龙岗3井244.5mm套管固井设计(最终版)
钻井工程课程设计
表A-1 钻井工程课程设计任务书一、地质概况29：井别：探井井号：设计井深：3265m 目的层：当量密度为：g/cm3表A-2设计系数石工专业石工（卓越班）1201班学生姓名：木合来提.木哈西图A-1 地层压力和破裂压力一．井身结构设计1.由于该井位为探井，故中间套管下深按可能发生溢流条件确定必封点深度。
由图A-1得，钻遇最大地层压力当量密度ρpmax=1.23g/cm³，则设计地层破裂压力当量密度为：ρfD=1.23+0.024+3245/H1×0.023+0.026.试取H1=1500m，则ρfD=1.23+0.024+2.16×0.023+0.026=1.33 g/cm³,ρf1400=1.36 g/cm³> ρfD 且相近，所以确定中间套管下入深度初选点为H1=1500m。
验证中间套管下入深度初选点1500m是否有卡钻危险。
从图A-1知在井深1400m处地层压力梯度为1.12 g/cm³以及320m属正常地层压力，该井段内最小地层压力梯度当量密度为1.0 g/cm³。
ΔP N=0.00981×(1.10+0.024-1.0)×320=0.389<11MPa所以中间套管下入井深1500m无卡套管危险。
水泥返至井深500m。
2.油层套管下入J层13-30m，即H2=3265m。
校核油层套管下至井深3265m是否卡套管。
从图A-1知井深3265m处地层压力梯度为1.23 g/cm³，该井段内的最小地层压力梯度为1.12g/cm³，故该井段的最小地层压力的最大深度为2170m。
Δp a=0.00981×（1.23+0.024-1.12）×2170=2.85Mpa<20 Mpa所以油层套管下至井深3265m无卡套管危险。
水泥返至井深2265m。
3.表层套管下入深度。
钻井工程设计样本井身结构及钻机
3.3.4.2
序号
井深
m
井斜角
(°)
方位角
(°)
垂深
m
水平位移
m
N坐标
E坐标
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
…
要求按每30m一点列出从造斜点开始的剖面数据。
3.3.5定向井、水平井井眼轨迹垂直投影示意图
3.3.6定向井、水平井井眼轨迹水平投影示意图
3.3.7定向井、水平井防碰计算表
序号
垂深
m
设计井
参考邻井
水平
3.3井身结构
3.3.1井身结构示意图
3.3.2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
环空水泥浆
返深
m
导管
22
660
508
20
地面-22
一开
635
444.5
339.7
633
地面-633
二开
3305
311.2
244.5
3302
2500-3302
530-1330
882
柴油机2#
PZ12V190B—1
882
柴油机3#
PZ12V190B—1
882
柴油机4#
柴油机5#
八
发
电
机
组
发电机1#
Z8V190MD/300GF
300
发电机2#
Z8V190MD/300GF
300
发电机3#
基于安全屏障的井完整性问题分析方法
基于安全屏障的井完整性问题分析方法何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【摘要】海洋石油钻完井作业风险高,极易发生井漏、井喷等井完整性事故.在役生产井生产年限越来越长,高温高压气井越来越多,环空带压问题日益突出.为了有效预防井完整性问题,提出基于安全屏障的井完整性问题分析模型,采用安全屏障、蝴蝶结、故障树与"人机物环法"5要素分析相结合的方法,分析事故发生及处理过程.%Offshore oil drilling and completion has high risk, easily occuring accidents of lost circulation, blowout and other well integrity problem. The production well age becomes longer and longer,and more HPHT wells bring more sustained casing pressure(SCP) problems. In order to effectively prevent and systematically analyze the cau-ses and treatment of the well integrity problem,a model of well integrity problem analysis based on safety barrier is proposed. Combined with safety barrier,bow-tie,fault tree and"people,machine,material,environment,regu-lation"five element analysis,this paper analyzes accident occurrence and treatment process.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)002【总页数】5页(P28-31,53)【关键词】安全屏障;井完整性;故障树;蝴蝶结【作者】何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【作者单位】中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE21井完整性管理是指综合应用管理及技术措施，以降低地层流体发生非控制泄漏风险，贯穿整个井的生命周期。
第二章 固井(删减版)
【 GC-40-17】
Part A 固井水泥车
化验仪器 散灰系统
Part B 固井套管附件 Part C 固井水泥浆外加剂
1. 2.
