新井钻井工程设计资料.docx

《新井钻井工程设计资料.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《新井钻井工程设计资料.docx（42页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、企密中国石油构 造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡型：定向井队：志丹金源30169井 别:采油井（外防腐）井区块：铁边城区块井新52-103井钻井工程设计中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司井 号：新52-103井设计单位：川庆钻探工程有限公司工程技术研究院钻井工程设计室设计人：日期： 2011-3-16（签字）日期：2011-3-16设计室技术负责人意见:长庆油田公司长庆采油八厂项目部审批意见: （签字）日期：2011-3-16目 录1设计依据1.1构造名称11.2地理及环境资料11.3地质要求11.4地质分层及油气水层12技术指标及质量要求32.1定向井井身质量要求32.2固井质量要求32.3钻

2、井液类型及性能32.4资料录取要求42.5井控要求43工程设计53.1井身结构53.2钻机选型及钻井主要设备93.3钻具组合113.4钻井液与完井液133.5钻头及钻井参数设计163.6油气井压力控制173.7地层孔隙压力监测及有毒有害气体防护措施243.8油气层保护设计253.9固井设计263.10分阶段施工重点要求283.11完井设计293.12弃井要求293.13钻井进度计划304健康、安全与环境管理314.1基本要求314.2健康、安全与环境管理体系要求314.3健康管理要求324.4安全管理要求334.5环境管理要求365完井提交工程资料376附贝376.1钻井施工设计要求376.2

3、特殊施工作业要求371设计依据钻井工程设计依据：长庆油田2011年油田产能建设钻采工程方案、长庆油田 2011年油田产能建设地质方案及新52-103井钻井地质设计；邻区、邻井实钻资料；有 关技术规范及技术法规。1.1构造名称1.1.1构造名称：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡1.2地理及环境资料1.2.1 井口坐标：纵(X)： 4098497.71 横(Y) ： 36500089.721.2.2 磁偏角：-4.431.2.3 地面海拔：1626.57m1.2.4构造位置：鄂尔莉盆地伊陕斜坡1.2.5地理位置：陕西省吴起县新寨乡石台子村1.2.6气象资料：冬春季多西北风及沙尘。夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促

4、，冬季干旱且漫长，日 照充足。年平均气温8,年平均降水量397毫米。无霜期约126天。夏季多暴雨，冬季 多暴雪。1.2.7地形地貌及交通情况：该井位于陕西省吴起县新寨乡石台子村。地处黄土塬区，井区周围沟谷纵横，山峁相 间，地形十分复杂，地表起伏高差大，地表系第四系未固结的松散黄砂土，承压强度小。 井场周围无影响施工设施。1.3地质要求1.3.1钻井目的:完善注采井网1.3.2设计井深：2208m1.3.3井 别：采油井井型：定向井1.3.4靶点坐标定向井靶点坐标数据目标垂深(m)靶点坐标(m)XY120394098325364996131.3.5目的层位：延长组长61.3.6完钻层位及完钻原则

5、：完钻层位延长组长6,钻穿长6油层后打口袋35米完钻1.3.7完井方法：套管射孔完井法1.3.8本井设计井控风险级别：油田三级风险井1.4地质分层及油气水层1.4.1地质分层地质时代设计地层故障提 示界系统组段深度厚度新生界第四系白垩系志丹统环河组192187防漏、防斜中生界449257华池组629180洛河组1007378侏罗系侏罗系中统安定组1139132直罗组1358219下统延安组延4+5142466防卡、 防坍塌延6148056延7151333延8156047延9161757延10166750三叠系上统延长组长1168619防卡长21823137长31941118长4+5204610

6、5长6（未穿）2129831.4.2预计油气水层位置层位预计油气层位 置（m）相当于邻井油气显示井号井段解释结果Y91607-1610新53-102井 补心海拔 1590.03m1565.7-1568.3油水同层长4+52033-20451991.6-1996.0油层1996.5-2000.0油层2000.4-2003.3油层长62059-20652017.5-2020.3油层2020.8-2023.9油层2085-20942044.0-2047.8油层2048.5-2050.1油层2051.1-2052.4差油层2技术指标及质量要求2.1定向井井身质量要求2.1.1定向井直井段质量要求:井段

