《066-XTKD32-18-11拔套打通道工艺设计.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《066-XTKD32-18-11拔套打通道工艺设计.docx（49页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、设计编号:II类石油开发中心新滩油田XTKD32U8UL井打通道工艺设计设计：料根?新Bz信初审：后言 靠播审 批：中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院联系 ：2022年4月6日3.4钻柱设计Vertical Section at 217.12c(350 m/in)图32井眼轨道垂直投影图图33井眼轨道水平投影图钻具组合及钻井参数表35钻具组合序号工程井段 (m)段长 (m)钻具组合1钻塞10020050241.3mm钻头+止回阀+177.8mm钻铤6根+127mm钻杆2定向、稳斜 钻进150-1176.981026.98钻具组合(MWD)：241.3mm钻头+中196.7mmL5。单弯动力
2、钻具+止回阀+中177.8 mm无磁钻铤1根+MWD+127mm无磁承压钻杆+中 127mm加重钻杆15根+127mm钻杆3通井01176.981176.98组合1：中241.3mm钻头+止回阀+中235mm扶正器+中127mm加重钻杆1根+ cD235mm扶正器+中127mm钻杆组合2：241.3mm钻头+止回阀+127mm加重钻杆2根+ 235mm扶正器+127mm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。送井工具表36井下专用工具及仪器序号名称规格单位数量备注1钻铤 177.8mm根
3、62无磁钻铤 177.8mm根13加重钻杆 127.0mm根154无磁承压钻杆0 127.0mm根15钻杆0127.0mm根12461.50单弯动力钻具 196.7mm根17MWD套18扶正器0235 mm个2注：本设计供参考，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 顺利和提高井身质量、钻井速度的原那么调整钻具组合；通井钻具的选择应该有利于井眼修复，以保 证套管顺利下入。3.5 水力参数设计表3，水力参数设计表序号层位井段 (m)钻头钻进参数水力参数类型尺寸 (mm)水眼 (mm)钻压 (kN)转速 (r/min)排量 (L/s)泵压 (MPa)钻头 压降 (MP
4、a)环空 压耗 (MPa)环空 返速 (m/s)1明化 镇 组 馆陶 组150 1176.98牙轮 或 PDC0241.312,11,116012060+螺 杆3215.858.657.200.97钻头选型及钻速预测表3-8钻头选型及钻速预测表序号井段 (m)钻头钻井参数预测指标直径 (mm)型号数量钻压 (kN)转速(r/min)排量 (L/s)进尺 (m)纯钻 (h)钻速 (m/h)1150 1176.98 241.3牙轮 或 PDC16012060+螺杆211026.984025.673.6 测量方式裸眼井段测量数据由MWD每1030 m测量一个点。3.6.1 定向段测斜数据均按曲率半径
5、法计算，并用插入法计算出中靶点的全部井眼轨迹数据参数。3.6.2 稳斜段要求进行随钻测量。3.7 分段施工技术要求安装(1)通井前，安装好井口防喷器，并换好与通井管柱相匹配的闸板芯子。(2)按钻井设备安装标准执行，并定期检查、校正。(3)天车、转盘、井口、井架的中心线最大偏差小于10mm,井口装置、防溢管固 定牢靠，防止施工中偏磨井口及套管，造成其它故障。(4)设备试运转，验收合格后，方可开工作业。3.7.1 取套管(1)取出原井筒内管柱。(2)将井口至井深200m左右的原井177.8mm套管取出。(3)根据现场井筒内实际情况由采油厂决定是否调整取套管深度。3.7.2 注水泥塞(1)取套管后，
6、在原油层套管顶部注100m水泥塞。(2)注水泥塞前进行通井，清除井壁上的污物。(3)准确记录注水泥塞管柱。(4)注水泥塞作业前确保设备运转正常。3.7.3 扫水泥塞(1)钻水泥塞时要提前做好防水泥污染工作。(2)下钻至预计水泥塞位置，提前1单根开泵，循环正常后下探，遇阻后记录水 泥塞位置。(3)钻进中每钻完一个单根要进行划眼，井下情况正常后方可接单根。(4)起下钻中遇卡上提不超过150kn,下压不超过50kn,要以开泵循环、划眼的 方法通过，严防卡钻事故的发生。3.7.4 侧钻(1)按设计要求组装定向组合钻具，下钻前动力钻具要在地面试运转。(2)按设计方位定向钻进施工2030m,侧钻脱离老井眼
