石油工程设计大赛作品

地质概况团队编号：全国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别：方案设计类单项组（钻完井工程）完成日期2013年4月7日全国石油工程设计大赛组织委员会制目录目录第9章水力参数设计9.1钻头水力参数设计原则钻头水力参数对于水平井而言主要体现为钻头压力降和保证工具的压降。对钻头压降设计，以满足较大排量和工具压降为条件。水平井钻头压降要保证造斜马达轴有5%的流量冷却润滑，满足工具额定压降和大排量（中空型）的要求，钻头压降相对较小。要求两台泵为3NB1600以满足要求。具体设计见附表4。表9.1水力参数设计钻头序号钻头直径mm井段M喷嘴直径组合（mm）立管压力MPa排量L/S钻头压耗MPa钻头水功率kw钻头比水功率W/mm2射流冲击力KN1311.10～32214.29+14.29+12.714.21450.9123.220.6713.942215.9322～122014.29+14.29+12.714.01301.1225.560.724.84215.91220～146714.29+14.29+12.717.49301.2328.120.744.463152.401467～179414.29+14.2918.65180.9323.550.717.47石油工程设计大赛油气井压力控制第10章油气井压力控制10.1油气井控制的原则和依据井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术；井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。井控设计严格依照国家、中油集团公司相关标准和规范执行，主要包括：《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》（SY/T5964）、《钻井井控技术规程》（SY/T6426）、《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》（SY/5087）、《石油与天然气钻井井控规定》（中油集团公司）。本井钻井液密度及其它井控要求建立在预测地层压力和对应的标准规范基础之上，实钻中须根据井下情况进行调整，确保井控安全是进行井控工作的要求。10.2各次开钻井口装置10.2.1一开井口装置图10.1一开井口装置示意图10.2.2二开井口装置第二次开钻（二开）时，安装一个双闸板防喷器、一个单闸板防喷器和一个环形防喷器及安全的压井和节流管汇，井口如图10.2所示。图10.2二开井口装置示意图10.3井控管汇二开的井控管汇应满足要求，以免出现异常情况时能够很好地实施井控，保证钻井的安全，防止造成人员伤亡和财产损失。所选井控管汇如图10.3所示。图10.3井控管汇10.4试压要求10.4.1井控装置试压（1）全套井控装置应在井控车间用清水按规定试压合格后方能送往井场，在井上安装好后按下表参数试压。表10.1井控试压开钻次数井控装置名称型号试压要求介质压力Mpa稳压时间min允许压降MPa二开环形防喷器FH28-35清水24.5≥10≤0.7双闸板防喷器2FZ28-35清水35≥30≤0.7节流管汇JG-Y1-S1-35清水35≥30≤0.7压井管汇YG-35清水35≥30≤0.7（2）二开节流管汇试压应按相关要求进行分级试压执行(节流阀后各阀门降一级试压)。（3）放喷管线按10MPa试压；稳压时间为30min，允许压降小于0.7MPa。（4）钻开油层前、更换井控装置零部件后以及气层钻进中每月应采用堵塞器或试压塞参照上述有关要求及条件对井口装置试压。10.4.2套管试压表10.2套管试压套管直径mm试压介质试压值Mpa套管最低抗内压强度Mpa稳压时间min允许压降MPa244.5清水1527.2≥30≤0.7177.8清水3549.2≥30≤0.7备注：对上部177.8mm套管试压35MPa，钻喇叭口以上水泥塞、对喇叭口试压15MPa(实际试压值由固井施工完成后、由现场对后期作业相关技术要求来确定试压值)，钻水泥塞、钻下塞至离套管鞋30m，电测固井质量，全井套管试压35MPa，稳压时间不低于30min，允许压降≤0.7MPa，试压介质清水。10.5井控要求10.5.1井控设备安装要求：（1）防喷器必须安装平正，并用钢丝绳四角绷紧。（2）液控管汇安装整齐，车辆跨越处应安过桥盖板，远控台及储能器应安装在距井口左前方25m以上的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道。远控台的电源线、气源线要单独连接。储能器瓶的压力要始终保持在工作压力范围内。（3）具有手动锁紧机构的所有闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明开关方向和圈数，手动操作杆手轮下方应安装操作台。（4）防喷管线和放喷管线应采用螺纹与标准法兰联接的专用管材。