第六届石油工程设计大赛方案设计类钻完井单项组

ChinedetitionChinedetitiongineering第六届中国石油工程设计大赛方案设计类作品方案设计类钻完井单项组作品简介本次钻完井设计研究目标区块为3井、5井所在的半背斜断块油气地质资料和测量资料，本设计完成了在该区块的三口丛式井设计，提团队以安全高效为原则，以区块油藏地质资料为依据，遵照钻完井相关设计规范手册，设计包括井眼轨道设计、井身结构设计、钻头及钻具组合设计、水力参数设计、钻井液设计、套管强度设计、深水钻井装置及井控设计、固井设计和钻井作业程序优化设计等。针对目(1)井眼轨道设计采用3段式井眼轨道剖面，得到3口井的计算结果，绘制了井眼轨(2)井身结构设计计算了坍塌压力当量钻井液密度，得到了三压力剖面图，设计了满足压力约束条件的井身结构，绘制了井身结构示意图。此外，井身结构满足对浅层气的预防以及目的层段凝析气的控制。(3)钻井液设计选择了各井段钻井液体系，确定了各井段钻井液配置，针对储层(4)钻柱设计PDC钻头的型号；得到各井眼钻具组合设计结果，钻杆柱的设计结果。(5)固井与完井设计得到各层套管固井设计结果，确定了各层套管固井施工程序；确介绍了钻前准备工作，确定了用半潜式钻井平台进行水下井口作(7)HSE要求 11.1编制步骤、原则与依据 11.2资料收集及深水钻井设计 11.2.1资料收集 11.2.2深水钻井设计 21.3设计依据的标准与规范 2第2章区域环境与地质概况 42.1地形条件 42.1.1区域地形 42.1.2风向和风速 52.2水文条件 5 62.2.2波浪 62.2.3海浪 62.2.4施工设计参数 7 72.3.1地质背景 72.3.2浅层地质灾害分析 3.1遵循原则 3.2丛式井轨道设计应注意的要点 3.3井身剖面设计依据 3.4井眼轨迹设计基础数据 3.4井眼轨迹设计基础数据 3.5井眼轨迹设计 第4章井身结构设计 4.1井身结构设计原则 4.2深水井身结构特点 4.4井身结构设计方法 4.4.1深水导管下入深度确定方法 4.4.2深水钻井表层套管下入深度设计方法 4.4.3深水钻井套管层次及下深设计方法 4.6井身结构优化设计 第5章钻井液设计 5.1深水钻井对钻井液的要求 5.1.2易坍塌地层 5.1.3易漏地层 5.1.4深水钻井液流变性控制 5.1.5深水钻井液后勤保障 5.2选择钻井液体系的原则和方法 5.2.1根据目的层特性选择钻井液 5.2.2根据非目的层特性选择钻井液 5.3各井段钻井液体系与主要性能 5.4各井段钻井液配置与维护方法 5.4.1开钻钻井液体系 5.4.2正电胶钻井液体系 5.4.3无黏土相储层钻开液体系(PRD) 5.5.1保护油气层的钻井液技术 5.5.2常规油气层钻井工艺技术 第6章套管强度设计 6.1套管强度设计的原则及要求 6.2套管强度设计方法 6.2.1有效外载荷计算 6.2.2套管强度校核 6.3套管强度校核 6.3.1选择各层套管的材质、钢级、壁厚和扣型 6.3.2有效外载荷计算 第7章钻柱设计 7.1钻头设计 7.1.1选型原则和考虑因素 7.1.2地层硬度等级 7.1.3牙轮钻头选型 7.1.4金刚石钻头选型 7.2底部钻具组合设计 7.2.1钻铤柱的设计 7.2.2定向仪器和工具的设计 7.3钻杆柱设计 7.3.1钻柱的设计与计算 7.3.2钻柱的受力分析与强度计算 7.4方钻杆设计 7.4.1方钻杆的特性和选择的原则 7.4.2方钻杆使用注意事项 7.5井下四器 7.5.1震击器的安放位置 7.5.2减振器的安放位置 7.5.3减振器的选用 7.5.4稳定器 第8章水力参数设计 8.1水力参数设计的原则与内容 8.2水力参数设计方法 8.2.1双约束条件下定流量水力参数设计方法 8.2.2优选钻井泵的缸套尺寸 8.2.3优选泵型 8.2.4计算循环压耗 8.2.5喷射钻井的工作方式 8.2.6钻头水力参数计算 8.2.7喷嘴组合 8.3水力参数设计结果 9.1固井质量要求 9.2固井工艺设计 9.4水泥浆配方及性能 第10章井控设计 10.2深水井控的特点和难点 10.3关井方法的选择 10.4压井方法的选择 10.6深水井控的几个特殊问题 10.6.1压井、阻流管线压耗的测量 10.6.2防止阻流压井管线的堵塞 10.6.3动态允许环空压力 第11章完井设计 11.1完井方式 11.1.1完井方式选择依据 11.1.2完井方式的选择 11.2.1套管头规范 11.2.2采油树及油管规范 11.2.3完井要求 11.3定方位射孔工艺技术 第12章油气层保护 12.1油气层保护的重要性 12.2油气层保护技术特点和原则 12.2.1油气层保护技术特点 12.2.2油气层保护原则 第13章经济评价 13.1投资估算 13.1.1投资估算及经济评价思路 13.1.2投资估算及经济评价目的 13.1.3评价依据及原则 13.1.4投资估算 13.2经济评价 13.2.1成本费用估算 13.2.2收入和税金估算 13.3经济评价结论 第14章健康安全环保 14.1健康、安全、环保要求 14.2关键岗位配置要求 14.3健康管理要求 14.4安全管理要求 14.4.1安全标志牌的要求(位置、标识等) 14.4.2设备的安全检查与维护 14.4.3易燃易爆物品的管理要求 14.4.4平台灭火器材和防火安全要求 14.5作业安全分析及应急计划 14.6深水作业安全要点 14.6.3下部井眼作业 参考文献 11.1编制步骤、原则与依据钻井的目的是为了勘探和开发油气资源或完成其他特殊的任务。设计必须符合国家及政府有关机构的法律法规要求，保证钻井设计的合法性，体现健康、安全、环保、优质、高效和经济的原则。依据钻完井“健康、安全、环保”管理体系、行业标准和企业标准等科学地编制设计并经过规定程序的审核和批准。因此，钻井作业必须严格遵循和执行钻井设计。钻井设计应体现安全第一的原则。大到井身结构，小到每一项作业程序，都要重视安全，把保障人身、环境、设备及井下安全的原则贯穿到整个设计中。对于重大作业和高风险作业，还应进行安全风险分析，并制定相应的安全措施和应急程序。开发井设计基本内容应包括：基本数据、地质油藏基本数据、丛式井设计、井身结构和套管设计、钻头设计、钻具组合设计、钻井液设计、固井设计、水力参数设计、摩阻扭矩计算、取心设计、资料录取要求及测井计划、井口装置及试压标准、地漏试验、钻井作业程序、工程质量要求、工程进度计划、作业材料计在设计之前，负责钻井设计的技术人员，应广泛地收集以下主要资料：地质资料：地理位置、水深、地质构造情况、地层分层及岩性、地层特点、油藏及储层特征、流体性质、地层压力梯度、地温梯度、地质风险提示等。地质要求：井深、井位坐标、目的层深度、靶点坐标、完钻原则、地层评价计划及取资料要求、完井方法、油层套管尺寸、人工井底口袋长度。井场调查资料：水深测量、海底地貌测量、土壤物理和力学性质、浅气层深度及厚度、水文和气象资料、海底地貌及障碍物等。应在钻井船拖航前45天完成井场调查。邻井地质资料：地质日报，地质完井报告，地质综合录井图，测井资料、测试日报，测试完井报告等。邻井钻井资料：钻井日志、地层压力及破裂压力、井身结构及套管程序、钻井液体系及密度、固井施工情况、钻头使用情况、钻具组合及井眼轨迹、井下事故及复杂情况的原因和处理情况、作业总结及建议等。