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中国石油大学（北京）远程教育学院
期 末 考 核
《石油工程概论》
一、综述题（共3小题，每小题20分，共60分）（综述题请根据知识点提示结合课件组织答案，每道题目不少于500字。照抄知识点提示不得分。）
1. 阐述井身结构的主要内容，说出各内容所包括的具体知识，并画出基本的井深结构图。（20分）
答：井身结构是指由直径、深度和作用各不相同，且均注水泥封固环形空间而形成的轴心线重合的一组套管与水泥环的组合。包括井中套管的层数及各种套管的直径、下入深度和管外的水泥返深，以及相应各井段钻进所用钻头直径。井身结构是钻井施工设计的基础。 （一）井身结构的组成及作用
井身结构主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管和各层套管外的水泥环等组成。
1.导管：井身结构中下入的第一层套管叫导管。其作用是保持井口附近的地表层。
2.表层套管：井身结构中第二层套管叫表层套管，一般为几十至几百米。下入后，用水泥浆固井返至地面。其作用是封隔上部不稳定的松软地层和水层。
3.技术套管：表层套管与油层套管之间的套管叫技术套管。是钻井中途遇到高压油气水层、漏失层和坍塌层等复杂地层时为钻至目的地层而下的套管，其层次由复杂层的多少而定。作用是封隔难以控制的复杂地层，保持钻井工作顺利进行。
4.油层套管：井身结构中最内的一层套管叫油层套管。油层套管的下入深度取决于油井的完钻深度和完井方法。一般要求固井水泥返至最上部油气层顶部100～150米。其作用封隔油气水层，建立一条供长期开采油气的通道。
5.水泥返高：是指固井时，水泥浆沿套管与井壁之间和环形空间上返面到转盘平面之间的距离
（二）相关名词及术语
1.完钻井深：从转达盘上平面到钻井完成时钻头所钻井的最后位置之间的距离。
2.套管深度：从转盘上平面到套管鞋的深度。
3.人工井底：钻井或试油时，在套管内留下的水泥塞面叫人工井底。其深度是从转盘上平面到人工井底之间的距离。
4.水泥塞：从完钻井底至人工井底的水泥柱。
（三）井身结构图
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固井时，水泥返深是指（)的距离。A.井底至上返水泥面B.人工井底至上返水泥面C.最上一根套管接箍至上
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提问人：匿名网友
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固井时，水泥返深是指()的距离。A.井底至上返水泥面B.人工井底至上返水泥面C.最上一根套管接箍至上返水泥面D.转盘平面至上返水泥面请帮忙给出正确答案和分析，谢谢！
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“水泥返深”和“水泥返高”是一回事儿吗？
我觉得前一个是从井底开始算，后一个从井口开始算。各位以为呢？ 他俩的英语分别怎么说啊？
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又是英语，哥们你准备办班教课吗？
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我现场所接触的只有&水泥返高&一说.比如井深2300米,水泥返高500米,指的是水泥浆封固段为2300米到500米,封固段长1800米.
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我也只听过水泥返高。
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学习了&&&&&&&&&&&&&&&&
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miao520:我也只听过水泥返高。&( 09:21)&小杨听到的还挺多的哦！！
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水泥返高指的是水泥封固段的长度水泥返深指的是水泥浆返高至多少井深例如：井深2000m&&水泥返深1270m&&返高就是0m
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lzwgg:水泥返高指的是水泥封固段的长度水泥返深指的是水泥浆返高至多少井深例如：井深2000m水泥返深1270m返高就是0m( 13:47)嬀/color]对对对，好像就是那么回事儿，哈哈，谢谢啦！！
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zengyang0430:又是英语，哥们你准备办班教课吗？( 09:06)嬀/color]不办班啊。但是工作得用这些东西，到时候别人问我而我又不会，那就糗大了。
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看来我在一楼说错了。“返深”是从井口算起，“返高”是从井底算起。
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嗯，返高是水泥浆的高度，返深是从井口到水泥的高度。
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我查到“返高”是：top of cement或者fill-up。那返深呢？
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一口井的工艺设计
