19钻井工程设计

xx xx19井钻井工程设计第2页共75页PAGExx油田分公司2007年6月6日xx xx19井钻井工程设计xx油田分公司2007年6月6日目录TOC\o"1-2"\f\h\z1.地质概况 11.1地理概况 11.2地质基本数据 11.3地层层位预测及岩性 21.4油气水层简述 21.5储层简要描述 22.技术指标及质量要求 32.1井身质量要求 32.2固井质量要求 32.3取心要求 42.4录取资料要求 43.工程设计 63.1井下复杂情况提示 63.2地层可钻性分级及地层压力预测 73.3井身结构设计 93.4钻井主要设备 103.5钻具组合 113.6钻头及钻井参数设计 203.7油气井压力控制 213.8取心措施及要求 273.9地层孔隙压力监测 283.10地层漏失试验 283.11钻井液设计 293.12固井设计 413.13各次开钻或分井段施工重点要求 523.14完井设计 553.15主要材料消耗计划 563.16钻井进度计划 574.健康、安全与环境管理 584.1基本要求 584.2健康、安全与环境管理体系要求 584.3关键岗位配置要求 594.4健康管理要求 594.5安全管理要求 634.6环境管理要求 665.邻井资料 685.1塔中86井 685.2塔中45井 725.3塔中451井 74xx 塔中74井钻井工程设计第2页共68页1.地质概况1.1地理概况xx19井位于xxxx县境内，距塔中49井北偏西约6.4公里，距xx17井西约8公里。该井位于塔中I号公路西北端塔中45井西北约23公里处。通讯手段主要靠卫星电话和无线网络。xx19井位于xx盆地塔克拉玛干大沙漠腹地，地面被第四纪流动沙丘覆盖，气候干旱少雨，冬夏及昼夜温差很大，最大可达25℃，且多风沙，是典型的温暖带大陆性极端干旱的荒漠性气候。年平均气温10.1℃，最高气温41.3℃，最低气温-26.4℃。该区降水极少，蒸发量大，全年平均降水量为24.5mm，蒸发量为2506.9mm。常年主风向为东北向，偶有七级以上的大风。本区植被稀少，生长有红柳等耐寒植物，生态环境极为脆弱。本井处于沙漠腹地，主要灾害为3-6月份的沙尘暴，夏天酷热。可能对钻井正常作业有一定影响。1.2地质基本数据1.2.1井号：xx19井1.2.2井别：预探井1.2.3井位：①井位座标：纵（X）4408769.1米（实测）横（Y）14635121.9米（实测）②地面海拔：1035.36米（实测）。③地理位置：位于新疆xx县境内，塔中49井西北约6.4公里，xx17井西约8公里。④构造位置：xx盆地中央隆起塔中低凸起北坡xx19号岩性圈闭。⑤过井测线：三维：Inline567、Traceline1103。1.2.4设计井深：6850米。1.2.5目的层：上奥陶统礁滩复合体，兼探下奥陶统碳酸盐岩。1.2.6完钻层位：下奥陶统。1.2.7完钻原则：进入下奥陶统灰云岩段230米无油气显示完钻。1.2.8钻探目的：探索xx19号奥陶系岩性圈闭的含油气性，取得产能、流体性质及物性等资料，扩大塔中整个I号坡折带奥陶系礁滩复合体的勘探成果，加快评价塔中北坡下奥陶统的油气资源潜力。

1.3地层层位预测及岩性xx19井地层分层及岩性简述表地层设计分层界系统组段底界深度m厚度m岩性简述Kz第三系23752375泥岩、粉砂岩Mz白垩系2660285泥岩、细砂岩三叠系38451185泥岩、粉砂岩、中砂岩Pz二叠系4265420泥岩、粉砂岩、火成岩石炭系标准灰岩顶4505240灰岩、泥岩、粉砂岩、中砂岩生屑灰岩顶4640135灰岩、泥岩石炭系底4740100石英细砂岩泥盆系4990250紫红色中厚-巨厚层状红色砂岩志留系5720730砂岩、泥岩奥陶系上统桑塔木组6315595泥岩夹薄层泥质粉砂岩良里塔格组6620305灰岩下统鹰山组6850▼230灰岩、云质灰岩、灰质云岩1.4油气水层简述xx19井预测在奥陶系良里塔格组、鹰山组可能发现油气，预测xx19井钻至奥陶系良里塔格组灰岩顶面深度约6315ｍ，鹰山组顶面深度约6850ｍ，根据塔中45井区（塔中45、451、452井）试油资料，xx19号圈闭可能为凝析油气藏。1.5储层简要描述上奥陶统储层：在邻区塔中45三维地震工区内，有多口井在上奥陶统获得工业油气流。根据塔中86、塔中45、塔中451井的钻探分析及对比，综合认为在上奥陶统的储层有两套，即颗粒灰岩段和含泥灰岩段中礁滩异常体，其中颗粒灰岩段是上奥陶统的主要储层。据该区沉积相、地震资料研究和储层发育特征分析，塔中45井区良里塔格组主要以滩相沉积为主，后期受暴露和断裂改造，溶蚀孔洞较发育，塔中86井在上奥陶统颗粒灰岩段获得高产，进一步证实了作为优质储层的颗粒灰岩段是塔中礁滩复合体的主要油气产层。根据塔中45井区沉积相和储层类型分析，认为塔中86、塔中45、塔中451井的颗粒灰岩段为台地边缘内侧的中低能滩相沉积，在该层段钻遇了与深埋热液溶蚀作用有关的孔洞型、裂缝-孔洞型储层。从塔中45—49井区颗粒灰岩段均方根振幅属性图和连井地震剖面上可以看出，xx19井较塔中86相比，它不仅处于一个强振幅变化处，属于“弱中带强”的有利地震反射特征，而且以西有一条断至基底走滑断裂，成为储层改造和沟通深部油气源的重要因素，预测xx19井能在上奥陶统获得突破。从实际钻井资料中显示，塔中45井在上奥陶统共取心42.81m。岩心观察孔洞缝发育，主要集中在6061.74-6105.12m萤石段，大洞可达40×50×110mm；水平张开微缝发育，密集段可达12条/米，裂缝长度最大1.1m。岩心显示塔中45井岩心常规样品分析孔隙度范围在0.76-2.29%之间，平均1.45%，加权平均值为1.39%。8个全直径岩样分析孔隙度范围为0.8~2.2%平均值为1.68%，加权平均值为1.72%。塔中451井在含泥灰岩段钻遇裂缝－溶蚀孔洞储层。塔中451井井漏段没有取心资料，其上部灰岩物性基本反映了基质孔渗特征，孔隙度主要分布在0.5-1%，平均为0.809%；渗透率分布在0.025-0.25×10-3um2，平均0.262×10-3um2。塔中451井在钻达井深6228.14m(老井眼)，发生大规模井漏、井涌，累计漏失钻井液1618.9m3，后侧钻至相同层位也发生了井漏、井涌，在该层位共漏失钻井液4853m3、清水916.6m3，表明上奥陶统储层有大型的缝洞发育。下奥陶统储层：下奥陶统顶部的云质灰岩、灰质云岩中发育风化壳岩溶型储层。塔中45井区钻探成果表明风化壳岩溶储层主要发育在不整合面以下200m以内的垂直渗流带和水平潜流带，岩溶孔洞和构造裂缝是该层段的主要储集空间。塔中45井区-塔中49井区下奥陶统顶面在区域上位置相对较高，有利于风化壳岩溶的发育。从塔中88-塔中86-塔中49-塔中63-塔中452-塔中451-塔中45井奥陶系对比图，可以看出塔中Ⅰ号坡折带上奥陶统良里塔格组平面上分布稳定。综合研究认为xx19号岩性圈闭与塔中86号岩性圈闭具有相似的沉积储层特征，发育礁滩复合体储层,并且xx19井将钻遇下奥陶风化壳岩溶。由于本区断裂形成期次多，规模大，预测裂缝发育。2.技术指标及质量要求2.1井身质量要求井段（m）井斜（0）水平位移（m）全角变化率（0/25m）0-1000<30≤30≤10/25m-2000<40≤50≤1015′/25m-3000<50≤80≤20/25m-4000<60≤100≤2015′/25m-5000<70≤140≤2030′/25m-6000<90≤180≤30/25m-6850<100≤220≤3030′/25m2.2固井质量要求固井质量采用声波测井和变密度测井综合评价，要求声幅≤20%；变密度测井反应弱套管波，强地层波。2.3取心要求项目层位井段(m)要求取芯收获率钻井取心O6315-6850全井设计取心6筒48m。原则：①上奥陶统控制取心4筒；②下奥陶统控制取心2筒；③其它层位见显示取心。正常地层：取芯收获率≥85%破碎地层：取芯收获率≥65%2.4录取资料要求2.4.1录井xx19井资料录取要求表项目层位井段（m）要求钻时P-O4200-6850连续测量，每整米读1点。气测P-O4200-6850连续测量，每整米读1点。岩屑P-O4200-6850每1m捞1次，装正、副样荧光P-O4200-6850逐包湿照，储层逐包干、喷照，有显示做点滴试验。系列对比P-O4200-6850储层段每4m做1次，有显示时每1m做1次，但必须从储层顶部开始。钻井液性能R-O0-6850泥浆人员每2h手工测1次密度、粘度，12h测1次全套性能。4200m以后除泥浆人员手工测量外，由综合录井仪连续测量钻井液密度、电导率等。钻井取心O6315-6850全井设计取心6筒48m。原则：①上奥陶统控制取心4筒；②下奥陶统控制取心2筒；③其它层位见显示取心。三维定量荧光O6315-6850取样及分析要求按《三维定量荧光资料的采集规范》执行。作定量荧光分析前要有背景分析，只取岩心样。岩心取样密度要求：厚度小于10cm具有油气产状的岩性，取样1个；厚度大于10cm具有油气产状的岩性，每种产状取样间距为10－30cm。无油气显示的不取。核磁共振O6315-6850取样密度及挑选处理要求按《核磁共振录井资料录取规范（试行）》执行。仅对具有油气显示产状的储集层岩心取样；储集层岩心每个岩性段至少取样一个；取样间距为10－30cm。地质循环P-O4200-6850设计40h，用于落实岩性、油气显示。碳酸盐含量分析P-O4200-6850每10m分析1次，碳酸盐岩段每5m分析1次，遇有岩性变化时要控制做。后效P-O4200-6850起下钻测后效。VMS分析P-O4200-6850无显示时基值每12h做1次，显示段要加密做，有后效时要做。百格盒P-O4200-6850井深标注在岩屑下方，每10格至少标注井深两次。备注从4200m开始综合录井。三维定量荧光与核磁共振由项目经理部根据实际情况下达作业指令，要求现场取样。2.4.2地球物理测井序号测井项目测量井段（m）测井系列备注1双感应-球型聚焦、补偿声波、井斜方位、自然伽玛、自然电位、井径800-4802MAXIS-500或ECLIPS-5700或EXCELL-20002双感应-球型聚焦、补偿声波、井斜方位、自然伽玛、自然电位、井径4800-6502MAXIS-500或ECLIPS-5700或EXCELL-2000有良好油气显示需增加放射性、MDT或MSCT等项目时，以项目经理部通知为准。双侧向、微球型聚焦/薄层电阻率6315-6502岩性密度、补偿中子、自然伽玛能谱待定3双侧向、微球型聚焦/薄层电阻率、岩性密度、补偿中子、地层倾角、自然伽玛能谱、自然伽玛、自然电位、井径6500-6850MAXIS-500或ECLIPS-5700或EXCELL-2000未出现较严重的易漏易喷情况，具备电缆测井条件微电阻率扫描成像偶极声波MAXIS-500或EXCELL-2000VISION475（随钻电阻率、自然伽玛、密度、中子和井径）LWD出现较严重的易漏易喷情况，不具备电缆测井条件时采用该工艺。需要15天的组织动员时间4CBL、VDL、CCL、GR95/8"、7″、5″套管MAXIS-500或ECLIPS-5700或EXCELL-2000如需要更改测井项目如SBT、USI等，以项目经理部通知为准。其它要求：①测井期间，钻井队为测井施工提供所必须的井口吊装、地面场地、照明和水电蒸汽等工作条件；在井口安装、打捞和其它工艺测井等过程中钻井队提供密切的配合工作。②测井队必须遵守井场相关规定，严防井口落物，严禁违章施工，紧急情况下必须服从现场统一指挥。③电法测井期间，为了确保SP等资料的质量，钻井队严禁从事电焊、灌泥浆、冲洗井架等作业，必要时需经过测井队伍负责人同意方可进行。④在钻井取心的井段，回放1：100放大曲线。⑤要求测井队离井前将井斜、井眼容积和井底温度等数据提供给地质监督。