7、。(3)钻至原油层套管顶深时注意防碰。(4)下钻过程中钻具丝扣按规定扭矩上紧；防止钻具倒扣落井。(5)单弯螺杆钻具不得在套管内悬空循环。斜井段施工要求(1)按设计要求组装定向组合钻具，下钻前动力钻具要在地面试运转。(2)下钻过程中钻具丝扣按规定扭矩上紧，防止钻具倒扣落井。(3)单弯螺杆钻具不得在套管内悬空循环。(4)钻进过程中谨防溜钻及顿钻故障的发生，全井坚持使用泵滤清器及地面滤清 器。(5)钻具不应在同一位置循环，防止井壁出现台阶。(6)做好轨迹控制图，确保施工的顺利进行。(7)斜井段与裸眼井段必须控制起钻速度，严禁转盘卸扣。(8)假设井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原那么上采用上一趟钻
8、具结构，如因 实际情况必须改变钻具结构时，该钻具的钢性应小于上趟钻具的钢性。(9)根据井下情况进行短起下钻，必要时起过复杂井段或起至窗口以上。(10)钻具组合和钻井参数应根据实钻井眼轨迹的需要，由现场技术人员合理选配, 以满足增斜、稳斜要求。1.1.1 取措施提高修井液的质量，加强井眼的净化，降低泥饼摩擦系数，以到达 稳固井壁、井眼通畅的目的。3.8.7 稳斜段施工措施及考前须知(1)定向造斜完，首先使用通井钻具组合通井，遇阻时以冲、通为主，如果仍然不 能通过，再次下入柔性钻具组合通井处理井眼。(2)动力钻具下井前进行地面试运转，正常后方可下井。(3)下钻过程中钻具丝扣按规定扭矩上紧，严禁钻具
9、转动。(4)钻进过程中送钻要均匀、平稳、严禁猛刹猛放，防溜钻及顿钻故障的发生。(5)钻具下到井底后，首先开泵，缓慢转动转盘试钻进，密切注意观察扭矩表变 化，假设扭矩太大应适当调整钻进参数，改善修井液性能。(6)斜井段与裸眼井段必须控制起钻速度，严禁转盘卸扣。(7)假设井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原那么上采用上一趟钻具结构，如因 实际情况必须改变钻具结构时，该钻具的钢性应小于上趟钻具的钢性。(8)根据井下情况进行短起下钻，必要时起过复杂井段或起至窗口以上。(9)钻具组合和钻井参数应根据实钻井眼轨迹的需要，由现场定向井工程师合理 选配，以满足增斜、稳斜要求。(10)采取措施提高修井液的质量
10、，加强井眼的净化，降低泥饼摩擦系数，以到达 稳固井壁、井眼通畅的目的。3.8.8 完井电测(1)电测前应处理好修井液，并充分洗井。(2)电测过程中应有专人观察井口液面变化，并配合测井作业。(3)防电测过程中井涌、井喷故障的发生。测井名称代号测井井段组合测井身分辨率感应-数字聚焦HRID-HRIM井底-310补偿声波BHC自然伽玛GR自然电位SP微电极RDRS井径CAL4米IN400B补偿中子CNL补偿密度ZDEN标准测井自然伽玛GR井底-表套鞋自然电位SP井径CAL4米IN400B井斜DEV方位DAZ固井质量声波幅度CBL自井底至井口声波变密度VDL自然伽玛GRCCL磁定位通井（1）采用模拟管
11、通井，应通井至完钻井深。（2）对下井钻杆、工具要严格丈量其长度、外径、水眼直径，确保下入深度准确无 误。丈量前进行外观检查。（3）下钻时，要平稳下放，密切观察指重表悬重变化，遇阻不强压，遇卡不硬拉， 要准确计算阻、卡点井深，防止强压或硬拉造成井下故障。下套管固井（1）施工前，应根据实际井深和设计要求准备套管。（2）下套管时要认真涂均丝扣油，按套管标准扭矩上扣并分段灌入修井液。（3）套管下完后，灌满修井液，测套管柱重量并记录，（4）套管下到底后，必须灌满修井液开泵。（5）充分循环洗井，做好固井准备。具体施工措施见固井设计。测固井质量具体施工措施见测固井质量施工设计。3.9井下复杂情况预防及处理钻
12、具事故的预防和处理（1）及时进行短程起下钻，清理岩屑床。（2）开钻前对全井钻具进行探伤，严防有伤钻具入井。（3）入井钻具组合要尽量简化，特别要注意尽量减小刚度，采用小角度单弯螺杆进 行导向钻进可大大降低钻杆扭矩，增加钻井的安全性。（4）钻具上、下钻台戴好护丝，丝扣必须清洗干净，入鼠洞不粘泥土、油污，在钻 具丝扣和台肩上均匀涂抹丝扣油，用标准扭矩紧扣。（5）钻进中发现泵压下降IMPa,应立即检查原因及时整改，否那么应起钻检查钻具。（6）每使用两只钻头，配合接头逐根卸开清洗检查，重新抹丝扣油。（7）摆工具面小角度转动一次不超过30。，防止一次转动过多造成钻具与井壁的接 触力过高，损坏螺杆。（8）针