（5）放喷管线的安装和固定应符合《钻井井控规定实施细则》的要求；放喷管线接出井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m，放喷管线出口处具备点火条件，至少在一个主放喷口修建燃烧池。其挡火墙长×宽×高为6m×3m×3m，正对燃烧筒墙厚0.5m，其余墙0.25m，内层采用耐火砖修建。（6）在进入气层前应配备齐全其它钻具内防喷工具，钻井液处理装置，并按要求安装好井控监测的仪器、仪表。10.5.2井控其它要求：（1）按《钻井井控规定实施细则》要求，认真落实井控岗位及相关责任；对井队施工人员进行严格的井控培训；并组织进行防喷、防火演习。（2）在油气层钻进中，每只钻头入井开始钻进前，都要以1/3～1/2正常钻进流量测一次低泵速循环压力，并做好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能发生较大变化时应重作上述低泵冲试验。为以后关井求取立压提供依据。（3）钻开气层前，按钻井液设计储备好钻井液和加重材料及必须的堵漏材料。10.5.3中途测试与测井井控要求本井为开发井，在须二段以上地层钻遇良好油气显示或孔隙储层发育段，及时汇报，请示分公司业务主管部门，批准后进行中途测试，中途测试须拟定具体试油方案，作为本设计的补充件，一并存档，中测时应取得流体性质、产量、压力等资料。。一、中途测试技术要求如下：（1）起、下测试工具前，检查提升系统、指重表、记录仪等，确保测试顺利进行和准确记录。（2）要求井壁稳定，测试井段无大段页岩、易垮塌及缩径岩层。（3）测试前应电测井径、井斜及分层数据；测试段应有井温数据或邻井相应段的井温数据。（4）测试前通井划眼至测试井底，如有遇阻、缩径、沉砂等井下情况，应采取措施排除，直至井眼畅通。（5）按设计连接好地面测试控制管线及装置，仔细检查油、气、水分离器及计量仪器，要求地面系统符合设计要求、井内无异常，才能进行座封。二、测井井控要求（1）井口有剪切电缆设备，一旦井口失控可以快速剪断测井电缆，立即封井。（2）测井施工小队必须严格按"测井操作规程"精心组织施工，如果测井作业超过规定时间，井队必须通井循环钻井液。如果井内复杂，测井仪器在井内遇阻卡严重时，必须要求井队通井循环钻井液。（3）在测井过程中，井队和测井队派专人井口值班，负责检查和观察测井设备的运行情况，注意井内钻井液情况，一旦发现井口钻井液出现溢流，立即通知井队和测井小队长。（4）井口一旦发现轻微的钻井液溢流时，测井队在小队长的组织下，安全、快速将仪器取出井口(同时立即向井队通报)，以便井队立即采取措施压井。（5）在测井过程中，如果万一发生井口失控，立即将测井绞车停车熄火，控制一切火源，在现场的统一指挥下用井口设备剪断测井电缆或射孔电缆，立即关井。10.6油气井控制的主要措施（1）开钻前必须向全队职工、钻井现场的所有工作人员进行地质、工程、钻井液和井控装备等方面的技术措施交底，并提出具体要求。（2）严格执行井控工作九项管理制度，落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井队干部24h值班制度，井控准备工作及应急预案必须经验收合格后，方可钻开油气层。（3）各种井控装备及其它专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全、运转正常。（4）进入储层前50～100m对上部裸眼段进行承压试验无井漏后并将钻井液密度逐步调整至设计要求值；每次起钻前必须活动方钻杆旋塞一次，每次起钻完检查活动闸板封井器一次，半月活动检查环型封井器一次，以保证其正常可靠。（5）气层钻进中，必须在近钻头位置安装钻具止回阀；接止回阀下钻每下20～30柱钻具灌满钻井液；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配有抢装止回阀工具；在大门坡道上准备一根防喷单根（钻杆下部有与钻铤扣相符的配合接头）。（6）必须按班组进行各种工况的防喷演习，并达到规定要求。（7）严格落实坐岗制度，无论钻进还是起下钻，或其它辅助作业，钻井班都必须落实专人24h坐岗观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，地质录井人员除了在仪表上观察外，必须对钻井液池液面变化和钻井液出口进行定时观察，定时测量进出口钻井液性能；两个岗都必须作好真实准确记录；值班干部必须对上述两个岗位工作情况进行定时和不定时检查，并当班签认。（8）钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察。如发生溢流要按规定及时发出报警信号，并按正确的关井程序及时关井，关井求压后迅速实施压井作业（并同时上报有关部门），待井内平稳后才恢复钻进。（9）关井压力不得超过井口装置的工作压力、套管抗内压强度的80%（或按套管试压值）和地层破裂压力三者中的最小值。（10）加强井场所有运行设备的检查和保养，确保设备正常运行。起钻前必须在井底充分循环（一周半以上），进出口泥浆密度差不超过0.02g/cm3，正常后方可进行起钻作业。