3.工程设计3.1井下复杂情况提示3.1.1进入目的层防火、防漏、防卡、防喷、防H2S。3.1.2本井121/4″井眼裸眼段较长，岩性复杂，在三叠系上部大段泥岩易缩径，应注意调整泥浆性能，防卡、防塌。二叠系将钻遇火成岩,注意防垮塌；进入奥陶系灰岩段，应注意防漏。3.1.37″套管下至下奥陶统灰岩顶上部，下完技术套管后，使用钻井液密度低限打开目的层，根据实钻情况再逐步调整泥浆密度，尽量做到近平衡钻进，充分解放油气层，保护油气层。3.1.4本井油气层位置：预测在奥陶系良里塔格组、鹰山组可能发现油气，预测xx19井钻至奥陶系良里塔格组灰岩顶面深度约6315米，鹰山组顶面深度约6620米，根据塔中45井区（塔中45、451、452井）试油资料，xx19号圈闭可能为凝析油气藏。邻井塔中86井，上奥陶统，井深6296.5米，压力系数1.11；塔中452井，下奥陶统，井深6324米，压力系数1.02；塔中72、82、83井钻至目的层段后油气显示活跃，井涌溢流频繁，本井目的层钻进中，应密切注意井下情况，及时调整泥浆密度，搞好井控安全工作，防止井喷、井漏等事故复杂发生。3.1.5根据xx油田分公司钻开油气层申报制度要求，由地质监督以书面形式向钻井监督和井队提出油气层预告；原则：1）钻揭目的层前7天。2）目的层提前或非目的层发现油气显示要立即通知。3）据邻井钻井及试油资料，预测本井奥陶系钻井过程中，可能含H2S，邻井塔中86井奥陶系，井深6273-6320米酸化求产时井口H2S浓度大于1000PPm；故本井钻进中要密切监控硫化氢浓度，搞好硫化氢防护措施。行业标准中H2S的安全临界浓度为30mg/m3（约20PPm），若发现H2S，无论浓度高低，都要向勘探事业部的钻井技术部及HSE管理办公室、生产运行处和质量安全环保处报告，同时作业队伍要向所属的上级部门报告。3.2地层可钻性分级及地层压力预测3.2.1地层可钻性分级层位井深主要岩性可钻性级别备注第三系(R)2375泥岩、粉砂岩1-3软白垩系(K)2660泥岩、细砂岩2-3软三叠系(T)3845泥岩、粉砂岩、中砂岩2-4软二叠系(P)4265泥岩、粉砂岩、火成岩4-6中硬石炭系C标准灰岩顶4505灰岩、泥岩、粉砂岩、中砂岩4-6中硬生屑灰岩顶4640灰岩、泥岩5-6中-硬石炭系底4740石英细砂岩5-6中-硬泥盆系(D)4990紫红色中厚-巨厚层状红色砂岩5-6中-硬志留系(S)5720泥岩、砂岩5-7中-硬奥陶系O上统桑塔木组6315泥岩夹薄层泥灰岩5-7中-硬良里塔格组6620灰岩6-7中-硬下统鹰山组6850灰岩、云质灰岩、灰质云岩6-7中-硬

