浅一、孤东9-平9012井钻井工程设计.docx

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1、设计编号：202205-178钻井工程设计单位：孤东采油厂井号：孤东9-平9012井别:生产井井型：水平井中石化胜利油田分公司2022年5月30日中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计(3)下钻前钻井液性能稳定，到达设计要求，净化设备运转正常；(4)动力钻具钻进完，短起下钻5个立柱。6.3二开水平段井 段：1596.441814.49m地层：馆陶组井斜角：90钻具组合：241.3mm 钻头+(D196.7mm 1.0。单弯动力钻具xl 根+止回阀+ FEWD(LWD)+(D127mm 无磁承压钻杆xl根+ MWD悬挂短节+127mm无磁承压钻杆xl根+127mm斜坡钻杆x75 根+127mm

2、加重钻杆x9根+158.8mm随钻震击器xl套+(D127mm加重钻杆x21根 +中127mm斜坡钻杆主要措施：(1)采用地质导向钻井技术，使用FEWD/LWD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FEWD/LWD仪器的组装;(3)下钻前钻井液性能稳定，到达设计要求，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。6.4 通井井段：01814.49m地层：平原组馆陶组井斜角：090。241.3mm牙轮钻头+止回阀+127mm加重钻杆x2根+235mm扶正

3、器+127mm钻 杆+210mm扶正器(位于A靶点附近)+127mm斜坡钻杆注：钻具组合设计供参考，施工单位在实钻中可根据实际情况依据地层特性在确保井 下安全、确保下套管顺利和井身质量、提高钻井速度的原那么调整钻具组合。6.5 其他要求打捞免钻塞分级注水泥装置及通井(措施见附件完井设计局部)中国石化中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计钻柱强度校核表61钻柱强度校核中和点深度(m):974.82中和点位置:外径127mm内径76.2mm加重钻杆钻具明细序 号钻柱 名称外径(mm)内径(mm)钢级重量(kg/m)长度 (m)屈服强度 (MPa)抗拉 系数抗扭 系数MISES 系数1加重 钻杆1

4、27.076.272.3718.0100.015.632钻杆127.0108.6G-10529.1675.0724.019.135.983加重 钻杆127.076.272.37270.097.9632.6613.774钻杆127.0108.6G-10529.1851.49724.010.6516.515.74摩擦力(kN)中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计弯曲应力(MPa)轴向力&N)综合应力(MPa)中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计6.6 井下专用工具及仪器表62井下专用工具及仪器序号名称规格数量备注1钻铤 177.8mm8根2无磁钻铤0177.8mm1根3加重钻杆 127.0

5、mm30根4无磁承压钻杆 127.0mm2根5钻杆(G1O5斜台肩) 127.0mm220根61.25。单弯钻具O196.7mm1根71.0。单弯钻具 196.7mmI根8随钻震击器 158.8mm1套7钻头选型与钻井参数7.1 钻头选型设计表71钻头选型设计表序号尺寸 (mm)钻进井段 (m)进尺 (m)纯钻时间 (h)机械钻速 (m/h)数量 (只)钻头型号推荐121346.10-3513511P22241.3351 1814.491463.496024.391PDC7.2 钻井参数设计表72钻井参数设计表钻头序号层位井段 (m)喷嘴 组合 (mm)钻进参数水力参数钻压 (kN)转速 (r

6、/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/mm：上返 速度 (m/s)功率 利用率 (%)1明化 镇组0-3512馆陶 组351 1814.4910,10,10,1050-10060+ 螺杆3018.957.3211.634.1595.48219.554.80.9138.6210中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计8钻井液设计8.1 基本数据表钻井液设计基本数据井身结构地面循环量 (m3)井眼容积 (m3)补充量 (m3)总需要量 (m3)钻头尺寸X钻深 (mmx

7、m)套管尺寸x下深 (mmxm)0346.1x3510273.1x3506040601600139. 7X1811(其中15961811m为筛管)6099122281重点情况提示1 .钻入注水汽及油、气层井段，防涌喷；2 .不整合面、断层面附近及疏松砂岩层防漏；3 .起钻灌满钻井液，防止抽吸诱喷。4 .邻井生产过程中检测到硫化氢，本井钻井过程中注意监测硫化氢。注：裸眼段容积按井径扩大10%计算。8.2 钻井液体系表82钻井液体系开次井段(m)钻井液体系一开0-351土浆二开351 1100钙处理-聚合物(润滑)钻井液11001814.49聚合物润滑防塌钻井液8.3 钻井液性能表83钻井液性能工