（11）进入主要气层后每次起钻前坚持短起下钻检查油气侵和溢流，严格控制起下钻速度，起钻必须按规定灌满钻井液。地质录井队人员和钻台坐岗人员必须依次记录灌入量，并核对与起出钻具体积是否相符，同时要观察灌钻井液的间隙中出口管是否断流等情钻井复杂情况及事故预防与处理措施第11章钻井复杂情况及事故预防与处理措施综合分析该区块实钻资料和测井资料可知，该断块地层应注意防斜，防卡，防塌，防漏，以及现场防火等。为保障安全钻井,并便于现场操作，结合已钻井情况，制定了该区块钻井过程中遇到的复杂情况和事故的预防与处理措施。11.1卡钻的预防与处理11.1.1防卡技术措施（1）加强活动钻具，井内钻具静止不能超过3min。上下活动钻具范围应在两根以上；（2）使用强抑制的钻井液体系，并配合使用润滑剂和降失水剂，以改善钻井液及滤饼之润滑性和降低钻井液失水,所形成的滤饼薄而致密。保持良好的钻井液性能，加强钻井液净化，降低固相含量，尽量作到平衡地层压力钻进，是防止压差卡钻的根本途径；（3）尽量减小钻井液液柱压力，减小钻具与井壁上滤饼的接触面积和缩短钻具在井下静止时间，活动钻具；（4）最大限度地降低钻井液中的无用固相含量，改善钻井液固相颗粒级配。维持钻井液具有好的流变性，提高井壁的承压能力；（5）所有下井钻具必须按规定认真进行检查，凡不合格的钻具禁止下井使用；（6）选择合理的钻具结构，优选参数钻进，力求打直打快，预防形成“糖葫芦”、“狗腿子”井眼，避免卡钻的事故发生；（7）起钻前处理好钻井液，大排量循环洗井；（8）钻进中发现泵压升高、悬重下降、钻井液返出减少、接单根打倒车等现象，应停止钻进或接单根，上提钻具到正常井段后，采用冲、通、划的办法，使井眼恢复正常，然后，继续作业；（9）短起下钻井段应超过新钻井段长度，防缩径卡钻；（10）钻进中发现泵压下降，必须停钻找出原因。如果在地面上找不出问题，应起钻检查钻具；（11）在井口上作业，必须预防工具、螺栓、钳牙等物品落入井内。空井时，可用钻头盒盖住井口；（12）钻进过程中坚持每钻完一单根，划眼1～2次，开泵上提至钻杆接头，正常后方可坐吊卡；（13）记录好遇阻，遇卡位置，结合测斜资料判断键槽所在井深，破坏键槽；（14）严格控制起下钻速度，特别是钻具组合刚性变大时更要引起重视，下钻遇阻时不得硬压硬砸，起钻阻卡时不硬拉硬拔，应开泵循环，进行冲通；严防钻具被挤入缩径的小井眼井段。11.2井塌11.2.1防塌技术措施大多数的泥、页岩中都含具有化学活性的压实粘土，当钻进泥、页岩时，粘土水化膨胀，在井眼围岩中形成膨胀应力。预防井塌应从物理的、化学的和机械三个方面入手，分析原因，采取措施。（1）确保在井壁周围形成足够的支持力，这就要求控制一个适当的钻井液密度，以维持井壁的力学平衡；（2）使用防塌抑制剂、封堵类材料，改变钻井液滤液性质，减少钻井液侵入量，满足对泥岩的有效抑制和封堵；（3）尽力缩短流体对易坍塌地层的浸泡时间，改善钻井液的高温高压滤失性和滤饼质量，均匀加入处理剂，保持钻井液性能稳定，尤其是密度和粘切有相对稳定；（4）尽力减轻钻具对井壁的碰撞和减轻压力激动及抽吸。同时，还应尽量减轻流体对井壁的冲刷。11.2.2井塌处理措施（1）控制住井塌，将坍塌物从井眼中带出，如提高钻井液的携砂能力，配制足够量的高粘切钻井液作为清扫液进行洗井；（2）提高钻井液的防塌能力，提高井壁的稳定性，如降低钻井液HTHP失水和改善滤饼质量，提高钻井液对地层的抑制能力和有效封堵能力，在地质许可条件下，适当增加钻井液密度，以提高对井壁周围的支持力。11.3井漏根据已钻井资料可知，在D1井钻进，在井深822m时发生地层渗漏，漏速5.0m3/h，共漏失钻井液20.6m3；钻至井深1242m时提钻头，下钻到井底开泵洗井时，发生憋漏，漏速34m3/h，共计漏失钻井液19.5m3；下钻至井深921m遇阻后划眼，划眼至井深1287m时换钻头，下钻到井底后在井段1098m～1142m发生井漏，漏速38m3/h，共漏失钻井液21.5m3，分析原因是由于憋泵造成的。11.3.1防漏技术措施在钻井中可能出现井漏，本井应做好防漏堵漏技术和物资准备。总的原则是：“防漏为主，专项堵漏为辅”，及时加以封堵，防止井下复杂发生或控制其复杂程度。防漏措施主要有工程技术措施和泥浆技术措施。工程技术措施控制下钻速度，每根立柱的下入时间应为45～60s；（2）当因井塌导致起下钻遇阻时，须缓慢开泵，并降低泵排量；划眼时控制速度，严防因憋泵而引起井漏；（3）下钻时循环泥浆时要用小排量，开泵时避开井漏井段，禁止在漏失段定点循环（4）下完钻开泵前必须上提方钻杆，先转动转盘1min以上，然后缓慢开泵，在泵压稳定前不要提高泵率；（5）对于已发生过漏失的井段，先用小排量开泵，开泵时上提钻具，泥浆返出正常后再用钻进排量循环；（6）加强坐岗以及时发现井漏，并及早采取措施，（7）用好固控设备，尽量减少泥浆中的固相含量，降低环空实际泥浆密度，减轻液柱压力。（8）起钻时必须灌浆，防止井塌和漏层反吐；（9）在软地层钻进时防止钻头泥包。