2由于本次赛题所需设计设计的区块属于深海钻井设计，下面就深海钻井所需要注意的基本原则、编制的程序和设计的主要内容进行概述。深水钻井设计所遵循的基本原则、编制的程序和设计的主要内容正如陆地钻井的多数情况一样。但是，在进行深水钻井设计时，应特别考虑深水钻井作业的特点和难点。除需要对邻井资料分析设计与陆地基本类似之外，还需注意以下几(1)地质设计地质设计是钻井设计最主要的依据。深水钻井技术为当今的前沿技术，由于其作业的特殊性、高难度及高投入，为充分准备，在接到正式的地质基本设计后，应进行专题研究。地质基本设计应提供钻井所需的地质信息及钻井地质风险提示，包括但不限于：地质目的、地层描述、分层深度、地温梯度、三压力曲线(孔隙压力/破裂压力/上覆岩层压力)、工程地质风险提示以及地质评价要求等。(2)海洋环境资料设计前期要考虑与深水钻井作业相关的海洋环境因素，这些因素包括水深、海水温度、气象、海况(风、浪、流)、自然灾害、生态系统、海底危害和环保要求等，还要考虑井场附近的海上设施、海管、海底电缆等。(3)浅层钻井地质灾害资料作业区域的浅层气、浅层流、水合物、海底河道、断层、泥火山等资料是进行钻井设计必须考虑的因素。作业前必须对浅层的这些钻井地质灾害进行充分的研究和风险评估，要根据浅层的地质灾害信息设计井场调查方案。1.3设计依据的标准与规范第1章总论3(21)《含硫油气井钻井井控配套、安装和使用规范》(22)《钻井完井交接验收规则》SY/T5678-2003;(24)《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》SY/T6283-1997;第2章区域环境与地质概况4第2章区域环境与地质概况2.1地形条件本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km²,东西宽约1858m,南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深1350～1525m。区域地形示意图见图2.1,区块海域等高线示意图见图2.2,工区边界坐标详见表2.1。试探井礁石图2.1海区地形示意图第2章区域环境与地质概况5图2.2区块海域等高线图表2.1工区边界坐标XY2484703.12481723.52481723.52484703.12.1.2风向和风速经统计，该海域主导风向为NE,次主风向S。图2.3全年风玫瑰第2章区域环境与地质概况6海区表层及近底层水温参数可参见表2.2。表2.2水温参数位置最高水温(℃)最低表层水温近底层水温(1500m深度)由于该海域海浪以风浪为主，常浪向与主风向具有较强的一致性，该海域的主浪向为NE,次主浪向为S,浪玫瑰见图2.6。图2.4全年波浪玫瑰图经统计，该海域主流向为WNW,流玫瑰见图2.5。第2章区域环境与地质概况7图2.5全年海流玫瑰图(表层)图2.6海区台风条件下波高谱峰周期曲线A油田自上而下揭示的地层层系包括：第四系A组，新近系B1组、B2组，古8第2章区域环境与地质概况地屉出性具景琼敬素生异新近京厚层泥岩为主，来商园好灰色源岩、粉砂恋泥岩夹灰色泥质粉砂岩，高古近系统绿水益泥卷与减水品泥度密砂岩、粉砂老不等可五及且事报极灰应泥进巨事阳极决。深农动泥击贞剪三深夫次贞剪三深夫次业系题来功题来功具人份流老常正不始款统1精的坏思指非形黩泥：忍共岩泥见黩岩的岩沉云文上情浅地泥争浅的…下畏和指官谓患不的加冲相前出根，市过的麟移和指官谓患不的加冲相前出根，市过的麟移安：白第灰官泥国未下臣期见泥色与岩图2.7A油田地层综合柱状图区域上将C2组细分为四段，本油田主要钻遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段。其中CPEDC3段又细分为上、中、下三个亚段。CPEDC1段：地层厚度60.5～157.0m,以褐灰色泥岩为主，夹灰质页岩，局部见薄层泥质白云岩，为一套特殊岩性段。第2章区域环境与地质概况9CPEDC2段：地层厚度41.5～115.0m,上部为褐灰色泥岩夹粉砂岩；下部灰色泥岩与浅灰色细砂岩、含砾中粗砂岩不等厚互层。段(未穿):油田范围内CPEDC3上段地层缺失。CPEDC3中段钻井揭示的地层厚度204.5～746.5m,岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主，在泥岩中部发育一套单井厚度18.5～166.5m的储层，为本油田的主要含油层系。CPEDC3下段为红褐色泥岩与白灰色灰质粉砂岩不等厚互层。段为中孔中渗储层，孔隙度分布范围4.5-40.1%,平均值22.5%,渗透率分布范围0.1-1687.8mD,平均值为267.9mD,储层毛管压力曲线以粗歪度为主，排驱压力0.013～0.298MPa,饱和度中值压力0.112-2.433MPa,平均孔喉半CPEDC3段为中孔中渗储层，孔隙度分布范围9.8-34.8%,平均值为21.3%,渗透率分布范围0.2-3535.1mD,平均值382.3mD,储层毛管压力曲线以中-粗歪度为主，排驱压力0.013-0.997MPa,饱和度中值压力0.098-15.529MPa,平均孔喉该油田CPEDC3段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，岩矿物成分主要为石英、长石、岩屑，粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥CPEDC2段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，分选中等，粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥地温梯度：3.6℃/100m;海底温度：2~3.5℃;地层温度：预测主要目的层温度为76℃~84℃,井底温度约为86℃该油田油藏地层流体井流组分包括：甲烷、辛烷、壬烷、癸烷、二氧化碳等，加之低温条件，要注意考虑水合物的预防。测试井段3608.00～3640.00m地层流体类型为黑油，地层油粘度(79.8℃,35.93MPa)为1.28mPa·s,地层油体积系数(79.8℃,35.93MPa)为1.2293,气油比(闪蒸气/闪蒸油)为66.3m3/m3。度中等偏强，中等偏强酸敏，无碱敏现象，属弱应力敏感。图2.8CPEDC3段3井-5井连线储层剖面图本区块海底200m处可能存在浅层气，对于埋藏在深水海底浅层的高压浅层第3章井眼轨道设计(1)平台位置优选1)现有设备能力和工艺技术必须满足丛式井作业要求。2)考虑潜力区并兼顾周边油田开发。3)考虑依托周边已有工程设施，如海管及附近可利用的生产设施。4)尽量避开古河道、埋积谷等易发生复杂地质灾害的区域。6)考虑复杂地层，如浅层气和断层的因素影响。7)尽可能避免绕障作业。(2)造斜点和造斜率1)推荐相邻井的造斜点深度错开30m以上，防止井眼间窜通和磁干扰。2)位移小的井，选择深造斜点；位移较大的井，选择浅造斜点。3)如最大井斜角超过采油工艺或常规测井的限制或要求，应尝试提高造斜点根据区块地质情况及开发需求，本区块采用丛式井开发，每个钻井井场钻3(1)造斜点选择在比较稳定、可钻性较好的地层；(2)井组中相邻两井的造斜点错开50m以上；(3)井组中，邻井之间的直井段尽可能短；(4)同排井口距一般取2.5~5m,井排距不小于30m。采油工艺的要求，多数设计成S形井眼。