3.2.2地层压力预测（根据该地区已钻井情况预测，仅供参考。）3.3井身结构设计

3.4钻井主要设备3.4.1钻机编号：70126（第一勘探公司）3.4.2钻机型号：ZJ70D3.4.3提升系统：天车型号：TC-450负荷：500吨.游车型号：YC-450负荷：454吨.大钩型号：DG-450负荷：454吨.水龙头型号：SL-450-Ⅰ负荷：450吨.3.4.4井架：型号：JJ450-45KZ负荷：450吨.井架高度：45.0米井架底座高度：10.5米.3.4.5转盘：型号：ZP-37.5负荷：450吨.转速范围：23-350转/分.3.4.6泥浆泵：1号泵型号：FB-1600功率：1600马力最高压力：389大气压2号泵型号：FB-1600功率：1600马力最高压力：389大气压3号泵型号：FB-1600功率：1600马力最高压力：389大气压3.4.7柴油机：型号：CAT3512B台数：4台总功率：5144KW3.5钻具组合3.5.1各次开钻钻具组合第一次开钻钻具组合钻具组合结构说明钟摆组合名称数量1．9"、8"钻铤均采用螺旋钻铤。2．方钻杆上下必须带旋塞、旋塞压力等级不能低于闸板防喷器压力等级、钻台备好5"箭形回压凡尔以及与钻铤相联接的防喷单根。3．一开应将井眼开直。51/4"方钻杆1411*52015"钻杆--5"加重钻杆15NC561*41018"钻铤38"随钻震击器18"揉性短节18"钻铤14NC611*NC56019"钻铤1171/2"扶正器19"钻铤1171/2"扶正器19"钻铤19"减震器或9"钻铤1730*NC6101171/2"钻头1第二次开钻钻具组合钻具组合结构说明钟摆组合1．方钻杆上下必须带旋塞、旋塞压力等级不能低于闸板防喷器压力等级、钻台备好5"箭形回压凡尔以及与钻铤相联接的防喷单根。2．若钻遇漏层和垮塌等复杂地层，可视井下复杂程度将扶正器甩掉。图名称数量51/4"方钻杆1411*52015"钻杆--5"加重钻杆15NC561*41018"钻铤38"随钻震击器18"揉性短节18"钻铤14121/4"扶正器1NC611*NC56019"钻铤1NC561*NC6101121/4"扶正器1NC611*NC56019"钻铤19"减震器或9"钻铤1630*NC6101121/4"钻头1

第三次开钻钻具组合钻具组合结构说明钟摆组合1.61/4"钻铤采用螺旋钻铤。2．方钻杆上下必须带旋塞、旋塞压力等级不能低于闸板防喷器压力等级、钻台备好5"箭形回压凡尔以及与钻铤相联接的防喷单根。图名称数量51/4"方钻杆1411*52015"钻杆--5"加重钻杆15NC461*410161/4"钻铤361/4"随钻震击器161/4"揉性短节161/4"钻铤1781/2"扶正器161/4"钻铤181/2"扶正器161/4"钻铤161/4"减震器或61/4"钻铤1430*NC460181/2"钻头1第四次开钻钻具组合钻具组合结构说明光钻铤1.方钻杆上下必须带旋塞、旋塞压力等级不能低于闸板防喷器压力等级;2.钻台备好5"和31/2"箭形回压凡尔以及与钻铤相联接的防喷单根。图名称数量51/4"方钻杆1411*52015"钻杆--NC381*410131/2"钻杆2200米31/2"加重钻杆15NC351*NC380143/4"钻铤343/4"随钻震击器143/4"揉性短节143/4"钻铤17330*NC35016"钻头1取芯钻具组合钻具组合结构说明81/2"取芯组合6"取芯组合1.方钻杆上下必须带旋塞、旋塞压力等级不能低于闸板防喷器压力等级;2.钻台备好5"和31/2"箭形回压凡尔以及与钻铤相联接的防喷单根。图名称数量图名称数量51/4"方钻杆1411*520151/4"方钻杆15"钻杆--411*5201NC381*41015"钻杆--31/2"钻杆2200米5"加重钻杆1531/2"加重钻杆15NC461*4101NC351*NC380161/4"钻铤343/4"钻铤361/4"震击器143/4"震击器161/4"揉性短节143/4"揉性短节161/4"钻铤1743/4"钻铤17411*NC4601311*NC350163/4"取芯筒143/4"取芯筒181/2"取芯钻头16"取芯钻头1各次开钻前钻水泥塞钻具组合二、三开前钻水泥塞钻具组合固完7"尾管后钻水泥塞钻具组合固完5"尾管后钻水泥塞钻具组合二、三开前钻水泥塞钻具组合分别用去掉扶正器的二、三次开钻钻具组合钻水泥塞和套管附件、浮鞋后,将井底打捞干净,循环起钻.换各次开钻钻具组合钻进.钻上塞：81/2"钻头+430*NC460+61/4"钻铤(17根)+61/4"揉性短节+61/4"随钻震击器+61/4"钻铤(3根)+NC461*410+5"钻杆+411*520+51/4"方钻杆(带上、下旋塞)钻下塞：6"钻头+330*NC350+43/4"钻铤(17根)+43/4"随钻震击器+43/4"钻铤(3根)+NC351*NC380+31/2"加重钻杆（15根）+31/2"钻杆（2200米）+NC381*410+5"钻杆+411*520+51/4"方钻杆(带上、下旋塞)钻上塞：6"钻头+330*NC350+43/4"钻铤(17根)+43/4"揉性短节+43/4"随钻震击器+43/4"钻铤(3根)+NC351*NC380+31/2"加重钻杆（15根）+31/2"钻杆（1700米）+NC381*410+5"钻杆+411*520+51/4"方钻杆(带上、下旋塞)钻下塞：4"钻头+230*NC260+31/2"钻铤(21根)+23/8"钻杆(500米)+NC261*NC380+31/2"钻杆（1700米）+NC381*410+5"钻杆+411*520+51/4"方钻杆(带上、下旋塞)7"回接后钻水泥塞钻具组合:6"钻头+330*NC350+43/4"钻铤(17根)+43/4"揉性短节+43/4"随钻震击器+43/4"钻铤(3根)+NC351*NC380+31/2"加重钻杆（15根）+31/2"钻杆+31/2"方钻杆(带上、下旋塞)通5"尾管钻具组合：4"钻头+230*NC260+31/2"钻铤(21根)+23/8"钻杆(500米)+NC261*NC380+31/2"钻杆+31/2"方钻杆(带上、下旋塞)。

3.5.2各次开钻钻具组合强度校核3.5.2.1一开强度校核图

3.5.2.2二开强度校核图3.5.2.3三开强度校核图3.5.2.4四开强度校核图3.6钻头及钻井参数设计3.6.1钻井参数设计开钻次序钻头序号钻头型号喷嘴组合（mm）井段m钻井液密度g/cm3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环空压耗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％一开1GA11420×38001.10-1.1580-15060-905013.11.90.23.153.089.80.50.314二开2HAT12720×3800-15001.10-1.2580-12060-905020.52.01.03.353.097.61.10.7103FS2563BG16×61500-32001.10-1.2580-12080-1204520.11.00.72.137.343.40.50.654M195516×63200-40001.10-1.2580-12080-1204020.80.81.21.733.130.50.30.545HJ517G18×34000-42001.10-1.2580-15060-1004020.60.81.01.733.130.50.30.546ST915TU16×64200-48021.10-1.2580-12080-1203820.40.70.71.531.526.10.30.54三开7HAT12718×34802-48301.15-1.2080-15060-903520.01.52.01.945.849.01.11.078GP535K12.7×64830-54001.15-1.2080-12080-1003520.61.51.71.946.049.41.11.079M195512.7×65400-62001.15-1.2080-12080-1003019.81.10.31.439.431.10.70.7510FS2563BG12.7×66200-65021.15-1.2080-12060-1002819.21.03.51.336.826.40.60.85四开11HA517G24×36502-65501.05-1.2060-8060-802520.51.30.81.343.832.01.50.6612GP44712.7×66550-68501.05-1.2060-10060-902220.50.61.00.828.912.30.60.533.6.2钻头设计序号尺寸mm型号数量钻进井段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h1444.5GA11420-80080032.0025.002311.1HAT1272800-150070070.0010.003311.1FS2563BG21500-32001700212.508.004311.1M195513200-4000800160.005.005311.1HJ517G24000-4200200100.002.006311.1ST915TU14200-4802602200.673.007215.9HAT12714802-48302818.671.508215.9GP535K14830-5400570190.003.009215.9M195525400-6200800320.002.5010215.9FS2563BG16200-6502302151.002.0011215.9HJ517G2通井12215.9SC2761取芯13152.4HA517G16502-65504848.001.0014152.4GP44726550-6850300150.002.0015152.4HA517G3通井16152.4SC2782取芯17101.6M08641钻塞3.7油气井压力控制3.7.1井控装置(1).135/8"*5000PSI环型防喷器(2).135/8"*10000PSI单闸板防喷器(3).135/8"*10000PSI双闸板防喷器(4).135/8"*10000PSI钻井四通(5).节流管汇：上游：10000PSI；下游：10000PSI（三通道）(6).压井管汇：10000PSI(7).控制系统：FKQ8006（3000PSI）(8).分离器：NQF1200/0.862（配装遥控点火装置）(9).放喷管线：FGX88-21两条放喷管线，各长100米（配装遥控点火装置）。3.7.2井口装置示意图（1）、第一次开钻井口装置示意图：

