石油工程课程设计.doc

钻井完井工程设计

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目 录

1.地质概况 1
2.钻井主要设备要求 2
3.井身结构设计 3
3.1 井身结构设计 3
3.2 井身结构示意图 3
3.3 地层可钻性分级 4
3.4 压力剖面预测 4
3.5 井身结构理论计算 4
3.5.1 钻井液压力体系 5
3.5.2 校核各层套管 6
3.5.3 套管层次与深度的确定 6
3.5.4 套管柱强度设计 9
3.5.5 套管柱设计结果 14
3.6 钻具组合 15
3.6.1 钻铤的设计 15
3.6.2 各次开钻钻具组合 19
4.井身质量要求 23
5.钻具组合 23
6 油气层保护要求 24
7 水力参数设计 26
8.油气井控制 28
9井控装置 28
10.固井设计 32
11.各次开钻施工重点要求 34
12.地层孔隙压力监测要求 35
13.地层漏失试验 36
14.完井井口装置 36
15.完井提交验收的资料 36
16.环保要求 36
附件1 钻头及钻井参数设计 37
1.1 钻头设计 37
1.2 钻井参数设计 38
1.3 钻井液的选择 49
1.4 钻井液体最大积的计算 50
1.5 钻井液密度的转换 51

20

1.地质概况
1.1地质基础数据及设计分层
井 别
直 井
井 号
A5
设计井深
3445m
目的层
F1
井

位
坐标
地面海拔 m 50
纵（）m 4275165
横（）m 20416485
测线位置
504和45地震测线交点
地理位置
XX省XX市东500m
构造位置
XX凹陷
钻探目的
了解XX构造含油气情况，扩大勘探区域，增加后备油气源
完钻原则
进入150m完钻
完井方法
先期裸眼
层位代号
底界深度，m
分层厚度，m
主要岩性描述
故障提示
A
280

砾岩层夹砂土,未胶结
渗漏
B
600
320
上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩
渗漏
C
1050
450
中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩；
下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层
防塌
D
1600

泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩
防漏
防斜
E
1900
300
砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩
防斜
防漏
F3
2650
750
泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩
防斜
F2J
2900
250
泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩
防斜、塌、卡
F2K
3150
250
泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互

F1
3445
295
泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩
防漏、喷、卡

2.钻井主要设备要求
名称
型号
规范或特征
载荷kN
数量
钻机
井架
天车
游车
大钩
水龙头
转盘
井架底座
钻井泵
动力机
防喷器
控制系统
振动筛
除砂器
除泥器
除气器
储备罐
离心机
ZJ45
TJ300/43A
TC-350
YC-350
DG-350
SL-450
ZP-520

3NB-1300
PZ12V190B-1
FZ、FH系列
FKQ6406
ZS2400*1200
ZCT300*2
ZQJ100*10
LCH-50
ZXZ*45
LW500*1250-NY

高 45 米
七 轮
六 轮

中心管内径75mm
通孔 520mm
高 4.5 m
2*956 kw
3*882 kw
2930
2930
3430
3430
3430
4410
2940
1
1
1
1
1
1
1
1
2
3
1
1
2
1
1
1
2
1

3.井身结构设计
3.1 井身结构设计
表3-1 井身结构设计表

井段 m
钻头尺寸 mm
套管尺寸 mm
水泥返深 m
一开
570
444.5
339.7
570
二开
2480
311.2
244.5
2480
三开
3445
125.9
177.8
3505

3.2 井身结构示意图
层位代号
底界
深度
m
分层厚度
m
井身结构
主要岩性描述
故障提示
A
280

砾岩层夹砂土,未胶结
渗漏
B
600
320
上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩
渗漏
C
1050
450
中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩；
下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层
防塌
D
1600

泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩
防漏
防斜
E
1900
300
砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩
防斜
防漏
F3
2650
750
泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩
防斜
F2J
2900
250
泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩
防斜、塌、卡
F2K
3150
250
泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互

F1
3445
295
泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩
防漏、喷、卡
3.3 地层可钻性分级
表3-2 各层段地层可钻级值
地层
A
B
C
D
E