一口井的工艺设计
引言……………………………………………………………………… 2
1.设计依据……………………………………………………………… &&3
1.1地理及环境资料………………………………………………………& 3
1.2地质要求………………………………………………………………& 3
1.3地质分层及油气水层…………………………………………………& 4
2.技术指标及质量要求…………………………………………………… 5
2.1井身质量技术指标…………………………………………………… &5
2.2井身质量要求…………………………………………………………& 5
2.3固井质量要求…………………………………………………………& 5
2.4录井资料………………………………………………………………& 6
3.工程设计………………………………………………………………… 7
3.1井身结构示意图………………………………………………………& 7
3.2井身结构设计数据表及设计说明……………………………………& 8
3.3钻机选型及钻井主要设备……………………………………………& 9
3.4钻具组合………………………………………………………………& 9
3.5钻井液设计…………………………………………………………… 10
3.6油气层保护设计……………………………………………………… 17
3.7钻头及钻井参数设计………………………………………………… 19
3.8油气井压力控制……………………………………………………… 21
3.9固井设计……………………………………………………………… 28
结论…………………………………………………………………………34
鲁克沁油田位于吐哈盆地台南凹陷北部的鲁克沁构造带上。鲁克沁构造带呈NW～SE向展布，面积150km2，目前已发现30多个局部圈闭，圈闭面积73.9km2。构造带为东高西低。鲁8块位于鲁克沁构造带玉东1断块东端，南北东面为断层所夹持的断块型圈闭。夹持断块南北两边的近东西走向的断裂是倾向对倾的一组逆断层，断块东面高部位处为近南北走倾向西倾的一条逆断层所封堵。所有断裂垂直断距约在10～30m。
圈闭特征：
鲁8断块圈闭面积0.82km2，高点埋深2610m，闭合高度110m，地层倾角2-9°，构造走向SW。
1.设计依据
钻井工程设计依据：鲁8-12井钻井地质设计：
1.1地理及环境资料
1.1.1构造名称：吐哈盆地鲁克沁油田鲁8区块
1.1.2井口坐标：纵(X)：；横(Y)：
1.1.3地面海拔：26.75m
1.1.4构造位置：鲁8块构造西翼
1.1.5地理位置：鲁8-3井北西385m
1.1.6气象资料（在预计施工期内，本地区的风向、风力、气温和大风雪、污期等情况）：
该地区属典型的内陆性气候，干燥少雨，年降雨量仅为15-32mm，地面水资源缺乏，潜水面深20-30m。四季、昼夜温差大，冬季寒冷，最低气温-28.7℃；夏季酷热，最高气温45.2℃，年平均气温11.3 ℃.3-5月份为风季，最大风力达8级。
吐玉克油田位于新疆维吾尔自治区鄯善县境内，南距鲁克沁乡约8km，油田以北10km处有312国道通过，油田内有简易公路穿过，交通较为便利。
1.2地质要求
1.2.1钻井目的：新建产能。
1.2.2设计井深：2750m
1.2.3井别：开发井&&&&& 井型：&& 直井
1.2.4目的层位：T2K
1.2.5完钻层位：三叠系克拉玛依组（T2K）
1.2.6完钻原则：钻穿三叠系克拉玛依组（T2K）油层足口袋50m
1.2.7完井方法：射孔完井
1.3地质分层及油气水层
底界深度(m)
杂色细砾岩与棕黄色泥岩互层
上部棕黄色泥岩，含砾泥岩，下部白色石膏、棕红色泥岩
上部棕红-紫红色泥岩，下部杂色砾状砂岩
棕黄色、棕红、暗紫及灰色泥岩，底部为灰色泥质粉砂岩
棕-棕红色泥质粉砂岩，杂色砾状砂岩
上部紫红色泥岩、灰绿色粉砂岩，下部灰色粉砂岩
防斜、防塌、防 、防防污染
上部为色泥岩与细砾岩，下部灰色含砾不等粒砂岩
灰色砂泥岩互层，内夹煤线
上段为灰色砂岩夹灰色泥岩，中段灰色、杂色砂砾岩，下段为杂砾岩
1.4储层简要描述
油顶深度（m）
灰色细砂岩，齿状低中阻
2.技术指标及质量要求
2.1井身质量技术指标
井斜角（°）
全角变化率（0/25m）
水平位移（m）
2.2井身质量要求
2.1.2.1井斜和全角变化率任意一项合格，并且水平位移及油层段平均井径扩大率均合格则井身质量为合格。
2.1.2.2井身质量按吐哈会战指挥企业标准Q/SY TH 钻井井身质量规定执行。
2.1.2.3井斜、井径以完井电测数据为准，按每25m计算一点，全角变化率、水平位移和油层段平均井径扩大率Q/SY TH 标准中相应公式计算
2.1.2.4井斜、全角变化率、水平位移和油层段平均井径扩大率必须到考核标准。
2.1.2.5完井后井队技术员（或工程师）必须将全井（每25m一个点）的井斜角、全角变化率、井底水平位移、井径扩大率等数据齐全、准确地填写在井史上。
2.3固井质量及要求
钻头尺寸(mm)
水泥返高必须按设计执行，套管管串结构、环空水泥封固质量、水泥返高、人工井底、井口试压、井口套管箍全部合标准为合格，否则采取措施补救合格后方可作为合格井交井。
2.4录井资料
2.4.1地质、钻井液、录井要求
钻井液录井
间隔距离取样一次
间隔距离取样一次
间隔距离取样一次(m)
从2000m开始至井底
&&& 每1m取样一包，所有样品均庆应观察、描述，并粘贴1:500岩屑实物剖面保存。
从2000m开始至井底
&& 每8小时测量一次钻井液全套性能（比重、粘度、失水、含水量、切力、泥饼、酸碱度、氯根含量等），每20m测一次钻吉液密谋、粘度及氯根含量，显示段加密测量。
CL、Ca2+离子测定
间隔距离湿干照(m)
间隔时间取样一次(h)