（2）、第二次开钻井口装置示意图：（3）、第三、四次开钻井口装置示意图：

（4）、井控装置示意图3.7.3防喷器检验和试压要求:

(1).防喷器在送井前,必须做功能试验和额定压力试压试验,检验合格后方能送井。

(2).防喷器送井后,要认真检查其装备是否齐全。每次固井后应按井控要求对防喷器进行试压。（具体试压值见下表）压力等级防喷器节流管汇压井管汇放喷管线35707070试压值环形闸板133/8"套管243535351095/8"套管24707070107"尾管24707070105"尾管2470707010稳压30分钟，压降不大于0.5MPa为合格。(3).如需更换其中任一部件,需重新试压,以保证良好的密封性。

(4).定期活动、检查防喷器和控制系统，保证井控系统在任何时候都安全可靠。(5).每班做好交接检查,专人负责,做好记录。(6).进入油气层段,应加密检查次数，如有问题应立即解决,不得拖延。(7).常开、常闭闸门应挂牌编号。(8).防喷器的安装按《xx油田钻井井控实施细则》执行。3.7.4泥浆加重装置要求:(1).泥浆加重装置应能完成循环加重和配制泥浆等工作。(2).加重装置应按规定装上清洁滤网。(3).进入油气层段,应对加重装置进行一次全面的检查，发现问题及时解决。3.7.5油气井防喷的主要措施:(1).做好地质预报,卡准地层。(2).做好随钻地层压力监测工作,及时预报异常高压。(3).井控装备安装就绪之日起即进行防喷演习：每周每班进行一次防喷演习，一月内各种工况下的防喷演习都必须做到。(4).钻开新的油气层和取芯后必须循环观察后效.如有油气显示,应进行短起下钻,观察油气上窜速度,在确保安全的条件下方能进行起下钻作业。(5).预探井在安装防喷器开钻之日起做低泵冲试验，钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验，并做好记录。及时掌握地层压力的变化情况，为实施压井作业提供依据。并为今后该地区的钻井作业提供可靠的资料。(6).起钻3--5个钻杆立柱或1柱钻铤,必须向井筒内灌泥浆,并注意观察核实灌浆量。起下钻必须观察泥浆池液面,坚持“发现溢流，立即关井；怀疑溢流，关井检查”的原则。并及时掌握立压和套压的变化情况。

(7).一旦发生井漏,应立即采取措施,防止卡钻和井喷。(8).井场应准备足够数量的加重料、重泥浆和一定数量堵漏材料,以备压井和堵漏之急用；根据《xx油田钻井井控实施细则》要求：预探井在安装防喷器后，储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80方以上，加重材料100吨以上，则该井储备密度为1.40g/cm3，1.35g/cm3以上的重泥浆160方以上，加重材料100吨以上（按“三高井”执行）。如果实钻情况有变化，应根据实际情况调整。(9).钻井监督、平台经理、工程师、带班干部及正、副司钻、井架工、泥浆工必须持有有效井控培训合格证.否则,不得上岗指挥或操作。(10).坚持坐岗制度,并作好记录。(11).建立井控岗位责任制.要树立:井喷就是事故,井喷失控就是灾难性事故的思想。进入油气层后,应定期进行防喷演习。3.7.6按照钻开油气层的申报审批制度，在钻开油气层前，及时申报，批准后才能钻开油气层。3.7.7严格按照《xx油田钻井井控实施细则》执行。3.7.8套管防磨措施套管防磨的关键是井口居中。开钻前需认真校对井口，确保天车、转盘、井口中心三点一线，偏差小于10mm。(1).根据电测井斜、方位数据，狗腿严重度大井段钻具必须使用钻杆胶皮护箍。(2).如钻井液密度、机泵条件、井下情况允许，尽量采用动力钻具钻进，最大限度减小钻具与套管相对运动产生的机械磨损。(3).优选高效能PDC钻头，提高单只钻头入井工作时间，减少起下钻次数；(4).钻进中注意观察返出岩屑中有无铁屑、钻杆有无偏磨，如有，则需及时调整钻井参数，主要是适当降低转盘转速。(5).必须使用加长防磨套并定期检查，确保井口套管完好。3.8取心措施及要求3.8.1明确取芯目的和意义,树立钻井为地质目的服务的思想。3.8.2工具准备:(1).工具的尺寸必须严格丈量和选配,并做好记录。(2).工具的检查:钻头水眼通畅；齿刃完好；内腔清洁光滑；进口完好无损；取芯筒内筒在钻头内腔要试转灵活；调整好间隙；悬挂轴承转动灵活；内外筒、岩芯爪无变形,无裂纹；所有丝扣均须完好,配合紧密。

3.8.3井眼准备:

(1).井底清洁,无落物；如井下有坚硬落物,必须下随钻打捞杯打捞干净,不准用取芯筒打捞。(2).井身质量应符合设计要求，取芯钻头外径应小于或等于全面钻进钻头的外径。(3).泥浆性能良好,保证井下无缩径,无坍塌,起下钻通畅无阻，比重按设计要求,粘度、切力适当,失水在5毫升以下。(4).有下列情况之一者不得下钻取芯:(A)井下不正常；(B)泥浆性能不好；(C)机械设备不正常；(D)指重表不灵敏；(E)取芯工具及配件不合适；(F)操作者对取芯工具的结构和性能不熟悉；(G)上筒芯未取好,又未进行分析。3.8.4下钻:(1).操作要平稳,严格控制下钻速度,下完钻铤后必须挂电磁刹车,严禁猛刹,猛放。(2).下钻遇阻不超过5吨.上下活动无效时,应循环泥浆,不得强下。(3).下钻距井底一个单根高度,开泵循环,下放钻具清洗井底。3.8.5取芯钻进:(1).待井底冲洗干净后,卸开方钻杆投球,待球就位后开始树芯。(2).树芯钻压1-3吨.做到轻起动,慢加压,送钻均匀,树芯进尺0.5米。(3).正常取芯的钻压要根据不同的取芯工具的技术参数和岩芯情况来定。(4).司钻送钻要均匀,判断情况要准确,变换参数要及时,钻进中不停泵,不停钻,不溜钻,不上提。(5).时刻注意钻压、泵压、钻时和扭矩的变化情况,准确判断钻头工作情况。3.8.6割芯:(1).割芯时要注意选择适当的地层,穿好鞋。(2).割芯时禁止硬拔,以防取芯工具损坏造成井下事故。(3).起钻不得用转盘卸扣。(4).取芯过程中遇溢流应立即停钻,割芯,上提,控制井口。3.9地层孔隙压力监测做好二条曲线:(A)随钻地层压力曲线.(B)实际泥浆密度曲线。3.10地层漏失试验(1).133/8"、95/8"套管固井后,钻入新地层(套管鞋以下)第一个砂层做地层破裂压力试验；7"套管固井后,钻入新地层,做地层漏失试验，记录泵入量和立管压力,绘制P-Q图,算出当量泥浆密度。(2).根据工程和地质需要，定期、定深做低泵冲实验，为实施压井作业提供依据；并且为今后在该地区的钻井作业提供可靠的资料。3.11钻井液设计3.11.1对现场钻井液工作的总体要求（1）该井钻井液主要做好几方面工作：表层流沙层的井壁稳定问题；防止二开井段泥岩段缩径，泥岩的造浆和钻头防泥包问题；三叠系、二叠系泥岩。玄武岩的垮塌问题；奥陶系灰岩防漏；保护好油气层。（2）泥浆密度。泥浆密度应严格按设计执行。若遇特殊情况，泥浆密度需要超出设计范围时，请示勘探事业部得到批准后，方可使用。目的层泥浆密度必须先使用低限，再根据实际情况调整。（3）钻井液固相控制。充分利用四级固控设备，尤其是利用好离心机，并配合化学絮凝法和清罐的方式，最大限度地除去有害固相。泥浆加重后，也要定期使用好离心机。（4）自开钻之日起，每月对井场水进行一次全面的化验分析，掌握Ca2+、Mg2+、HCO32-、Cl-等对泥浆性能可能产生较大影响的离子含量。现场化验困难，可将水样带回基地化验室分析。配基浆必须用淡水，要求氯离子含量低于500mg/l。（5）开钻前，应对循环罐、储备罐、配浆罐、加重系统和四级固控设备进行检查和试运行。保证阀门开关灵活，关闭严密，杜绝出现窜、漏、跑、冒现象。固控设备不能正常运转，不允许开钻。（6）在泥浆体系转化和重大处理之前，要做好室内小型实验和配方优选工作，室内试验力争模拟井下条件，避免泥浆重复处理。（7）应随时检查储备罐，尤其是加重钻井液储备罐之闸门管线的好坏，避免关键时刻出问题。进入油气层前，应对加重装置进行一次全面的检查，发现问题及时解决。（8）下套管前最后一只钻头要求调整好泥浆性能，达到固井技术要求。如果钻进正常，尽量不要在下套管前大处理泥浆，以免使下套管遇阻或蹩泵，造成井下复杂。（9）邻井有关资料：邻井油层中部实测压力表井号层位油层中部深度（m）地层压力（MPa）地层压力系数备注塔中86上奥陶统6296.568.6311.11一关实测塔中452下奥陶统632463.381.02试油时静压邻井完钻钻井液使用情况表井号层位井段（m）相对密度粘度（s）塔中88Q-N0-12031.1535-39N-C-46501.07-1.2530-65C-O3-65701.23-1.2546-72O3-O1-72601.07-1.0839-49塔中451Q-N0-8081.18-1.2035-41N-C-42011.06-1.2336-65C-O3-60901.18-1.2542-65O3-O1-62971.18-1.5345-763.11.2钻井液分段性能、配方设计及维护处理要点3.11.2.1第一井段(171/2″井段)3.11.2.1.1本井段泥浆基本数据井段(m)0-800井眼容积(m3)125井眼尺寸171/2″地面循环量(m3)120地层Q，N损耗量(m3)200钻井液体系般土－聚合物体系钻井液总耗量(m3)445难度提示防流沙层坍塌3.11.2.1.2钻井液配方材料名称材料代号浓度(Kg/m3)般土般土40-80烧碱NaOH1-2纯碱Na2CO3根据需要大分子聚合物80A51-Ⅱ3－6中分子聚合物MAN-101/THJN2-4小分子聚合物KHPAN2-4润滑剂SY-A075-15清洁剂RH-42-43.11.2.1.3钻井液性能设计密度（g/cm3）1.10-1.15API失水/泥饼（ml）<10漏斗粘度（s）40-80般土含量MBT(g/l)40-80屈服值（Pa）5-12含砂量（v%）≤0.5%塑性粘度（mpa.s）8-20PH值8-9静切力（Pa）1-5/5-12粘滞系数kf<0.153.11.2.1.4预计材料消耗材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土20烧碱NaOH1纯碱Na2CO31大分子聚合物80A51-Ⅱ2中分子聚合物MAN-101/THJN2小分子聚合物KHPAN2增粘剂HV-CMC1润滑剂SY-A075清洁剂RH-423.11.2.1.5钻井液配制及维护处理要点（1）循环罐、配浆罐及储备罐安装完毕后，罐内打入适量井场水，检查阀门的严密性，出现问题及时整改。将循环罐、般土浆罐清洗干净后，泵入淡水（氯离子含量低于500mg/l）配般土浆。（2）循环罐内配7%-8%般土浆的150-180m3；般土浆罐内配10%的般土浆40m3，以备补充用。般土浆水化24小时后，试运转固控设备，无问题后方可开钻。（3）用7%-8%的般土浆开钻，用稀胶液补充维护。钻进过程中，根据泥浆粘切的变化，适当补充般土浆。表层200米适当控制排量，维持井壁稳定，防止泥浆窜漏，损坏基础。（4）开钻后将四级固控设备全部运转起来，最大限度除去有害固相，清洁钻井液。（5）钻进过程中大分子聚合物必须配成胶液，充分水化后均匀补入井浆内。泥浆中大分子聚合物浓度维持在0.3%以上。（6）每次起钻过程中，连续向井筒内灌满泥浆，防止导管口处流沙层坍塌。（7）钻至设计井深后，钻井液密度循环均匀后，起钻至导管口，下钻通井，将井筒内的钻屑充分循环干净，并在井浆中加入1吨润滑剂，保证13-3/8"套管顺利下至井底。3.11.2.2第二井段（121/4″井眼3000米以上井段）3.11.2.2.1本井段泥浆基本数据井段(m)800－3000m井眼容积（m3）231井眼尺寸121/4″地面循环量（m3）120地层N-T损耗量（m3）400钻井液体系聚合物钻井液钻井液总耗量（m3）751难度提示防阻卡、防粘卡、防泥包3.11.2.2.2钻井液配方材料名称材料代号浓度(Kg/m3)般土般土30-50烧碱NaOH1-2纯碱Na2CO3根据需要大分子聚合物80A51-Ⅱ3－6中分子聚合物MAN-101/THJN2-4小分子聚合物KHPAN2-4改性聚合醇抑制剂GX-JHC5-15润滑剂SY-A075-15清洁剂RH-42-43.11.2.2.3钻井液性能设计密度（g/cm3）1.10-1.25含砂量（v%）≤0.4漏斗粘度（s）40-70MBT(g/l)30-50屈服值（Pa）5-10PH值8-9塑性粘度（mpa.s）10-23粘滞系数Kf≤0.1静切力（Pa）1-4/4-10固相含量（v%）8-16API失水/泥饼<8ml/1mmCa2＋（mg/l）≤4003.11.2.2.4预计材料消耗材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土10烧碱NaOH1纯碱Na2CO31大分子聚合物80A51-Ⅱ5中分子聚合物MAN-101/THJN3小分子聚合物KHPAN3改性聚合醇抑制剂GX-JHC10正电胶MSF-21润滑剂SY-A078清洁剂RH-433.11.2.2.5钻井液配制、维护处理要点及难点提示（1）二开前，将二开材料全部组织上井。将沉砂罐、1#循环罐清理干净，同时准备一罐预水化好的般土浆。（2）开钻采用上段转入的钻井液，用般土浆和聚合物胶液补充和调整钻井液，使之达到设计性能要求。（3）该井段地层主要以泥岩和砂岩为主。