13、对螺杆钻具丝扣易倒开的问题，要求供货方对螺杆各扣用优质抗高温高压丝扣胶黏结，并按设计扭矩紧扣。3.9.1 降低摩阻措施(1)钻进时增加修井液的润滑性，减小钻柱刚度。(2)井眼曲率应平滑过渡。3.9.2 防键槽卡钻的措施(1)尽量减少起下钻次数，以有效保护井壁。井斜、方位变化大的井段均要用低速档起钻，防键槽卡钻。(2)防止井眼曲率变化过大。(3)认真记录每次起下钻阻卡位置，结合测斜资料综合分析形成键槽的可能性、及 时制定出针对性措施，提前处理。(4)尽量减少钻具组合的变换的次数及钻柱的刚性。(5)假设发生键槽卡钻，那么应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击解卡，或倒划眼 解卡。3.9.4 井眼净化
14、(1)根据实际情况，定期进行短程起下钻，钻具旋转洗井、分段洗井。(2)改善修井液流变性能，保持良好的悬浮性和携岩能力。适当提高排量和返速， 配合净化装置的使用，保证钻井各项施工过程的井眼清洁。(3)进入大斜度井段后，视井眼净化状况，必要时打入一定量的修井液稠塞，清除 井底岩屑。(4)修井液量满足设计要求。(5)如发生沉砂遇卡，应尽量建立循环，先小排量循环，然后逐步增大排量，同时 调整修井液性能，活动钻具解卡。3.9.5 井漏的预防和处理(1)适当降低修井液密度(不发生井涌、井喷的前提下)。(2)降低排量，调整修井液性能。(3)钻进发生渗透性漏失地层之前，在修井液中加入暂堵材料，做到预防为主。(
15、4)在修井液触变性较大、静止时间较长的情况下，下钻要分段循环修井液，防止 憋漏地层。(5)下钻时控制速度，防止压力激动过大而憋漏地层；要有专人观察修井液返出情 况，漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失修井液性能。防碰技术措施(1)开窗侧钻前，技术人员到地质所借阅邻井井口、靶点坐标及井眼轨迹资料，认 真做好防碰草图，搞清楚已施工老井的轨迹走向，制定好本井防碰措施。(2)严格按要求测斜：造斜井段的测斜间距不大于10m；稳斜井段的测斜间距不大 于50m；防碰、绕障井段的测斜间距不大于10m,必要时加密测点。(3)保证精心操作，严格措施，及时发现并分析施工中出现蹩跳、修井液性能变化 及岩
16、屑返出情况。(4)根据测斜数据及时计算，绘出单井设计与实钻轨迹投影图，并绘出防碰井与邻 井在同一坐标系下井眼轨迹水平投影叠加图。两井轨迹水平投影叠加图交叉的垂直井深 差大于30mo(5)每测一点都要扫描、搜索出正钻井与邻井的最近空间距离，预测出井眼轨迹的 开展趋势以及与邻井是否有相碰的危险。(6)施工中假设出现相碰可能，应加测多点，相距较近，易发生相碰时可用仪器跟踪 并用动力钻具微调合理避让，保证施工顺利进行。(7)钻进中假设出现钻遇套管的征兆，那么立即停止钻进。将钻具提离井底5m以上， 小排量低转速循环，上下活动观察。进一步分析磁场强度是否正常、重新测量井眼轨迹 数据，如磁场强度异常，使用陀
17、螺仪测井眼轨迹，确认是否与邻井套管相撞。复核轨迹 数据，确认对其它井作业影响不大的情况下，可继续监测再钻进13个单根，确定井眼 进入安全区域后，可继续定向钻进。(8)两井最近距离在安全区域内，可采用常规的增斜、稳斜和降斜钻具组合，进行 轨迹控制。(9)防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。(10)如果判断碰上邻井套管，那么立即起钻，注水泥塞封固井底以上150200m。 重新定向绕障钻进。(11)施工井完钻后，要根据原井多点及其它数据绘制实钻轨迹图并上交有关部门, 以便于后续井施工。3.9.7 停注要求目前附近300m内无注水(汽)井。开钻前井队要详细了解附近有无新注水(汽)井， 假设