从2000m开始至井底
& 每包干照荧光、湿照荧光、含油层浸泡定级。
从2000m开始至井底
&& 钻时录井：每米记录钻时一次。
1、钻时加快或油气侵时，连续测量密度、粘度，并每1-2循环周测一次全套性能。
2、打开油气层后，每次下钻到底，每30分钟测量密度、粘度、观察后效反应。
3、循环观察
4、工程对综合录井要求：悬重、钻压、转速、扭矩、泵压、排量、钻井液量、钻井液出口密度，钻井液出口密度要连续测量，发现其中一项有异常要及时通知钻井监督。
2.4.2地球物理测井
测井井段(m)
3700系列（常规）
2000m-井底
必须测双感感应
地层倾角测井
2000m-井底
放射性磁定位
水泥面以上100m-阻流环
水泥面以上100m-阻流环
注：测井成果图必须提供FMT测井曲线图。
3.工程设计
3.1井身结构示意图
φ375mm钻头×400m
φ273mm套管×400m
水泥返深2180m
φ177.8mm套管×2750m
φ241mm钻头×2750m&
3.2井身结构设计数据表及设计说明
3.2.1井身结构设计数据表
钻头尽寸(mm)
套管尽寸(mm)
套管下入地层层位
套管下入深度(m)
环空水泥浆返深(m)
3.2.2井身结构设计说明
用φ375mm钻头一开，钻穿砾岩层至少20m，即钻至井深400m左右，下入φ273mm表层套管固井，水泥返至地面。
用φ241mm钻头至2750m左右，下入φ177.8mm油层套管固井常规水泥上返至井深2180m，封固段长570m；
其他说明：
1、要确保井身质量、固井质量和井下安全。
2、水泥返深必须按设计执行，经声幅或变密度测井，固井质量及水泥返深都不合格者，采取措施补救合格后方可作为合格井交井。
3.3钻机选型及钻井主要设备
功率（kw）
3.4钻具组合
φ375mm3A+φ22mmDC×2根+φ375mmF+φ203mmDC×根+φ178mmDC×3根+φ127mmDP
φ241mm3A+φ203mmDC×3根+φ178mmDC×9根+φ127mmDPDP
φ241mmG535+φ197mm直螺杆+φ203mmDC×3根+φ178mmDC×3根+φ127mmDP
φ241mmA3+φ178mmDC×9根+φ159mmDC×6根+φ127mmDP
φ241mm535+φ197mm 直螺杆+φ178mmDC×9根+φ127mmDP
φ241mmA3+φ178mmDC×9根+φ159mmDC×6根+φ127mmDP
3.5钻井液设计
3.5.1钻井液配方及性能一览表
常& 规 &性& 能
固相含量(%)
膨润土含量(g/1)
API滤失(ml)
HTHP滤失(ml)
塑性粘度Mpa.s
处理方法与维护
膨润土钻井液
清水+8～12%坂土+0.3%NaCO3
1、粘度在80s以上即可开钻，不必存放水化。
2、钻井中钻井液粘度需大于80秒，若低于80秒时用NaOH或Na2CO水溶液提粘；如漏斗粘度大于150s,可用细冲水降粘。
3、若砾石较大携带能力较差，可增加土粉2-3%或加石灰石粉将密度提到1.12g/cm3。
常& 规& 性& 能
固相含量(%)
膨润土含量(g/1)
API滤失(ml)
HTHP滤失(ml)
泥饼粘附系数
塑性粘度Mpa.s
处理方法与维护
聚合物钻井液
4%土粉+0.3-0.4%K-PAM+0.2%Na2CO3+0.4-0.5%N4HPAN+0.2-0.3%CMC+0.5-0.8%JT-888
1、二开前按0.4%k-PAM+0.8%JT-888+0.5%NaPAN配制抗盐无固相胶液60m3,充分水解；
2、钻完砾石层至钻遇盐膏层前替换大部分井浆（坂土浆）；
3、钻井中主要以K-PAM、NaPAN、JT88、CMC等配胶液维护性能，控制较低的密度和粘度；
4、盐膏层污染严重时适当加纯碱控制，Ca2含量以不超过400mg/L为原则。
常& 规& 性& 能
固相含量(%)
膨润土含量(g/1)
HTHP滤失(ml)
泥饼粘附系数
处理方法与维护
聚磺钻井液
聚合物井浆+1%PSC+2%SPNH+2%阳离子沥青粉+3%QCX+1%DF-1+2%GXL-1
1、正常钻进中补充K-PAM、CMC，并辅以SPNH、SMP碱液维护泥浆性能、调节流型，降低HTHP滤失，提高造壁封堵能力及抑制能力；
2、加1.0～2%单向压力暂堵剂防漏；加2～3%GXL-1、0.1%～0.2%CMC和2-3%QCX改善滤饼质量；
3、钻进至J3q底部一次性加入1.5%QCX-1强化封堵造壁。进入油层前按设计要求一次性加够足量的油保材料，提高泥浆的屏蔽暂堵能力。
3.5.2钻井液分段维护细则
3.5.2.1坂土浆维护处理
（1）用土粉配制120m3高坂土浆，密度1.05-1.12g/cm3，粘度80-100s，一开。
（2）砂砾石层钻进，钻井液粘度大于80s，若砾石较大携带困难，增加1-2%土粉或加重晶石将密度提到1.12g/cm3；钻遇泥岩，细冲水降粘，控制粘度30-40s,若低于30s，用NaOH、Na2CO3、的水溶液提粘。
（3）若井下出现渗漏或窜漏，适当提高钻井液的粘度，漏失严重时，钻井液中加堵漏剂进行随钻堵漏，或采用打堵漏浆静止堵漏。
（4）钻完表层井深，循环钻井液2周以上，确保下套管一次到底。下套管时，按要求灌好钻井液，下完套管后，充分循环，确保环空清洁，调整粘度至固井要求，确保固井顺利施工。
3.5.2.2二开井段井液维护处理
（1）二开时，将表层钻井液排放，留上水池钻井液用于钻塞。
（2）将钻塞时污染的钻井液排放，按配方中的处理剂种类和数量，依次加入封堵防塌剂、降失水剂、流型调节剂等处理剂。
（3）将包被剂、降失水剂等配制成60-80m3无固相胶液，一次性加入到井浆，保证泥浆的性能符合设计。
（4）钻进中主要以K-PAM、NaPAN、JT888、CMC等配胶液维护性能。盐膏层污染严重时适当加纯碱控制，Ca2+含量以不超过400mg/L为原则。