防止泥岩地层造浆和砂岩地层虚假泥饼阻卡。粘切控制在设计下限，坚持大排量钻进，保证钻井液对井壁的冲刷作用。（4）胶液按循环周细水长流地补入井浆，保持泥浆性能均匀稳定。钻进过程中及时补充润滑剂和清洁剂，润滑剂加量达到0.5－1.5%，（5）坚持每钻进300-400米短起下拖拉井壁一次。每次短起时，将上次短起过的泥岩井段再拉一遍，以保证井眼畅通。（6）泥浆性能控制为“三低一足”即低粘切、低固相、低密度、加足大分子聚合物；良好的流变性、悬浮、抑制性和携带能力，配合加入清洁剂，防止钻头泥包。（7）该井段机械钻速快，要充分利用好四级固控设备，除砂器、除泥器、离心机使用率要达到100%；钻井液加重后，仍要加强离心机的使用；振动筛尽可能用细目筛布。3.11.2.3第三井段（121/4″井眼下部3000－4802米）3.11.2.3.1本井段泥浆基本数据井段(m)3000－4802井眼容积（m3）368井眼尺寸121/4″地面循环量（m3）120地层T-D损耗量（m3）600钻井液体系聚磺钻井液钻井液总耗量（m3）1088难度提示防垮塌、防粘卡、防漏3.11.2.3.2钻井液配方材料名称材料代号浓度(Kg/m3)般土般土30-45烧碱NaOH2-5纯碱Na2CO3根据需要大分子聚合物80A51-Ⅱ0.5-1磺化酚醛树脂SMP-140-60磺化褐煤树脂SPNH20-30抗高温降滤失剂PSC-1/SF20-30改性聚合醇抑制剂GX-JHC5-15阳离子乳化沥青SY-A0120-40乳化沥青（干粉）XHL10-30乳化剂SP-802-4润滑剂SY-A075－153.11.2.3.3钻井液性能设计密度（g/cm3）1.10-1.25含砂量（v%）≤0.3漏斗粘度（s）40-65MBT(g/l)30-45屈服值（Pa）5-10PH值9－10塑性粘度（mpa.s）15-25粘滞系数Kf≤0.1静切力（Pa）1-4/5-10固相含量（体积%）8-16API失水5mlCa2＋（mg/l）≤400高温高压失水<12ml3.11.2.3.4预计材料消耗材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土10烧碱NaOH5纯碱Na2CO31大分子聚合物80A51-Ⅱ1磺化酚醛树脂SMP-150磺化褐煤树脂SPNH20抗高温降滤失剂PSC-1/SF20改性聚合醇抑制剂GX-JHC15阳离子乳化沥青SY-A0140乳化沥青（干粉）XHL30硅氟稀释剂SF-26010乳化剂SP-805消泡剂PD-1002润滑剂SY-A0710加重剂石灰石粉3003.11.2.3.5钻井液配制、维护处理要点及难点提示（1）该井段钻井液重点：防止硬脆性泥岩的剥落掉块（三叠系、二叠系、泥岩微裂缝发育，钻井液滤液易进入微裂缝地层，由于微裂缝中充填的粘土矿物易水化分散，使泥页岩整体强度降低，地层在浸泡一定时间后，尤其在起下钻过程中由于钻具的碰撞导致局部坍塌掉块）因此在井深3000米左右，加入磺化类处理剂，将钻井液转化为聚磺体系。为了防止二叠火成岩垮塌和石炭系硬脆性泥岩的剥落掉块，井浆中加足沥青类防塌剂和阳离子乳化沥青,钻井液密度靠设计上限执行。（3）将钻井液粘度控制在55秒左右；高温高压失水控制在12ml以下，提高钻井液的防塌能力；如果井塌严重，可加大沥青类防塌剂的用量。（4）日常维护时，坚持使用好固控设备，控制固相含量。SMP-1、SPNH、PSC-1/SF等处理剂可配成胶液，按循环周补入井浆；沥青类、润滑剂可按循环周直接加入井浆中。（5）进入二叠系泥岩前，最好将上部井眼提拉一遍，保证上部井眼畅通。（6）钻至设计井深后，要下钻通井一次，将钻屑携带干净后再进行电测。下套管前要认真通井，加足润滑剂量,泥饼粘滞系数小于0.08，确保套管顺利下至井底。3.11.2.4第四井段（8-1/2″井眼4802－6502米）3.11.2.4.1本井段基本数据井段(m)4802－6502井眼容积（m3）246井眼尺寸8-1/2"地面循环量（m3）120地层D-O补充量（m3）800钻井液体系聚磺钻井液总耗量（m3）1166难度提示防漏、防卡3.11.2.4.2钻井液配方材料名称材料代号浓度(Kg/m3)般土般土30-45烧碱NaOH2-5纯碱Na2CO3根据需要磺化酚醛树脂SMP-140-60磺化褐煤树脂SPNH20-30抗高温降滤失剂PSC-1/SF20-30改性聚合醇抑制剂GX-JHC5-15乳化沥青（干粉）XHL10-30乳化剂SP-802-4润滑剂SY-A075－153.11.2.4.3钻井液性能设计密度（g/cm3）1.15-1.20含砂量（v%）≤0.3漏斗粘度（s）45-70MBT(g/l)30-45屈服值（Pa）6-12PH值9－10塑性粘度（mpa.s）15-25粘滞系数Kf≤0.1静切力（Pa）1-4/5-12固相含量（体积%）8-16API失水<5mlCa2＋（mg/l）≤400高温高压失水<12ml3.11.2.4.4预计材料消耗材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土10烧碱NaOH3纯碱Na2CO31磺化酚醛树脂SMP-140磺化褐煤树脂SPNH20抗高温降滤失剂PSC-1/SF20改性聚合醇抑制剂GX-JHC10乳化沥青（干粉）XHL20硅氟稀释剂SF-2605乳化剂SP-804消泡剂PD-1002润滑剂SY-A0710加重剂石灰石粉2503.11.2.4.5钻井液配制、维护处理要点（1）该井段地层难点：该段上部主要为泥岩夹泥质粉砂岩，下部为灰岩，要做好防漏、堵漏工作。必须作好泥浆的失水控制,特别是控制泥浆的高温高压失水，防止粘卡的发生。（2）井深而且井底温度高，必须按设计加足抗高温材料SMP-1、SPNH、PSC-1/SF控制泥浆的高温高压失水。（3）加强使用防塌封堵材料XHL，配合使用改性聚合醇抑制剂GX-JHC，加强封堵作用，改善泥饼质量，能有效增强泥浆的失水造壁性。（4）日常维护时，SMP-1等处理剂可配成胶液，按循环周补入井浆；沥青类、润滑剂可按循环周直接加入井浆中。坚持使用好固控设备，控制固相含量。（5）按设计加足润滑剂，保证泥浆有良好的润滑性。（6）钻至设计井深后，要下钻通井一次，将钻屑携带干净后再进行电测；下7"套管前要认真通井，将润滑剂加量提至1%以上,控制泥饼粘滞系数小于0.08，确保套管顺利下至井底。3.11.2.5第五井段（6″井眼6502-6850米）3.11.2.5.1本井段基本数据井段(m)6502-6850井眼容积（m3）129井眼尺寸6"地面循环量（m3）120地层O补充量（m3）200钻井液体系无固相-低土相DITUXIANG钻井液总耗量（m3）449难度提示防漏、防H2S3.11.2.5.2钻井液配方材料名称材料代号浓度(Kg/m3)般土般土8－12烧碱NaOH1-2提粘剂CX－2162-5聚阴离子纤维素DRISPAC（低粘）1－3降失水剂JMP－110－15提切剂PF－PRD10－15低荧光防塌剂CX-505/WFT-66610-20屏蔽暂堵剂1型YX-115－20屏蔽暂堵剂2型YX-210－15加重剂石灰石粉3.11.2.5.3钻井液性能设计密度（g/cm3）1.05－1.20静切力（10″/10′）（Pa）1-5/3-10漏斗粘度（s）45-65API失水（ml）≤5屈服值（Pa）6-15PH9-10塑性粘度（mpa.s）15-30含砂量（体积%）<0.33.11.2.5.4预计材料消耗材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土5烧碱NaOH2纯碱Na2CO31提粘剂CX－2163聚阴离子纤维素DRISPAC（低粘）1降失水剂JMP－18提切剂PF－PRD10低荧光防塌剂CX-505/WFT-66610屏蔽暂堵剂1型YX-110屏蔽暂堵剂2型YX-210加重剂石灰石粉1503.11.2.5.5钻井液配制及维护处理要点（1）上开固井后，将地面部分循环罐、胶液罐、般土浆罐清干净，只留上水罐和1＃循环罐内原泥浆钻水泥塞用，做好无固相和低土相钻井液室内小型实验。（2）在地面配制无固相钻井液200m3左右，先在井场盐水中加入烧碱和纯碱处理后，加入抗高温降滤失剂、聚合物、提粘切剂等。密度先控制在1.05g/cm3,可用YX-1、YX-2来调整钻井液密度。（3）密度超过1.10g/cm3转化为低土相钻井液。直接加入水化好的膨润土浆，使膨润土在钻井液中的含量保持在1％左右,最后加入YX-1、YX-2和石灰石粉。通过调节YX-1、YX-2和石灰石粉加量来调整钻井液密度。（4）低土相钻井液体系推荐配方如下：1％膨润土＋0.1％烧碱＋0.3％CX-216＋0.3%DRISPAC＋1.2%JMP-1＋1.0%PF-PRD＋1.75%YX-1＋1.25%YX-2＋石灰石粉（5）新配制的钻井液在第一、二循环周内可能过不了细的筛布，可换粗筛布。