18、有新注水(汽)井，那么有关停注事宜，按Q/SH10202162-2013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标准执行。3.9.7.1 停注范围(1)在已注水、气、汽井的油田内钻调整井时，所钻井井眼轨迹进入相应注入层300m范围内的所有注水、气、汽井停止注入。(2)所钻井井眼轨迹进入相应注入层300m范围以外的注水、气、汽井，如果地层 连通性好，注水、气、汽量大、压力高，由采油厂(油公司)综合考虑注水、气、汽压 力影响情况，确定是否停注、减注或降压。(3)采油厂要求在钻井期间，所钻井井眼轨迹周围100m以内的油井实施关井。(4)停注24h后，如注水、气、汽层位的地层压力等效修
19、井液密度高于所钻调整井设计 修井液密度，应泄压使注入层位的地层压力等效修井液密度低于所钻调整井设计修井液密度。 停注时间本井在打通道前停注。397.3恢复注入时间(1)所钻井油层套管固井候凝24h后，恢复注入。(2)停注后，如新钻调整井发生复杂、故障或事故时未钻达相应注入层位，预计处理 时间较长，可通知采油厂(油公司)恢复注入。当复杂、故障或事故解除后，另行通知停 注。3.9.8 其它重点措施(1)馆陶组地层砂层发育防憋漏。(2)钻遇相当于邻井油气层段注意油气侵。(3)起钻灌满修井液，防止抽吸诱喷。(4)本井采用修井液不落地工艺。3.10修井液设计基本数据表3-10基本数据井身结构地面循环量
20、(m3)井眼容积 (n?)补充量 (m3)总量 (m3)钻头尺寸(mm) x井深 (m)套管尺寸(mm) x下深 (m)原井 眼 605368新井 眼 177.8X (0-1173)606620146重点情况提示1 .馆陶组及以上地层成岩性差，防坍塌，防漏；2 .钻遇不整合面、断层面附近及疏松砂岩层，防漏；3 .钻至含油气井段，防井涌、井喷；4 .该块长期开采导致压力有不同程度降低，钻进过程中注意防渗漏；5 .该井所在区块局部井检测出含硫化氢等有毒有害气体，该井2021年6 月12日用比色卡检测硫化氢气体含量为Oppm,建议作业前再次进行硫 化氢等有毒有害气体检测，作业过程中仍需密切观察，同时
21、做好相应 防护。注：原井眼的井眼容积仅计算至通井井段；裸眼段容积按井径扩大10%计算。修井液体系表3-11修井液体系井段修井液体系开窗段聚合物润滑修井液斜井段聚合物润滑防塌修井液3.10.1 修井液性能表312修井液性能表工程性能指标开窗段斜井段密度(g/cm3)马氏漏斗黏度(s)506040 60API滤失量(mL)5 （目的层）静切力(Pa)38/615动切力(Pa)416pH值8-11注：可能钻遇异常压力，修井液性能，施工中根据实际情况合理调整性能。3104修井液基本配方表313修井液基本配方序号材料名称及代号单位体积分段加量（kg/n?）开窗段斜井段1膨润土50602碳酸钠563工业用
22、氢氧化钠3-104聚丙烯酰胺干粉355天然高分子降滤失剂10156改性钱盐5-107防塌降黏降滤失剂15208青石粉1设计依据11.1 基本数据11.2 井控风险提示21.3 历次作业情况简述21.4 目前井下管柱示意图32施工目的43施工工序43.1 修井设备43.2 井身结构设计53.3 轨道设计73.4 钻柱设计83.5 水力参数设计93.6 钻头选型及钻速预测93.7 测量方式103.8 分段施工技术要求103.9 井下复杂情况预防及处理133.10 修井液设计163.11 固井设计204井控设计244.1 设计依据244.2 井控要求245QHSE 要求365.1 职业健康、生产安全
23、、环保(HSE)要求365.2 资料要求463.10.5 修井液维护处理要点（1）斜井段钻进过程中根据摩阻扭矩变化情况，适当加入润滑剂，使修井液具有良 好的润滑防卡能力。钻进中及时补充聚丙烯酰胺干粉胶液，增强修井液的抑制性，细水 长流维护修井液，尽量不单独加清水。（2）正常维护及处理修井液的处理剂尽可能按比例配成胶液加入，切勿将处理剂干 粉直接加入循环修井液中，以防在处理剂完全生效前就被固控设备除去。（3）定向钻进过程中逐步降低修井液API滤失量至设计要求范围内，目的层段保 持修井液API滤失量符合设计要求，减少滤液向储层的侵入。（4）斜井段钻进过程中，除了具有足够的排量之外，修井液必须具有良
24、好的携带性 能和流变性能，减少岩屑床的形成。储层井段钻进过程中适当提高粘度，防止定点循环， 减轻修井液对储层井段的冲刷破坏，保持井壁稳定，井径规那么，保护好油气层。（5）钻进过程中，要注意观察井口返浆情况、振动筛上的岩屑返出量、岩屑形状的 变化等，严格控制修井液性能到达设计要求，提高修井液的悬浮、携带岩屑能力，确保 正常钻进。（6）进入目的层井段后为确保施工安全，每次起钻前要确定井下油、气、水层的钻 开情况，通过短程起下钻，测量循环周，确定油、气、水的上窜速度控制在安全范围内， 方可起钻。（7）固井前循环修井液期间调控修井液流变性，适当降低粘切，从而有利于冲洗井 壁虚厚泥饼，有利于提高固井质量