车载平台计算机自动控制水泥 浆密度，流量和密度 通过计算机液压系统控制所有 的开关操作阀门 精 确 泵 注 计量 和 过压 保 护 系 统，确保固井安全和质量
PART A-1
的影响还大。
水泥胶结测井 声波测井(CBL) 根据声学原理 向地层发射声波或振动信号，再 接收并记录信号往返的时间。 没有水泥固结的自由套管能够 振动并发生强信号； 如果水泥将地层和套管固结牢 固，则收不到套管振动信号，只 能接收到套管处的地层信号。 在简单声波测井曲线中，当水 泥与套管固结而未与地层固结时 也可收到信号，但由于水泥与地 层之间有泥饼干扰，则收到信号 就很微弱，所以对水泥与地层因 结情况的鉴别就比较困难。
HDC 公司总经理
与利比亚专家探讨技术 参加煤层气项目技术研讨 指挥 SQ-2 井固井作业 参加 FCC-206V 作业
寿阳 FCC-206V 固井作业现场
HDC 技术总监与 美国 FAR EAST ENERGY 合营
HDC 固井操作手 正在连夜进行固井操作
HDC 固井操作手 正在紧张的安装井口
PART B
套管附件体系
1. 2.
公司提供所有满足套管尺 寸的套管附件 同时提供可钻式和不可钻 试附件
1.
PART C
14 种水泥外加剂 2.
依靠成熟的水泥外加剂可 以调配出不同类型的水泥 浆 运用水泥浆技术解决煤层 气井固井技术难题
针对煤层气井的固井技术和工艺
研究煤层气固井技术， 首先要考虑的 两个因素：
固井设备、仪器、工具、材料简介
阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用
阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用引言地热是来自地球内部的一种能量资源。
地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。
这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。
地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。
通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。
由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。
另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。
增加施工难度和施工成本。
为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。
为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。
1.辽北地区地质特征1.1地层内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。
1.2地质构造本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，为一东缓西陡的不对称向斜构造。
盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。
断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。
既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。
据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。
1.3地温场特征根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。
莫深1井φ244.5mm+φ250.8mm中完固井水泥浆技术
莫深 １井是 中石油 的重点 探 泥浆 候 凝 时容 易 失 重造 成 窜 ２封 水 （） ３ 井底 与返 高面 温度 温差 达 ７ ￣ 而要 求水 ０Ｃ，
钻探最深 的一 口探井 ， 于准 噶尔 盆 地腹 部莫 索 湾 槽 ， 响 固井 质量 。 位 影
剂和高含水量的水泥浆这种高温强度衰退现象尤
（ ） 固段长 ， 空液柱 压差 大 ， 窜与 防漏 同 为严重 。这是 由于 高 温 下水 泥 熟 料 水化 时析 出 的 １封 环 防 Ｃ （ ｎ） ａ ｏ 浓度增 加 ， 高 了“ 相 ” 提 液 中的 ｃ 度 ， ａ浓 时都要兼 顾 ， 固井 施工安 全窗 口较 小 。
收稿 日期 ：０ ８— ５— ９ ２０ ０ ２ 作者简介 ： 柳建 （９ ２ ， 西部钻探克拉 玛依 钻井工艺研 究院副院长 ， １７ 一） 男， 硕士 ， 高级 工程 师。