（5）2000m后转化为聚磺钻井液。要多循环多观察，充分利用循环设计，保证配制的聚磺钻井液性能符合设计要求。
（6）钻井中及时测量钻井液密度，根据密度变化情况补充药品，将密度控制在设计范围内。
（7）严格控制失水，视井下情况不断补充LY-1等降失水剂及防塌剂，减少钻井液滤液对油层的伤害和预防井眼坍塌。
（8）PH值控制在8.5-9之间，碱液加入时可与其它处理剂复配使用，也可单独加入，但补充时要细水长充流，均匀加入。
（9）检查循环系统、混合系统、加重系统、固控设备的运行情况，上水罐配备泥浆枪且装有喷嘴，并灵活好用，保证设备运行正常。
（10）完钻后用牙轮钻头通井、短拉，提高测井、下套管、固井等作业的一次成功率。
3.5.3复杂预防及处理措施
3.5.3.1井漏的处理
3.5.3.1.1井下漏失时，尽快确定漏失程度，井内钻井液液面变化，漏层位置和岩性特征，漏失性质及特征，漏层以上井眼状况，钻井液性能，泵压及其变化，充分估计继续钻进可能带来的后果。
3.5.3.1.2砾石层漏失，发生漏失后采用高粘、高固相钻井液加1-2%综合堵漏剂静止堵漏，如无效则采取打水泥堵漏。
3.5.3.1.3漏失量每小时于10m3，可在钻井液中加入1.5～2%单向压力暂堵剂和1～2%的沥青粉，2～3%CaCO3，实施随钻堵漏；
3.5.3.1.4漏失量每小时大于30m3或钻井液只进不出，在钻井液池中配堵漏浆20～40m3，（坂土6～8%，单向压力暂堵剂2～3%沥青粉1～2%CaCO32～3%），替至漏层，蹩压或静止8小时以上，再下钻循环钻井液；
3.5.3.1.5下钻过程中或接单根中出现井漏，起出5～10根立柱，将钻井液灌满后再开泵循环；
3.5.3.1.6上述措施无效应采用水泥浆堵漏。
3.5.3.1.7储备一定量的超微粉、单封、随钻堵漏剂及综合堵漏剂，发生渗漏可直接加入，漏失严重则配成堵漏浆替入静堵。
3.5.3.2井塌的处理
3.5.3.2.1提高砾石层井段钻井液固相含量，保持合理的钻井液密度，防止砾石垮塌。
3.5.3.2.2泥岩地层控制钻井液失水，提高钻井液制作用防止泥岩膨胀分散。3.5.3.2.3落实起下钻灌泥浆制度，严禁在易塌井段定点循环，严禁高速起钻造成压力激动。
3.5.3.2.4调整好钻井液性能，提高钻井液的悬浮携带能力，及时带出塌块，清洁井眼，防止卡钻、蹩钻和蹩泵。
3.5.3.2.5改善钻井液的造壁性，提高井壁围压。
3.5.3.2.6在可能的情况下，适当增大排量将塌块带到地面。
3.5.3.2.7依据实际情况，采用小排量划眼，大排量携砂。
3.5.3.2.8坚持早开泵晚停泵，如有必要用清扫液清扫井眼，起钻前，可用高粘钻井液封堵井塌段。
3.5.3.3油气钻进时的预防措施
3.5.3.3.1钻井液密度及其它性能达到设计要求，配好80m3密度1.50g/cm3的重泥浆，储备重晶石50t
3.5.3.3.2转化为聚磺钻井液，并取样行检测分析，钻井液性能合格后方能钻进。
3.5.3.3.3钻开油气层时，进入油层1m后，循环钻井液一周，注意观察，若无井涌等不良反应则继续钻进；若发生溢流，关井求压，确定适当的钻井液密度，申报甲方监督，按甲方监督指令提高钻井液比重。钻完一个单根后，循环一周，观察后效。井入油层后，加强座岗制度，仔细观察井下情况，有问题及时汇报。
3.5.3.3.4保证加重泵上水良好，加重漏斗灵活好用，管汇畅通无阻。
3.5.4钻井液材料用量设计
钻头尺寸& (mm)
井段&&&&& (m)
井筒容积& (m3)
钻井液用量(m3)
密度(g/cm3)
用量（t或m3）
阳离子沥青粉
3.6油气层保护设计
3.6.1储层性简况
3.6.1.1储层物性
三又叠系克拉玛依组储层主要由灰褐色岩屑细砂岩组成。三叠系的克拉玛依组储层发育，岩性主要为细砂岩、含砾不等粒砂岩、细砾岩，成分主要为石英31.2%，岩屑46.5%。分选中等一差，次圆一次棱状，次棱角状。岩屑以酸性喷出岩为主，填隙物为泥质杂基，含量1.0-3.0%，泥质胶结，疏松一致密、疏松，胶结类型主要为基底一孔隙型，胶结物主要为高岭石，含量皆2.0-5.0%;孔隙类型溶蚀粒间孔较为发育，其次长石和岩屑内溶孔。接触关系主要为漂浮一点线接触。鲁8区块Ⅱ油组平均孔隙度为22.9%，岩心平均渗透率为319×10-3um2，Ⅰ油组孔隙度为19.2-20.2%，属Ⅱ类中孔一高渗储层。其基质孔喉分布特征见表3.7.1。
表3.6.1 T2K储层孔喉分布特征
半径分布范围(um)
所占体积面分比(%)
3.6.2储层保护技术路线
3.6.2.1应用屏敝暂堵技术，在钻井液中引入刚性暂堵粒子和可变形充填粒子对储层实施保护；
3.6.2.2应用防漏技术，防止在储层段发生井漏；
3.6.2.3应用屏蔽暂堵技术保护油气层。
3.6.2.4确定合理的钻井液密度，控制钻井液当量密度与油层的压差，减低钻井液滤失量。
3.6.2.5应用防漏技术，防止在储层段发生井漏。
3.6.3储层保护技术实施中的具体要求
3.6.3.1必须使用合格的屏蔽暂堵剂，不符合储层孔喉特点的屏蔽暂堵剂严严使用。
3.6.3.2每次加油保材料前取加前样，然后良钻井液，待循环均匀后取加后样，两次样由技术工程中心取样进行粒度分析及钻井液性能检测。若预测加料井深与实际井深有误差，则根据真实情况作相应调整。加入暂堵剂后钻井液粒度控制指标见表3.6.3。
表3.6.2储层加料井深及用量
油层保护材料品种及用量（T）
超微粉（I型）
阳离子沥青粉
注：钻井液量均按300m3计算，现场根据实际钻井液用量重新核算，加足油保材料。（阳离子沥青粉软化点在60-90）
表3.6.3加入暂堵剂后井浆粒度控制指标
粒度(um)分布控制范围
3.6.3.3井入目的层后，要严防井漏，要求提前做好一切防漏和堵漏的准备工作，主要措施如下：