25、。3.10.6 修井液用量及材料储藏依据有关标准要求储藏重晶石粉，具体要求见表3-14。表3-14修井液材料用量及储藏表序号材料名称及代号数量（t）合计 （t）开窗段斜井段1膨润土552碳酸钠0.50.53改性铁盐1.51.54聚丙烯酰胺干粉0.50.55工业用氢氧化钠116防塌降黏降滤失剂22注：表中修井液处理剂可用同类产品替代。序号材料名称及代号数量(t)合计 (t)开窗段斜井段7天然高分子降滤失剂118液体润滑剂339青石粉(消耗)505010重晶石粉(储藏)454511碱式碳酸锌113.11固井设计固井主要工艺要求3.11.1.1 井眼准备（1）下入套管前通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径
26、段和井眼曲率变化大的井段反复 划眼或进行短起下；应在井眼底部打入润滑修井液，减少下套管摩阻。（2）修井液性能良好、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。（3）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、修井液池液面变化。同时，应 慢速转动钻具防粘卡。（4）通井时注意摩阻变化，严格区分摩阻与遇阻吨位显示，不能猛提猛放，确保井 眼安全。（5）斜井段控制通井下放速度，通过扶正器修整井眼、破除台阶，清除虚泥饼。（6）通井到底，保持完钻的性能，但必须改善修井液流型，在井眼允许的条件下， 适当
27、降低粘度和切力并大排量洗井。3.11.1.2 设备准备（1）检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌修井液管线等。（2）循环系统中用于顶替作业的各修井液罐（包括储藏罐）各闸门应灵活可靠。（3）从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应到达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。3.11.1.3 下套管作业（1）套管及附件、工具等送井前认真检查：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
28、碰撞。（4）在套管接头上扣前，应在套管螺纹整个啮合外表上涂抹套管螺纹脂，钻具螺纹 脂禁止用于套管连接。套管螺纹脂应涂敷在外表清洁而无水分和切削液的螺纹上。（5）按设计要求安装套管扶正器。（6）下套管采用套管钳按API规定的最正确扭矩上扣。（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（35） m范围提放管柱，防止粘卡, 并时刻注意悬重变化。下套管操作要平稳，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（2030）根套管灌满一次修井液，较长时间
29、 （超过3min）的灌浆过程应上下活动套管，以防套管粘卡。（10）下完套管后先灌满修井液，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修井液性能到达施工要求。（1）落实邻井关井情况。（2）施工程序：充分洗井一注前置液一注水泥浆一投胶塞一顶替修井液T碰压，关 井候凝24h以上。（严格按工具使用说明书操作）前置液配制，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那么下，占 环空高度100300m。先注入粉煤灰低密度水泥浆，再注入常规密度水泥浆。领浆密度：1.60L70g/
30、cm3, 注量：必须满足从500m封固到地面；尾浆密度：1.801.90g/cm3,注量：必须满足从井 底封固至i500m。压塞液必须具有一定的悬浮能力，使用量：0.40.8m3。（3）固井前必须召开协作会，明确固井施工设计要求及各方责任。（4）固井前由井队储藏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1.52.0倍。（5）电测完通井，采用优质钻井液，充分洗井，起钻前油气上窜速度小于10m/h。（6）对上层套管必须通径；裸眼段应认真通井划眼，彻底洗井。（7）对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查；浮箍、浮鞋的回压凡尔必须 可靠，尾管串，下井钻具长度丈量准确，对入井套管和送入