二、泥浆技术措施（1）在满足泥浆携岩要求的前提下，尽量降低泥浆粘切，这样不仅可降低环空压耗，而且还可减少压力激动；（2）在高渗透性地层钻进时，降低泥浆漏失量，改善泥饼质量，防止因形成厚泥饼而引起环空间隙缩小，导致环空压耗的增加；（3）加重泥浆时，要均匀加入加重剂且控制加入速度，以免因泥浆加重过快而造成环空压耗过高；（4）钻进孔隙性漏失层时，进入漏层前，可通过增加泥浆中膨润土含量或加入增粘剂来提高泥浆粘度、动切力、静切力，以提高漏失层承压能力，实现防漏的目的，这对于微渗透性漏层尤为重要；（5）钻遇漏层前，在泥浆中提前加入3%～4%的当向压力封漏剂，最好再加入4%的细锯末，但加入锯末后不能使用振动筛，因此是否加入锯末应根据将钻遇的断层裂缝的大小和邻井大的钻井情况而定。加入锯末后必须使用除砂器，并定期掏罐一清楚泥浆中的钻屑；（6）下部注水层压力较高必须用高密度泥浆平衡时，如果上部地层承压能力较低，可进行先期堵漏，先期堵漏的程序是破试、堵漏、试漏；（7）针对J1s漏失层的井漏，应采取针对性的防漏、堵漏方案；（8）推荐防漏基本配方：基本配方+2%SMP-1（粉）+2%SPNH+3%阳离子防塌沥青+7%KCL+2%凝胶ZL+1%Cao。11.3.2堵漏技术措施若井内发生漏失，应首先确定漏失层位、漏失速度，并采取针对性的措施处理，下面列出不同漏速下的桥接堵漏技术措施。（1）若是漏速小于5m3/h的渗透性漏失，可起钻静止，无效时将泥浆粘度提高到60～70s，加入2%～3%的DF—1，下钻注入漏层起钻静止。若仍无效可重新配堵漏浆在上述基础上再加入2%～3%的锯末，注入漏层，必要时还可适当憋压；（2）若漏速为5～20m3/h，起钻或起钻至安全井段后，配制25～50m3桥接堵漏浆，桥堵剂类型及其加量要视现场实际情况而定；（3）对漏速大于20m3/h、甚至有进无出的严重漏失，先泥球然后按上述（2）进一步堵漏，如果仍无效可在注入桥接堵漏浆后用水泥塞封堵，采用该方法必须慎重，因为如果注水泥无效可能会使井漏加剧；（4）堵漏技术方案。现场提前做好配方试验，调整基浆防止堵漏材料沉降，并将具体方案报甲方管理部门。如遇漏失，尽快实施堵漏作业。堵漏时小排量将堵漏浆打入漏层，起钻至套管内（或在套管鞋位置注入堵漏浆）静止3-6h，再下钻至漏层顶部循环，不漏则继续钻进。11.4井涌、井喷的预防与处理11.4.1防井涌、井喷技术措施（1）加强地质分析，及时提出可靠的地层预报，尤其是对高压层上部盖层的预报，打开高压储层前100m，做好设备工具、人员思想、技术安全措施、井口装置、队伍组织和器材设施的配套检查落实；（2）坐岗观察循环罐液面，循环罐配备液面报警系统，及时发现溢流并汇报；（3）钻井液密度在地层压力的基础上按标准附加；（4）配置、安装、试压、使用、维护、保养好井控装备。根据地质预报或邻井资料，在进入预计高压储层前，对地面设备、循环系统、钻井液枪、混合漏斗、搅拌器等进行全面检查，保证运转正常；（5）落实井队班组井控岗位分工，明确职责；（6）井场必须按设计储备重钻井液和加重材料，重浆储备罐上安装搅拌器、钻井液枪；（7）根据地层承压能力实验，确定允许最大关井压力及当量钻井液密度；（8）钻开储层前100m，必须对防喷器试压一次，如气层中钻井作业较长，每隔30天试压一次，严格执行油气层“五不打开”原则；（9）钻开储层期间，坚持24h必须有井队干部值班，定岗、定人认真观察钻进、起下钻和其它作业时的钻井液出口及钻井液池液面的变化情况，取全取准资料，发现异常情况立即报告司钻和值班干部；（10）储层钻进中，应采取低速起钻，下钻时下放速度不宜过快，以减少抽吸和压力激动，每起1柱钻杆，必须灌满钻井液一次，钻井液工做好记录，及时校对，保证灌满井眼，下钻时，应认真记录返出量，发现异常，立即报告司钻和值班干部，查明原因，正确处理；（11）检修设备应安排在下钻到套管鞋时进行，并在钻柱上装钻具回压阀；（12）电测前井下情况必须正常、稳定，电测时应准备1柱带钻具回压阀的钻杆，以备井内异常时强行下入控制井口；（13）在储层中钻进时，坚持使用液面报警器，钻井液工、副司钻、场地工三岗联座观察液面，每15min记录钻井液池液面一次，若遇特殊情况应加密到3～5min观察一次出口钻井液池液面变化，对溢流的发现和应急处理作到1m3报警，2m3（14）钻开储层前，坚持每只钻头作低泵速试验，记录井深、钻井液密度、泵压、排量；（15）钻开主要产层遇有井漏，井漏显示的当只钻头，以及特殊作业之前均应短程起下钻，以10～15立柱为宜；如气侵严重，可调整钻井液密度平衡地层压力；（16）油气水层钻进中，应用大水眼钻头并使用旁通阀，以利于加重钻井液，压井和堵漏等工艺的实施；（17）任何时候发现溢流应按井控“四七”动作控制井口，根据关井压力确定压井液密度，尽快按压井程序压井。严禁循环观察、钻进观察、静止观察等违章现象发生；（18）避免长时间关井，在等候加重或在加重过程中，要间断注高密度钻井液，同时，用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力状态下排放钻井液，若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步，排除溢流，防止井口压力过高；（19）钻井作业中应密切注意十五种显示。