为(2)应尽可能利用地层的造斜规律。利用地层的造斜规段钻进时间长，导致稳斜段短，会造成方位调整回旋余地小的问题。(式3.1)式中K--最大井眼曲率限制数值，度/100m;(式3.2)σ=1.797×108DcKm(式3.3)②选择易钻的井眼形状。在满足工艺以及设计要求的前提下，尽可能缩短井眼长度，因为井身短则可能钻井时间短。但也要注意井身短往往施工难度较大。如下图，虚线所示的井身较短，但长段的稳斜是很困难的；而按实线所示井身虽长，施工却容易。实线所示的剖面是在增斜时多增几度，然后稳斜钻进，在稳斜过程中自然缓慢降斜。把这种稳斜称作“缓降稳斜”。(a)图3.1稳斜示意图第3章井眼轨道设计③选择恰当的造斜点。造斜点应选在比较稳定的地层，岩石硬度不太高，不能有易坍塌、易膨胀的地层，也不能有其它复杂地层。在丛式钻井中，相邻井不要在同一深度处造斜，造斜点应上下错开，以免井眼相交。3.4井眼轨迹设计基础数据3.4井眼轨迹设计基础数据本设计的丛式井组井型为定向井，目的层为新生界始新统CPEDC3段含油层，岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主，在泥岩中部发育一套单井厚度18.5-166.5m的储层。由于地层上部有砂粒以及疑似浅层气，在此位置段不适合选取造斜点，所以取靶点A的造斜点垂深D,=2700m,取B靶点的造斜点垂深Do,=2730m,C靶点造斜点垂深D。=2760m,井口坐标以及靶点坐标见表1。表3.1井眼轨迹设计基础数据XYZ(深度)井口坐标0靶点A靶点B靶点C根据上述设计原则，采用三段式井眼轨道设计方法进行轨道设计，取三口井造斜段的造斜率K=3°/30m,以井口为坐标原点建立北(N)东(E)坐标以及井深的坐标系。计算可得各靶点相对于井口的坐标值如下表：表3.2井眼轨道相对坐标值XY闭合方位角井眼坐标0000根据上述坐标值作图，可得到井口和三个靶点在水平面上的投影图，如下：第3章井眼轨道设计图3.2靶点位置水平投影示意图井眼和靶点Y坐标井眼和靶点X坐标图3.3靶点位置示意图三段式井眼轨道设计所需关键参数为稳斜段井斜角α,和稳斜段长度△D,。按R₀=R₂=1719/Kc(式3.8)其中，D,---目标点或目标段入口点的垂深，m;造斜段的曲率半径：图3.4A井轨道图第3章井眼轨道设计Plan.A(WelR2Webore#t)图3.5A井垂直剖面图Pian:AWull#2Wesbore#1)图3.6A井水平投影图靶点B计算：靶点B的垂深D,=3675m,所以求得D:D。=D,-D=3675-2730=945m靶点A的水平位移S,:将上述结果代入公式(式3.7)(式3.8)计算得：第3章井眼轨道设计图3.8B井垂直剖面图图3.9B井水平投影图R=R₂=1719/K=1719/3=573m靶点B的垂深D,=3655m,所以求得D:D。=D,-D=3655-2760=895m靶点A的水平位移S,:将上述结果代入公式(式3.7)(式3.8)计算得：图3.10C井轨道图第3章井眼轨道设计图3.11C井垂直剖面图Plan:Desion#tfWellN2Welbore#t图3.12C井水平投影图landmark作图，可得到如下井眼轨道图：第4章井身结构设计设计井深，还要保证在海床面上，安全稳定地支撑住重981kN(100t)以上的水下防喷器系统，或在水面以上20米左右，支撑住约重294kN(30t)的地面全套井口1)满足勘探和开发要求①对于探井，井身结构设计应满足地质取资料要求(如：取心、测井、测试和加深等),考虑探井作业的不确定性，应尽量预留一层技术套管。护油气层，可考虑必要时增加一层技术套管。2)压力平衡原则深确定原则是：保证下部井段钻进、起下钻及压井作业中不压裂套管鞋处裸露地3)安全作业原则深水井身结构设计应充分考虑地层压力窗口和潜在的钻井地质风险，井口的工作压力、套管层次、轴向的承载能力、抗弯能力、可靠1)深水钻井投资巨大，为保证勘探开发的经济效益及考虑完井或测试设备的4)浅层地质灾害的处理措施十分有限，不能完全通过增加套管层次来处理浅层复杂情况。开眼循环钻进井段不能采用长时间调整钻井液5)广泛应用随钻扩眼。深水井尤其是探井普遍使用随钻扩眼方式，其中一部6)深水钻井套管下入层次及深度确定普遍采用自上而下的设计方法。由于深如图4.1,在一般情况下为五层套管：导管(隔水导管)、表层套管、两层中(1)导管(隔水导管)也称表层导管，主要用作建立井口、支撑井口和防喷1)隔水导管串设计要求第4章井身结构设计其下入海床一下的深度，根据地层破裂强度确定，只要能建立起循环而不压裂地层即可，一般为30-60米。经验证明，浮式钻井装置使用外径762毫米(30英寸)、内径711.2毫米(28英寸)、钢级为X52或B级的套管作表层导管，是保证水下防喷器组安全稳定的关键。固定式钻井装置作业时，把导管称为隔水导管，一般情况下，必须使用762毫米(30英寸)套管作隔水导管，只有井口防喷组较简单、重量轻、上下扶正支撑又比较好、以及水浅的情况下，可考虑用508毫米(20英寸)套管作隔水导管。(2)表层套管主要用于封住表层的疏松地层，建立起井口控制系统。常用508毫米(20in)套管作表层套管，下入深度一般在500米左右，有时也用339.73毫米(13%in)套管作表层套管。(3)中间套管也称技术套管，主要用于封住复杂地层，保证井眼安全顺利钻达设计深度，常用339.73毫米和244.48毫米(9%in)套管作中间套管。(4)油气层套管或尾管。油气层套管常用244.48毫米和177.8毫米(7英寸)套管，油气层尾管常用177.8毫米和114.3毫米(4%in)套管。密度窗口狭窄的情况下，并且在浅层有浅层水流或浅层气，一般复杂情况下需要下入7～9层套管。另外，由于地质条件复杂，需要下入的套管层次更多。如图为较常使用的复杂套管层次。φ660.4mm套管φ457.2mm井眼φ419.1mm井眼或φ374.6mm井眼扩眼至φ431.8mmφ2159mm井眼或φ215.9mm井眼扩眼至φ250.8mmφ660.4mm井眼中558.8mm井眼或φ457.2mm井眼φ177.8或φ193.7mm套管0346.1mm套管Kφ2445mm套管(B)(b)φ508.0mm套管φ346.1mm套管4269.9mm井眼扩眼至φ311.1mm—φ215.9mm井眼或φ215.9mm井眼φ419.1mm井眼或φ374.6mm井眼φ346.1mm套管+660.4mm套管图4.2复杂地质条件下典型套管层次示意图4.4井身结构设计方法4.4.1深水导管下入深度确定方法(1)导管下入工艺目前世界多数深水区域钻井普遍采用喷射下导管工艺，其底部钻具组合及工艺过程如下图所示。由图可知，底部钻具组合主要由钻杆、钻铤、稳定器、MWD及动力钻具等组成，且钻头稍微露出导管外面一部分；喷射流体从导管内上返，在井口及其下入工具的开口返出，其井眼尺寸要小于导管尺寸，导管将在自重及钻压作用下挤入地层，从而使导管管壁和地层之间的摩擦阻力尽量不受扰动。(2)导管下入深度确定方法国外分别对深水钻井导管喷射下入过程中的受力进行了研究，初步形成了通过分析导管承载能力确定导管下入深度的思想。国内在上述基础上，建立了井口力学稳定性和管柱承载能力分析理论，重点考虑时间效应对导管承载力的影响，提出了深水钻井导管下入深度确定方法，并给出了确定导管下深的必要条件，即为了防止导管下陷且不下入过量，导管承担的总载荷应小于且接近于导管在被扰动后一定恢(式4.1)E₄<Q₁-Qu<E(式4.1)ε--合理的安全余量上限值，kN;Q,--t时刻导管的实时承载力，kN;Q.