（6）钻开目的层前，泥浆工程师要按照《xx油田钻井井控实施细则》的要求作好重泥浆和加重材料的储备工作。（7）日常维护中，有机处理剂必须先配成胶液，均匀补充；不要在泥浆中直接加入干粉。（8）保持钻井液中1-2%YX-1、1-2%YX-2，以保护油气层。（9）该井段如发生轻微井漏,在钻井液添加1%－2%SLD－1进行堵漏，大漏堵漏要配合采用可油溶或可酸化解堵的堵漏材料，禁止只使用永久性堵漏材料。（10）加强H2S气体的监测，并储备2吨碱式碳酸锌。3.11.3全井钻井液材料设计材料名称材料代号预计用量（吨）般土般土55烧碱NaOH12纯碱Na2CO35大分子聚合物80A51-Ⅱ8中分子聚合物MAN-101/THJN5小分子聚合物KHPAN5改性聚合醇抑制剂GX-JHC35增粘剂HV-CMC1磺化酚醛树脂SMP-190磺化褐煤树脂SPNH40抗高温降滤失剂PSC-1/SF40阳离子乳化沥青SY-A0140乳化沥青（干粉）XHL50硅氟稀释剂SF-26015乳化剂SP-809消泡剂PD-1004润滑剂SY-A0733清洁剂RH-45提粘剂CX－2163聚阴离子纤维素DRISPAC（低粘）1降失水剂JMP－18提切剂PF－PRD10低荧光防塌剂CX-505/WFT-66610屏蔽暂堵剂1型YX-110屏蔽暂堵剂2型YX-210加重剂石灰石粉8003.11.4井场应急材料储备（1）解卡剂：WFA－14吨；快T2吨；（2）堵漏材料：SLD-34吨；SQD-98（中粗）4吨；SQD-98细）4吨；SLD－14吨；（3）碱式碳酸锌：4吨；（4）重晶石粉：200吨。储备材料到井后，务必保管好，防止损坏。3.11.5泥浆设备配置及使用管理要求（1）循环罐罐容大于150m3；配备3个40m3带搅拌机的配浆罐：般土浆罐1个，胶液罐2个。（2）配备四级高效的固控设备，保证固控设备按要求运转：①高处理量振动筛3台；备足40-100目筛布。②除砂器１台使用率90%以上③除泥器1台使用率90%以上④离心器1台3000米以上，100%；3000米以下，根据实际情况。（3）钻进中要保证各泥浆罐中的搅拌机连续运转。（4）泥浆加重和配浆系统能单独完成循环加重和配制泥浆等工作。3.11.6油气层保护措施（1）为便于酸化解堵，用石灰石粉加重。（3）目的层泥浆密度必须先使用低限，再根据实际情况调整。（4）调整好钻井液性能，保证井下安全，坚持快速钻进的原则，减少油气层段的浸泡时间。（5）严格控制钻井液的高温高压失水，高温高压失水控制在12ml以内，尽可能降低液相对储层的损害。（6）控制起下钻速度，避免井下压力激动过大，减小油气层内部粘土颗粒运移，避免储层孔喉堵塞。（7）油气层段发生漏失，要认真分析井漏原因，首先考虑降低钻井液密度，其次再考虑堵漏。堵漏要配合采用可油溶或可酸化解堵的堵漏材料，尽量不要使用永久性堵漏材料。3.11.7环境保护要求（1）严格按勘探事业部批准的HSE作业书开展各项泥浆工作。（2）尽量不排放钻井液，废弃包装要就地深埋处理。（3）钻井液材料到井后，要堆放整齐，并用棚布盖好，防止包装破损，以及被雨水淋湿或流失，造成污染。（4）完井后余料全部回收，并彻底清理料场。3.11.8油气层堵漏方案油气层井段如发生漏失,首先采用降密度的方法，再考虑堵漏，中小漏失使用酸溶型堵漏材料，如果大漏则要采取常规堵漏材料和酸溶堵漏材料复配使用。3.11.9材料管理（1）要料时必须根据实际需要做好要料计划，按需要料。（2）井场不许积压超过70万元的泥浆材料。（3）常规材料积压不许超过一个月（堵漏和其他储备料除外），超过一个月不用的泥浆材料必须回收，以免损坏。3.11.10预防和处理压差粘附卡钻3.11.10.1预防粘附卡钻（1）按设计量加足润滑剂，改善钻具和泥饼之间的润滑性。（2）从严控制钻井液滤失量，尤其是高温高压失水，降低泥饼厚度。（3）最大限度地降低钻井液劣质固相含量，改善泥饼质量，使泥饼薄而韧。（4）井深后，加足耐温性能好的磺化类材料，提高钻井液的耐温性能。3.11.10.2处理粘附卡钻（1）发生粘附卡钻后，可适当降低钻井液密度，大排量循环冲洗，尽量活动钻具。（2）测准卡点，泡解卡液，并活动钻具。（3）解卡液配制方法：①计算解卡液数量和所需的材料量。②清空一个泥浆泵能上水的罐（最好是胶液罐），泵入柴油，加入解卡剂搅拌10分钟。③加入清水搅拌20－30分钟，至乳化良好。④用重晶石粉加重所需密度。⑤若粘度过低，可适当增加清水的量；若粘度过高，可适当增加柴油的量。⑥采用WFA－1做解卡剂时，加重完毕，加入2－3%快T。（4）解卡液泵入井内，用钻井液顶替到位，并在钻具内多留2m3，每隔半小时顶一次，每次顶0.2m3。（5）采用WFA－1做解卡剂时，解卡液配方如下表：采用WFA－1时，配制1m3解卡液配方解卡液密度（g/cm3）柴油（m3）WFA-1（kg）水（m3）重粉（kg）0.870.70750.2101.200.446750.3643821.400.410750.340639（6）采用PIPE-LAXW做解卡剂时，解卡液配方如下表：采用PIPE-LAXW时，配制1m3解卡液配方解卡液密度（g/cm3）柴油（l）PIPE-LAXW（l）水（l）重粉（kg）1.0853786.33142561.2053786.32774131.3253686.32415703.11.11H2S的安全防护（1）对于含H2S地区的井,必须按设计储备碱式碳酸锌;（2）钻井作业过程中检测到有H2S时,根据情况采取措施:①提高泥浆的PH值9.5以上;②根据检测到的H2S浓度加入碱式碳酸锌;③根据具体情况可同时采取提高钻井液密度。3.12固井设计3.12.1套管柱设计（1）套管设计套管程序井段（米）规范长度（米）钢级与壁厚单位重量kg/m套管额定强度扣型抗拉（KN）抗挤（MPa）抗内压（MPa）表层套管0-800133/8″*800N80-QEB*12.19101.26919121.1733.81API梯扣技术套管0-480095/8″*4800TP110B*11.9969.89667036.4563.11API梯扣4600-65007″*1900TP110-NC-3CR*10.3643.15433058.8177.36API梯扣0-4600（回接）7″*4600TP110SS*10.3643.15424358.677.3API梯扣油层套管6300-48485″*548P110L*9.1926.8125809396API长圆扣（2）套管校核套管程序井段（米）规范长度（米）钢级与壁厚重量安全系数段重（吨）累重（吨）抗拉抗挤抗内压表层套管0-800133/8″*800N80-QEB*12.1980.980.98.822.33.55技术套管0-480095/8″*4800TP110B*11.99335.5335.52.021.01.524600-65007″*1900TP110-NC-3CR*10.3682.082.05.011.053.660-4600（回接）7″*4600TP110SS*10.36198.5198.52.221.331.86油层套管6300-68485″*548P110L*9.1914.714.713.461.131.4（3）设计条件133/8″套管强度计算模型:三维应力模型有效外挤力考虑:管内全掏空管外液柱压力计算:全井按钻井液密度1.15计算井底压力计算方法:按钻井液密度1.15计算算内压时管外压力:按盐水1.05计算内压计算方法:按有效载荷方法计算下次开钻钻井液密度：1.15-1.2595/8″套管强度计算模型:三维应力模型有效外挤力考虑:管内部分漏失，系数0.55管外液柱压力计算:全井按钻井液密度1.25计算井底压力计算方法:按钻井液密度1.25计算算内压时管外压力:按盐水1.05计算内压计算方法:按有效载荷方法计算下次开钻钻井液密度：1.15-1.207″尾管强度计算模型:三维应力模型有效外挤力考虑:管内部分漏失,系数0.60管外液柱压力计算:全井按钻井液密度1.20计算井底压力计算方法:按钻井液密度1.20计算算内压时管外压力:按盐水1.05计算内压计算方法:按有效载荷方法计算下次开钻钻井液密度：1.05-1.207″套管(回接)强度计算模型:三维应力模型有效外挤力考虑:管内全掏空管外液柱压力计算:全井按钻井液密度1.20计算井底压力计算方法:按钻井液密度1.20计算算内压时管外压力:按盐水1.05计算内压计算方法:按有效载荷方法计算下次开钻钻井液密度：1.05-1.205″尾管强度计算模型:三维应力模型有效外挤力考虑:管内全掏空管外液柱压力计算:全井按钻井液密度1.20计算井底压力计算方法:按钻井液密度1.20计算算内压时管外压力:按盐水1.05计算考虑生产时下入油管,油管不装外封隔器,气柱压力不考虑气柱重量.完井液密度：1.05-1.20（4）.133/8"套管强度校核曲线（5）.95/8"套管强度校核曲线