31、钻具内孔必须通径；下尾管 必须逐根紧扣，严格控制下放速度，减少压力激动，防止套管内落物，并及时灌满钻井 液。（8）固井前固井设备和有关钻井设备必须试运转正常，确保施工的连续性。(9)注水泥施工前，由施工指挥分别召集钻井队和固井队人员召开碰头会，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。(10)采用注水泥车顶替泥浆，排量不低于钻进排量，保证接触时间到达7min。(11)注水泥注替量要计算准确，计量准确；施工时指定专人检测水泥浆密度，确 保注入井内的水泥浆密度均匀并到达设计要求。(12)专人负责观察井口钻井液返出情况，发现异
32、常立即报告施工指挥，采取应急 措施。(13)碰压后，放回压，检查回压凡尔(胶塞)的密封性，确定密封良好。(14)候凝时间：(2448) ho(15)固井施工单位在施工设计中做好水泥浆压稳设计。(16)其它特殊要求和措施待固井协作会定。(17)固井质量：按Q/SH10200005.3-2016钻井质量第3局部：固井质量执行。3.11.2 套管柱设计表315套管柱设计外径 (mm)井段(m)钢级壁厚 (mm)扣型长度 (m)顶深m尾深m 177.801173P110HB10.36偏梯1173表316套管柱强度校核表外径 (mm)井段 (m)段长 (m)钢级壁厚(mm )扣型段重 (t)累重 (t)
33、安全系数抗挤抗内压O177.8011731173P110HB10.36偏梯50.6350.639.833.73.253.11.3 套管串结构数据表表3-17各层次套管串结构数据表套管程序尾管串结构(自下而上)备注打通道引鞋+旋流短节+套管1根+固井凡尔+浮箍+套管串套管固井主要附件表3/8各层次套管固井主要附件设计表序号附件名称单位数量备注1177.8mm短套管根22m2(I)177.8mm 浮箍套13177.8mm固井凡尔只146177.8mm引鞋只15177.8mm套管固井胶塞只16241.3mmX177.8mm整体式扶正器只167177.8mm 35CrMo充填层间防窜完井装 置套181
34、39.7mm 35CrMo充填层间防窜完井装 置套13.11.5 水泥浆性能要求表319水泥浆性能设计表性能打通道备注上部下部密度(g/cn?)1.651.85稠化时间(min)240150API滤失量(ml)500150游离水()1.47.014.0注：试验条件按API标准执行。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。3.11.6 水泥浆配方表320水泥浆配方表套管程序配方打通道G级水泥+降失水剂+减阻剂+消泡剂+晶格膨胀剂+增韧剂+石英砂+配浆水G级水泥+降失水剂+减阻剂+消泡剂+粉煤灰+增强剂+配浆水3.11.7 注水泥设计表321注水泥设计表序号套管外径 (mm)井眼直径
35、 (mm)封固井段(m)水泥浆密度 (g/cm3)水泥等级注水泥量 (t)固井方式备注起始井深终止井深1177.8241.30500G27常规5001176.98G403.11.8 各层次固井外加剂用量表322各层次固井外加剂用量表材料名称侧钻用量(t)备注降失水剂1.36中温固体减阻剂1.04消泡剂0.90增韧剂0.40晶格膨胀剂0.80增强剂0.54前置液用量表323前置液设计表顶替量计算套管程序前置液类型前置液密度(g/cm3)所需用量(n?)基液类型打通道前置隔离液1.351.56常规表324顶替量设计表套管程序管柱类型外径(mm)壁厚(mm)分段长度 (m)设计顶替量 (m3)打通道
36、套管177.810.36115322.34各次开钻套管试压要求根据Q/SH10200005.3-2016钻井质量第3局部：固井质量标准，固井质量评价 后试压的套管柱，按以下要求执行。表325各次开钻套管试压要求表注：可根据油井的服役时间、井筒状况、以后生产的最高压力调整试压数值。开钻次序套管尺寸 (mm)试压介质试压压力 (MPa)试压时间 (min)允许压降 (MPa)打通道177.8清水20300.54井控设计4.1 设计依据依据地质设计参数和拔套施工工艺，选择35MPa压力等级防喷器，仅允许导流。4.2 井控要求按GB/T31033-2014石油天然气钻井井控技术规范、中国石化油2015