做到及时发现，迅速关井；（20）控制住井口后，应对井控主体及节流压井管汇、远程控制台等部位详细检查，如井口压力接近或达到井控装置、套管、地层破裂压力三者中压力最低的极限值，应放喷泄压，放喷天然气须烧掉，防止与空气混合发生爆炸；（21）确定明确的井喷报警信号；（22）加重压井作业不得在钻进过程中实施；（23）起钻前必须采取措施确保并证实井已压稳、有安全的起下钻时间。11.5井场防火技术措施（1）井场严禁使用明火、不准吸烟。必须动火或使用电气焊时，严格执行动火申请制度，应远离井口、钻井液循环罐，在有可靠的防火措施下实施动火。（2）井场必须按照消防规定配备消防灭火器具，岗位人员要会操作、维护保养。消防工具房钥匙交由发电工交接班。（3）井场区的室内外照明一律装防爆灯，电线一律不得使用裸线，使用防爆开关，夜间必须有足够专线控制的探照灯。（4）柴油机排气管不破不漏，并有冷却灭火装置，其出口与井口相距15m以上，出口方向背离井口。（5）经常清除钻台上下、机泵房的油泥和杂物，保持清洁。（6）液气分离器、放喷管线出口按规定接出井场，燃烧筒出口处设置有手动、遥控点火装置，并有防火墙或隔离带。（7）二开前联系与井场最近且有相应救火消防能力的地方消防队查看井场路线，发生险情时及时联系。（8）井队成立火灾应急领导小组，当班值班干部是应急领导小组成员，一旦发生险情，执行应急程序。（9）确定明确的火警信号。石油工程设计大赛完井设计第12章完井设计12.1完井方式的优选完井工程是一项涉及面广、覆盖范围宽且非常复杂的工艺技术。完井方式和完井参数不仅与钻井工程密切相关，而且与采油工程、油田开发紧密相连。在完井工程的整个工艺过程中，完井方法的优选尤为重要，如果方法选择不当，将会对储层产生较大的污染和伤害，将导致完井后不出油气，或产能大幅降低，从而引起不必要的经济损失。目前，国内外各油田和服务公司根据油气井的具体情况所采用的完井方法主要有5种：裸眼完井、割缝衬管完井、带管外的割缝衬管完井、射孔完井、砾石充填完井。虽然完井方式多样，但都有各自的适用性和限制条件。有关研究表明，只有根据油气藏类型和油层特点并考虑综合开发开采的技术要求去选择最适应的完井方式，才能最有效地开发油气田、延长油气井寿命、提高采收率和提高油气田开发的总体经济效益。经过前人的总结，合理的完井方式应该满足以下几点要求[4]：（1）油气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油气层所受的损害最小；（2）油气层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积，最小的油气渗流阻力；（3）应能有效的封隔油、气、水层，防止油气窜流和层间的相互干扰；（4）应能有效的控制油气层出砂，保持井壁稳定，确保正常的生产寿命；（5）应具备分层注水、注气、分层压裂、酸化等分层措施以及便于人工举升和井下作业等；（6）若为稠油油藏，则稠油开采能达到热采（主要是蒸汽吞吐和蒸汽驱）的要求；（7）油气田开发后期具备侧钻定向井和水平井的条件；（8）施工工艺尽可能简单，成本尽可能低。根据A区块实钻井及生产资料数据提示，综合考虑地质和油藏工程特性，生产过程中井壁稳定性和地层是否出砂，完井产能大小，钻完井经济效益及采油工程要求等，确定本设计井的完井方式采用割缝衬管完井。12.2割缝衬管完井适用的地质条件多数情况下，砂岩油藏中的水平井井眼容易坍塌或部分坍塌，不能采用裸眼完井方式，为了保护井壁，裸眼前下衬管完井得到了广泛应用。以下是割缝衬管完井的具体适用条件。（1）无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层；（2）单一厚储层，或压力、岩性基本一致的多储层；（3）不准备实施分隔层段，选择性处理的储层；（4）岩性较为疏松的中、粗砂粒储层。由于割缝衬管完井方式有先期固井和后期固井两种，本文采用先期固井的方式。即：钻头钻至油层顶界后，先下技术套管注水泥固井，再从技术套管中下入直径小一级的钻头钻穿油层至设计井深。最后再油层部位下入预先割缝的衬管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦封隔器），将衬管悬挂在技术套管上，并密封衬管和技术套管之间的环形空间，使油气通过衬管的割缝流入井筒。12.3割缝衬管缝眼的功能（1）允许一定数量和大小的能被原油携带至地面的“细砂”通过；（2）能把较大颗粒的砂阻挡在衬管外面。这样，大砂粒就在衬管外面形成“砂桥”或者“砂拱”，“砂桥”具有良好的沟通能力，同时起到保护井壁的作用。12.4割缝衬管的技术参数12.4.1缝眼的形状缝眼的剖面应该呈梯形，梯形两斜边的夹角与衬管的承压大小及流通量有关，一般设计为12°左右。梯形大的底边应为衬管内表面，小的底边应为衬管外表面。这种缝眼的形状可以避免砂粒卡死在缝眼内而堵塞衬管。12.4.2缝口的宽度梯形缝眼小底边的宽度称为缝口宽度。