8、程性能指标0 351m351 1100m11001596.44m1596.441814.49m密度(gtm?)马氏漏斗黏度(s)35-4528-3838 5042 55API 失水(ml)5W5API 泥饼(mm)X0.5W0.5静切力(Pa)12/2612/38pH值8-989含砂量(%)0.50.5总固含()1822摩阻系数0.081515150.7备注各开要进行低压试压，试压值l4MPa2.1MPa,稳压时间不少于lOmin,压降不大于0.07 MPa, 密封部位不允许有渗漏。放喷管线试压值不低于lOMPa,稳压不少于15min,压降不大于0.7 MPa。 防喷器也可选用2FZ3535、

9、FH35-35o(1)井控设备配套要求防喷器控制系统控制能力应与防喷器组及管汇等控制对象相匹配(留有至少一个备 用控制头)。节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力，必须与防 喷器的额定工作压力相匹配。节流、压井管汇所装压力表量程应大于井控装置压力级别， 压力表下应有阀门控制。各闸门应保证手轮完好、开关灵活，挂牌编号(或将编号印刷于 闸门本体上，并标示开关状态。井队应配备齐全钻具内防喷工具。二开及油气层钻井过程中，入井钻具中必须在近 钻头位置安装钻具止回阀，钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配有抢装工具； 在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接常开状态的旋塞阀；现

10、场假设采用顶驱作业， 在便于取用处准备一柱在中单根上端或下端装有常开状态旋塞阀的防喷立柱。应安装方钻 杆旋塞阀，旋塞阀应通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。钻具止回阀每次入井前，必须认真检查有无堵塞、刺漏及密封面情况；备用钻具止 回阀及抢接工具每次起钻前检查一次，并做好记录。现场至少配备两套液面报警器。送井井控设备必须符合其检验、检测时间间隔要求，且必须在有资质单位按额定工 作压力试压，出具试压合格证，随设备送井。井控装置检测试压日期与送井使用日期超过 半年应重新检测试压合格后送井。各作业工况，防喷器闸板芯子应与钻杆尺寸相符。(2)井控设备试压要求17中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计

11、全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压（冬季用防冻液体）。试压应由专业 试压队伍进行。在不超过所下套管抗内压强度80%的情况下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压 力的70临闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力；否那么， 试压到所下套管抗内压强度值的80%。对只下表层套管、无技术套管的井，防喷器用清水 试压，试压值为14Mpa,稳压不少于15min,压降不大于0.7MPa。放喷管线试压值不低于lOMPa,稳压不少于15min,压降不大于0.7MPa。全套井控装置在现场都应进行低压试验，试压值为（1.4-2.1） MPa,稳压时间不 少于lOmin,压降不大于0.07MP

12、a。各种内防喷工具在井控车间用清水试压，试压到额定工作压力，稳压不少于15min, 压降不大于0.7MPa。井口设施、井控装置在现场安装完毕或更换部件、换装套管闸板后均应进行密封试压。防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做21Mpa控制元件、油路和 液缸可靠性试压，试压稳压时间应不少于lOmin,密封部位无渗漏，其压降应不大于0/7MPa。 井控设备安装及使用要求（1）安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸是否与使用的钻杆相符，要求液控系统 功能齐全，液控管线不得有刺漏现象。（2）井队技术员负责对所有防喷装置及附件进行现场全面检查，不合格者不得安装。（3）防喷器主体安装时，应使安装液控

13、管线一面向后，应校正井口、转盘、天车中 心，其偏差不大于10mm。用4个直径16mm以上钢丝绳或丝杠在井架底座对角线方向按“正 八字状将防喷器绷紧固定。各次开钻井口设备要按标准规定安装，要尽可能保证四通出 口高度不变。闸板防喷器应安装手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支 撑稳固。操作杆与锁紧轴中心线的夹角不大于30。（4）井场设备安装要以井控为中心，放喷压井管汇方向不得有任何影响压井作业的 设备和障碍物。一般情况下放喷管线平直安装，特殊情况下采用井控专用铸（锻）钢弯头 连接。放喷管线用通径不小于78mm的钻杆或专用放喷管线连接，每隔10m处、转弯处及 放喷口必须用水泥基墩固定牢固