A确定合理的钻井液密度，防止因密度过高而导致井漏，同时保证有足够的正压差（3.5MPa）以利于形成稳定的屏蔽环。
B储层内钻井液技术突出分散造壁。
C在储层段严格控制起不钻速度，减少井内压力激动，既防蹩漏地层，又防因抽汲而多次破坏屏蔽环。
D钻井液中引入单向压力封堵剂，提高封堵能力，防止渗透性漏失。
3.6.3.4当钻到油层前50m时，按实际要求，严格控制钻井液密度。
3.6.3.5进入目的层后，起下钻速度适当降低，以免蹩漏储层或拔活塞出现负压而破坏屏蔽环。
3.6.3.6进入目的层后，要求严格控制钻井完井液滤失量（API≤5ml、HTHP≤15ml），以保护储层的导流能力。
3.6.3.7进入目的层，由于离心机能除去钻井液中的暂堵剂，建议停用一段时间。
3.6.3.8进入油气层后，由于井漏或其它原因损失钻井液而补充新浆时，为保证钻井液中油层保护材料的效含量，按100m3补加2.0%的超微粉、1.0%的阳离子沥青粉、0.5%的单封。
3.6.3.9坚持振动筛、除砂器、搅拌机的正常运行，由于目数大于40目的振动筛振动筛布。
3.6.3.10储层段钻井液性能指标见钻井液设计。
3.6.3.11粒度分析评价为单井考核内容，各井队要认真对待。对不合格井样要及处理，直至合格后方准钻开油层。
3.7钻头及钻井参数设计
3.7.1钻头设计
钻进井段(m)
3.7.2钻井参数及钻头选型设计表
当量喷嘴直径(mm)
钻井液密度(g/cm3)
主要钻井参数
立管压(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(km)
功率(w/mm2)
上返速度(m/s)
3.8油气井压力控制
3.8.1第一次开钻井口装置示意图&
3.8.2第二开井口示意图&
3.8.3井控管汇示意图&
3.8.4各次开钻井控装置及试压要求表
井控装置名称
试压（MPa）
稳压时间（min）
双闸板防喷器
φ3397mm×φ177.8mm
3.8.5防喷器检验、安装
3.8.5.1防喷器、控制系统和节流管汇，出厂前进行全面检查，分别清洗检修。防喷器组在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体试压。闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压，压力试验稳压时间不得少于10分钟，允许压降0.7Mpa，并有试压曲线记录，合格后再运往井场。试压后每条管线拆口必须用堵头堵好，以保证管内清洁。
3.8.5.2二开前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，不合格不得安装。对远程控制台、司钻控制台、节流控制箱应进行检修、保养、调试，保证其能正常工作。
3.8.5.3二开前按要求装好防喷装置，安装前必须校正天车、转盘、井口、三者中心偏差要小于10mm，并接好远程控制台，节流管汇和放喷管线。
3.8.5.4所有节流压井管汇与防喷器四通、内控管线、连接一定要平直稳固，内径不得小于78mm（壁厚不得小于9mm），节流管汇以外的主放喷管线通径不得小于78mm，采用φ127mm钻杆。放喷管线的布局要考虑季节风向，出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路等各种设施，并接出井口75m以远。如遇特殊情况需要转弯时，要采用铸（锻）钢弯头，其弯度必须大于120°，每隔10-15m及转弯处和放喷管线的出口要用基墩固定，尽可能平直，固定螺栓直径不得少于20mm。
3.8.5.5节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液回收管线，转弯处必须采用弯度大于120°的铸钢弯头，转弯处及钻井液山口固定牢靠。
3.8.5.7压井管线出口距井口不少于18m，并固定牢靠。
3.8.5.8不得在任一管线上开孔焊接压力表和其它管线，所有管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。
3.8.5.8安装好的防喷器、节流压井管汇必须在钻开水泥塞之前，用堵塞器进行低高压试压或用试压车试压，拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。
3.8.5.9闸板防喷器及节流压井管汇试压到额定工作压力，稳压10分钟。钻开油气层前，要采用堵塞器或试压塞按上述试标准进行试压。任何情况下，试验压力不得超过套管汇试压到额定工作压力，稳压10分钟。钻开油气层前，要采用堵塞器或试压塞按上述试压标准进行试压。任何情况下，试验压力不得超过套管抗内压强度最小值的80%。
3.8.5.10安装好的井控装置必须调试，使其达到“待命”工况。
3.8.5.11所有防喷装置均有专有定岗管理，专人交接检查，维护和保养，并定期试运转，保证灵活可靠。
3.8.6主要防喷防火措施
3.8.6.1钻开油层前，井队认真贯彻执行《吐哈油田钻井井控管理工作实施细则》，确定做到思想重视；措施落实。根据本队技术素质和井下实际情况，制定出切实可行的防喷、防火措施。
3.8.6.2污水池应挖在泵房的右后方，以免井喷时着火。
3.8.6.3钻井油气层前50m开始，井口50m以内严禁动用明火（含电气焊）。必须动火时，由井队提出申请报告，制定出安全措施报公司安全部门批准，并采取防范监护措施后方可动火。
3.8.6.4各次开钻和打开油层前甲方组织各路人员对一切防喷防火装置和设施及防喷、防火措施进行详细的检查和验收。有问题者必须经整改合格方可开钻或打开油气层。
3.8.6.5搞好井控培训，井队干部、司钻必须经井控培训合格取证后才有权指挥生产，禁止无证操作井控装置。