（6）.7"尾管强度校核曲线

（7）.7"套管(回接)强度校核曲线（8）.5"尾管强度校核曲线3.12.2管串结构设计套管程序井深m套管下深m套管串结构Ф339.7mm套管800800Φ339.7mm浮鞋+Ф339.7mm套管（N80-QEB×12.19mm）×2根+插座+Ф339.7mm套管（N80-QEB×12.19mm）Ф244.5mm技术套管48024800Ф244.5mm浮鞋+Ф244.5mm套管(P110B×11.99mm)×2根+Ф244.5mm浮箍+Ф244.5mmm套管(P110B×11.99mm)×3根+承托环+Ф244.5mm套管(P110B×11.99mm)+Ф244.5mm套管(P110B×11.99mm)+Ф244.5mm分级箍+Ф244.5mm套管(P110B×11.99mm)分级箍位置：700mФ177.8mm尾管65026500Ф177.8mm浮鞋+Ф177.8mm套管（TP110-NC-3CR×10.36mm）×6根+Ф177.8mm捉球短节+Ф177.8mm套管（TP110-NC-3CR×10.36mm）+Ф177.8mm悬挂器+送入工具+Ф127mm钻杆悬挂器位置：4600mФ177.8mm套管回接回接4600Ф177.8mm回接插头+Ф177.8mm套管(TP110SS×10.36mm)×2根+Ф177.8节流浮箍+Ф177.8mm套管(TP110SS×10.36mm)+Ф177.8mm分级箍+Ф177.8mm套管(TP110SS×10.36mm)；分级箍位置：2200mФ127mm套管（备用）68506848Ф127.0mm浮鞋+Ф127.0mm套管（P110L×9.19mm）×6根+Ф127.0mm捉球短节+Ф127.0mm套管（P110L×9.19mm）+Ф127.0mm悬挂器+送入工具+Ф88.9mm钻杆悬挂器位置：6300m3.12.3水泥浆配方及性能类别添加剂类型性能要求Ф399.7mm插入固井LANDY系列水泥类型G级水泥量（t）90密度(g/cm3)1.90流动度（cm）≥21初凝时间(min)200±3024小时抗压强度(MPa)≥14Ф244.5mm双级固井LANDY系列一级二级水泥类型G级G级水泥量（t）13040密度(g/cm3)1.901.90流动度（cm）≥21≥21失水（ml/30min.7MPa）≤150-稠化时间(min)280±30250±30自由水(ml/250ml)≤1.0-24小时抗压强度(MPa)≥14≥14Ф177.8mm悬挂LANDY系列水泥类型G级＋硅粉水泥量（t）70密度(g/cm3)1.90流动度（cm）≥21失水（ml/30min.7MPa）≤100稠化时间(min)330±30自由水(ml/250ml)≤1.024小时抗压强度(MPa)≥14Ф177.8mm套管回接LANDY系列水泥类型G级水泥量（t）100密度(g/cm3)1.90流动度（cm）≥21失水（ml/30min.7MPa）－稠化时间(min)250±30自由水(ml/250ml)－24小时抗压强度(MPa)≥14Ф127mm尾管（备用）LANDY系列水泥类型G级＋硅粉水泥量（t）20密度(g/cm3)1.90流动度（cm）≥21失水（ml/30min.7MPa）≤50稠化时间(min)320±30自由水(ml/250ml)≤0.524小时抗压强度(MPa)≥14注：水泥浆详细配方固井施工前由试验确定。3.12.4固井主要工艺要求3.12.4.1下套管基本要求(1).检查：正式下套管前，对重点设备重点部位再行检查一次，确认无问题。(2).操作：指定专人操作刹把，平稳操作，严禁猛提、放、刹、顿。(3).粘胶：下部3根套管用丝扣胶，要求公母扣均涂沫，无油迹。(4).涂脂：其余套管使用套管密封脂，要求丝扣清洁，涂沫均匀。(5).戴护：套管上钻台必须戴护丝，要求丝扣上满，防错扣。(6).紧扣：上扣至套管“△”处，余扣不得超过2扣，井队配合，套管队把关。(7).加扶：严格按审批后的固井设计中的套管加法加入套管扶正器，不得少加或不加。(8).钻井工程师应在加扶正器套管距公扣端1.5m±处作明显标记。(9).灌浆：原则上每下一根套管灌浆一次，每下20根检查灌满一次，具体灌法按固井设计进行。(10).控速：原则上套管下放速度以下套管时环空返速不大于1m/s来计算。(11).三防(尾管固井时)：①防倒扣：悬挂器入井后，关死转盘，严禁转动。②防粘卡：进入裸眼前，利用灌浆时间，对设备重点部位再行检查一次，确认无问题，以保证下套管作业的连续性；进入裸眼后，因故或灌浆静止时间超过5分钟，必须采取提放活动套管措施，活动距不少于2米。（进入裸眼后，必须有相关技术干部在钻台值班，发现问题及时汇报研究处理方案）③防掉落物：套管吊上钻台时，场地人员必须再行检查套管内有无异物；小心井口操作，杜绝井下及管柱内有任何异物落掉入井内。停下管柱时，井口要盖严。(12).值班：下套管作业期间，井队生产干部坚持24小时值班制度，劳动组织要求分工明确，责任落实到人，发现问题及时报告钻井监督或相关人员。3.12.4.2、施工工艺重点:φ339.7mm套管固井(1).大套管固井，下套管时，套管浮力大,应及时灌浆,严禁猛提猛放。(2).灌入泥浆比重应大于固井时套管漂浮时泥浆临界比重。(3).为确保插入工具与插入座密封较好,应用加重钻杆送插入工具,以便对密封面加压提高密封承压能力。(4).为确保插入头能顺利插入到插入座内,应使用钻杆扶正器提高送入钻具的居中度。(5).前隔离液返出地面后即可停止注水泥而进行