２２
维普资讯
第 ４卷 第 ３ 期
柳
健 等 ： 深 １井 ‘ ４ ．ｍｍ＋ｑ ５ ． ｒ 中完 固 井水 泥 浆技 术 莫 Ｐ ４５ ２ ￣ ０８ ｍ ２ ａ 表 ２ 悬 浮剂 加 量 优选
地区 ， 三开使 用 Ｏ １． ｍ 钻 头钻 进 至 ６０ ｍ， ３１２ ｍ ４６
顶部水 泥浆 难 以在 候 凝时 间 内 ０ ４ ．ｍ ＋０ ５ ． ｍ 套 管 下 深 ６ ０ｍ， 井 工 泥浆 的稠化 时间长 ， ２４ ５ ｍ ２０ ８ ｍ ４６ 钻
程设计为单级 固井 。采用高密度水泥浆一次封 固 起强度 。 ２ ０ ｍ， 底 静 止 温 度 １４Ｃ， 泥 返 高 面 温 度 ９６ 井 ５￣ 水 为 了解 决上述 难点 ， 选合 适 的水 泥 浆体 系 和 优 与之 配套 的 技术 措 施 是 至关 重 要 的 。所 选 用 的 水 ８ ℃ ， 下温差 大 ， ５ 上 施工 时 间长 ， 了保证 足 够 的注 为
固 井 技 术 规 范
制在0.15之内；井深>3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内。
（2）起钻前通过短起下钻循环测定油气上窜速度。钻井液液柱压力不能平衡地层压力或油气上窜速度不满
足第五十七条要求时，应适当加重钻井液并通过短起下钻进行验证，确认压稳油气层。
第九条 确定井底温度应以实测为主。根据具体情况也可选用以下方法：
第三节 管柱和工具、附件
第十条 套管柱强度设计应采用等安全系数法并进行双轴应力校核，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴应力校核。
第十一条 高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。
2009年5月
第一条 固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依据有关规定制定本规范。
第二十六条 应控制水泥浆的滤失量。一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井、定向井、大位移井和水平井以及尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50ml。根据地层条件，充填
水泥浆滤失量一般不大于250ml。
（2）应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理并检查。
（3）应通过目视对套管进行现场检查，查实钢级、生产厂家、壁厚等参数。不同类型的套管要分隔排列并做好标记，以免混用。
（4）应逐根检查到井套管的接箍、螺纹和本体，有缺陷的套管应做好标记防止误入井内。接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤的套管不能下入井内；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%不能下入井内；本体表面锈蚀程度超过名义壁厚12.5%的套管不能下入井内；无法辨认的套管不能下入井内。
龙岗3井244.5mm套管固井设计(最终版)
文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇井别：预探井－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：_ _(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：__ _四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：_ _四川石油管理局审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：_ _(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：_ _西南油气田分公司审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要……………(15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
石油天然气钻井固井操作规程
石油天然气钻井固井操作规程1.1 固井设计1.1.1 固井施工应有施工设计，并按规定程序审批后方能施工。
1.1.2 套管设计1.1.2.1 套管柱强度应按SY/T 5322规定，同时考虑井眼情况进行设计。
1.1.2.2 套管选择1.1.2.2.1 在强度满足设计要求的情况下，选用通径与钻头尺寸匹配的套管。