3.8.6.6定期按“四七”动作组织防喷、防火演习，模拟正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井四种情况下发生溢流的实际操作，每次演习各岗位必须熟练、正确、快速。
3.8.6.7起钻要连续灌钻井液，并有专人观察记录，发现灌不进钻井液时应停泵观察，查清原因，钻具起完钻井液灌满。
3.8.6.8油层段起下钻操作平稳，起钻速度不能超过1档车。
3.8.6.9进油层前100m坚持“坐岗制度”，正常钻进、起下钻、设备修理、测井、中途测试、固井等作业专业人观察记录井口流量变化及钻井液液面变化。
3.8.6.10做到及时发现溢流，发现井涌后立即发出警报，按正确的关井方法关井，求立管压力，确定压井钻井液密度，用常规压井方法迅速建立井内压力平衡。
3.8.6.11井内应始终保持一定数量的钻具，避免空井井喷失控。
3.8.6.12打开油层前储备密度1.50g/cm3的加重钻井液80m3和50t重晶石。
3.8.6.13钻开油层要严格执行SY/T号标准中的防火防爆安全管理规定，井场严禁吸烟和使用电气焊，因特殊情况必须使用电气焊时，必须有严密的安全保障措施。
3.8.6.14每天坚持活动喷器，检查液压操作系统、储能器、油泵工作情况。3.8.6.15钻进至油层前200m做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵的井队按。30、40、50冲进行实验，使用机械传动泥浆泵的井队无法实现低泵冲实验，低泵冲压力计算公式可参考：低泵冲压力正常泵压÷（正常泵冲/低泵冲）。
3.8.6.16钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、蹩钻、气测异常及油气显示等情况应立即停钻循环观察或关井观察。
3.8.6.17发现溢流，按“四七”动作控制井口，并井求压，确定压钻井液密度。溢流量超过1m3报警，2m3关井。信号统一为：报警为一长鸣笛信号；关井为两短鸣笛信号；解除为三短鸣笛信号。
3.8.6.18钻井液加重装置要求
泥浆枪、搅拌器、加重混合漏斗要安装齐全，确保灵活好用。
3.8.6.19防喷钻井液的技术措施
进入目的层后，若发生气浸应及时搅拌除气，气浸严重时应开除气器，同时加重井浆；井浆加重时，边加重边加入出境0.5～1%PSC，0.5%FF-Ⅱ，以保持优良的井浆性能。
3.8.7二开出套管脚5-10m按照行业标准SY5430-92《地层破裂压力测定、套管鞋试漏法》做地破压力试验。
3.8.8进油层前做地层承压能力试验，若地层承压能力小于钻井液密度设计高限则堵漏后再钻开下部油层。
3.9固井设计
3. 9.1套管柱设计
3.9.1.1套管串结构
表层套管（φ339.7/273mm套管）：
外管：φ273mm引鞋+φ273mm套管1～2根+φ273mm插座+φ273mm套客串+φ339.7mm套管1根+联入。
内管：插头+钻杆1根（带弹性扶正器1只）+钻杆+方钻杆。
油层套管（φ177.8mm套管）：
φ177.8mm浮鞋+φ177.8mm套管2根+φ177.8mm浮箍+φ177.8套管串+联顶节
3.9.1.2套管强度校核：见表3.10.1、3.10.2。
表3.9.1&&& 表层套管强度校核
钢级壁厚(mm)
J55×δ9.65
J55×δ8.89
表3.9.2油层套管强度校核
钢级壁厚(mm)
N80×δ9.19
N80×δ10.36
说明:1、设计采用等安全系数法；2、钻吉液密度按1.20g/cm3考虑；3、油层套管抗挤安全系数按掏空100%计算，抗内压安全系数按井口试压20Mpa计算。
3.9.2水泥浆配方设计
表层套管：G级（MSR）水泥+44%水
油层套管：常规水泥：天山G级（MSR）水泥+1.2%TW200s+0.4%KQ-B+0.7%USZ+0.05%TW302+0.20%HBF-818。
具休水泥浆配方见钻采院配方见钻采院配方单。
3.9.3注水泥工程设计
3.9.3.1固井方式与水泥返高
3.9.3.1.1表层套管：根据要求水泥设计返深见表3.10.3。
3.9.3.1.2水泥量的计算
表层套管：Q=50.44t，按55t准备；油层套管：见表3.10.3。
表3.10.3油层套管常规水泥返深及水泥用量
表3.10.3油层套管常不泥返深及水泥用量
设计水泥返深(m)
封固段长(m)
要求水泥用量(t)
准备水泥量(t)
实际水泥用量根据电测井径进行调整。
3.9.4固井用材料
3.9.4.1φ339.7/273mm套管固井
表3.10.4&&&&&&&& φ339.7mm表层套管固井材料计划
规格或型号
φ339.7mmJ55×δ9.65mm
φ273mmJ55×δ9.65mm
内管注水泥器
φ339.7mmJ×φ177.8mm
G级(MSR)水泥
套管密封脂
3.9.4.2φ177.8mm套管
表3.10.5&&&&& φ177.8mm油层套管固井计划材料
规格或型号
φ177.8mmN80×δ9.19mm
φ177.8mmN80×δ10.36mm
浮箍、浮鞋
套管扶正器
φ241mm×177.8mm
φ177.8mm4～5
水泥及外加剂
G级(MSR)水泥
套管密封脂
3.9.5固井工艺技术要点
一、井眼准备
1、完钻口袋必须满足30m的最低要求或者经甲方监督同意；
2、下套管前根据电测井径、实钻钻井情况对缩径井段、井斜超标井段认真通井、修整井壁。控制起下钻速度，防止压力激动引起井眼坍塌；通井循环时，循环排量要求由小到大，单凡尔开泵，然后两个凡尔再到三个凡尔，直到正常钻井排量，循环干净后起钻，准备下套管；
3、下套管前必须处理井下复杂，并下正常后，方可下套管。
二、钻井队材料准备
1、φ177.8mm浮箍、浮鞋各一套（带自锁胶塞），具备管子站试压单一份；
2、短套管按指令根数加工，壁厚、钢级必须与入井套管相符；
3、清水罐备水120m3，各罐必须清洁无杂物，水质不得混浊；