可钻性
0.6
1
1.39
2.16
3
3.5
7.3
5.2
4.9

3.4 压力剖面预测

图3-1 地层压力和破裂压力图
3.5 井身结构理论计算
钻探目的层为灰岩地层，确定完井方法为先期裸眼完井。
根据地质情况，钻达目的层过程中不受盐岩，高压水层等复杂地层影响，故井身结构设计按地层压力和破裂压力剖面（图3-1）进行。
计系数见表3-2。
表3-3 井身结构设计有关系数
名称

MPa

MPa
数值
0.05
0.05
0.03
0.05
15
20
来源
理论计算
理论计算
区域资料统计
区域资料统计
区域资料统计
区域资料统计
—抽吸压力系数。上提钻柱时，由于抽吸作用使井内液柱压力降低的值，用当量密度表示；
—激动压力系数。下放钻柱时，由于钻柱向下运动产生的激动压力使井内液柱压力的增加值，用当量密度表示；
—安全系数。为避免上部套管鞋处裸露地层被压裂的地层破裂压力安全增值，用当量密度表示，安全系数的大小与地层破裂压力的预测精度有关；
—井涌允量。由于地层压力预测的误差所产生的井涌量的允值，用当量密度表示，它与地层压力预测的精度有关；
、—压差允值。不产生压差卡套管所允许的最大压力差值。它的大小与
钻井工艺技术和钻井液性能有关，也与裸眼井段的地层孔隙压力有关。若正常地层压力和异常高压同处一个裸眼井段，卡钻易发生在正常压力井段，所以压差允值又有正常压力井段和异常压力井段之分，分别用和表示。
3.5.1 钻井液压力体系
最大泥浆密度计算公式为：
（3-1）
式中：—某层套管钻进井段中所用最大泥浆密度，；
pmax
—该井段中最大地层孔隙压力梯度等效密度，；
w
—抽吸压力允许值的当量密度，取0.05。
发生井涌情况时：
（3-2）
式中：—第n层套管以下井段发生井涌时，在井内最大压力梯度作用下，上部地层不被压裂所应有的地层破裂压力梯度，；
—第n层套管下入深度初选点，m；
k
—井涌允量，取0.05；
f
—安全系数，取0.03；
w
—抽吸压力允许值的当量密度，取0.05。
3.5.2 校核各层套管
下到初选点深度时是否会发生压差卡套
（3-3）
式中：
—第n层套管钻进井段内实际的井内最大静止压差，MPa；
—该裸眼井段内最小地层孔隙压力梯度对应的最大深度，m；
—该裸眼井段内采用的最大钻井液密度，；
—该该裸眼井段内最小地层的孔隙压力梯度等效密度，。
若<则假定点深度为中间套管下入深度。若>则有可能产生压差卡套管，这时中间套管下入深度应小于假定点深度。在第二种情况下中间套管下入深度按下面的方法计算：
（3-4）
在压力剖面图上找出值，该值所对应的深度即为中间套管下入深度。其中，取15MPa。
3.5.3 套管层次与深度的确定
3.5.3.1 油层套管下入深度的确定：
按设计要求油气套管下入层深度为5m，因此=3500+5=3505(m)
3.5.3.2 由图3-1查得最大地层孔隙压力梯度为1.50位于3200m处。
1、确定中间套管下入深度初选点：
由公式（3-2），将各值代入得：

试取=2480m代入上式得：
=1.645
由图3-1查得2480m处地层破裂压力梯度等效密度=1.651，因为<且相近,所以确定中间套管下入深度初选点为=2480m。
2、校核中间套管下入到初选点=2480m过程中是否会发生压差卡套管
3
3
由图3-1查得,2480m处=1.10，=1.00，=1900m，由公式（3-3）得：

因为<，所以不会发生压差卡套管，故中间套管的下入深度为2480m。
3、确定表层套管下入深度：
3
由上述计算结果，中间套管鞋处=1.1,将其它的参数代入公式（3-2）：