1.1.2.2.2 高压气井及特殊要求的井，应选用金属密封套管。
1.1.2.2.3 含硫油气井，井温低于90℃的井段，应使用抗硫套管。
1.1.2.2.4 套管附件和固井工具应与选用套管的钢级、壁厚相匹配，强度性能满足设计要求。
1.1.2.3 套管柱强度校核1.1.2.3.1 套管柱受力分析应采用SY/T 5322中的计算方法。
1.1.2.3.2 应考虑套管弯曲、碰压、分级箍开关孔、悬挂器坐挂时造成的轴向载荷对套管强度的影响。
1.1.2.3.3 塑性地层，套管柱外挤压力应以上覆地层压力梯度计算。
1.1.2.3.4 对特殊的压裂酸化、注水、开采等技术要求，应由开发、地质部门在套管设计之前提出，作为设计依据。
1.1.2.3.5 深井、超深井及复杂井固井，设计中应综合考虑各方面因素，计算套管的剩余拉力、下压力和最大蹩泵压力，并对钻机有关部份进行校核。
1.1.2.4 安全系数1.1.2.4.1 抗挤安全系数：常规钻井一般取1.125，技术、油层套管最低不小于0.80；有效外挤力按表层套管85%、技术套管65%、油层套管100%掏空计算。
气体钻井一般取1.125，相应层次套管最低不小于1.00；有效外挤力按100%掏空计算，管外按固井时泥浆密度（若存在塑性地层则按上覆岩层压力梯度）计算。
1.1.2.4.2 抗内压安全系数不小于 1.25，环空按清水或地层水计算外支撑力。
1.1.2.4.3 直径小于等于244.45mm的套管，抗拉安全系数应大于等于1.80；直径大于244.45mm的套管，抗拉安全系数应大于等于1.60。
套管与井眼间隙的要求
波动压力对套管与井眼间隙的要求利用环空瞬态波动压力模型对一般工况下不同尺寸套管下套管时的套管与井眼间隙要求进行了研究。
计算结果表明：下入13 -3/8"套管的最小间隙可以为16mm；下入10-7/8"套管的最小间隙可以为13mm；下入9-5/8"套管的最小间隙可以为12mm；下入7"套管的最小间隙可以为8.5mm。
4固井对套管与井眼间隙的要求（1）避免形成水泥桥的最小间隙美国的几家注水泥公司建议套管的最小环隙为0.375in~0.5in，最好为0.75in。
（2）顶替效率与环隙的关系研究表明，要从窄边处把泥浆充分清除，居中度必须大于或等于67%，在直井段，0.4375in的环空间隙内仍可以获得界面胶结较好的水泥环。
（3）水泥环强度与间隙的关系资料调研表明，0.75in的环空间隙可以保证水泥浆的充分水化和有足够的水泥环强度；要达到要求的水泥环强度，管子每边最小的环空间隙为0.375in~0.5in教你如何用WORD 文档 (2012-06-27 192246)转载▼标签： 杂谈1. 问：WORD 里边怎样设置每页不同的页眉？如何使不同的章节显示的页眉不同？答：分节，每节可以设置不同的页眉。
文件――页面设置――版式――页眉和页脚――首页不同。
2. 问：请问word中怎样让每一章用不同的页眉？怎么我现在只能用一个页眉，一改就全部改了？答：在插入分隔符里，选插入分节符，可以选连续的那个，然后下一页改页眉前，按一下“同前”钮，再做的改动就不影响前面的了。
简言之，分节符使得它们独立了。
这个工具栏上的“同前”按钮就显示在工具栏上，不过是图标的形式，把光标移到上面就显示出”同前“两个字来。
3. 问：如何合并两个WORD 文档，不同的页眉需要先写两个文件，然后合并，如何做？答：页眉设置中，选择奇偶页不同与前不同等选项。
4. 问：WORD 编辑页眉设置，如何实现奇偶页不同比如：单页浙江大学学位论文，这一个容易设；双页：（每章标题），这一个有什么技巧啊？答：插入节分隔符，与前节设置相同去掉，再设置奇偶页不同。
石油工程技术 井下作业 轮南XXX井换套与打捞修井
轮南XXX井换套与打捞修井轮南XXX井是塔里木盆地塔北隆起吉拉克背斜构造上三叠系的一口预探井，设汁井深5400m，完钻井深5440m，完钻层位志留系。
经完井试油，产原油37.3m3/d、天然气10.76x104m3/d。
由于完井时下入井内的油管鞋不能满足生产动态测井的要求，决定起出油管，更换油管鞋。
通过压井施工，换装好封井器后，在准备起油管时，由于套管闸门未打开，错误认为井已压稳，导致强烈井喷失控着火的恶性事故。
1原始井状况及修井方案的确定1.1原始井状况因φ177.8mm、φ244.5mm套管被刺断，新的井口装置仅装在φ339.7mm套管底法兰上。
φ73.0mmx4321m油管被刺断落井，井下情况复杂。
据测试和井喷情况分析，地层仍具有较大产油气能力，且压力较高。
修井前井口及井下状况见图1。
图1修井前井口及井下状况1.2修井方案的确定1.2.1更换坏套管(φ177.8mm、φ244.5mm）各一根，换装套管头(φ508.0mm+φ339.7mm +φ244.5mm）、特殊四通及全套修井井口装置。