7、 (m)完钻井深(m)100020003000井斜角()全角变化率( /25m)井斜角( )全角变化率( /25m)井斜角()全角变化率( /25m)0 100021.7521.7521.251001200032.2531.752001300052.25注：以电测井斜和方位为依据，25米为一点，全角变化率连续三点超过以上表规定为不合格。2.1.2定向井斜井段质量要求：2.1.2.1井中靶半径W30m,中靶率100%；2.1.2.2定向井井身剖面：直一增或直一增一稳，严格执行单井设计；2.1.2.3全角变化率(连续三点即90m井段)：造斜和扭方位井段不大于5 /30m，其它 斜井段的全角变化率不

8、大于2 /30m；2.1.2.4定向井测斜间距：防碰段每30m 一点，定向段每1020m 一点，其余井段每50m一点； 八 ;2.1.2.5平均井径扩大率15%，最大井径扩大率20%,油层井径扩大率V10%。2.1.2.6固井一次合格率N98%，水泥返高和人工井底符合要求。2.2固井质量要求开钻次数钻头尺 寸mm井段m套管尺寸mm套管下深m水泥封固井段m人工井底深度m测井项目固井质量要求一开311.20 222244.5井底0 222水泥塞10 米合格二开215.92222208139.7距离井底 35米纯水泥返至洛河 底界以上50米。人工井底距油层底界2025米声幅、变密 度、自然伽 玛、磁

9、定位良好2.3钻井液类型及性能设计井钻井液类型及性能要求表井号层位井段m常 规 性 能浸泡时间密度 g/cm3粘度S失水MlPH值新 52-103延长组2033井底1.0535 60893天附注：油层以上井段采用无固相、低固相次生有机离子聚合物无毒钻井液体系，进入油层前50米停止 加入大分子聚合物。附注：油层以上井段采用无固相、低固相次生有机离子聚合物无毒钻井液体系，进入油层前50米停止加入大分子聚合物。2.4资料录取要求井段（m）间距 （m）VO钻时 （点/米）岩屑（点/米）Tfe Si/.火光（点/米）气测钻井液录井（点/米）密度粘度失水1100井底111/1/101/101/10备注迟到

10、时间：目的层段50m实测一次，非目的层段每200m实测一次，每100m理论计 算一次。2.5井控要求2.5.1认真执行长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则（长油字2008385号）。2.5.2认真调查该井500m范围内的永久设备、民宅、公路、人口密集及高危场所等，做 好各项紧急情况下的应急预案。3工程设计3.1井身结构3.1.1井身结构设计数据表开钻次序井深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入 地层层位套管下入深度m水泥浆返深 m一开222311.2244.5环河组井底地面二开2208215.9139.7延长组离井底35m纯水泥返至洛河底界以上 50米。3.1.2井身结构示意图311.2mm钻头

11、244.5mm表套215.9mm钻头139.7mm套管 套深距井底35m造斜点300m3.1.3定向井轨迹设计参数新52-103井剖面设计基本数据井组号新 52-103井序第一口井号新 52-103井别采油井井口地理坐标X： 4098497.71Y： 36500089.72靶点地理坐标X： 4098325.00Y： 36499613.00靶点垂深（米）2039大门方向（度）314.33设计完钻垂深（米）2129设计方位（度）250.09磁偏角（度）-4.43设计位移（米）507.04造斜点深（米）300.00允许半径（米）m(深井心O51心OO2心O52416 , 1266359 , 1466

12、302 , 1666245 , 1866188 , 20660 , 2208IIII2450,2450,2450,2450,2450,2450,3.4钻井液与完井液钻井液选取水基钻井液体系，根据低渗透油田的开发需要和不同区块不同底层的实际 情况，应选取相应的技术措施：3.4.1防堵防漏钻井液体系3.4.1.1 一开钻进(1) 钻井液体系及性能要求一开采用白土+ CMC + NaOH钻井液体系。性能要求：漏斗粘度4560 s,密度1.01 1.03g/cm3.(2) 防漏堵漏技术措施 若在50米以内发生有进无出的漏失，应进行堵漏，禁止用清水钻进；井深超过50米 如发生井漏，在水源充足的情况下可抢