14、。放喷管线接出井场，管线出口距井口不小于30m,现场 备用专用放喷管线，以备需要时加长放喷管线。18中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计(5)压井阀门端应以51mm母扣由壬接出，以备与水泥车等压井设备管线相连接。(6)闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手 动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，可搭台便于操作。手动操作杆与 防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30。手动操作手轮上应挂牌说明开关圈数及开 关方向。管汇各阀门手轮完好、开关灵活，挂牌编号(或将编号印于阀门本体上)，并标 明开关状态。(7)节流管汇前应设置井控数据牌，注明该井目前所下套管的

15、数据、井控装置级别、 防喷器试压值、设计最高钻井液密度下的最大关井允许套压值等数据。(8)防喷器控制系统电源线应从配电房(或发电房内)总开关后专线接出，用单独 的开关控制，开关处应有明显标志。控制系统压力保持在工作压力范围，油箱内液压油量 符合规定，储能器瓶的压力要始终保持在工作压力范围内。自开钻之日起控制台“主令”开 关应始终处于“自动”状态。控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。液控管 线须使用高压耐火隔热软管，应排列整齐并采取保护措施，快速接头处应架离地面。(9)钻井防喷器除日常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T 6160-2019防喷器检验、修理和再制造

16、。(10)冬季施工时，节流、压井管汇、放喷管线必须采取防冻措施，保证管线内畅通。 10.2井控主要措施 10.2.1 一级井控措施(1) 一开保证井眼规那么稳定，按设计深度下套管，水泥浆返到地面，否那么要补打水 泥帽。(2)钻井施工过程中严格执行设计，遇有特殊情况可调整钻井液密度，保证安全施工。(3)钻开设计提示的第一个油气水层100m前必须作好以下准备工作：按钻井液设计要求储藏重钻井液和钻井材料。”钻开油气层”的有关规定a.钻井液密度没有到达设计要求、性能不好，不能钻开油气层。b.钻井液和加重剂未储藏或储藏缺乏、加重设备有问题，不准钻开油气层。c.井控系统未按标准配套、安装、试压或试压不合格

17、，不准钻开油气层。d.防喷措施不落实，不准钻开油气层。e.未进行防喷发动和防喷演习，不准钻开油气层。19中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计f.现场没有值班干部，不准钻开油气层。g.无内防喷工具（如方钻杆上下旋塞、钻具止回阀），不准钻开油气层。h.未经验收、无钻开油气层申请书、未经主管技术人员签字批准，不准钻开油气层。（4）钻进中应有专人观察记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻 井液密度降低，黏度升高等情况应停止钻进，及时汇报，采取相应措施。（5）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。必须分段循环，防止后效诱喷；下 钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，

18、失去平衡造成井喷。（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量是否正常，假设连续3柱悬重增加不明显和 钻井液返出量过大，可能钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通， 如开泵不通，必须灌好钻井液，再低速档起出钻具。（7）钻至油气层，按地质要求循环观察，不得一次钻穿。（8）钻开油气层后起钻，应循环两周以上，到达进出口钻井液密度平衡，密度差不 超过0.02g/cm3,并进行短程起下钻测试油气上窜速度。起钻要连续灌满钻井液并核对灌 入量，发现拔活塞时要立即下入正常井段，开泵循环，正常后方可继续起钻。钻开油气层 后，必须控制起钻速度。钻头在井底至油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过 0

19、.5m/so起钻杆时每起3柱钻杆向环空灌满一次钻井液，起钻铤时每起1柱钻铤向环空灌 满一次钻井液。起完钻应及时下钻，严禁在空井情况下检修设备。起钻完要及时下钻，待 下入井内一定数量钻具后再检修设备，假设起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采 取相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半，正常后再起钻，严禁在空井情 况下进行设备检修。（9）完井电测时要专人观察井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流, 应首先考虑切断电缆按空井溢流处理。假设电测时间过长，应及时下钻通井。（10）认真做好防火工作，井场按消防规定备齐消防器材，电器设备、照明器具、输 电线路及其开关符合安全规定和防火