--导管承担的总载荷，kN。其求解流程如图所示：导管、喷射导管、喷射工具等数据得到导管侧阻力和端阻力剖面计算1时刻导管的实时承载力Q是得到合理的导管下入深度假设导管下入深度x计算导管需要浅部地层的取样数据图4.3导管下入深度求解流程4.4.2深水钻井表层套管下入深度设计方法深水钻井表层套管井段为开眼循环钻进，以海水为钻井液，配合使用高黏剂清洗井眼。通过对大量深水井井身结构设计资料的调研和统计可知，目前深水钻井表层套管(508.0mm)的下深的确定依据主要包括：1)依据地层孔隙压力剖面，表层套管的理论下深可到达地层孔隙压力梯度出现2)根据地层岩性和构造性质，表层套管的下深为地质必封点处；3)对于探井，表层套管的下深不超过泥线以下800m,目前多数深水井的表层套管下深为泥线以下500～800m。国外曾提出依据地层压力当量密度与钻井液密度的差值及岩性确定508.8mm表层套管下入深度的方法，但该方法经验性较强。国内部分学者在此基础上提出了表层套管下入深度极限的计算方法，即使用加重钻井液开眼循环钻进的方法，可增加表层套管下深，但其下入深度理论上受4个条件的限制：1)受钻井平台(船)钻井液池容积和处理能力的限制；2)受地层破裂压力的限制；4)受表层套管下深的经验极限深度(800m)的限制。井液密度上限约束条件中增加了深水增量pw,则防漏失钻井液密度上限约束条件p≤p(p;)-pa-Pr-P₄(式4.2)第4章井身结构设计p,--地层破裂压力当量密度的安全增量，kg/L;p--深水钻井液密度安全增量，kg/L根据上述相关设计系数的分布和钻井液密度约束条件，即可建立具有可信度信息的钻井液安全密度窗口剖面。3)套管层次及下入深度方案的确定。根据不同可信度的钻井液安全密度窗口可往往不能过于保守地选择可靠度最高的设计方案，通过建立风险评判模型对多个设计方案进行风险评价，优选出套管层次和风险值在接受范围内的设计方案作为优选推荐方案。钻井液密度约束准则钻井液密度约束准则含可信度信息的安全钻井液密度窗口的建立约束条件设计系数分布的求取或设定考虑深水钻井钻井液液密度的变化井身结构设计方案的制定(多套)井身结构设计优化推荐方案的确定基础资料的获取(地震、邻井测井资料)地层压力预测模型的选取模型参数数值概率分布统计或设定可信度的定义及其数值与概率分布的转换关系含可信度信息的地层压力剖面的确立图4.4压力信息不确定条件下的井身结构设计方法4.5井壁稳定性分析井壁不稳定分为两种情况：一是井壁坍塌，从力学的角度来说，造成井壁坍塌的原由主要由于井内液柱压力较低，使得井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏所造成。此时，对于脆性地层会产生坍塌掉块，井径扩大，而对塑性地层，则向井眼内产生塑性变形，造成缩径；二是地层破裂，从力学上说，地层破裂是由于井内泥浆密度过大使岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强本节通过井壁稳定性数学模型，对井壁稳定性的影响因素进行分析，得出适合本区块钻井的最佳井斜方位。表赛题里给出的5号探井的地层数据，赛题之外数据通过相关文献资料计算得出。井深(m)4335地层压力(MPa)水平最大主应力(MPa)77.783水平最小主应力(MPa)62.39上覆岩石压力(MPa)92.612有效应力系数泊松比地层孔隙度(%)4.87岩石内摩擦角(°)岩石内聚力(MPa)关于井壁坍塌压力当量密度的计算，石油工库伦强度准则，参考《钻井与完井工程》,采用下式计算井壁未定的钻井液当量(式4.3)第4章井身结构设计从题中所给的数据可以得到地层破裂压力的变化曲线，从曲线中可以看出在2300m到2800m左右地层破裂压力出现异常。在井段的套管应该直接穿过，在套管鞋处必须设为必封点。深度(m)图4.6破裂压力随深度变化图井身结构设计六个基础参数可用当量密度表示，按以下范围选取：(1)抽汲压力允许值(S。):一般取0.02～0.04g/cm³,或根据设计钻井液性能和钻具组合及操作参数计算。(2)激动压力允许值(Sg):一般取Sg=0.02～0.04g/cm³,或根据设计钻井液性能和钻具组合及操作参数计算。(3)地层压裂安全增值(S):为防止预测的地层破裂压力偏低而定的安全(4)井涌条件压力允许值(Sk):该值衡量井涌的大小，一般取Sk=0.05~0.10g/cm³;当使用软件计算时，也可通过设定的井涌溢流量和井涌深度计算井涌条件允许值。(5)正常压差允许值(△pn):钻井液液柱压力与地层孔隙压力的最大压差允许值，压差过大则容易造成压差卡钻，特别是卡套管，使施工无法正常进行。正常压力井段一般取。△pn<12MPa。(6)异常压差允许值(△pa):在异常压力井段，取△p₃<15MPa。表4.2井身结构设计结果套管名称井眼尺寸(in)套管尺寸(in)泥线以下套管下深(m)导管表层套管技术套管生产套管8么72300(2305或2325)26in井眼×40m171/2in井眼x310m第4章井身结构设计26in井眼×40m171/2in井眼x310m95/8in技术套管×1960m121/4in井眼x2000m7in生产套管×2305m图4.8B井井身结构设计图第5章钻井液设计1)长隔水管段低速情况下的悬浮和携岩能力；2)能够有效抑制气体水合物的形成；3)适应海底低温和井底温度之间较大的温差环境，要求在低温下具有良好的铵盐类)和聚合物类(如聚N-乙烯基吡咯烷酮等)。(1)对于因地层应力不平衡所引起的坍塌地层，钻井液密度应大于地层的坍(2)易坍塌地层钻井，钻井液的黏度、切力不能过低，返速不能过高，以免(4)水敏性强的地层钻井，钻井液的高温高压滤失量应控制在12mL之内。(5)对脆性页岩及微裂缝发育塌层，应添加封堵材料，对微裂缝起到封闭缝(6)使用抑制性强的钻井液体系。(7)若地层复杂，水基钻井液不能解决问题，可使用活度值平衡的油基钻井(1)尽可能使用平衡地层压力的钻井液密度。(2)钻井液具有强的封堵性能，可提高地层承压能力。(3)钻井液具有良好流变性，获得较低的循环当量密度。(4)针对漏层性质选用相应堵漏措施。在可能的情况下，最好把漏层钻穿后环困难。通过对钻井液体系的流变性进行全温度段和全压力范围压井的材料备用，作业中又极易发生井漏，因此，应对钻井装置、5.2选择钻井液体系的原则和方法层的伤害。钻井液的选择应注意钻井液材料、(1)速度敏感性储集层。应选用高温高压滤失量低的钻井液，使进入储层的(2)水敏感性储集层。首选不滤失水的油基钻井液或气体钻井液，其次可采(3)酸敏感性储集层。钻井液中不应加入酸溶性的处理剂或加重剂，而要使(4)化学敏感性储集层。选用与地层水相匹配的钻井液体系，当地层水含有(5)物理敏感性储集层。物理敏感性储集层指的是那些容易引起储集层润湿(1)高压水层1)掌握高压水层的地层压力系数，确定合适的钻井液密度，防止地层水侵入污2)根据水质，采用可抗相应盐污染的钻井液类型。3)加强钻井液的封堵性和提高薄弱地层的承压能力。(2)盐膏地层1)若属薄层或夹层盐膏，可以选用抗盐膏的钻井液处理剂来维护所需钻井液性2)若属厚或较纯的盐层，选用饱和盐水钻井液，并根据井温选择加入适量的盐3)若属厚杂盐层，应分析盐的种类及含量，采用与地层盐类相同的饱和盐水钻4)若属纯石膏层，可选用石膏钻井液。