该项工作的重点：一是确保下部套管螺纹连接不松动，顺利卸掉上部坏套管；二是防止随时可能发生的井喷失控，确保安全。
1.2.2打捞落井油管：该项工作的难度是井下状况不清，打捞是否顺利？而处理中采取的技术措施正确、果断、得力，是防止事故复杂化的重要保证。
1.2.3φ177.8mm套管试压、钻塞、刮管。
1.2.4下采油管柱、替喷、测试。
2修井施工程序2.1修复井口2.1.1根据井史中提供的井口套管接箍数据，暴露各级套管接箍，更换坏套管。
2.1.2在更换坏套管施工前，先观察并求得井下压力平衡，同时，为防止可能发生的井喷，制备了内防喷帽以及井控应急措施。
施工时由外向内分别剥开φ508.0mm、φ339.7mm套管，倒出φ244.5mm、φ177.8mm坏套管，再由内向外分别采用螺纹连接回接好φ177.8mm、φ244.5mm套管，φ339.7mm和φ508.0mm套管采用内外加套焊接，从而保证了各级套管连接强度。
《固井技术管理规定》
附件：固井技术管理规定川庆钻探工程有限公司西南油气田公司二○一二年十二月目录一、总则 (3)二、固井作业内容及职责划分 (3)三、固井作业分类 (4)四、现场办公会 (6)五、设计与审批 (7)六、固井施工参加人员 (9)七、固井准备 (10)八、水泥试验 (14)九、下套管前通井钻具组合、技术措施以及套管扶正器规范. 17十、气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定 (23)十一、下套管作业 (25)十二、注水泥施工作业 (26)十三、资料收集和上报 (29)十四、固井质量检测 (29)十五、固井技术总结与提高 (31)十六、其它 (31)固井技术管理规定一、总则（一）本规定以确保固井工程质量为宗旨。
（二）本规定界定了固井作业职责分工。
（三）本规定明确了固井责任主体。
（四）本规定规范了下套管前通井钻具组合、大斜度和水平井通井及下套管技术措施、套管扶正器使用。
（五）本规定规范了气密封套管短节加工和气密封套管现场使用要求。
（六）本规定也适用于钻完井作业中的其它注水泥施工作业。
二、固井作业内容及职责划分（一）固井作业内容现场办公会、设计与审批、井眼准备、套管和水泥组织送井、套管串准备（井场检查、套管串排列、丈量长度、通内径、洗丝扣）、附件准备、下套管作业、钻具称重（包括通内径、泵送胶塞）、下钻送尾管、座挂、倒扣、水泥头及管汇连接、水泥浆试验和水泥浆污染试验、固井车组安装调试、注先导浆、隔离液、冲洗液，注水泥、替泥浆、憋回压和反挤注水泥浆等。
（二）固井作业职责划分1. 钻探公司为固井作业的责任主体，全面负责固井作业的组织、协调及施工指挥，对固井工程质量和施工安全向甲方负责。
2. 井下作业公司对所完成作业内容的质量和安全、所提供的工具、套管串附件的质量和可靠性向钻探公司负责。
3. 钻井液技术服务公司（简称钻井液公司）负责固井前钻井液性能调整、先导浆及顶替钻井液准备，确保使用正常，对所完成作业内容的质量和安全向钻探公司负责。
气井完井工程方案设计及典型案例分析4
压井封井供泥浆流程图
1、固定井口装置，前期采用输气泄压，后期采 用放喷泄压 2、先泵注清水，后泵注密度2.2g/cm3压井泥浆 3、停泵观察直接注入密度1.8g/cm3压井泥浆 4、注入CMC隔离液后，两台水泥车同时从油压套 压一起向井内注水泥浆115m3，压井成功。
（6）事故原因分析
✓7″套管上部剌漏导致95/8″套管超内压力 破裂，7″与95/8″、 95/8″与133/8″环空起压， 环空输气量高达8.2 ×104m3/d，压力逼近 133/8″ 套管实际允许抗内压强度的趋势， 出现重大生产安全隐患
（3）处理难点分析
1、该井属油管断脱的高压、高产气井，关井 时井内压力上升很快，压井难度非常大。因 井下油管断落，无法建立循环，难以按正常 程序压井。而177.8mm套管抗内压已大大降 低，压井时可能使177.8mm套管损伤加剧
自制切割工具 现场施工图片
➢事故处理简要步骤
1、气举出井筒内200m液体，然后下入红外线摄像仪，直观地检测
套管磨损段长
2、采用自制切割刀切割断井口附近套管，提出套管悬挂器
3、在Φ193.7mm套管外环空下入探管，探固井水泥返高情况
4、下倒扣捞矛倒扣打捞出井口Φ193.7mm套管
5、采用自制喷射水枪清洁井内回接螺纹，再采用红外线摄像仪检
“ф127壁钩+ф61铣锥+DLM-T73倒扣捞矛”组合工具
2、开窗打捞筒打捞落鱼时
✓初期出现了打捞矛断裂落井，采 用引鞋为螺旋状的Φ127mm开窗 打捞筒打捞，但引入落鱼困难 ✓后根据井内情况加工了短舌捞筒 （增加强度）及马蹄形引鞋（入 鱼容易），成功捞出斜靠在井筒 内、且与油管卡得较紧的落鱼
带螺旋状引鞋Φ127开窗捞筒 带马蹄状引鞋Φ127开窗短舌捞筒
