.1固井主要工艺要求 2170949.1.1井眼准备 21187879.1.2设备准备 21152939.1.3下套管作业 21253409.1.4一开套管固井主要技术措施 22248429.1.5二开套管固井主要技术措施 22326219.2套管柱设计 23160809.2.1套管柱设计原则 24175179.2.2套管串结构设计 25281509.2.3扶正器的选择及加法 25289749.3前置液用量 276972表5.8前置液用量 27103349.3.1水泥添加剂及用量 27112059.4钻井成本预算 2831513第10章井下复杂情况预防及处理 321298410.1井漏 321752710.2井塌 321051410.3缩径和起下钻遇阻 32887310.4降低摩阻措施 32841710.5防键槽卡钻措施 3243410.6钻具事故 331420810.7井眼净化 33第1章设计依据1.1水文条件管道经过地区除村落地段地下水埋藏较浅（0.4m～2.0m），水量较丰外，其余地段地下水埋藏较深。1.2气象条件工程地区属中温带大陆气候，温带半干旱草原荒漠区，具有春季多风、多发沙尘暴，夏季多温热，秋季多阴雨，冬季多干旱且漫长的特点。降水多集中在7-9月份，以短历时大强度的雷阵雨为多。夏、秋季多阴雨，是影响工程安全的主要气象因素之一。夏、秋季施工应注意井场和住地防洪抗灾，避免人身、财产的损失。1.3地层分布及储层分布：含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中－粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细－中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m左右,为上古生界主要产气层段之一。1.4沉积环境沉积环境为典型的辫状河砂砾质心滩。1.5储层岩性孔隙组合：面孔率为0%~13%，平均1.5%，以岩性溶孔为主，占52.02%，其次为晶间微孔(占15.87%)、粒间孔(占12.20%)、粒间溶孔(占10.87%)、杂基溶孔(占7.16%)。胶结物：主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自生石英)，个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物。1.6储层物性分析收集、整理并录入了研究区10口取心井100余块样品的物性资料进行统计分析，结果表明：本区孔隙度分布在0.4～20%之间，平均7.2%；渗透率分布在0.001～2398×10-3μm2之间，平均值0.43×10-3μm2；其中，孔隙度主要分布在5~10%之间（占56.5%），渗透率主要分布在0.1~1之间（占55.9%），表明储层主体属超低渗储层。1.7气藏特点区块内钻探10口井，气藏埋深约-3624~-3694m。M4、M5、M6、M9井试气证实为工业气流井。以M4井为例，地温梯度为3.36℃/100m，压力梯度为0.921MPa/100m，为正常的温压系统，该井NPEDC9层位高压物性分析，临界压力5.80MPa、临界温度-69.5℃，油气藏类型为干气。第2章井眼轨道优化方案2.1轨道类型轨道设计总的原则是剖面尽可能平滑，有利于以后的钻井、作业与采油生产。水平井：采用直-增-稳-增-平轨道类型。2.2造斜率考虑钻井、采油工具的下入与钻井成本，降低施工难度，优先选用7度/100米--15度/100米的低造斜率，如因中靶、绕障等特殊原因需要提高造斜率，则一般不应超过25度/100米。2.3造斜点根据每口井的具体情况确定最合适的造斜点深度，首先应当满足对低造斜率中靶的要求，选择的造斜点要使剖面的稳斜井段井斜角尽量在25度——40度之间，尽量不要超过60度，以便有利于钻井、测井的施工。2.4井眼轨道设计模拟本方案以按开发要求，水平段长以300m为主。