缝口宽度为： （12.1）式中：缝口宽度，mm；产层砂粒度组成累积曲线上，占累积重量为10％所对应的砂粒直径，mm。上式表明：占砂样总重量为90％的细小砂粒被允许通过割缝缝眼，而占砂样总重量为10％的大直径承载骨架砂不能通过缝眼，被阻挡在衬管外面形成具有较高渗透率的“砂桥”。表12.1和表12.2是P1层和P2层的油藏岩性和含油性关系统计表。从两表可以大致看出储层砂岩粒径大小的大致分布。表12.1P1层油藏岩性和含油性关系统计表岩石名称富含油油侵油斑油迹荧光不含油总计m砂岩1.061.113.654.4313.2923.54砂砾岩0.58.149.75.842.937.5534.66中砂岩7.7718.076.241.825.3939.29细砂岩4.040.20.152.255.7912.43钙质砂岩0.660.66泥岩12.2412.24总计m0.521.0129.0815.8812.0944.26122.82表12.2P2油藏岩性和含油性关系统计表岩石名称富含油油侵油斑油迹荧光不含油总计m砂岩0.745.280.651.231.719.61砂砾岩1.3412.7420.617.298.172.1452.29中砂岩2.760.491.744.99细砂岩0.544.214.343.596.865.7325.27钙质砂岩0.660.66泥岩11.3411.34总计m1.8817.6930.2314.2916.7511.32104.16 从以上两表可以看出，岩石中颗粒直径最大的为砂岩，砂岩含量大致上超过了10%，因此，可以取砂岩的直径为。砂岩的直径在1~2mm，则缝口的宽度可取0.5~1mm。12.4.3缝眼的排列形式缝眼的排列形式有两种，一种是沿衬管轴线的平行方向，另一种是沿衬管轴线的垂直方向。为了减小渗流阻力，本设计采用沿衬管轴线的垂直方向。12.4.4割缝衬管的尺寸由井深结构示意图可知，技术套管公称直径7in，裸眼井段钻头直径6in，经过查表割缝衬管公称直径可选用5~51/2in。12.4.5缝眼的长度缝眼的长度应根据管径的大小和缝眼的排列形式而定，通常为20～300mm。由于垂向割缝衬管的强度低，因此垂向割缝的缝长较短，一般为20～50mm。平行向割缝的缝长一般为50～300mm。小直径高强度衬管取高值，大直径低强度衬管取低值。由于本设计采用的是垂直向割缝，又是小直径，故缝长可取40mm。12.4.6缝眼的数量缝眼的数量决定了割缝衬管的流通面积。在确定割缝衬管流通面积时，既要考虑产液量的要求，又要顾及割缝衬管的强度。缝眼的数量可由下式确定： （12.2）式中：缝眼数量，条/mm； 缝眼总面积占衬管外表面积的百分数，一般取2%；每米衬管外表面积，mm2/m；缝口宽度，mm；缝眼长度，mm。取=2%，5寸半的衬管外径，0.5mm的缝宽,40mm的缝度，算出n为398.98条/mm，取400条/m。12.5完井井口装置与储层保护技术12.5．1完井井口装置根据套管设计时计算的最大井口内压力为16.41MPa，设计内压力为16.49MPa，因此选择的采油树的最大工作压力必须大于16.49MPa，选择KR21/380井口装置，见图12.1。KR21/380井口装置技术规范：（1）公称直径：65mm；（2）最大工作压力：21MPa；（3）工作温度：-29～380℃；（4）连接方式：卡箍；（6）工作介质：石油、蒸汽、热水。图12.1KR21/380采油井口装置石油工程设计大赛钻前工程和HSE管理第13章钻前工程和HSE管理按规范要求满足钻井施工的井场，前场长度不少于50m，以便于钻机起放井架，井场面积按《钻前工程技术条件》（SY/T5466-1997）[21]执行。13.1钻前及安装工程（1）钻前施工考虑井场位置的特殊性，道路和井场基础的质量符合规范。（2）井架基础、机泵基础和罐式循环系统基础全坐在硬土上。其基础的混凝土所用水泥、砂、石子比例用1︰3︰6(体积比)，搅拌混合均匀，搞好养护，确保底部施工质量优质，基础平面水平高差小于3mm。（3）开钻前召集全队职工认真学习贯彻地质、工程设计，切实做好一切准备工作，做到思想明确、准备充分、措施落实。（4）设备安装要严格安装质量，按要求做到平、正、稳、全、牢、灵、通。校正天车、转盘、井口在同一铅垂线上，偏差小于10mm。（5）电路安装按《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）[20]其钻台灯、井架灯、机房灯、泵房灯、探照灯、值班房灯、宿舍灯、动力线路、警报电铃必须九路分输，集中控制于值班房内。（6）所有电器设备及附件必须安全防爆、性能良好、不漏电、不跳火花，发电房必须有避雷装置。录井房、监测仪主机等未防爆的设备必须安装在防爆区以外。（7）井场、储备罐、池的探照灯数量足够，满足井场施工的照明要求。（8）供水设备能力能够满足施工需要，水池或水罐容积大于300m3（9）钻台、泵房下部地表及大、小鼠洞周围必须涂抹水泥，以防渗水浸泡基础，影响基础安全。放喷管线必须建防火墙、积污池与隔离带。（10）钻台、机房、泵房下部地表高于周围地面，并有明沟排水。