5)为了防止井眼的塑性变形，应尽可能提高钻井液密度，以防止缩径和卡钻事(3)易坍塌地层1)对于因地层应力不平衡所引起的坍塌地层，钻井液密度应大于地层的坍塌压2)易坍塌地层钻井，钻井液的黏度、切力不能过低，返速不能过高，以免形成3)钻井液的胶凝强度不能过大，以免造成起下钻及开泵时压力激动。第5章钻井液设计4)水敏性强的地层钻井，钻井液的高温高压滤失量应控制在12cm3之内。5)对脆性页岩及微裂缝发育塌层，应添加封堵材料，对微裂缝起到封闭缝作用，减少滤液进入塌层。6)使用抑制性强的钻井液体系7)若地层复杂，水基钻井液不能解决问题，可使用活度值平衡的油基钻井液。(4)易发生压差卡钻地层易发生压差卡钻的地层，主要是高渗透性地层，如粗砂岩等，易形成较厚的泥饼。对钻井液的要求如下：1)钻井液具有好的流变性能和泥饼质量，泥饼薄而韧。2)降低钻井液液柱压力与地层孔隙压力的压差是防卡的最有效措施。3)钻井液固相含量尽可能降低，特别是有害低密度固相不要超过5%(体积比)。4)根据钻井液类型，选择添加有效的润滑剂。5)储备必要数量的解卡剂，一旦发生压差卡钻，及时进行浸泡解卡。(5)易漏地层1)尽可能使用平衡地层压力的钻井液密度。2)钻井液具有强的封堵性能，可提高地层承压能力。3)钻井液具有良好流变性，获得较低的循环当量密度。4)针对漏层性质选用相应堵漏措施。在可能的情况下，最好把漏层钻穿后再采5)储备必要数量的堵漏材料，一旦发生漏失进行及时处理。5.3各井段钻井液体系与主要性能表5.1各井段钻井液体系与主要性能井眼尺寸井段，m泥线以下501476～1626钻井液体系开钻钻井液体系正电胶钻井液体系正电胶钻井液体系无黏土相储层钻开液体系密度，g/cm³漏斗粘度s/qt005.4各井段钻井液配置与维护方法(1)预水化膨润土浆的配制方法1)当使用的水含盐量不大于3000mg/L,总硬度为300～500mg/L时，用纯碱按2)当使用的水含盐量大于3000mg/L,总硬度大于500mg/L时，应先用0.40~土粉(水的硬度越高，土粉加量越大),搅拌后充分水化6h以上，最好达10h。Na₂CO₃1~(3)维护方法1)维持屈服值(单位取“Pa”)等于或大于塑性黏度值(单位取“mPa·s”)的一3)按1.5~3kg/m³的加量将石灰加入预水化膨润土中提高漏斗黏度至80~4)如果使用抗盐土，要保证足够的剪切搅拌以便造浆。(1)基本配方Na₂CO₃(2)维护方法1)正电胶体系用天然钠膨润土配浆效果最好，其他膨润土配制的钻井液，其3)加入的海水需先用Na₂CO₃和NaOH软化，然后再用于配浆。4)体系中总的膨润土含量应控制在6%以下，因此配浆时可根据需要调节预水5)体系中不能用带有强阴离子基团的大分子聚合物作增黏剂，可用XC生物聚6)加入0.5%～1%的润滑剂提高体系的润滑性，大斜度井和水平井中润滑剂加量提高至2%～3%。7)体系中加入任何处理剂都将使MMH-膨润土-水复合体的独特流变性损失一8)在本体系中，沥青类处理剂用于提高体系的防塌性能，加量1%～2%。9)向体系中补加MMH时应先配制成水溶液再缓慢加进循环体系中。11)本体系密度有一定的限制，高密度(>1.50g/cm³)时体系不稳定。12)用于其他水基钻井液体系的稀释剂，也可用在本体系中控制流变性。13)进入储层前体系中加PF-BPA和超细碳酸钙等桥堵剂可大大提高对储层的(1)基本配方NaOHNa₂CO₃2~3kg/m³(2)维护方法3)加入PF-JLX增强钻井液的抑制性和润滑性。4)加入润滑剂PF-LUBE,保证钻井液具有良好的润滑性能。6)裸眼完井时，根据需要进行破胶处理。5.5储层保护措施由给定的油层五敏实验数据可知，储层具有无速敏、中等偏强的水敏、中等偏强酸敏、无碱敏、弱应力敏感等特点，故需要针对储层的水敏性、酸敏性进行(1)预防储层内粘土水化膨胀的措施是减少入井流体的滤失量，提高滤液的1)减少粘土表面的负电性，这类防膨剂包括盐(如KCl、NH、C1)、阳离子2)防膨剂与粘土表面的羟基作用，使粘土变成亲油表面或将晶层联接起来，3)转变粘土矿物类型，将膨胀型粘土矿物转变为非膨胀型的其他矿物。在一(2)预防流体不配伍性的最好方法是，入井前对入井流体进行配伍性试验，对于常规油气层，其现场钻井过程中所实施的钻井工艺技术也是实现油气层保护(1)钻开油气层前应对设备全面检查和维修，确保其处于良好的工作状态；(2)钻进至预测的油气层前50～100m,应考虑增加一趟起下，保证上部井段(3)钻进至预测的油气层前50～100m,应调整好钻井液性能，加足钻井液储(5)应提前采取防漏堵漏措施，特别是防止发生地层诱导性漏失，提高地层(6)应控制油气层段的起下钻和下套管的速度，尽量减小和控制由此引起的(7)提高测井成功率，缩短油气层裸眼浸泡时间；(8)提高固井水泥浆与钻井液的配伍性，在保证作业安全的前提下，适当降(9)优化固井作业参数，确保固井过程中不压漏地层，提高固井一次成功率第6章套管强度设计据对套管服役的全寿命周期内可以预见的各种载荷，在满足安全可靠各种工况和载荷条件，即套管柱在整个使用期内，其任一点的强度均应大于(1)油气井套管柱设计包括进行强度、密封和耐腐蚀设计；(2)在进行套管柱强度设计时，生产套管和尾管抗内压设计除满足井口最大压力外，还应考虑满足后期措施的压力增加值(如压裂等增产措施)及测试要求；中间技术套管抗内压强度设计应考虑下次开钻相关作业要求(如钻遇高压层等);(3)气举油井的底封隔器以上井段、高压井和气井的生产套管应使用气密封(4)对于地层滑移、盐岩层、软泥岩等塑性蠕动地层、泥岩膨胀、含腐蚀流体地层(硫化氢、二氧化碳、高矿化度水层等)等特殊条件，应在套管钢级、壁(5)对于高温井和热采井套管设计中应考虑温度应力和对套管强度的影响。(6)在满足安全和油井寿命的前提下，优化套管组合，降低钻井作业成本。(1)有效内压力1)油井表层套管和技术套管：P=0.00981phP=P-0.00981P2)油井生产套管和生产尾管：P=G,H,Pon=G,H₄+0.00981p,hP=Pn-0.00981P(式6.6)(2)有效外压力1)表层套管和技术套管：(式6.7)(式6.7)式中式中k--掏空系数(0~1),1表示全掏空；2)生产套管和生产尾管：对非塑性蠕变地层P=0.00981[p-(1-k)p.]h(3)轴向力造斜段井段，管柱和下井壁接触(N>0)(式6.8)(式6.9)(式6.10)(式6.11)(式6.12)式6.13)造斜段井段，管柱和上井壁接触(N<0)T=(T₂+Acosa,+Bsina:)elan(式6.14)(式6.15)F,=2.32DqθT=F,+T48其中(式6.21)(式6.22)(式6.23)A=2.8762+1.54885×10-4Yp+4.4806×10-7Yp²-1.621×10-10Yp³B=0.026233+7.34×10~5YpC=-465.93+4.471Yp-2.205×10-4Yp²+1.1285×10-7Yp³T₀=9.5×10-⁴ApUp[25.623-1.007(1.083-Yp/Up)Dc]接箍螺纹强度值T₀=9.5×10-4AcUc其中(式6.24)(式6.25)(式6.26)(式6.27)De——套管外径，mm依据《海洋钻井手册》P125～P126,常用API套管及螺纹性能参数表，选择各套管名称井眼尺寸in套管尺寸in钢级及材质公称质量kg/m扣型导管表层套管技术套管N-80生产套管7N-801)有效内压力套管名称钻井液密度g/cm³套管下深m表层套管技术套管生产尾管将表4.2中的数据代入式6.1、式6.2,pc=1.03g/cm³,解得2)有效外压力将表6.2中的数据代入式6.7,解得将表6.2中的数据代入式6.9,解得：3)轴向力T=(T-Asinβ-Bcosβ)ea.M)+Asinβ,+BcoquRcosβ=(T+Asinβ,-Bcosβ,)e¹(Bu-A)-Asinβ+Bcosβ,N>0其中A=qeiR=508.66×773=2.915×105N,代入式5.38,解得：Te=3.319×10⁵+6.266×10³×766.3+第7章钻柱设计钻杆、钻杆柱和底部钻具组合等组成。