各种井轨道设计模拟如下，未加口袋：表1.1轨道设计表井号：模拟井轨道类型：直-增-稳-增-平井底设计垂深m：3647.43井底闭合距m：475.00井底闭合方位°：90.00造斜点井深m：2257.66最大井斜角°：90.00方位修正角°：0.00磁倾角：0.00°磁偏角：0.00磁场强度μT：0子午线收敛°：0.00第1靶垂深(m):2648.00闭合距(m):400.00靶半高(m):1.00靶半宽(m):10.00第2靶垂深(m):2648.00闭合距(m):620.00靶半高(m):1.00靶半宽(m):10.00表1.2轨道参数井深m井斜°方位°垂深m水平位移m南北m东西m狗腿度°/100m°靶点0.000.000.000.000.000.000.000.000.002257.660.0090.002257.660.000.000.000.000.002572.3535.0090.002485.2660.720.0060.7221.000.002635.4735.0090.002587.6680.920.0080.920.000.003045.6890.0090.002876.53283.560.00400.0020.000.00A3947.4390.0090.003647.43475.000.00620.000.000.00B第3章井身结构设计方案3.1井身结构的确定根据本区块的地址资料，本区块属超低渗、高压、饱和气藏。目的层的压力范围大约在30——32MPa左右，在钻井施工中，只要控制起下钻速度、防止抽吸，采用合理的钻井液密度、保持一定的液柱压力，就可以稳气顶气。此区块上部施工井段无异常低、高压地层，压力体系单一，无浅气层和易膨胀地层，所以此区块新井采用二开井身结构可以满足钻井施工的需要，无需设计技术套管。3.1.1直井井身结构采用二开次井身结构：φ273.1mm表层套管下深约680m，水泥浆返至地面，φ177.8油层套管下至井底，注水井水泥浆返至地面，其他井水泥浆返至最上一层油气层顶以上200m；3.1.2水平井井身结构采用二开次井身结构：φ339.7mm表层套管下深约7600m，水泥浆返至地面，φ139.7油层套管下至井底，水泥浆返至最上一层油气层顶以上200m。各类型井具体情况见轨道设计表和井身结构示意图。3.2井身结构设计方案表2.1井身结构设计表开钻次序井深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下深m水泥封固段m直井一开683346.1273.16800～357二开3680241.3177.836771130～3680水平井一开742444.5339.77400～740二开3842215.9139.738401130～3840备注：施工中按照实际情况调整。3.3井身结构示意图3.3.1直井井身结构示意图一开：井眼直径一开：井眼直径(mm):346.1所钻深度(m):683套管外径(mm):273.1套管下深(m):680水泥返高(m):地面二开：二开：井眼直径(mm):241.3所钻深度(m):3680套管外径(mm):177.8套管下深(m):3677水泥返高(m):1130 注：水泥返高暂定1130m，现场施工根据实际情况调整。3.3.2水平井井身结构示意图一开：一开：井眼直径(mm):444.5所钻深度(m):742套管外径(mm):339.7套管下深(m):740水泥返高(m):地面二开：二开：井眼直径(mm):215.9所钻深度(m):3842套管外径(mm):139.7套管下深(m):3840水泥返高(m):1130注：1.水泥返高暂定1130m，现场施工根据实际情况调整。2.水平段长约300m。第4章钻机选型4.1钻机类型选择的依据根据钻井过程中大钩可能遇到的最大载荷来选择钻机。（1）起钻操作刚启动加速时与下钻操作完了刹车时有较大动载，静动载之和构成起下钻过程中的最大钩载；（2）处理卡钻事故时拔钻杆的拉力，以钻杆拉断载荷为极限（由钢材最小屈服强度决定）；（3）下套管时，油层套管柱重量比钻杆柱重量大；（139.7mm×9.17mm套管每米重29.79kg/m，177.8mm×9.19mm套管每米重38.69kg/m，127mm钻杆29.08kg/m）（4）下套管遇阻时，上提下放套管柱以期通过。此时大钩的上提载荷以套管柱断裂载荷的80%为限。对于本区井的完钻井深，以上4种载荷以第四项载荷为最大，按照API建议按最重套管柱的接箍滑扣载荷的80%来选择相应最大起重量的钻机。