井场周围有深排水沟，井场排水沟不许汇入污水池。（11）井场平整，所有钻具要平稳地摆放在管排架上，严禁乱摆乱放，以免造成地面损坏而导致钻具事故。（12）开钻前所有动力、机械设备，须经2h满负荷试运转正常，油水气管线必须保证密封好，闸门开关灵活，无跑、冒、滴、漏现象，经验收合格后方可开钻。13.2HSE管理按“所有从事开发石油和天然气资源的公司都应有一个行之有效的健康、安全与环境管理体系”的要求。健全钻井队健康、安全与环保组织机构，按公司的《钻井作业健康、安全与环境（HSE）作业指导书》要求，制定出本井实用、全面的钻井作业《HSE作业计划书》并严格按照执行13.2.1健康管理要求（1）劳动保护用品按《劳动防护用品选用规则》GB/T11651-1989[22]有关规定发放及钻井队所在区域特点需特殊劳保用品。（2）防护用品的使用与急救和保健制度均按《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》Q/CNPC53-2001[26]标准执行。13.2.2安全管理要求13.2.2.1安全标志牌的要求(位置、标识等)（1）在井场和搬迁途中应设立醒目的健康、安全与环境警示标志。（2）标志的标识方法和项目按国家标准有关规定执行。（3）主要工作场地应设有明显的逃生路线标志。13.2.2.2易燃易爆物品的使用和管理按《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》Q/CNPC53-2001标准执行。13.2.2.3井场灭火器材和防火安全要求（1）井场灭火器材的配备按《钻井井控规定实施细则》执行。（2）各种灭火器的使用方法和日期，应放位置要明确标识。13.2.2.4井场动火安全要求井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行SY/T5858中的安全规定。13.2.2.5井喷预防和应急措施（1）井控技术管理措施按SY/T6426[20]标准执行。（2）逃生设备：钻台和二层台应安装二层台逃生器；钻台至地面专用逃生滑道。（3）应急措施：井喷发生后，按应急救援预案实施。13.2.3环境管理要求13.2.3.1认真贯彻环境保护“三同时”原则井位确定后，由甲方委托有资质的相关部门在井场附近进行环境调查和评价；同时向地方环境部门填报《建设项目环境保护“三同时”报审表》和《建设项目环境影响报告表》；基建部门的钻前工程设计应包括污染防治设施内容：其中包括修建污水池，和岩屑池、发电房和房区的集油池、挡污墙、生活垃圾坑、清污分流系统等一并投入施工，并符合规定标准，经组织验收合格后和井场同时投入使用。13.2.3.2钻前环境管理要求（1）在修建通往井场公路时，避免堵塞和填充任何自然排水通道。（2）井场应设污水处理系统，包括污水沟、污水池和污水处理设备。污水沟和污水池应进行防渗漏和垮塌处理。13.2.3.3钻井作业期间环境管理要求（1）废水、废钻井液的处理要求：①搞好钻前土方工程，设置专用的储砂坑堆放岩屑；为钻井液固化提供相应条件(承包方对井场污水池容积及周围施工条件等提供相应的要求及系统方案)。②钻井施工过程中加强工艺技术的科学管理手段，减少钻井废物的产生量。产生的污水应进行处理和利用，需要外排的污水应达到排放标准。③废弃钻井液应进行固化处理掩埋，固化后形成的基岩其指标满足各项环保技术指标，并由相关环保部门进行检测合格，恢复原地貌。④本井若要废弃，产层要注水泥塞封闭。（2）钻屑的处理要求：完井后，在取得当地环保部门同意后，掩埋压实，恢复地貌。（3）钻井材料和油料的管理要求：钻井材料和油料要集中管理，减少散失或漏失，对被污染的土壤应及时妥善处理。（4）保护地下水源的技术措施：钻井过程中，尽量使用低毒和无毒钻井液处理剂。同时，提高钻井液造壁性，减轻钻井液的渗漏。13.2.3.4钻井作业完成后环境管理要求（1）施工完成后，做到井场整洁、无杂物。（2）剩余污水、污泥应按钻井环境保护规定处理。石油工程设计大赛钻井周期计划第14章钻井周期计划14.1机械钻速预测机械钻速预测如表14.1所示。表14.1机械钻速预测结果14.2钻井进度计划钻井施工的进度计划如表14.2所示。表14.2钻井进度计划序号井段(m)施工项目预计天数（天）累计天数（天）10～322一开钻进2.212.2135.212322～1467二开钻进9.5414.75519.7531467～1794三开钻进827.75633.75石油工程设计大赛钻井成本计划第15章钻井成本计划15.1钻井成本计划所设计井的钻井成本以现场实际概算为准，在此无法具体设计。石油工程设计大赛钻井技术经济指标第16章钻井技术经济指标钻机台月：钻机台月为各井第一次开钻到完成时间为止： （16.1）台月效率： （16.2）平均机械钻速： （16.3）钻井技术经济指标如表16.1所示。表16.1钻井技术经济指标建井周期(d)钻井台月数(台月)台月效率(m/台月)平均机械钻速(m/h)纯钻时间(h)241.1251594.674.03445石油工程设计大赛附表