4、各罐使用4″螺绞管连通，上罐或者水罐车泄水速度必须大于1.5m3/min；
5、必须保证消防泵运转良好。
三、管串结构设计
1、扶正器加法：主要油气显示段1根加1只套管扶正器，其它封固井段2根加1只套管扶正器；
2、由于特殊原因甲方需要改变管串要求的，以甲方指令要求为依据。
四、下套管措施
1、井队对送井套管按入井顺序摆放，逐根丈量、通径，投入井顺序编号、记录在册；
2、认真检查地面设备、指重表、刹车系统、游动系统，确保施工安全；
3、下套管要求旋绳引扣，大钳紧扣，余扣不得超过1扣；
4、每下30～40根套管灌一次泥浆，灌浆过程中要活动套管，活动范围小于5m，将空气排干净，直到灌满为止，井队工程师做好时间、根数、悬重、深度、灌浆量等项记录；
5、套管到底后，必须灌满泥浆后再接循环短节，防止气泡入井引井壁坍塌和泥浆外喷。
五、钻井液循环及处理
1、坚持循环排量由小及大的原则；同时满足以下条件；
①根据电测井径情况确定通井排量，通井排量不得小于钻进排量；
②小排量循环必须有足够的时间，以确保除泥浆结构力，确保环空的砂子被冲散。
2、坚持以返速确定循环排量的原则；
①根据电测井径情况确定通井排量，通井排量不得小于钻井排量；
②套管到底正常循环返速控制1.2-1m/s；
现场具体措施：单凡尔8-10L/s排量循不低于30
双凡尔16-20L/S排量循环不低于20min；
三凡尔24-30L/S排量循环不低于50min；
以上循环时间期间不得处理泥浆。
按平均井径确定的循环排量循环不低于两周。
3、开泵过程中井队值班干部、工程师、固井工程师、工程技术服务公司工程师必须在现场；必须有专人观察泵压变化，必须有专人观察井口返出情况。
4、井眼清洗干净后，在泥浆技术服务公司驻井人员指导下，调整泥浆性能到固井要求。
六、固井施工工序
1、正常循环至少2周后，方可进行固井作业；
2、冲洗固井管线，管线试压20Mpa；
3、水沁泥车按设计注入洗液，排量1.0-1.40m3/min；密度误差；自动±0.025g/cm3;手动±0.035g/cm3；
5、水泥车注压塞液2.0m3，排量1.0m3/
6、水泥车替清水，最大排量不超过下完套管后的循环排量；
7、余量2-3m3时使用0.8-1.2m3/min排量碰压，最高压力控制在18Mpa以内；
8、检查回流，确认浮鞋和浮箍的密封状况。若浮箍封状况良好，拆卸水泥头、管、线；若浮箍密封状况差，憋压候凝；
9、如果要求测三样则侯凝24h后进行。
七、套管试压
测声幅后，井队根据进度做试压计划，试压标准执行SYT5462-92的要求，&O177.8mm油井套管完井试压15Mpa，30min压降≤0.5Mpa。
&试压结果必须由甲方监督签字认可。
八、职责及分工
1、井队职责
①负责提供井径数据、完井数据，并报给固井公司；
②负责井眼准备；
③负责套管的丈量、排列、清洗、通径和管串组接；
④负责下套管工作业；
⑤负责为固井施工创造条件。
2、工程技术服务公司
①负责指导井队做好井眼准备工作，确保井眼畅通；
②负责指导井队做好下套管过程的复杂处理以及下完套管后的开泵工作。
3、泥浆技术服务公司
①指导井队处理完井液，按二步法合理调整泥浆性能，杜绝加清水降粘切；
②协助准确测量和填写水泥浆密度，并计算出水泥平均密度；
③负责协助下套管和套管到底循环过程中复杂情况的泥冰浆维护、处理。
4、因井工程服务公司
①送水泥到井，标明车号.吨位.日期；
②负责配浆液所需泥浆的联系与协调；
③负责指导井队下套管作业；
④负责固井施工。
九.因井质量保证措施
（1）表层套管固井严格按《吐哈地区内插法固井技术规程》执行。
（2）表层套管固井后二开钻进时，严禁带有扶正器的钻具组织合钻水泥塞。而且钻铤未出套管鞋之前，禁止用Ⅲ档打钻，并适当控制排量。
（3）固井前，周围注水井应停注泄压，为安全固井创造良好条件。
（4）油层套管固井水泥干混复查合格方可送井，现场倒罐四遍。
（5）油层套管必须加扶正器，其加法加量：在主要油气显示井段每根套管加入扶正器1只，其余封固段每隔2根套等加1只。
（6）油层套管固井施工按下列程序进行：
a.注前置液6～8m3
b.注尾浆，平均密度为1.9g/cm3，单点密度差控制在0.03g/cm3以内。
c.顶胶塞；
d.注压塞液2m3；
e.泥浆泵替浆；
f.水泥碰压。
（7）固井施工必须做到上述几个环节连续不间断，碰压前降低顶替排理，碰压摘泵要迅速，以防闪断套管。
（8）水泥按要求注够量，保证水泥返至设计井深，油层套管固井施工中尽量使用紊流顶替。
（9）卸联顶节时，钻台上下必须有井队干部和技术员在场负责，严防造成下部套管倒扣。
吐哈地区深井钻井特点与难点
一、中、上部井眼尺寸大，深部地层可钻性差&&& （1）深井施工，上、中部采用钻头尺寸较大，机械钻速难以提高；&&& （2）吐哈地区所钻地层较老，深部地层可钻性很差，严重影响钻井速度。&&& （3）因钻速慢，施工时间长，钻具与技套的摩擦、碰撞可能会引起技套破损。&&& （4）中上部井眼尺寸大，下部作业排量受限，施工中环空返速低。&& &二、 地层倾角大、断层多剧烈的造山运动使得地壳隆起、褶皱，大部分地区地层倾角较大，而吐哈地区地层泥岩、砂岩、砂砾岩互层，软硬交错，加之多套断层的影响，井斜难以控制。&&& 三、井温高，压力大&&& 深层施工钻井液密度较高，井底压力较大；该地区地温梯度较大，深部井眼井底温度较高。高温高压对深层施工有着很大的影响。&& （1）井底高温加快井下仪器、工具的老化，密封系统易失效；井下高压会使仪器、工具壳体压裂或变形；&& （2）在高温高压下钻井液性能变差，可能难以满足井下井壁稳定和携岩悬岩的要求；&& （3）长期工作在高温下的牙轮钻头使用寿命缩短；PDC钻头复合片在高温下其复合片耐磨性能变差（金刚石在350℃时变质为碳）从而降低PDC钻头的使用效果；&&& 四、深井钻进裸眼段较长，地层压力系统不一&&& (1)白垩系、侏罗系一些砂砾岩、砂岩渗透性较好，地层压力较低；&&& (2)三工河、八道弯煤层胶结松散，裂缝和孔洞极其发育，施工时易漏；&&& (3)由于构造应力的影响，下部地层坍塌压力较大，要求使用较高钻井液密度； &&& (4)对深探井而言，深部地层压力不确定性表现明显，储层压力系数难以确定。