而在套管柱设计时井口套管柱的强度是按接箍滑扣载荷Q断来设计的，即：Q断/n=Q套或Q断=nQ套式中：n：滑扣安全系数，按API标准n=1.6—2；Q套:套管柱在空气中的重量；Q套=q套xL套L套：套管柱长度，米；q套：套管柱每米重，kg/m；最大起重量：Qmax=0.8Q断=0.8nQ套=0.8x1.8q套xL套4.2钻机类型的选择（1）直井：此区直井预计井深3680米左右，无技套，139.7mm油套；按公式计算出大钩有可能遇到的最大载荷：Qmax=0.8×1.8q套×L套=0.8×1.8×38.69×3680×10-3=205.03(吨)（2）水平井:预计完钻井深3842米，无技套，油套139.7mm；可能最大起重量为：Qmax=0.8×1.8q套×L套=0.8×1.8×38.69×3842×10-3=214.05(吨)ZJ-45型钻机大钩额定载荷为2943kN，从以上计算结果，这两种类型的井都可以选择ZJ-45型钻机。第5章钻具组合设计5.1直井钻具组合5.1.1一开Φ346.1mm钻头＋Φ177.8mm无磁钻铤×1根＋Φ177.8钻铤×8根＋Φ127.0mm钻杆5.1.2二开(1)常规钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8钻铤×9根＋Φ127.0mm钻杆；(2)钟摆钻具：Φ241.3mm钻头＋Φ177.8mm钻铤×2根＋Φ241扶正器＋Φ177.8钻铤×7根＋Φ127.0mm钻杆。5.2水平井钻具组合5.2.1一开直井段钻具组合：Φ444.5mm钻头＋Φ177.8mm无磁钻铤×1根＋Φ177.8钻铤×8根＋Φ127.0mm钻杆。主要措施：①必须采用钻井液开钻；

②吊打钻进，控制井斜角＜15′；

③口袋长度≤1m；

④起钻测电子单、多点。5.2.2二开直井段钻具组合：Φ215.9钻头＋Φ177.8mm无磁×1根+Φ177.8mm钻铤×8根＋Φ127mm加重钻杆×30根＋Φ127.0mm钻杆。主要措施：①电子单、多点监控井斜＜45′，否则吊打钻进；②优选参数，提高机械钻速；③起钻充分循环好钻井液；④直井段钻完测电子单、多点。5.2.3二开造斜段钻具组合：Φ215.9mm钻头＋Φ172mm1°30′单弯动力钻具×1根＋Φ158.8mm无磁×1根＋LWD(或FEWD)＋Φ158.8mm无磁×1根＋Φ127mm斜坡钻杆×30根＋Φ127.0mm加重钻杆×9根+Φ177.80mm随钻震击器×1套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm钻杆。主要措施：（1）自A靶点以上垂深50m开始采用LWD(或FEWD)随钻地质导向系统。根据随钻测井，确定目的层顶界深度，跟踪调整井眼轨迹；采用LWD(或FEWD)随钻随测监控井眼轨迹；根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位；（2）下钻前认真检测弯套度数，地面测试动力钻具，检查LWD(或FEWD)仪器的组装；（3）下钻前钻井液性能稳定，达到设计要求，净化设备运转正常；（4）动力钻具钻进完，短起下钻5个立柱；（5）采用柔性钻具组合通井。5.2.4二开水平段钻具组合：Φ215.9mm钻头＋Φ172mm1°单弯动力钻具×1根＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根＋LWD(或FEWD)＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根+Φ127斜坡钻杆×72根＋Φ127.0mm加重钻杆×9根+Φ177.80mm随钻震击器×1套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm钻杆主要措施：(1)采用LWD(或FEWD)随钻地质导向系统。根据随钻测井，确定目的层顶界深度，跟踪调整井眼轨迹；采用LWD(或FEWD)随钻随测监控井眼轨迹；根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位；(2)下钻前认真检测弯套度数，地面测试动力钻具，检查LWD(或FEWD)仪器的组装；(3)下钻前钻井液性能稳定，达到设计要求，净化设备运转正常；(4)动力钻具钻进完，短起下钻5个立柱；(5)采用柔性钻具组合通井。