钻井工程竣工验收书.pdf
冀东油田钻井工程完井验收书单井合同编号：平 台号：井 号：施工单位（盖章）：中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司勘探开发建设项目部填 写 说 明1、井别：探井、开发井或注水井等。
2、井型：直井、定向井、水平井。
3、设计井深：钻井工程设计的井深，有补充设计的井以补充设计的井深填写。
4、井身结构：⑴、钻头程序填写钻头直径（毫米）×井深（米）。
⑵、套管程序填写套管直径（毫米）×下深（米）。
5、打水泥塞封井填“是”或“否”。
6、停工：指正常情况下的停工，此停工时间不能做为计算依据。
7、工程资料验收：已上交项目后面划“√”号。
8、高压喷射钻井：填写现场实际达到的台阶。
9、井身质量：是否绕障按工程设计要求及现场实施情况填写“无”、“一次”或“二次”。
10、固井质量：完井井口安装后面填套管头、环形铁板等。
11、取心质量：以实际数据填写，保留小数点后两位。
12、钻井液质量：⑴、钻井液性能：钻井液密度为完井时的最高密度，其它性能填写钻油气层井段的数据⑵、有无电阻率控制要求后填“有”或“无”，若有时，下面填写完井实测数据；无时可不填下面的数据。
⑶、屏蔽暂堵应用情况：填写“实施”或“没有实施”。
13、井控安全管理验收：填写该井是否安全完井，有无重大井控事故。
14、设计执行情况：指井身剖面、钻井液性能、套管下深和井控安全等方面实施执行情况，以及加深或提前完钻的原因。
15、钻井工程、计划统计月报上交情况：填是否在每月1号按时上交及其准确性。
16、井场施工状况⑴、井场与井队住地距离:填大于1km或小于1km。
⑵、生产用水：填拉水、供水或平台水井。
⑶、冬防保温是指开钻当年11月15日至次年3月15日时间内的钻井时间和进尺。
⑷、基础类型填“活动基础”或“死基础”。
⑸、设备拆甩填次数。
⑹、设备安装填次数。
⑺、钻机搬迁性质填写搬迁或整拖。
⑻、井场“三标”管理填“良好”、“合格”或“较差”。
17、环境保护及井场、废水池交接、地貌恢复情况填写合格或不合格，水井封口及掩埋情况填写“合格”或“不合格”。
井眼与Ф127mm钻杆环容表
说明:实际井眼容积按8%的井径扩大率来计算
油层套管排替量及灌浆表
说明：一根套管按10.5m计算，下部加回压凡尔
井控坐岗记录本填写标准
1、春光油田春10区块为稠油区块，井控坐岗记录从二开钻进开始填写，固井候凝4小时后结束坐岗
2、坐岗记录规范填写，填写好时间、页码、泥浆性能及当班值班干部签名
3、起钻、下套管按规定柱数及时灌好泥浆，并在工况中注明起下钻柱数，灌浆量参考钻具排替量表，填写数据保留小数点后1位数字
4、钻进情况下的泥浆消耗量请参考井眼与钻杆环容表，填写规范、及时，填写保留小数点后1位数字
5、井控坐岗记录本要保持整洁，不要损坏。
DF2水平分支井二开Φ244.5mm套管下入技术
眼轨迹光滑 ， 有利于套管 串的下入 ； 钻至 Ａ点前 ， 加
入 ３５ 的液 体 润 滑 剂 降 低 粘 滞 系数 ， 高 钻 井 液 ．％ 提 的润 滑性 ； １ 的无荧 光 白沥青 改 善 泥饼 质 量 ； 用 ％ 加 入 ０ ３ 的 Ｎ Ｔ ０控 制失 水量 在 ５ｍ ．％ Ａ２ Ｌ以 内 ， 减少 滤
１ 工程概 况 为 了评 价大 牛地 气 田山 １段气 层 的 自然 产能 和 开发 山 １气 藏 的 可 行 性 ， 部 署 了一 口水 平 分 支 而
１＋ ９ Ｔ ２４根 Ｐ １／ １９ ｍ技 术套 管 ×３９． １ｍ。 Ｉ １０ １．９ｍ ０５６
浮 力 系 数 ： ７ ８—１２ ） ７ ８＝０ ８ ， 重 １２ （． ．５ ／ ． ．４ 浮 ８
到 底排 量 以略 大 于 正 常排 量 （ ５ Ｌ ｓ 循 环 ， ４ ／ ） 注
套 管 钢 级 ： ｌ０ 壁 厚 ｌ．９ ｍ 单 位 质 量 Ｐ ｌ， １９ ｍ， ６ ．４ｋ／ 外 径 ２ ． ｍ， ９７ ｇｍ， ４ ５ ｍ 内径 ２０５ｍｍ， 径 ２． 通
２ ６ ５ｍ 段重 ２ ６ ５ｔ １ ． ｍ， １ ． 。
意震动筛返砂情况 。循 环时勤活动钻具 ， 采用上下 活 动 和转动 钻具 的方 法 ， 达到破 坏 岩屑床 ， 利于携 有
岩 的 目的 。通 井 时根 据实 测的迟 到 时间反 推 主井 眼 井径 扩 大率 ， 固井提 供准 确 的数据 作好 基础 。 为 确定 井 眼清 洁后 ， 打入 用 原浆 配好 的 ３ 一 ％ ％ ５ 塑料 小 球 ５ 替 浆 至 井 深 ２０ 封 堵 ２０ ０ｍ ， ５０ｍ， ６０ｍ
后， 大排量循环泥浆 ， 观察震动筛上无 砂子返 出后 ， 起钻 ； 根据 起 钻 的 遇 阻 情 况 ， 遇 阻 点 反 复 划 眼 多 在
5.2套管下入摩擦阻力计算采用漂浮下套管方式，设计空气段长至...