附表附表1井身结构具体设计步骤一、中间套管设计1、根据压力梯度曲线图中的最大地层孔隙压力梯度计算设计破裂压力梯度。式中：—设计的地层破裂压力梯度，MPa/m；—压力梯度曲线图中最大的地层孔隙压力梯度，MPa/m。2、根据设计破裂压力梯度初选中间套管下入深度。自横坐标上找出设计的破裂压力梯度，上引垂线与破裂压力梯度线相交，交点井深即为初选中间套管下入深度或尾管最浅下入深度。3、计算正常孔隙压力地层最大深度处的钻井液柱压力与地层孔隙压力的差值。式中：—钻井液柱压力与地层孔隙压力的差值，MPa；—钻至初选中间套管鞋处所用钻井液密度，；—正常地层水的密度，；—压力梯度曲线图中正常孔隙压力下地层最大井深，m。4、验证初选中间套管下入深度有无压差卡钻的危险，确定中间套管下入深度。a)若小于，则初选深度即为中间套管下入深度。b)若大于，则中间套管下入深度应小于初选深度；此时需计算在深度处压力差为时允许的最大地层孔隙压力梯度。式中：—正常孔隙压力地层最大深度处不发生压差卡钻允许的最大地层孔隙压力梯度，MPa/m。石油工程设计大赛附表在压力梯度曲线图上找出最大允许地层孔隙压力梯度值，引垂线与地层孔隙压力梯度线相交，交点井深即为中间套管下入深度。二、表层套管设计考虑井涌压井条件或探井设计时，用下述方法确定表层套管下入深度。1、根据中间套管下入深度处的地层孔隙压力梯度，在给定井涌条件下初选一个表层套管下入深度，用式（4）计算井涌关井时表层套管鞋处承受的压力梯度。式中：—井涌关井时表层套管鞋处承受的压力梯度，MPa/m；—中间套管鞋处的地层孔隙压力梯度，MPa/m；—中间套管下入深度，m；—表层套管下入深度，m。若计算结果值与破裂压力安全增值之和小于地层破裂压力梯度，则满足设计要求，该深度即为表层套管下入深度。否则，应加深表层套管深度再进行试算。2、设计表层套管下深时一般不进行压差卡钻校核。三、尾管设计当中间套管下入深度小于初选深度时需要下尾管，并确定尾管下入深度。1、根据中间套管下入深度处的破裂压力梯度和设计系数计算尾管最大下入深度处的地层孔隙压力梯度。式中：—尾管鞋处的地层孔隙压力梯度，MPa/m；—中间套管下入深度处的地层破裂压力梯度，MPa/m；2、在压力梯度曲线图横坐标上找出值，引垂线与破裂压力梯度线相交，交点井深即为尾管最大下入深度。3、校核尾管在此下入深度是否有被卡的危险。校核方法与中间套管相同，当尾管最大下入深度处的压差值小于该井段的压差卡钻临界值时，则尾管不会被卡。4、校核尾管下入深度，在给定井涌条件允许值压井时，中间套管鞋处的地层是否有被压裂的危险。校核方法同表层套管，用式（6）计算井涌关井时中间套管鞋处承受的压力梯度。式中：—井涌关井时中间套管鞋处承受的压力梯度，MPa/m；—尾管最大下入深度，m。当值与破裂压力安全增值之和小于该深度处破裂压力梯度时，则满足设计要求。四、生产套管设计生产套管下入深度应根据完井方法和油气层位置确定。附表2水平井具体设计步骤（l）选择剖面类型，三段式。（2）选择造斜点（KOP）H1；（3）确定增斜率K1，方法一：（4）计算剖面上的未知参数，主要是最大井斜角；（5）进行井身计算，包括各井段的井斜角、水平位移、垂深和斜深；计算第一增斜段井眼参数。（6）计算第二增斜段井眼参数。（7）计算稳斜段井眼参数。（8）计算井眼总长度。以上各式中：井眼总长度，m；斜井段水平位移，m；水平延伸井段水平位移，m；第一次增斜终了的井斜角，；第一次增斜率，；第二次增斜率，；（9）绘制垂直剖面图（10）绘制水平投影图。方法二：（1）一般情况下，造斜点以上设计成垂直井段，；如果使用斜井钻机，则，可根据给定的和计算出和。（2）曲率和曲率半径可以相互换算：（3）根据和，求和：当（4）根据St和θ0，求Nt和Et：（5）井口位置和造斜点均已选定的定向井，应根据上式算出ab进行判断，选择轨道。其中：令式（10）、（11）、（12）中的，并将其代入式（9），可求得。根据求得的，与比较，选择轨道类型：若，则选择五段式轨道；若，则选择双增式轨道；若，则选择三段式轨道；（6）轨道的设计计算a)三段式轨道设计的关键参数b)双增轨道的上增斜段和其它轨道的增斜段：b)稳斜段：c)双增轨道的下增斜段和五段制轨道的降斜段：d)靶区井段：(7)分点东西坐标和南北坐标用下式计算：附表3套管柱强度校核步骤本套管柱强度设计参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5322—2000，小井眼套管设计设计用的是等安全系数法，进行小井眼套管设计时的安全系数规定：抗挤压设计系数DFC=1.0-1.125抗内压设计系数DFC=1.1考虑接头极限强度的抗拉力设计系数DFTJ=1.8设计过程如下：（1）三轴应力强度计算公式三轴抗挤强度计算：三轴抗内压强度计算：三轴抗拉强度计算：管材屈服强度：式中—抗挤强度，MPa；—抗内压强度，MPa；—轴向应力，MPa；—管材钢级代号；—管外液柱压力MPa；—管内液柱压力，MPa—抗拉强度，MPa；（2）有效内压力计算公式①表层套管按下一次使用的钻大钻井液密度计算套管鞋处的最大内压，即上式中：—下次钻井最大