第6章水力参数设计6.1直井水力参数设计表3.1直井水力参数设计表序号井段(m)喷嘴组合(mm)钻进参数水力参数钻压(kN)转速(r/min)排量(L/s)立管压力(MPa)钻头压降(MPa)循环压耗(MPa)冲击力(kN)喷射速度(m/s)钻头水功率(kW)比水功率(W/mm2)上返速度(m/s)功率利用率(％)10～68320～8080～1202683～368010,11,11,1150～80100～1603613.337.266.073.68111.53228.773.681.0954.466.2水平井水力参数设计表3.2水平井水力参数设计钻头序号井段(m)喷嘴组合(mm)钻进参数水力参数钻压(kN)转速(r/min)排量(L/s)立管压力(MPa)钻头压降(MPa)循环压耗(MPa)冲击力(kN)喷射速度(m/s)钻头水功率(kW)比水功率(W/mm2)上返速度(m/s)功率利用率(％)10～31016,16,1630～10060～1202310～74210,10,11,1150～80100～1603012.626.576.053.3394.46175.03.831.2552.063742～354210,10,11,1140～80螺杆3013.646.217.433.3394.46175.033.831.2545.5343542～384210,10,11,1150+螺杆2814.736.148.592.9288.55144.223.151.1741.68第7章钻井新工艺新技术应用、水平井测量7．1钻井新工艺新技术应用(1)水井、水平井水泥均要求返至地面，封固段较长，为防止水泥浆漏失造成低返，应用泡沫或漂珠轻质水泥浆体系；(2)应用筛管顶部注水泥固井工艺。7．2水平井测量为保证本区块水平井实施成功率，在现场操作中，应注意以下几点：(1)下钻前认真检测弯套度数，地面试动力钻具，检查LWD(或FEWD)仪器的组装；(2)下钻前钻井液性能稳定，达到设计要求，净化设备运转正常；(3)采用LWD(或FEWD)随钻地质导向系统，随钻测量自然伽玛、电阻率曲线。根据随钻测井，确定目的层顶界深度，跟踪调整井眼轨迹；采用LWD/MWD随钻随测监控井眼轨迹；(4)根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调整井斜方位；(5)若调整钻井液性能，应预先通知仪器工程师作好准备，因为调整钻井液性能，有可能造成井下仪器一段时间工作不正常；(6)必须提供连续的220V，50～60Hz的交流电源，若要停泵或倒发电机，应预先通知仪器工程师，根据仪器工程师的要求，将仪器房电源接到相应位置（尽可能配专线）；(7)无磁钻铤在使用前要通径，内部干净无杂物，两端扣型完好，要打好记号；(8)要确保动力钻具的弯接头方向与其记号方向一致；(9)在钻台，仪器的对接、拆卸，必须用提升短节，只能在井口进行，禁止在鼠洞进行。不同的短节，其旋紧扭矩不同，现场工程师要提醒司钻注意（与相应的钻杆旋紧扭矩相同）；(10)起下钻过程如遇井下复杂情况，请立即联系仪器工程师，由仪器工程师配合井队选择较安全措施处理井下复杂情况，防止损坏仪器造成更大损失；(11)仪器使用中进行转盘复合钻进时,如果钻具中配有动力钻具，钻盘转数不超过60转/分钟；如果是普通钻具组合，钻盘转数不超过120转/分钟。第8章钻井液方案8.1钻井液对气层的损害分析钻井液对气层的损害主要有两个方面：一是钻井液固相的损害；二是钻井液滤液的损害。具体地说：（1）钻井液固相的损害。钻井液中所含各种悬浮物质（粘土、岩屑、加重材料和堵漏剂等）都有可能对储层造成损害。当它们进入储层时，便可能逐步充填油气藏岩石孔隙。在随后进行生产或注入时，这些物质很可能桥堵在孔隙喉道的进口处，严重地降低井眼附近地带的渗透率。一般情况下，此类损害仅限于井眼周围76cm内，但最终的渗透率降低值却可高达90%。（2）钻井液滤液的损害。钻井液的最先接触油气层的外来流体。在一定的压差下，钻井液滤液会渗入地层，特别是在滤饼形成之前，滤液的渗入是不可避免的。