13、钻。 表层套管底脚漏失，采用挤水泥工艺进行堵漏。3.4.1.2二开钻进(1) 钻井液体系及性能要求二开采用无固相或低固相聚合物钻井液体系。(2) 防漏堵漏技术措施 对于渗透性地层，采用随钻堵漏法。配方：井浆+ 2%3%锯末+ 3%5%QD-1+1%3%QD-2+0.2%0.3%聚合物或井浆+ 3%5%D-1 + 0.5% 0.2%CDL-1 + 1% 3%QD-2 + 0.2% 3% 聚合物。 对于大型漏失，采用混合和堵漏剂桥塞堵漏法。配方：井浆 + 3% 5% 白土 + 0.1% 0.2%CDL-1 + 0.2% 0.3% 提粘剂 + 1% 3%QD-2 + 3% 5%QD-1。 对于有进不

14、返严重漏失，采用桥塞堵漏钻井液或注水泥堵漏。A.桥塞堵漏钻井液配方：井浆 + 3% 5% 膨润土 + 0.3% 0.35%CMC + 1% 2%QD-1 + 1% 3%QD-2 + 0.1% 0.2%CDL-1。或井浆 + 3% 5% 膨润土 + 0.3% 0.35%CMC + 3% 5%QD-1 + 1% 3%QD-2 + 0.1% 0.2%聚合物。堵漏剂含量保持在5%10%。钻井液性能：漏斗粘度：3540s,密度：1.011.03g/cm3,PH值910。B.注水泥堵漏注水泥堵漏要根据不同井型和井深、井温等条件来确定水泥浆的配方。3.4.2分段钻井液体系和钻井液性能3.4.2.1分段钻井液

15、体系(1) 表层(黄土层)：清水+白土+纯碱+CMC细分散钻井液体系(2) 直罗、延安组防塌：进入塌层前将钻井液转化为强抑制低固相聚合物钻井液体系。(3) 二开至油层上部井段：无固相或低固相次生有机阳离子聚合物无毒钻井液体系。(4) 进入油层前50米，停止加入大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的聚 合物完井液；打开目的层钻井液密度：地层压力系数1.0,钻井液密度W1.05g/cm3, 超前注水区块，三叠系油层密度1.08g/cm3:地层压力系数1,钻井液密度在目前地 层压力当量密度的基础上附加0.050.10g/cm3:发生井涌区块，打开油层密度在邻井 压井密度的基础上附加0.050

16、.10g/cm3； API失水8ml,油层浸泡时间72h。3.4.2.2分段钻井液性能推荐分段钻井液性能要求表地层钻井液性能钻井液性能备注P(g/cm3)FV(S)FL (ml)K(mm)PHPV(mPa- s)YP(Pa)静切力(Pa)黄土细分散1.03 1.0435 5010防漏洛河清水聚合物1.01 1.0328 33不控78230.5防漏安定清水聚合物1.01 1.0230 33不控78241.0直罗清水聚合物1.01 1.0230 352017836120.5 1防塌防 卡延安低固相聚合物1.03 1.0535 608.01896152513防卡延长低固相聚合物1.03 1.0535

17、 608.01896152513防卡注：上表数据为正常压力情况下的钻井液性能，若在钻井过程中发现地层压力异常，根据实际地层压 力当量泥浆密度附加0.050.1g/cm3。3.5钻头及钻井参数设计（注：下面为推荐参数，仅供施工单位参考）钻头及钻井参数设计（推荐）序号层位钻头钻 压 KN转速 r/min比重 g/cm3泵压 MPa排量L/S沿程压耗MPa钻头压降MPa喷射速度 m/s水马 力 KW比马W/i直径mm类型喷咀mm1#、 2#、 3#4#、5#1第四系311.2MP2/2010040701.001.02/2洛河215.9PDC22、22、2240601.005.67261.314.36

18、88113.33.20、2060801.0113.7342.5011.2139381.110.3安定215.9PDC22、22、2240601.006.10261.704.4088114.43.20、20100901.0112.9343.179.77129332.29.4直罗215.9PDC22、22、2240601.016.10282.453.6580102.62.20、20100901.0211.8344.107.82116215.97.5延安215.9PDC22、22、2240601.036.93283.253.6880290.12.20、20100901.0513.3345.747.5

19、8109257.97.6延长215.9PDC22、22、2240601.036.93283.253.6880290.12.20、20100901.0515.0346.008.18109257.97.螺杆钻215.9PDC222222101051.004.5271.33.26080.22.井参数215.9Bit111213401951.017.0302.505.5100201.45.备注:在施工中，喷咀直径可选择与当量直径基本相符的直径，遇到特殊情况可以适:3.6油气井压力控制3.6.1各次开钻井口装置示意图（包括套管头的尺寸及型号）3.6.1.1 一开井口装置示意图（完井的深度要考虑各次的套管