5.2套管下入摩擦阻力计算采用漂浮下套管方式，设计空气段长至2500m，选择管内摩阻系数0.25 裸眼摩阻系数 0.35，通过计算，若漂浮段长为2500m，套管下到4403m，下放载荷168.4KN，可以将套管安全下到4403m。
有关计算条件和结果见表7、8和图3。
表7 套管及有关数据规 范上层套管尺寸（mm） 上层套管深度（m） 钻头尺寸（mm） 尺寸（mm）扣型长度（m）钢级壁厚mm单位重量 kg/m钻井液 密度g/cm 3上提下放速度m/min1200 N80 11.99 69.94 339.7 1218311.1 244.5 梯3203N8010.0359.531.18 10图3 庄海8Nm-H3Ф244.5mm 套管大钩载荷表7 摩阻计算结果下 深（m） 下放载荷（kN）静载荷（kN）上提载荷（kN）220.00 15.8 16.8 17.8 420.00 21.0 23.4 26.0 620.00 23.5 27.2 31.3 820.00 24.9 30.4 36.3 1020.00 23.0 30.6 38.3 1220.00 18.9 29.4 39.1 1420.00 17.8 29.9 41.1 1620.00 12.4 30.5 46.3 1820.00 9.5 31.0 49.9 2020.00 6.5 31.6 53.5 2220.003.432.157.42420.00 0.3 32.7 61.62620.00 43.0 79.0 112.02820.00 130.5 169.8 204.73020.00 199.7 252.9 301.03220.00 254.4 323.3 387.73420.00 287.1 375.6 459.73620.00 291.6 404.2 509.73820.00 267.7 413.6 546.24020.00 233.7 421.4 588.74220.00 199.4 429.1 632.34403.00 168.4 435.8 671.65.3施工情况5.3.1、施工主要难点1）本井从100m开始造斜，裸眼段最大井斜角达到96.210，裸眼段长达3220m，裸眼地层为明化镇，地层特性较为疏散，固井时易发生井漏，并且套管下入较困难。
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文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：__(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：___四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：__四川石油管理局审批意见：审批人：__(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：__(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：__西南油气田分公司审批意见：审批人：__(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要 (15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
根据2月1日川东钻探与井下作业公司现场联合办公会议精神，针对该井Φ244.5mm套管固井裸眼井段属于低压易漏失井段的实际井况，为有效封固裸眼复杂井段，确保固井一次性成功，拟采用堵漏提高地层承压能力、单级双胶塞、两凝低密度堵漏水泥浆、一次性正注水泥浆返出井口固井工艺技术，两凝、低密度、堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
为搞好该井的Φ244.5mm套管固井，确保施工质量，提前完成本次固井工程设计并按一类井履行设计审批程序，施工各方应严格按审批后的设计要求作好施工前的各项准备工作，施工工程技术人员到现场后，再根据井下的实际情况对设计相关数据进行校核、内容作必要补充，以科学指导现场施工。
1 钻井资料基本数据钻机编号: 川钻28队钻机类型:ZJ70L本开设计井深:3258m本开完钻井深:3245m本开开钻日期:2006年12月19日完钻日期: 2007年2月日井身结构1.2.1井身结构图地面说明：Φ(mm)套管固井水泥浆浆柱结构：密度1.30 g/cm3微硅漂珠缓凝水泥浆，封固0～2700m井段，密度1.90 g/cm3G级快干水泥浆，封固2700～3243m 井段。
钻井液性能钻具组合12 1/4"钻头×0.29m+630×730双母×0.90m+9"钻铤6根×55.16m+731×630接头×0.76m+8"钻铤3柱×81.92m+曲性长轴×2.64m+8"随震×6.99m+631×410接头×0.46m+61/2"钻铤1柱×27.26m++5"加重钻杆3柱×82.77m+5"钻杆油气水显示2646~2651m ，2656~2660m，2871~空气钻进气测异常；2889~2890.22m 密度1.21g/cm3钻进气测异常。
钻井复杂情况描述氮气钻进至2875.86m 替入ρ1.21g/cm3泥浆钻进至2878m井漏0.4m3/h，继续钻进至2943.39m井涌控回压循环排气出口点火焰高3～4m，漏速3.5 m3/h，三次注入桥浆66.8m3堵漏后不漏,关井蹩压不降。
其后钻进至3049.5m，有0.5 m3/h的微漏。
2.地质资料地质分层井温预测井底温度：根据区域地温梯度推测该井井底温度为80℃，水泥试验（稠化）温度暂定65℃，水泥大样复查试验（稠化）温度应根据完钻电测井底温度为准作调整。
电测井眼情况电测井径、井斜方位数据：待测井后补；3 固井目的及方法固井目的封固低压易漏、易垮塌、气显示裸眼井段，确保下步安全钻进。