如果钻井液的滤失量太大，将会携带大量的固相颗粒进入储层，产生堵塞而造成损害：同时，进入储层的滤液若与储层不配伍，则会引起粘土水化膨胀、水锁，形成化学沉淀和胶体乳化等，而导致油气层的损害8.2钻井液体系选择思路表4.1M2井地层压力预测数据井深mGp当量钻井液密度g/cm3Gf当量钻井液密度g/cm300.9501.2805000.9501.42010000.9501.53015000.9501.60020000.9501.68025000.9501.75030000.9501.83032000.9001.86034000.8941.90035000.8931.92036000.8921.95037000.8841.97038000.8831.99039000.8842.010（1）一开井段该井段为粘土夹砾石层，地层可钻性好、易坍塌。钻井液的主要作用是井壁稳定和大井眼携砂。该井段为预水化膨润土浆。（2）二开井段上部地层棕红色泥岩和灰白色砂岩，深灰色泥岩与灰色砂岩，夹煤层不等厚互层，钻井液的主要作用是抑制地层粘土造浆，针对该井段地层特点和满足快速钻进的需要，采用抑制性聚合物防塌钻井液体系。下部储层岩性主要为长石砂岩夹紫色泥岩，灰黑色碳质泥岩，浅灰色含气中、细砂岩，灰黑色含泥页岩不等厚互层，要求钻井液具有较强的粘土防膨能力和稳定井壁能力针对该储层岩性特点及常温常压的性质，储层段采用聚合物润滑防塌钻井液。聚合醇防塌屏蔽剂能够在井底温度下从钻井液中以油性状态分离出来，在井壁形成一层膜，防止有害固相和滤液进入地层而造成油层损害，同时能增强钻井液的润滑防塌效果。选用聚合醇防塌屏蔽剂保护油气层。8.3气层保护对钻井液性能指标的要求钻井过程中为了减少气层的损害，钻井液要达到以下指标要求：（1）使用淡水基聚合物（润滑）防塌钻井液体系，聚合醇防塌屏蔽剂保护气层；使用MEG无固相完井液。（2）含砂量<0.3%。（3）近平衡压力钻井，附加密度:油层（0.05～0.10）g/cm3。本井钻井液密度要严格控制在1.20g/cm3以内。（4）储层API滤失量≤4ml。（5）提高钻井速度，缩短油层浸泡时间。（6）有效保护环境，保证资料取全取准。8.4钻井液体系表4.2钻井液体系井段井别钻井液体系表层预水化膨润土浆二开储层段直井聚合物防塌钻井液水平井聚合物润滑防塌钻井液8.5钻井液性能表4.3钻井液性能项目性能指标表层二开直井段二开储层前井段二开储层井段密度g/cm31.05～1.101.4～1.51.5～1.61.6～1.7马氏漏斗粘度s40～6030～3540～5045～60API失水ml10<5<4P泥饼mm1.0<0.5<0.5静切力Pa1～2/2～31～3/3～52～4/4～8pH值7～88～98～9含砂量％0.5<0.3<0.3总固含％<8<10<12摩阻系数<0.1<0.05动切力Pa3～64～8塑性粘度mPa·s8～1510～20<50<45<40注：直井段的钻井液摩阻系数小于0.2。8.6钻井液维护处理要点①馆陶组及以上地层疏松，防止坍塌卡钻和井漏；②钻遇相当于邻井油气层段注意防漏、防喷；③起钻灌好钻井液，防止抽汲井喷或井下其它复杂情况发生；④通过不整合面附近、疏松砂岩层，防漏；⑤沙河街组防坍塌掉块；⑥钻井液必须保证有很好的润滑性能和携带岩屑能力；⑦进入气层前50～100m，保持中压失水小于4.0ml，加入20%的聚合醇防塌屏蔽剂，补充保持含量至完井；⑧钻井过程中，正常加重使用青石粉。同时井场要储备100m3密度为1.40g/m3的重浆，和足够的重晶石粉，备井控用。8.7钻井液配方表4.4钻井液配方序号材料名称加量kg/m3一开二开储层前二开储层段1纯碱3～52羧甲基纤维素钠盐MV-CMC1～33改性沥青防塌降失水剂20～254聚丙烯酰胺干粉1～31～35聚合醇防塌屏蔽剂20～256膨润土40～607烧碱3～53～58水解聚丙烯睛铵盐15～2020～259高温降粘降失水剂20～2520～2510无荧光防塌降失水剂20～2520～25其它：加重剂、固体润滑剂、原油、固体乳化剂等。8.8钻井液材料消耗表4.5钻井液材料消耗序号材料名称及代号数量（t）直井水平井1纯碱0.50.52高温降粘降失水剂473羧甲基纤维素钠盐MV-CMC0.20.24固体乳化剂15改性沥青防塌降失水剂246聚丙烯酰胺干粉11.57原油358聚合醇防塌屏蔽剂569膨润土5510烧碱1.5211水解聚丙烯睛铵盐2.5312无荧光防塌降失水剂4713重晶石202014青石粉606015固体润滑剂11.5第9章固井方案9.1固井主要工艺要求9.1.1井眼准备(1)电测以前通井、循环，保证电测工具顺利下入。