&&& 五、上部地层缩径比较严重&&& (1)桃树园、鄯善群地层中多套盐膏层、膏泥岩以及软泥岩可塑性好，在地应力作用下向井内蠕动引起缩径；&&& (2)白垩系、侏罗系齐古组等地层大套泥岩吸水膨胀；&&& (3)白垩系、侏罗系等地层渗透性较好的砂砾岩、砂岩井段较厚虚泥饼形成缩径。&&& 六、深层施工井眼稳定条件复杂&&& (1)深层泥页岩可塑性差，井眼钻成后，在地层集中应力作用下，井壁失稳坍塌，井眼向稳定的椭圆形状发展；&&& (2)吐哈地区地壳运动造成的断层破碎带胶结疏松，井壁易坍塌失稳；&&& (3)三叠系泥岩、泥砾岩、砂砾岩胶结性差，岩体强度低，易引起井壁失稳坍塌；&&& (4)吐哈地区下侏罗系西山窑、三工河、八道弯等地层煤岩发育较好，煤线较多。
深井钻井技术研究与探讨
一、防斜打直与提高钻速&&& (1)吐哈地区昼夜温差较大，应及时校对指重表和灵敏表，确保钻压的真实性；&&& (2)中上部地层钻具组合采用钟摆结构，深层施工采用塔式组合，使用PDC钻头轻压钻进或使用牙轮钻头强化钻井参数利用下部钻具的涡动防斜打直；(3)上部大尺寸井眼采用大排量、高泵压、低密度，优选钻头喷嘴，使用加长、斜喷嘴以及不等径、双喷嘴组合，利用水力射流协助破岩或清洁井底，提高钻速；&&& (4)优选钻头系列，深部地层钻进应选用耐高温、抗研磨性好的钻头；&&& (5)在条件允许的情况下可采用PDC+井下动力钻具+转盘复合钻井技术，提高钻井速度的同时也可达到防斜打直的目的。&&& 二、 防垮技术措施&&& (1)吐哈地区侏罗系三间房组以下地层坍塌压力较大，根据实钻情况，应尽量提高钻井液密度；&&& (2)采用良好的钻井液性能，深层施工钻井液应具有抗高温能力；&&& (3)施工中要确保井筒压力的相对稳定；&&& (4)减少不必要的钻具旋转、甩打等对井壁的机械破坏；&&& (5)采用适当钻井排量，禁止定点循环，减轻对井壁的冲刷。&&& 三、煤层施工技术措施&&& (1)煤层钻进，“进一退二”，反复破碎，分散运移，确保井下安全；&&& (2)钻进中时刻注意泵压与扭矩变化，发现异常，及时停钻上提钻具；&&& (3)接单根前反复划眼，确保井下正常后方可进行接单根作业；&&& (4)加强坐岗，发现井漏，立即将钻具提离煤层井段，一旦只进不出，及时将钻具起至套管内；&&& (5)煤层井段起下钻严格控制速度，要求操作平稳，尽量避免在煤层段开泵。&&& 四、防卡技术措施 &&& (1)中上部盐膏层、软泥岩等井段，应加强钻进中的划眼和拉井壁措施，及时除去粘贴在井壁上的钻屑与缩径；&&& (2)盐膏层段施工，应提高钻井液的抗盐抑制能力，起下钻严格控制速度，阻卡严重时采用划眼或倒划眼方式解除；&&& (3)保持良好的泥浆性能，减小泥饼摩阻，加强活动钻具，尽可能减少钻具在井内的静止时间，预防粘附卡钻；&&& (4)深井钻进调整好钻井液性能，使其具有良好的携带能力和悬浮能力，如井下垮塌非常严重，应采取“进一退二”、勤拉多划的作业方式，减轻井下复杂；&&& (5)因井壁失稳井内可能会有难以携带的掉块，随着井眼的延伸，掉块的积累会影响到正常作业，施工中可通过短起下钻，让掉块落入井底，再用小排量、低转速、小钻压破碎，大排量携带，恢复正常；&& &(6)深井施工定期探伤钻铤和井下工具，避免钻具事故的发生；&&& (7)搞好落物预防措施，避免井下落物；&& &(8) 下入性能优质、耐高温的随钻震击器。&&& 五、防漏技术措施&& （1）井场储备一定量的常用堵漏材料，并保证水源充足；&& （2）表层钻进，上部疏松地层和砾石层采用较高粘度泥浆，同时使用适当的钻井排量，避免蹩漏地层；&& （3）施工中强调平稳操作，控制钻具起放速度，开泵不宜过猛，防止蹩漏地层；&& （4）下钻根据井深分段开泵循环，减轻环空蹩压；&& （5）钻进中一旦发现只进不出，应立即起至安全井段；&& （6）需要加重时应控制好加重速度，如有漏失，应采取措施提高低压 层段的井壁承压能力。&&& 六、技套损伤预防措施&&&（1）钻进时钻具上端接防磨接头，以保护井口附近的套管；&& （2）施工中尽可能控制钻具转速，起下钻或活动钻具要求操作平稳，避免钻具剧烈碰撞技套；&&& （3）入井钻具或工具，尺寸如有变化，应有一定的斜坡倒角过渡，该位置起钻至技套鞋时减慢提升速度；&&& （4）尽可能避免钻头或扶正器在技套内转动；&&& （5）使用顶驱钻进，应设计井口钻具居中装置，避免上部技套偏磨；&&& （6）如有条件，钻杆带防碰套。
认识与建议&&&& (1) 深井钻进引用PDC+井下动力钻具+转盘复合钻井技术，可大幅度提高机械钻速，有效控制井斜，同时避免或减少套管、钻头、钻具事故；&&&& (2) 深井施工作业时间较长，加强钻具探伤，避免钻具事故；&&&& (3) 深层钻进，钻头及井下工具处应选择质量优、性能好、耐高温的产品；&&&& (4) 下部施工尽可能提高钻井液密度以平衡地层坍塌压力，同时坚持少进多退、勤拉多划，一方面清除掉井壁上不稳定的岩体，避免集中垮塌，另一方面将坍塌掉块赶至井底加以破碎，尽量减轻或避免井下复杂与事故；&&&& (5) φ127mm钻杆的使用，因其尺寸有限，循环沿程压耗大，在现有的机泵条件下钻井排量受到限制，环空返速较低，携岩比较困难；另外，钻杆强度低，限定了处理复杂与事故的能力，建议根据实际井身结构，优选尺寸较大的钻杆。
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