20、头安装高度）3.6.1.2二开井口装置示意图灌浆管线出口管线FZ28-21压井管汇 一四通一*节流管汇双公短节3.6.1.3节流管汇及压井管汇示意图液动节流阀液（手）动平板阀J3常关排放管线节流管汇示意图压井管汇示意图3.6.2各次开钻井口装置试压要求:开钻次数井控装置试压状况试 压 要 求介质压力 MPa时间 min允许压降MPa名称型号二开试压项目单闸板封井器FZ28-21井控车间清水213100.7节流管汇JG21清水213100.7压井管汇YG21清水213100.7现场整体组合试压包括244.5mm 表套的全套试 压清水193100.7做1.4 2.1MPa的低压试验，关井最大套压在

21、试漏试验完成后确定，并在节流阀上挂牌标注3.6.3井控设备安装、培训、演习按长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则要求执 行。3.6.3.1井控主要措施及要求：认真贯彻落实石油行业标准石油与天然气钻井井控技术规程(SY/T6426-2005)、 长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则(长油字2008385号)、中国石油长庆 油田分公司井控安全管理办法含硫化氢油气井安全钻井推荐作法(SY/T5087-2005)、 含硫油气井钻井操作规程(Q/CNPC115-2006)等有关规定。结合长庆油田实际情况， 重点强调如下几个方面：3.6.3.1.1严格执行长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则(长油字200

22、8385 号)第七章“井喷应急救援”相关规定，根据作业现场及周边具体实际情况，编制详细的 现场井控应急预案。3.6.3.1.2超前注水区块内的井要密切关注停注卸压情况，确保打开油层前地层压力在可 控范围之内，并按照长庆油田分公司关于超前注水井区钻井施工有关要求的通知要求， 做好停注工作。3.6.3.1.3表层套管除满足封堵黄土层、水层之外，还应满足井控的基本要求。即表层套 管应满足以下两个条件： 井深N80米； 进入稳定岩层30米以上。3.6.3.1.4表层套管必须全井段纯水泥封固，固表层预留10米以上水泥塞。3.6.3.1.5二开前必须安装21MPa或更高压力等级的单（双）闸板封井器和节流管

23、汇，并 按长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则（长油字2008385号）文件规定安装、 试压。3.6.3.1.6进入洛河层前，应提前在钻井液中加入堵漏剂，钻穿洛河地层后进行加压堵漏， 以保证洛河层承压能力达到井控要求；进入油层前50m对上部地层进行承压能力试验，严 格按钻井液设计执行。3.6.3.1.7二开后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层35m时，按细则规定做地层漏失压 力实验。（从式井第一口井做）3.6.3.1.8规范操作，立足做好一次井控，加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发 现溢流。3.6.3.1.9储备足够的加重材料，相关设备、仪器运转正常，并具有防爆功能。3.6.3.1.10加强

24、井控意识，搞好井控演习。应持证人员必须持证上岗。进入目的层前， 要求每班进行两次以上防喷演习，按照“四七”动作规程进行演习，做到操作熟练，程 序正确。3.6.3.1.11井控设备，包括钻具回压阀、方钻杆下旋塞等专用工具；消防设施、电路系 统、可燃气体监测报警仪、有毒气体监测报警仪、正压呼吸器等配套标准按照长庆油田 石油与天然气钻井井控实施细则（长油字2008385号）执行。3.6.3.1.12钻开油气层前由地质、泥浆、工程技术人员向全队职工进行技术交底，明确 井控技术要求。调整泥浆性能必须通知司钻及坐岗人员和地质人员，以免因调整泥浆性能 而掩盖溢流的某些显示。3.6.3.1.13加强地层对比，

25、采用dc指数、气测资料等对地层压力进行随钻监测，及时提 出地质预报。若地层压力系数1.0，钻井液密度在地层孔隙压力当量密度基础上附加 0.05g/cm3 0.10 g/cm3。3.6.3.1.14在油层起下钻作业时：（1）起钻前必须充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，进 出口钻井液密度差不超过0.02 g/cm3；（2）起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修；(3) 控制起下钻速度，防止因抽吸造成泥浆气侵，防止压力激动造成井漏；定期灌浆， 钻铤每起1柱灌一次钻井液，钻杆每起35柱灌一次钻井液；记录灌入量和起出钻具体 积是否相符；(4) 起完钻后，短时间空井需要及