(2)电测完通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑钻井液，减少下套管摩阻。(3)井内钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求。在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。(4)下套管前通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。洗井循环中，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。同时，应慢速转动钻具防粘卡。9.1.2设备准备(1)检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌钻井液管线等。(2)循环系统中用于顶替作业的各钻井液罐（包括储备罐）各闸门应灵活可靠。(3)从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应达到既能关闭套管与井眼环空又能关闭钻杆与井眼环空的要求。(4)认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应根据大钩负荷更换大绳，确保下套管安全。9.1.3下套管作业(1)套管及附件、工具等下井前认真检查外观、通径、丈量、清洗丝扣，不合格套管严禁下入。(2)按下入次序对套管进行编号、记录。(3)套管及附件、工具上钻台时要戴好护丝，严禁碰撞。(4)下入下部附件时，底部6根套管要涂丝扣胶，套管丝扣使用标准套管螺纹密封脂，以提高套管的气密封能力。(5)按设计要求安装套管扶正器：主力油层封固段每根套管加1只，其他封固段每2根套管加1只。(6)下套管采用套管钳按API规定的最佳扭矩上扣。(7)严格控制套管下放速度，一般不超过0.46m/s。(8)下套管中途禁止停顿，根据情况可以在3～5m范围提放管柱，防止粘卡，并时刻注意悬重变化。下套管操作平稳，严禁猛刹、猛放。下放套管遇阻时，一般控制下压载荷不超过井下套管浮重的60％。上提时保持最小抗拉安全系数不低于1.5。(9)下套管过程中，一般是每下入30～40根套灌满一次钻井液，较长时间(超过3min)的灌浆过程应上下活动套管，以防套管粘卡。(10)下完套管后先灌满钻井液，再小排量开泵循环洗井，开泵循环时要用流量计来校正排量，并根据排量调整循环时的泵冲直至钻井液性能达到施工要求。9.1.4一开套管固井主要技术措施(1)钻井液开钻，内插法固井。固井时考虑套管所受浮力，根据计算得知套管串重量大于其所受浮力，因此套管不会上浮。(2)内插管坐封要平稳，密封要可靠，密封插头下井前要涂抹黄油。坐封后，开泵循环钻井液，如果套管内无钻井液溢出，则说明密封插头处密封良好，即可按设计注入水泥浆。注完水泥后，按钻杆内容积替入当量钻井液量。(3)坐封压力根据循环最高泵压由固井施工指挥现场计算，为了能在泵压出现异常情况下顺利施工，实际施加的坐封压力应为计算值的2倍以上为宜。(4)施工结束后，如果井口水泥浆面下沉，必须注水泥浆补充，防井架基础移动及圆井倒塌。(5)候凝时间：24h。9.1.5二开套管固井主要技术措施(1)施工程序：胀封管外封隔器→打开分级箍→循环钻井液→注前置液→注水泥浆→压胶塞→替水泥浆→碰压→候凝①前置液的配制,其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度；使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下,占环空高度100～300m。②前导浆密度：1.50～1.65g/cm3,注量：6～10m3；领浆密度：1.80～1.87g/cm3,尾浆密度：1.88～1.95g/cm3，注量：必须满足封固到地面。(2)固井前召开固井协作会，明确施工方案和要求及各方责任。(3)固井前由井队储备足量的经固井试验合格的固井水泥配浆水，数量不少于理论量的1.5～2.0倍。固井前井队必须储备足够的钻井液以备替水泥浆使用，固井施工设计应按照程序审批。(4)固井前固井设备和配合固井的有关设备必须试运转正常，确保施工的连续性。