底部钻具组合主要包括钻头、钻铤、稳定目前牙轮钻头的牙轮上的牙齿按材料的不同分为铣齿(也称钢齿)或镶齿(也称硬质合金齿)两大类。金刚石材料钻头按破岩元件材料分为天然金刚石钻头(常称金刚石钻头)、聚晶金刚石复合片钻头(简称PDC钻头)以及热稳定性聚晶金刚石钻头(简称TSP钻头)。层分为6个硬度级别，分别是极软(SS)、软(S)、中(M)、中硬(MH)、硬(H)和极硬(EH)。由地层硬度结合钻头的IADC分类标准，就可以进行选(1)根据地层的岩性和岩石抗压强度来选择钻头。如在泥页岩和疏松砂岩地(2)根据邻井钻头记录和邻井其他资料选择钻头。对邻井钻头的钻井参数、(3)利用测井资料选择钻头。该方法主要是通过伽马、声波时差、中子密度等测井资料计算出岩石的弹性模量和岩石的内摩擦角及抗压强度。试验可建立岩(4)根据井身结构选择钻头。浅井段的大井眼，因岩石胶结疏松，应选择尽量长牙齿或者大片切削齿的钻头，以提高钻进效率；深井段的中小井眼，因岩石(5)依据钻井方式和钻具组合来选择钻头。如使用马达导向或旋转导向等钻具组合钻井时，要尽量多的选择PDC钻头或其他金刚石钻头。(1)牙轮钻头定向井中尽可能使用专门设计的钻头，若选择常规钻头时，要尽量①造斜段。钻头保径长度尽量短(1.5in～2.5in),短保径钻头调节方向能力成分、大小及颗粒间的胶结物性质有关。比较级别为：1级—滑石；2级一石膏9级一刚玉；10级一金刚石。级数越高，硬度越大，钻速越慢。表7.1地层硬度等级地层硬度极软SS软S中M中硬MH硬H极硬EH岩石类型黏土，粉砂岩疏松砂岩黏土岩，泥灰岩，褐煤粉砂岩，凝灰岩泥岩，灰岩，钙凝灰岩，褐煤灰岩，硬石膏，白云岩钙质页岩，硅质页岩石英岩，火成岩地层地层硬度系统段新近系中新统1——中M2中M古近系渐新统1——中M,极软SS——中M——中M——2CPEDC1CPEDC2上部中M:下部中M始新统CPEDC3中段上部中M;中部软S;下部中MCPEDC3下段顶部中M;上部中M;下部中MIADC新的牙轮钻头分类系统确立了有关牙轮钻头的四种设计特征的编码标准，更能体现牙轮钻头结构的设计特征。按此标准，每个牙轮钻头四个与钻头设计特征相关的编码(数字的或字母的)来表示，即“IADC编码”。①第一位编码——切削结构系列(1~8)。八种分类或系列数字代表着一般的钻头所适用的地层特征。系列1~3为钢齿(或铣齿)钻头，4~8为镶齿(碳化钨硬质合金齿)钻头。不论是钢齿钻头还是镶齿钻头，随着系列数字的增大，其所②第二位编码——切削类型(1~4)。每种切削结构系列又可分为四个“类型”或硬度级别。类型1是专为某一系列中最软的地层所设计的钻头，类型4是为这③第三位编码——轴承与保径(1~7)。轴承和保径设计分为七种，详细内容B—特殊轴承密封。密封结构具有特殊的优点，像具备承受高转速的能力等。头G—保径与钻头体保护。焊在钻头裙部的碳化钨层(表面硬化层)或碳化钨镶井眼轨迹的变化。这种钻头通常具有两个标准喷嘴和一个大尺寸喷嘴，并能按设S—标准的钢齿(或铣齿)钻头。人造聚晶金刚石钻头(PDC钻头)的IADC分类是由4位编码组成，第一位使用字母，后3位使用数字。(1)第一位编码表示的是钻头体特征和切削齿的材料种类：(2)第二位编码指的是切削齿的尺寸或布齿密度，数值的选择与切削齿的数从1到4,布齿密度呈增大趋势，相对应的钻头适应地层也由软变硬。数字1指齿第7章钻柱设计数少于30个，2指齿数在30～40个之间，3指齿数在40～50个之间，4指多于50个齿的钻头。(3)第三位编码，表示切削齿的尺寸。分为4种类型：I指直径大于24mm的切削齿，2指直径在14～24mm之间的切削齿，3指直径为13mm的切削齿，而4则指直径小于13mm的切削齿。(4)第四位编码简单地表示了钻头的基本外观形状。这个外观形状主要是根据冠部的长度而定的。1指的是“鱼尾”形或平顶形钻头；数字2、3、4是指钻头切削齿部分(冠部)的长度，分别表示短、中和长冠部。表7.3钻头计划表钻头尺寸in钻头类型钻头型号牙轮钻头PDC钻头M233PDC钻头M233牙轮钻头7.2底部钻具组合设计(1)钻铤尺寸的确定采用光钻铤柱钻进，钻铤柱中最下面一段钻铤(一般应不少于一根立柱)的外径应不小于允许最小外径，才能保证套管的顺利下入。所选用的最大外径钻铤应保证在打捞作业中能够套铣。当下部组合中采用了稳定器，可以采用稍小外径在大于190.5mm(7%)的井眼中，应采用复合(塔式)钻铤结构，但相邻不同外径两段钻铤的外径差不应过大。一般情况下，相邻两段钻铤外径差值以不超过25.4mm为宜。合理控制钻铤柱中相邻两段不同规范(外径、内径及材料等)钻铤的抗弯强度的比值，可以避免在连接处以及最上一段钻铤与钻杆连接处产生过大的应力集中与疲劳。根据经验，这一比值应小于2.5。霍奇提出了允许最小钻铤外径的计算公式，即：dmin=2×dcs-d₈(式7.1)表7.4允许最小钻铤外径钻头直径mm套管接箍外径mm最小钻铤外径mm(2)钻铤长度的确定钻铤长度取决于选定的钻铤尺寸与所需钻铤重量。按目前广泛采用的浮力系数法，应保证在最大钻压时钻杆不承受压缩载荷，所需钻铤重量由下式计算：式中m--所需钻铤的重量，kN;在斜井条件下，应按下式计算所需钻铤的重量m:(式7.2)(式7.3)P=2.04q√EI1qm(式7.4)参考《海洋钻井手册》,查阅推荐的钻铤尺寸范围表、常用钻铤尺寸和基本钻头直径mm钻铤尺寸mm名义重量kg/m临界钻压KN776(1)定向仪器1)单多点定应2)陀螺定向器可将井下数据通过电缆传至地面处理系统或采取投测力工具弯角调整到预定方向。该方法也不能实时监测工具面，其适用条件和3)随钻测斜仪(MWD)定向接收解码处理。随钻测斜仪(MWD)应用于实时定向造斜和测量。组合时应准确(2)导向钻具组合1)井下动力导向钻具组合2)旋转导向钻具组合旋转导向钻进利于井眼清洁，钻出的井眼光滑且作业(3)常规钻具组合(1)钟摆钻具组合技术1)钟摆钻具组合②多稳定器钟摆钻具。为了增加下部钻铤柱的刚性及提高防黏卡能力，可在2)单稳定器安放位置确定(2)刚性满眼钻具组合技术制钻头横向位移，促使“钻头沿着或趋向井眼轴线方向钻进”,从而达到防斜目1)满眼钻具的设计要求①最小间隙。稳定器外径应接近钻头直径，尤其是近钻“以满保直”的作用；近钻头稳定器的外径磨损不大于1.588mm(1/16”),第二个稳定器的外径磨损不大于3.18mm(1/8”),其他稳定器的外径磨损不大于6mm。④最大刚度。钻铤的刚度是随直径的四次方增大的，如直径增大1倍，其刚度增大15倍。为了增大满眼钻具的刚度，应选用能安全下井的直径尽可能大的钻铤，特别是最下面的短钻铤。