固井方法采用单级双胶塞固井工艺、两凝低密度堵漏水泥浆工艺、一次性正注水泥浆返出井口固井技术方法。
两凝低密度堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
4 固井难点及主要技术措施固井难点1、地层压力低,存在井漏井段，下套管、循环、注水泥浆、顶替、候凝中极易发生井漏。
2、裸眼段长，采用氮气钻进井段井壁粗糙、摩擦阻力大，大尺寸套管下至设计井深难度大。
3、油气显示好，气体钻进井径偏大，顶替效率较低，易气窜。
固井主要技术措施1、提高地层承压能力，要求全井筒做当量密度1.42 g/cm³的承压试验。
2、认真通井，要求井眼畅通，无垮塌、无沉砂，在井深2000m以下垫含3～5%固体润滑剂的高粘钻井液，确保套管安全下至井底，留2.0m口袋；严格按局工技【2006】14号文要求模拟套管刚性通井两次，具体如下（尺寸单位：mm）；第一次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤2根+原钻进钻具组合第二次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤1根+Φ290～300扶正器1只+钻铤1根+Φ290～300扶正器1只+原钻进钻具组合。
3、采用双胶塞固井技术，提高水泥浆的顶替效率。
4、根据井下井径、井斜、方位角变化情况充分使用套管刚性扶正器：重合段加Ф≤308mm刚性扶正器15只；裸眼段根据井身质量加入Ф≤300mm宽棱大倒角全封闭螺旋刚性扶正器30只，提高套管的居中度。
5、试验优选两凝、低密度、堵漏水泥浆配方：快干水泥浆设计为纯G级水泥，密度1.90g/cm3，封固3243-2700m 主要油气显示段同时是漏失井段，要求水泥浆具有防窜防漏性能；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；设计推荐在水泥浆中加入高效堵漏纤维以切实增强水泥浆防漏堵漏性能，具体根据试验优选配方定。
6、优化地面施工工艺。
采用以70－30水泥车为主体的双套设备施工，采用Ф127钻杆立柱作注浆通道，严格控制水泥浆密度和施工排量。
5 套管柱设计校核与扶正器安放位置管串组合(1)管串结构引鞋+管鞋+套管1根+回压凡尔1只+套管4根+回压凡尔1只+套管串+套管挂+联入（2）套管排列强度校核6固井工艺设计注替水泥浆量计算水泥浆、水泥与配浆水用量:注：1、裸眼段按340mm井径计算，考虑空钻井径偏大，环容附加15%，重合段按320mm计算，不附加, 水泥浆总容积166m3；2、预计水泥量：G级纯水泥60吨（其中，30吨准备反打）；漂珠130吨（按方低密度水泥浆计算，考虑地面损耗）。
6.2.1 施工工艺流程施工压力计算管内外流动阻力：P1=×3245＋=.注水泥浆前后，全井液柱压差△P1:注水泥浆后，全井液柱压力P外P外=×[×(3243-2700)+×2700]= （不考虑飘珠破碎引起水泥浆密度增加）P外=×[×(3243-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）全井钻井液液柱（即地层）压力P内P内=××3245＝井底液柱压差：△P1= P外-P内= ，正压差压稳；井深2943.39m显示层1.21 g/cm3钻井液堵漏后承压MPa不漏，能承压，当量密度约1.30 g/cm3；1.26 g/cm3钻井液安全钻达中完井深；注水泥浆后，全井液柱压力P：P=×[×(2943-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）施工最高泵压：P最高＝P1+△P1+5＝5++= （碰压附加3～5MPa）7 水泥试验设计水泥浆性能要求注：设计要求在水泥浆中加堵漏纤维，试验应充分考虑其对水泥浆性能及施工条件的影响。
水泥试验条件试验条件：升温升压65℃×40MPa常温常压—————→————————→ 测稠化时间60min 恒温恒压升温80℃×常温常压—————→————————→ 测凝结时间60min 恒温水泥浆污染试验要求:污染试验养护条件：×80℃×3:00Hrs污染试验要求：注意：对污染试验最严重者取样做稠化试验，试验条件同水泥浆稠化试验。
8 下套管计算. 下送套管的允许掏空深度按回压凡尔试压值5MPa,计算允许掏空高度为：397 m. 允许下套管速度计算套管本体处允许钻井液上返速度取钻杆本体处的环空上返速度计算, 当钻进排量为42l/s 时，上返速度为:0.54m/s，套管柱允许下放速度计算为:0.59m/s. 下套管遇卡时允许的最大上提力下套管时最上一根套管是管串中最薄弱点，考虑的抗拉安全系数，套管上提悬重不得超过307ｔ。
9 施工技术要求固井前期准备9.1.1施工车辆在出发前要进行一次彻底的台上和台下检查，特别是要对柱塞盘根、凡尔胶皮等作重点检查，并试运转正常，台上台下易损件准备1套作备用件；9.1.2井下固井工具附件送往井场前，川东分公司工程技术人员要做好检查，确保其能正常工作；9.1.3到井场后，工程技术人员按有关标准与规定检查套管附件（如引鞋、套管鞋、回压凡尔、上下胶塞、承托环、扶正器等）和固井工具（水泥头、循环头、灌浆帽等）的尺寸、扣型、质量、性能、确保工作状况满足施工要求；9.1.4按照《固井设备操作规程》检查和确认固井作业所用设备和其气、水、灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求；检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求；9.1.5水泥和干混外掺料在现场严格按比例小批量混配，并倒灰三遍，保证混灰的均匀性；9.1.6根据固井施工设计的要求和现场作业进度，配制抗钙隔离液和固井药水，为确保混合液的性能与试验相近，要求尽可能缩短混合液配制完后至注水泥作业之间的等候时间，同时应满足留有复查时间的要求；9.1.7现场对水泥浆进行大样复查，确认无问题后方可施工。