(5)注水泥施工前，由施工指挥召集钻井队和固井队人员开碰头会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交待安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。(6)电测完通井,采用优质钻井液，大排量洗井，确保井壁稳定，摩阻小，无漏失现象，油气上窜速度小于10m/h。(7)对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查，确保其质量。浮箍浮鞋的回压凡尔必须可靠，入井套管必须通径；下套管必须逐根紧扣，控制下放速度，减少压力激动；防止套管内落物，并及时灌好泥浆。(8)采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量，达不到紊流时，应注入足量的前导低密度水泥浆，保证紊流接触时间达到7min。(9)专人负责观察井口钻井液返出情况，发现异常，立即报告施工指挥，采取应急措施。(10)确定专人监测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。(11)碰压后，用水泥车清水顶压，稳压2～3min后泄压，如回压阀密封好，则敞压候凝；否则，套管内控制压力候凝，其值为管内外静液柱压差附加2～3MPa。(12)候凝时间：24～36h。(13)其他特殊要求和措施根据现场实际情况确定。(14)固井质量要求：要求按Q/SH10200005.3-2003《固井质量》执行。固井工艺选择根据油藏的性质和该区块地层特点，直井采用套管注水泥固井，水平井采用常规套管注水泥固井和筛管顶部注水泥固井。其固井方式如下：(1)一开套管采用内插法固井。(2)二开油层采用常规注水泥固井，侧钻井采用尾管固井，注水井要求水泥浆返至地面。表5.1固井基本参数表井眼尺寸mm套管尺寸mm套管下深m水泥上返深度m固井完井方式备注Ф346.1Ф273.1550地面内插法直井（177.8）Ф241.3Ф177.831221130常规Ф444.5Ф339.7600地面内插法水平井（139.7）Ф215.9Ф139.72873.261130常规9.2套管柱设计9.2.1套管柱设计原则套管设计是保证在整个寿命期间套管上的最大应力在允许的安全范围内，使油气井得到可靠的保护。设计原则：(1)应满足钻井、采油作业及产层改造等工艺的要求。(2)套管设计应考虑外挤、内压及开发过程中的应力变化的影响，建立套管强度与套管柱受力之间的平衡，确保安全第一，按套管在井下最危险的工况来考虑。套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.125，抗内压为1.125，抗拉为1.8。(3)在满足强度要求的条件下，成本尽量低。套管柱设计及强度校核根据该区块的钻井开发方案，所选套管除满足强度要求外，还考虑套管对油井寿命的影响，其套管柱设计如下：(1)表层套管：φ273.1mm选用J55×8.89mm套管；φ339.7mm选用J55×9.65mm套管。油层套管：φ139.7mm选用N80×9.17mm和P110×9.17mm套管，φ177.8mm选择N80×9.19mm套管。(2)固井时所用套管附件和工具应与套管柱强度一致。(3)按要求加入套管扶正器保证套管居中。表5.2套管柱设计和强度校核表井型套管外径mm井段m钢级壁厚mm扣型每米重量kg/m重量t安全系数泥浆密度g/cm3抗拉抗挤抗内压直井273.10～683J558.89短圆60.3241.20103.06101.10139.70～3680N809.17长圆29.79109.633.042.412.771.20177.80～3680N809.19长圆38.73142.533.01.362.281.20水平井339.70～742J559.65短圆81.1860.248.351.82101.10139.70～3542N809.17长圆29.79105.523.042.412.771.203542～3842P1109.17长圆29.798.947.892.753.611.20注：1)套管强度设计根据地质提供的地层压力数据按《套管柱强度设计推荐方法(SY/T5322-2000)》计算，固井施工设计要按实际地层压力数据重新校核。2)套管的外挤压力均按全掏空计算。3)各层套管均采用高温高压螺纹密封脂。