同时，最少安放3个稳定器，使下部钻具有3点与2)满眼钻具组合中稳定器位置的计算中稳定器的理想安放高度主要取决于短钻铤的尺寸、稳定器与井壁的间隙值、井斜角及钻井液密度等因素。应根据实际条件，尽可能选用适当的短钻铤，使中稳定器的实际安放高度接近理想高度。图7.1是中稳定器理想高度曲线图，图7.2是推荐的常用满眼防斜钻具的最优图7.1中稳定器理想高度曲线图图7.2满眼防斜钻具的组合方式(3)高陡构造防斜打直钻具组合控制井斜技术向，发挥PDC钻头的优点，提高钻井速度，具有较好的防斜特点和抗方位漂移能1)钻具组合设计①钻具组合的设计要求。在钻具组合中马达弯角离底部扶正器的距离约1m。底部扶正器是马达本身自带的扶正器，上扶正器是钻具扶正器。马达自带扶正器距离井底约1.2m,上扶正器距离底部扶正器约16m。a.①311.2mm井眼.单弯螺杆1根(0.75°)+197mm短钻铤1根(2m)c.①215.9mm井眼。①215.9mm钻头+D172mm单弯螺杆1根(1°)+D214mm稳定器+D165mm钻铤(4)其他技术井眼尺寸，in钻具组合功能①660.4mm钻头+浮阀/承托环+φ228.6mm钻铤2根+接头+①203.2mm钻铤7~10根+接头+加重钻杆一开①444.5钻头+D244.5单弯螺杆1根(0.75°)+①241.3短钻铤1根(2m)+D444.5稳定器+D241.3钻铤7根二开直井段①311.2钻头+D244.5单弯螺杆1根(0.75°)+①228.6短钻铤1根(2m)+D311.2稳定器三开直井段+D228.6钻铤6根+随钻震击器①311.2钻头+双弯螺杆钻具1根(1.6°)+稳定器+浮阀接头+随钻测量仪器(MWD/LWD)+震击器+D228.6钻铤6根+随钻震击器三开造斜段①311.2钻头+D228.6短钻铤1根(1m)+φ311.2稳定器+①228.6短钻铤1根(3m)+D311.2稳定器+D228.6钻铤1根+D311.2稳定器+D228.6钻铤1根+D311.2稳定器+①228.6钻铤5根+随钻震击器三开稳斜段①215.9钻头+①203.2短钻铤1根(1m)+D215.9稳定器+D203.2短钻铤1根(4.5m)+0215.9稳定器+D203.2钻铤1根+φ215.9稳定器+φ203.2钻铤5根+随钻震击器四开稳斜段柱的设计主要考虑钻柱自身重量的拉伸载荷，并通过一定的设计系数来考虑起下钻时的动载及其他力的作用。在一些特殊作业时也需要对钻柱的外抗挤及安全系数和拉力余量的取值要充分考虑钻柱被卡和深井卡瓦挤毁钻杆的影响。表7.7A井钻柱组合设计结果规范长度/m在空气中重/KN在钻井液中重/KN钻铤：外径241.3mm,内径76.2mm名义重量321.8Kg/m第一段钻杆：外径168.3mm,内径151.5mm线重367.5N/m,钢级E合计规范长度/m在空气中重/KN钻铤：外径228.6mm,内径76.2mm名义重量290.6Kg/m第一段钻杆：外径168.3mm,内径151.5mm线重367.5N/m,钢级E合计规范长度/m在空气中重/KN在钻井液中重/KN钻铤：外径203.2mm,内径71.4mm名义重量223.5Kg/m第一段钻杆：外径168.3mm,内径151.5mm线重367.5N/m,钢级E合计(1)钻井过程中各种应力的计算1)钻柱轴向应力的计算Qr=Qo-BrQr=Qo·Kfσr=Q₇lA,K=1-Pm/p(式7.7)(式7.8)(式7.9)(式7.10)B,--钻柱受的总浮力，N(可由阿基米德定律求解);pm,P,--分别为钻井液和钢材密度，kg/m³。Qc=P+Bcσ=Qc/AcB=PmgHcAc(式7.11)2)钻柱外挤应力的计算P=PmgH(式7.12)若是钻柱受到了较大的拉力(钻柱测试上提钻柱松动封隔器)必须按双向应(2)危险断面的强度校核同尺寸的钻杆组成时，还应校核不同尺寸、PaPa分别为76.2mm(3")、88.9mm(3%")、108.0mm(4Y")、133.4mm(54")、152.4mm(6”),四方方钻杆为63.5mm(2%")、76.2mm(3")、88.9mm(3%")、108.0mm(4)")、133.4mm((1)在相同的拉力载荷下，在六方方钻杆断面中应力分布较低，因此在弯曲(2)驱动部分的寿命与方补心的配合有关。四角形的驱动截面通常比六角形(3)方钻杆长度要比钻杆长度长一级。通常转盘面到最顶层套管头的高度应(1)新方钻杆应与新滚柱的补心配合使用；(2)滚柱磨损后，应立刻更换；(3)加强滚轮与方钻杆面之间的润滑，以及滚轮轴承的润滑。(式7.13)(1)钻压较大，转速较高时，选用刚度大的减振器(2)在低钻速下工作时，应采用小刚度的减振器；(3)装有减振器的钻具，尽可能在高于80~100r/min的转速下工作。眼等的异常情况；也能使钻头比较准确地围绕其(1)稳定器类型稳定器的结构设计应具有小的间隙(相对于井眼)、足够的支撑面、较高的耐磨性和足够的刚度，同时还要具有良好的钻井液循环通路，以满足不同的地层(2)稳定器的选用地层易斜程度以及稳定器所处的位置，合理选择稳定器的类型。通常硬地层选用第8章水力参数设计拟定一个实现最优水力参数的综合全面方案。这个最优水力参数应据钻井实际条件和地区经验选择某一个恰当的最优工作方式作为(1)优选钻井泵的缸套尺寸。(2)设计参数：流量Q,泵压P,喷嘴尺寸及喷嘴组合。(3)计算参数：钻头压降P,钻头水功率N,射流冲击力F,喷嘴射流速度水力设计方法、定泵功率水力设计方法、定钻头水功率(或比水功率)设计方法，定流量水力设计")、地层水力可钻指数确定最经济水力参数设计方法等。下面主该设计方法就是在给定的井内流道(井身结构，钻柱组合)和钻井液性能条1.环空携岩能力Le20.5,也就是计算环空当量直径的岩屑在钻井液中的下沉速度小于或等于上返速度的一半。在这种条件下循环钻进，环空中的岩屑2.环空岩屑浓度Ca≤9%,由于环空岩屑浓度过度，常常发生环空堵塞，泵压井眼稳定Z值不大于井眼稳定临界值。该Z值与非牛顿流体判定层流和紊流流态的Z值(Z=808)是两个截然不同的概念。该Z值与井壁岩石应力状态、岩层式中Z--井眼稳定Z值(无因次);(1)由井壁稳定条件确定最大允许流量Qmax(2)由井眼净化条件确定最小流量Qmin(式8.2)式中Ve—-环空返速，m/s:环空剪切速度为(式8.3)(式8.4)(式8.6)(3)由现场经验确定Qmin钻机类型选择：选配2台3NB—1300型钻井泵；F320-3DH型钻机；选配2台3NB一1300型或2台3NB-1600型钻井泵。柴油机转速r/min泵速冲/min缸套直径(mm)与理论流量(L/s)41.5246.5443.4448.4040.3444.9441.48最大工作压力MPaSL3NB-1000ASL3NB-1300ASL3NB-1600A按照惯例，钻井泵的输出功率一般在额定功率的80%～90%之间。钻井泵的泵压在额定最大工作压力的75%以下能长期正常进行。(1)若AV≤AVc,则环空井段的层流压降Pa为：(式8.8)(式8.9)(式8.10)(2)若AV>AVc,则环空井段的紊流压耗Pa为(式8.11)2.计算钻具内紊流压耗P(式8.12)(式8.14)(式8.15)(式8.16)(式8.17)(式8.18)井深部分是划分井段的依据。在一只钻头进尺行程范围内，下钻井深和起钻井深是该井段上、下界面，在井深坐标上是两个点。