26、时灌浆，做好井控的预防工作。(5) 钻开油层后因故空井时间长时，应将钻具下至套管脚，认真落实坐岗制度，井内要 经常灌满钻井液。3.6.3.1.15起钻遇阻时严禁拔活塞，若起钻发现钻井液随钻具上行长流返出，灌不进钻 井液时应立即下钻到正常井段，调整好性能，达到正常方可继续起钻。3.6.3.1.16执行井控工作九项管理制度，坚持坐岗和干部24小时值班。(1) 进入油层前100m开始坐岗，钻井队干部必须在现场坚持24小时值班。(2) 坐岗人员上岗前必须经过技术培训；值班干部、HSE监督人员应坚守岗位，认真落 实各项井控制度。(3) 坐岗记录包括时间、工况、井深、起下立根数、钻井液出口量变化、性能变化

27、及液 面增减情况、起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量、原因分析、记录人、 值班干部验收签字等内容。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时，要立即报告司钻，停钻 观察，根据实际情况及时采取相应措施。(4) 发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告有关人员，并及时采取有效措 施。(5) 定期进行泥浆密度及性能监测，使泥浆性能满足井控要求。3.6.3.1.17钻开油层后密切观察钻井液的返出情况，看是否有气泡或油花，钻井液的总 量是否增加，遇有钻时突然加快，放空，悬重增减，泵压下降等现象，立即停钻观察，并 把方钻杆提出转盘面，同时采取相应措施，加重钻井液时，附加值为0.050.10g/c

28、m3。3.6.3.1.18空井发生溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、 置换法、压回法等方法进行处理。3.6.3.1.19执行“疑似溢流关井检查、发现溢流立即关井”的关井原则。关井后记录立 管压力和套管压力，及时汇报，15分钟后再观察并记录立管压力和套管压力，求得加重 钻井液密度，配制好后节流循环压井。3.6.3.1.20低泵冲试验要求：钻井队每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻 进前，都要做低泵冲试验，试验排量为正常循环排量的1/2和1/3,并做好泵冲数、流量、 循环压力等相关记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。3.6.3.1.21测井作业时，应严

29、格执行安全操作和井控措施，以便有效避免井下复杂情况 和井喷失控事故。3.6.3.1.22 下套管：（1）必须安装于套管尺寸相符的防喷器闸板芯子，并保证性能完好。（2）必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始 用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。（3）下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立 管压力调整钻井液密度。（4）循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并 关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。3.6.3.1.23严格执行钻开目的层前井控准备工

30、作的检查验收制度，钻开目的层前必须申 报验收，未经验收或验收不合格者，不得钻开目的层。3.6.3.1.24高油气比区块应配备液动防喷器，做好防喷、防火、防爆、防毒应急预案， 配备齐全并检查好相应的预防、应急设备，做好钻井油层前作业技术、安全交底工作。 3.6.3.1.25防火防爆、防有毒有害气体措施严格执行长庆油田石油与天然气钻井井控 实施细则的规定。3.6.3.1.26其它未尽事项执行长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则。3.6.3.2加重钻井液储备和加重料要求：加重材料储备量不少于50吨，凡本井组发生过 油气侵等井控险情的井应该在井场储备一定数量的密度为1.251.30的加重钻井液。特 殊

31、区块（易发生井涌、溢流）还应储备一定量的重晶石粉。3.7地层孔隙压力监测及有毒有害气体防护措施3.7.1地层孔隙压力监测监测井段m监测方法监 测 要 求录井段Dc指数法要求地质录井单位根据工程技术人员的要求提供钻时、地 层、岩性等方面的资料。井队工程技术人员要认真做好监 测曲线并把数据和曲线编入井史，及时发现异常压力区。3.7.1.1预计本井长6地层压力15.4MPa，原始地层压力系数0.76，施工过程中应随时做 好井控工作，以防出现异常高压或异常低压层，确保施工的安全进行。3.7.1.2在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500米以 内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。油田开发部 门在钻开油层15日之前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。 3.7.1.3钻开油层前根据注水井泄压情况，调整泥浆密度，平衡地层压力，以提早预防因 注水引起的压力异常给施工带来的不利影响，确保施工安全。3.7.2有毒有害气体防护措施：本区硫化氢6.08 mg/m3，一氧化碳35 mg/m3，苯低于3.5 mg/m3，甲