20、防爆要求，钻台与机泵房下面应无积油。（11）固井中发生井漏要往环空灌钻井液，强行固井。固井完2h内装好井口，防止 水泥失重造成井喷。易漏或有浅气层的井应先备有环空灌钻井液装置后再固井。（12）按Q/SH1020 2162-2013已开发油田钻调整井过程中停注水、气、汽井和采油 井的要求及时关停邻近的注水、注气（汽）和采油井，并采取泄压措施，不停注不准钻20中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计开相应层位。二级井控措施（1）防喷器的使用要点试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查是否灵活好用。发生溢流关井时用闸板防喷器的全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相 同的钻具。需较长时间关闭时，应手

21、动锁紧闸板并挂牌标明开关和锁紧情况，以免误操作。 闸板防喷器关井后手动锁紧，应一次锁紧到位，不允许回旋手轮。翻开闸板前，应先手动 解锁，解锁到位后可回旋（1/41/2）圈。全封闸板防喷器的控制手柄要设有防误操作保 护装置。当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。严禁用翻开防喷器的方式泄井内压力。进入目的层，每天应开关半封闸板一次，检查开关是否灵活；每次起钻完，还须检 查全封闸板开关及手动锁紧装置开关是否灵活。手动放喷阀、闸板处于浮动状态才能密封，因此，开关到底后必须再回转（1/4 1/2）圈，严禁开关扳死。液动放喷阀，只用在井喷开始时作翻开放喷，因此在13s内即可开关。严禁井内 高压关闭的情况下用来

22、泄压和节流，泄压可用节流阀进行。进入目的层，每起下钻一次， 应开关活动液动放喷阀12次。（2）控制系统的使用要点远程控制台应安装在面对井架大门左侧前方，距井口不少于25mo远控台电源线专线供电，连续供电。不允许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只允许充氮气。正常钻进时，每周应全面检查一次控制系统，接近油气层时，每天检查一次。（3）熟练“四.七”动作，钻开油气层前进行一次“四.七动作演习。熟练掌握司钻法、 工程师法的压井方法。（4）井控装置始终保持灵活好用，应按规定检查、维护、保养，定人定岗。10.3井控要求井控培训要求人员培训要求按中国石油化工集团公司井控培训管理规定（2020年7月3日） 规定执行

23、，持证上岗，严禁无证上岗。21中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计开钻及钻开油气层前的井控要求（1）每次开钻前，钻井施工方均应按石油行业标准进行井控自检和检查验收，验收 合格后方可开钻。（2）开钻前，钻井技术人员在值班房内张贴钻井施工设计大表、“四七动作图解、 井控工作大表。开发井要有设计钻井液密度和实际钻井液密度两条曲线。（3）应根据地质、工程情况制定防火及防井喷事故的应急预案。（4）钻开油气层前钻井队应做工作：进行地质、工程、钻井液、井控和应急预案等措施交底，明确职责和分工。钻井液性能符合钻井设计要求，并按钻井设计要求储藏压井液、加重材料、堵漏剂 和其他处理剂。在已开发区块钻调整井，按

24、Q/SH1020 2162-2013已开发油田钻调整井过程中停注 水、气、汽井和采油井的要求及时关停邻近的注水、注气（汽）和采油井，并采取泄压 措施。钻井队要了解所钻井附近注水、注气（汽）、采油井压力变化情况，做好停注与监 控工作。对井控装置进行试压和可靠性检查。一般油气井连续使用超过12个月的闸板防喷 器，应更换闸板胶芯。井控专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。进出井场的道路要保持畅通。（5）开发井钻开油气层前100m开始至完井，每天做低泵速试验，记录泵冲数、排 量和相应循环压力。（6）重钻井液储藏和加重材料要求：按钻井液设计局部要求执行。井控制度要求（1）严格

25、执行防喷演习制度。安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下 钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习；其后每月不少于一次不同工况的 防喷演习，钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控 制住井口，记录演习情况；演习不合格不得钻开油气层。（2）严格实行24h干部值班带班制度。开发井从钻开主要油气层前100m,钻井现场 应有井队干部24h跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控措施。22中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计（3）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开第一套油气层前（100150） m,地 质人员向钻井队提出钻开油气层的地质预