在设计和优选该井段的水力参数时，一般以下界面(即以起钻井深)作为设计井深(L)。选择好某一种最优工作方式后，就可根据具体条件通过计算优选各水力参数实现对泵功率的合理分配。两种工作方式的优选条件分别见表8.2和表8.3。井深范围流量选择范围优选流量Q优泵的工作压力优选循环压耗Pp优优选钻头压降P。最大射流冲击力FQ优=6PP优<0.526PPP优=0.526PP₀=0.474P井深范围L<LCL>LC流量选择范围优选流量Q优泵的工作压力优选循环压耗Pp优优选钻头压降P最大射流冲击力FQ优=PP优≤0.357PR≥0.643PN≥0.643NPB优=0.357PR=0.643PN=0.643N实2.钻头水功率N,比水功率和泵输出水(式8.23)(式8.25)(式8.26)理论和实践业已证明，在相同的钻头水力功率条件下，不同尺寸的优选喷嘴组合，能改善井底流场和压力分布状况，提高漫流的清岩作用，减少钻头对井底岩屑的重复破碎，从而提高破岩效率和机械钻速。(1)φ660.4mm钻头在软地层中，可采用二大一小，直径比为0.5的组合；在中硬地层中，可用一大一小双喷嘴，直径比为0.5的组合。(2)大直径钻头，可采用一个中心喷嘴加两个不等径喷嘴。(3)应尽可能选加长喷嘴、斜喷嘴和脉冲喷嘴等。(4)设计中先求出水眼总面积，再确定最小直径喷嘴(为了防堵，喷嘴直径，一般不小于7mm),然后再配最大直径喷嘴，使直径差尽可能拉大，而总面积不喷嘴组合直径级差多大合适，尚需进一步研究，目前一般采用直径级差δ(两喷嘴直径之差)为1～2mm,或用直径比值q=(0.5～0.62)进行组合。1)以喷嘴直径差δ进行组合设计(1)双喷嘴组合：J₂=J₁+δ(2)三喷嘴组合：2)以喷嘴直径比q进行组合设计(1)双喷嘴组合：(式8.27)(式8.28)(式8.29)(式8.30)(式8.31)(式8.32)(式8.33)第8章水力参数设计(2)三喷嘴组合：(式8.34)(式8.35)(式8.36)配备有2台3NB-1300型钻井泵，三开使用的钻头尺寸为φ311.2mm,有一只+①244.5mm单弯螺杆1根(0.75°)+D228.6mm短钻铤1根(2m)+D311.2mm稳定器+0203mm钻铤。钻井液性能为：密度pm=1.7g/cm³,假设粘度计数φ3o=25,由井壁稳定条件确定最大允许流量Qmax:最大允许流量Qmax为根据以往深海钻完井设计的经验，环空返速一般在1m/s可保证井眼净化，则因此，选用一台钻井泵工作，缸套尺寸为φ150mm,泵速为112冲/min,理论流量为32.26L/s。3.计算循环压耗钻杆外环空返速因为Vpo<AVe,Veo>AV所以，钻铤处环空为紊流，钻杆处环空为层流，则环空压耗为由于钻具内截面积小，流速高，故用紊流计算，钻具内压耗。总循环系统压耗Po为Pp=Pa+P₀+P=1.187+0.475+3.07+1.22+0.04.计算钻头压降P₀当缸套尺寸为150mm时，钻井泵的最大工作压力为27MPa,取75%为工作压力，则工作压力Pm为20.25MPa。说明钻头所钻井段在临界井深之前，按循环系统传递关系钻头压降P为P₀=Pm-Pp=20.25—5.91=14.34(MPa)根据喷嘴选择原则，选一大一小双喷嘴，直径比为0.5的组合。钻头水功率No=14.34×30.17=432.6(kW)射流冲击力(aw)第9章固井设计准确预测和模拟注水泥及候凝期水泥浆温度变化也是保证施工安1)深水固井水泥浆设计特殊要求低，且破裂压力与孔隙压力间的窗口小。要求使用低密度水泥浆体系且具有良好应提高水泥浆附加量至200%~300%。井底温度可通过海底调查、区域或邻井资料以和模拟预测出井底循环温度(BHCT)。2)深水固井水泥浆体系实现颗粒紧密堆积。颗粒级配水泥浆含水量低、水泥石孔隙度小、渗透率低、强胶体氧化铝作为水泥填充材料配制的水泥浆。具有反应活性高、凝固快、稠化转水层顶界以上150m。注水井、高压气井、高含硫气井、高温井(蒸汽井)水泥应返至井口，或进入上层套管200m。以此为100基数，声幅在10%～15%以下为优质，30%下以下为合格，大于30%为(3)水泥浆密度一般要求达到1.85g/cm³(特殊井按特殊要求设计),要求(4)套管试压：油层套管，装采油树清水试压，小于177.8mm套管试压20MPa,30min内下技术套管(注水井、高压油气井、尾管完井)装特制丝堵试压，177.8mm套管试压15MPa,30min内下降不大于0.3MPa为合格；套管试压12MPa,30min内下降不大于0.3MPa为合格；套管试压10MPa,30min内下降不大于0.3MPa为合井，水泥浆返至井深300m。(3)中215.9mm生产套管下入深度2300m,采用G级水泥单级有控固井，水泥浆返至井深600m。9.3固井施工要求(1)表层套管①采用内管注水泥固井工艺固井。④内管串：钻杆插入接头十扶正器+钻铤+扶正器+①127mm钻杆十方钻杆。⑤注水泥前注入2m³清水作隔离液。⑧注水泥结束后候凝8h再动井口。(2)技术套管②电测完后井口蹩压做地层承压试验，提高地层的承压能力，要求井口压力(3)油层套管高排量至正常钻进时排量洗井，洗井过程中调整泥浆性能，要求④根据地层压力和完钻泥浆密度，严格控制清洗液用量，防固井过程中油气窜。⑤采用过渡罐注水泥，水泥浆密度偏差范围控制在±0.02g/cm³内，注水泥施工要连续进行，水泥浆返至井深1800m。固完井后2小时内环空用水泥车逐渐加压至7～8MPa,保持压力至水泥浆终凝。(6)(代替圆圈的)固完井后2小时内环空用水泥车逐渐加压至7～8MPa,保持压力至水泥浆终凝。⑦固完井后控制好井口，候凝48h后测声幅，测完声幅后再进行套管内试压。9.4水泥浆配方及性能水泥配方及性能见表9.2。套管程序表层套管技术套管油层套管配方DS-B₁+44%H₂O4%SW-1A+2%KQ-C+{2%ST300C+0.6%ST300L+0.35%ST200R+0.1%ST500L}(湿混)+52%H₂O+SEP+2%ST200S+0.6%SXY-2+2%KQ-C+0.35%ST200R+0.1%ST500L+44%H₂O试验条件6.9MPax30℃密度g/cm³稠化时间minAPI滤失ml(6.9MPax30min)抗压强度MPa/24h注：现场施工前要根据井下情况做复核试验。第10章井控设计第10章井控设计主要依据标准及文件1)SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》2)Q/SHS0003.1-2004《天然气井工程安全技术规范》3)SY/T5964-2006《钻井井控装置4)SY/T5623-2009《地层压力预(监)测方法》7)其它相关标准。(1)压力窗口窄(2)压井、阻流管线的压耗大最大允许的环空压力。如果设计不合理，使用循环压井时间如忽略阻流管线中的压耗影响，在深水压井时将阻流井控时计算所得的关井套压(psi),那么裸眼地层将会额外承受一个等于阻流管线中压耗(p)的压力，这样会带来灾难性的后果。如图10.1所示，即：Pch=Psicp—Pfc(式10.1)第10章井控设计1)井控系统响应时间要求高格外注意防喷器的压力等级，以及所使用的钻井液与海水产生的压差变化，随着水深的增加，压差会更大。若控制不当，会超过防喷器的额定承压能力，导致损会阻塞管线、影响防喷器的开关和连接器解脱等，因此在深水作业的较多地层流体侵入有可能造成关井后压破地层，造成井漏和