4)固井相关工具、过渡接头和附件的扣型要与套管扣型相匹配，强度不得小于所在井段套管强度，性能与套管一致，其它管材附件、下套管工具等均由施工单位准备。9.2.2套管串结构设计表5.3套管串结构设计表套管程序管串结构（由下至上)固井方式一开可钻浮鞋+套管1根+浮箍（内插座）+套管串+联顶节内插二开水平井引鞋+旋流套管1根+套管1根+浮箍+套管串+联顶节常规9.2.3扶正器的选择及加法(1)二开套管采用刚性与弹性扶正器，造斜点到A点每2根套管加1只弹性扶正器；增斜井段每4根套管加1只刚性扶正器，其他封固段每3～4根套管加1只弹性扶正器。(2)下套管按设计安装扶正器，以保证套管顺利入井和在井内居中。水泥浆性能要求(如表4-19所示)表5.4水泥浆性能要求性能一开二开密度(g/cm3)1.11.7(上部1.4-1.6)稠化时间(min)120180API滤失量(ml)<250<50自由水(ml/250ml)3.500流变性能塑性粘度(Pa·s)动切力(Pa)n值K值抗压强度MPa/24h>14.00>14.00注：试验条件按API标准执行。水泥浆配方(如表5.5所示)表5.5水泥浆配方套管程序配方一开G级水泥+配浆水二开G级水泥+降失水剂+分散剂+消泡剂+配浆水注：现场施工前可根据实际情况调整水泥浆配方，并做复核试验。表5.6水泥用量计算表井型开钻序号套管尺寸(mm)套管下深(m)钻井液密度(g/cm3)水泥浆上返深度(m)水泥浆密度(g/cm3)水泥型号数量(t)固井方式直井一开Φ273.16801.10地面1.85G高35内插二开Φ177.836771.2011301.90G高80常规水平井一开Φ339.77401.10地面1.85G高87内插二开Φ139.738401.2011301.90G高86常规各层次套管固井主要附件表5.7固井主要附件套管程序附件名称单位数量一开直井Φ273.1mm浮鞋只1Φ273.1mm浮箍(内插座)只1二开直井（Φ177.8油套）Φ177.8mm引鞋只1Φ177.8mm浮箍只1Φ241.3mm×Φ177.8mm弹性扶正器只40一开水平井Φ339.7mm浮鞋只1Φ339.7mm浮箍(内插座)只1二开直井（Φ139.7油套）Φ139.7mm引鞋只1Φ139.7mm浮箍只1Φ215.9mm×Φ139.7mm刚性扶正器只109.3前置液用量表5.8前置液用量套管程序前置液类型前置液密度g/cm3设计长度m所需用量m3基液类型二开冲洗液1.05150.004.30配浆水隔离液1.10100.002.90驱油剂9.3.1水泥添加剂及用量直井表5.9水泥添加剂及用量材料名称用量t备注一开二开分散剂0.90降失水剂1.46消泡剂0.27缓凝剂0.42水平井表5.10水泥添加剂及用量材料名称用量t备注一开二开分散剂0.90降失水剂1.60消泡剂0.80缓凝剂0.509.4钻井成本预算表5.11直井钻井工程预算表序号项目金额（元）一钻前劳务费217478.42二管具劳务费123662.43三固井劳务费94668.31四泥浆劳务费10322.96五钻井工程2453842.64六其它技术服务50947.95（一）直接费用1388283.851材料1067946.12a套管及附件447106.44b钻头28186.95c钻具使用82658.36d润滑油（机油）8842.46e水泥及添加剂106395.00f泥浆材料及供井306081.00g一般材料64315.91h石粉24360.002燃料及动力166028.34a柴油154872.95b水电费11155.393人工费117506.084折旧费36803.30（二）其它直接费632450.611钻前准备工程424498.91a施工补偿费301964.50b钻机搬迁费50199.28c设备校安8925.22d水电讯工程费21953.40e锅炉工程费8065.67f拖拉机费23185.19g野营房摊销费10205.652井控及固控摊销24157.63a井控摊销18676.03b固控摊销5481.603运输费38984.644设备修理费23554.115钻井工具修理费8626.766保温费7942.187设备保险费1177.718其它25788.11（三）间接费175107.361企业管理费153366.352财务费用21741.01（四）风险费87833.67（五）利润13702