37、374号中 国石化井控管理规定、加强井控安全管理十条措施、胜油公司发201757号胜 利油田分公司钻井井控管理实施细那么、Q/SH1020 1160钻井一级井控技术等有关井 控标准的要求执行，认真做好井控管理十七项制度，即：井控分级管理制度，井控工作 责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，井控持证上岗制度，井控设计管理 制度，甲方监督管理制度，井控和H2s防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维 修机构管理制度，井控装置现场安装、调试与维护制度，开钻(开工)检查验收制度, 钻(射)开油气层审批(确认)制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管 理制度，井喷事故管理制度。4.2.
38、1 井控设备各次开钻井口装置示意图（1）井口装置示意图=1=1图4井口装置示意图（2）节流管汇及压井管汇示意图J8常开）压井管汇四通Y2 （常关阚Y1 （常关）D1 （单向阀）J1 （半开） J5 （常开）阈J9 （常关）J4 （半开）J10 （常关）图42节流管汇及压井管汇示意图35MPa井控管汇J1：液动节流阀；J4：手动节流阀；14、J2、J3、J5J10, Yl、Y2：手动平板阀。注1：节流管汇五通、压井管汇四通装有压力表；注2：图中未标出压力表闸阀；注3： 35MPa节流管汇，J1可用手动节流阀，假设J1为手动节流阀时J2a为关J3b开;注4：冬季为1、4开，2、3关。4.2.1.2
39、 井控设备配套及试压要求表4-1井口装置试压要求名称型号试压要求试压介质试压值 (MPa)稳压时间 (min)允许压降 (MPa)双闸板防喷器2FZ28-35清水1415150,7备注：要进行低压试压，试压值1.4MPa2.1MPa,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10Mpa,稳压不少于15min,压降不大于0.7 MPa。防喷器也可选用2FZ35-35o注：可采用相应等级其它型号的防喷器及压井、节流管汇。(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
40、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；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
41、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。1设计依据打通道工艺设计依据：XTKD32-18-11井堵炮眼地质设计，编号： （C20220401XTKD32-18-11）；原井数据；邻区邻井实钻资料；有关技术规范及技术法 规。1.1
42、基本数据表原井基础数据表套管层次外径钢级壁厚内径抗内压联入/顶深下入深度水泥返深mmmmmmMPammm表层套管339.7J559. 65320.418.865. 13101.00技术套管油层套管177.8N809. 19159.449.904. 851147.75. 13尾管特殊套管位置1025.83-1028. 15m套管接箍位置1028.15/1038.21/1048.27/1058. 08/1068. 12/1078. 14/1088. 09/1098. 13m套管完好情况说明2020年3月8日发现套管在1052. 88米破损，2021年2月3日发现套管在1052. 45米 弯曲严重特殊说明固井质量：合格特殊说明固井质量：合格表13原井生产油气层基本数据表所属油田区块新滩油田垦东32区块地理位置山东省东营市垦利县新滩油田垦东32-1井口方位319。距离445nl完钻日期1998-05-06完井日期1998-05-10投产日期1999-09-15完钻井深（m）1160.0目前人工井底（m）1144.22最大井斜角（）4. 48联顶节方入（0!）5. 13造斜点位置（m）直井最大井斜深度（口）1125.0油补距（m）4. 85造斜点方位（ ）直井最大井斜方位（）59.