26、告；钻井队应在自检合格的基础上，向油气开发 单位业务主管部门提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层；获 准一个月未钻开，须重新组织检查验收。（4）严格执行坐岗观察制度。开发井从进入油气层前100m开始到完井，应专人24h 坐岗观察溢流显示和循环池液面变化，并定时将测量情况记录于坐岗记录表”中。每15min 测量记录一次，特殊情况可加密测量。起下钻杆每（35）柱（最长不超过15min）测量一 次，起下钻铤一柱测量一次。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报 告司钻。1034钻开油气层的井控要求（1）钻开油气层后，每次起下钻对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，

27、井控 管汇各闸阀每天开关活动一次。（2）本井处于开发区块，要安排专人监督、检查已停注水（气）井情况。（3）发现设计地层压力与实钻不符时及时报告；变更钻井液设计须经批准；紧急情 况下可先处理、后补报。（4）钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等情况, 应立即停钻停泵观察。发现溢流应立即报告司钻及时报警，报警溢流量不超过Im?,应关 井导流并及时采取循环压井措施。（5）进行短程起下钻时，一般情况下循环钻井液两个循环周以上，进出口密度差不 超过0.02g/cm3o短起一定长度钻具，按要求的上窜速度确定静止时间，然后开泵循环检 测油气上窜速度。假设满足下一步施工需要的时间并有

28、安全余量，可下钻循环后起钻进行下 一步作业。（6）控制起钻速度，防止抽吸诱喷。连续灌满钻井液，并校核灌入量。起完钻要及 时下钻，严禁空井检修设备。（7）下钻应分段循环，防止因后效引发并控复杂，确保满足安全需要。（8）进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施， 防止发生井下复杂情况和井喷事故。（9）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保井筒液柱23中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计压力不小于裸眼段地层最高压力。溢流和井漏处置及关井要求(1)发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，确保快速控制井口。(2)起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具旋塞

29、阀和止回阀，条件允许时应抢下钻具, 然后关井。关井后应及时求取立压和溢流量。(3)发现溢流关井时，最大关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压 强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压值内严 禁放喷。(4)发现钻井液气侵后应停止钻进，坚持边循环排气边加重，严禁边钻进边加重。 假设发生循环罐液面上涨应关井节流循环排气，未经除气不得重新入井。(5)溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，应及时 实施司钻法第一步循环排除溢流，防止井口压力过高。(6)空井关井后，应根据溢流严重程度采取强行下钻、置换法或硬顶(平推)法等 进行处理。(7)压

30、井施工应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员， 对照压井施工单进行压井。(8)钻进时严禁大幅度调整钻井液性能；钻进中如发生井漏，可将方钻杆提出转盘 观察井内液面，根据漏失情况采取静止堵漏或其他堵漏措施。应密切注意液面变化情况， 严防井漏后发生溢流井喷。1036下套管固井基本要求(1)下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子，双闸板防喷器宜将全封闸 板换成与套管尺寸相同的半封闸板并试压合格。(2)下套管前油气上窜速度不大于10m/h,循环钻井液时钻井液出入口密度差不超 过0.02g/cm3,固井前应确定井眼承压能力。(3)二开及以后各开次的固井施工方案应有压稳计算。(4)

31、固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力，候凝时间未到，不得进行下 一步工序作业。(5)固井和候凝期间，应专人坐岗观察。24中国石化中国石化孤东9一平9012井钻井工程设计录井井控要求(1)综合录井队负有井控监控职责。发现起下钻过程中灌浆、出口流量、液面等参 数发生变化，钻井时发现硫化氢显示或气测明显异常等情况，录井值班人员应立即提醒施 工并提交书面异常报告。(2)现场录井人员施工前须编写施工方案，施工中应加强地质分析，在钻开油气层 前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。(3)结合钻井设计与钻井队应急预案，录井队应编制防井喷、防硫化氢应急预案， 参加井控演习与应急演练。(4)配备综合录井仪的井应能为现场监督、井队值班房和司钻提供终端显示及井场 通讯。(5)钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察 溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，并录取井控相关资料、溢流取样分析及异常通知单。(6)假设发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。