试取=570m代入上式得：
=1.398
由图3-1查得570m处地层破裂压力梯度等效密度=1.411，因为<且相近,所以确定表层套管下入深度为=570m满足设计要求。
3.5.3.3 井身结构设计结果
套管层次和每层套管的下入深度确定之后，相应的套管尺寸和井眼直径也就确定了。套管尺寸的确定一般由内向外依次进行，首先确定生产套管的尺寸，再确定下入生产套管的井眼的尺寸，然后确定中间套管的尺寸等，依次类推，直到表层套管的井眼尺寸，最后确定套管的尺寸。

图3-2 井身结构参数系列
查《钻井手册（甲方）》，结合图3-2井身结构参数系列，钻头与套管尺寸匹配结果如3.1和3.2所示。

3.5.4 套管柱强度设计
3.5.4.1 套管和套管柱油井套管是优质钢材制成的无缝管或焊接管，两端均加工有锥形螺纹。大多数的套管是用套管接箍连接组成套管柱。套管柱用于封固井壁的裸露岩石。某井段的最大外挤压力：
（3-5）
式中：—该井段所用泥浆的最大密度，；
—某段钢级的下深度，m。
某段钢级套管的最大下入深度：
（3-6）
—某段钢级套管抗外挤强度，MPa；
—最小抗外挤安全系数，取1.125。
套管浮力系数：
（3-7）
式中：—钻某段所用的钻井液密度，；
s
—某段所用钢材的密度，取7.85。
套管浮力：

式中：
—某段所用套管的线重，。
—某段所用套管的长度，m。
抗拉安全系数：=1.8
3.5.4.2 油层套管柱设计
按抗外挤强度设计由下向上选择第一段套管
由公式（3-5）可知最大外挤压力为：
=53.2953MPa
而允许抗外挤强度为：
=53.2953×1.125=59.9572MPa
查《钻井手册（甲方）》选择第一段套管均重为：

表3-4 第一段套管钢级选择
钢级
外径
mm
壁厚
mm
内径
mm
通径
mm
均重
N/m
抗拉强度
kN
抗挤强度
MPa
屈服强度
kN
C-90
177.8
11.51
154.8
151.6
467.2
3243
64.7
3733
3.5.4.3 确定第二段套管的下入深度和第一段套管的使用长度
查《钻井手册（甲方）》选择第二段套管

表3-5 第二段套管钢级选择
钢级
外径
mm
壁厚
mm
内径
mm
通径
mm
均重
N/m
抗拉强度
kN
抗挤强度
MPa
屈服强度
kN
N-80
177.8
10.36
157.1
153.9
423.4
2656
48.4
3008
由公式（3-6）可知，第二段套管可下入最大深度为：
=2829.4m，取=2800m。
则第一段套管使用长度为：=3505−2800=705m，因此套管根数为：
=77.47根，实际取n=77根。
故第一段套管实际使用长度为=77×9.1=700.7m，第二段套管实际下入深度为
=3505−700.7=2804.3m。
双轴应力校核

图3-4 双向应力椭圆
第二段套管下端面实际所受拉力为：
=700.7×467.2××(1-)=262.728kN
第二段套管下端面在有轴向拉应力作用下最大允许抗外挤强度为：
=48.4×（1.03-0.74×）=46.724
第二段套管下端面实际所受的挤压力为：
=0.00981×1.55×2804.3=42.641MPa
抗外挤安全系数为<1.125，不安全，即第二段套管在下端面处不满足抗外挤强度要求，故将第一段套管向上延伸，延伸的长度由第二段套管在双向应力下的可下入深度决定。
由
得
=2705.6，取2700。
则第一段套管使用长度为：=3505−2700=805m，因此套管根数为：
=88.46根，实际取89根。
故第一段套管实际使用长度为=89×9.1=809.9m，第二段套管实际下入深度为
=3505−809.9=2695.1m。
3.5.4.4 确定第三段套管的下入深度和第二段套管的使用长度
查《钻井手册（甲方）》选择第三段套管
表3-6 第三段套管钢级选择
钢级
外径
mm
壁厚
mm
内径
mm
通径
mm
均重
N/m
抗拉强度
kN
抗挤强度
MPa
屈服强度
kN
N-80
177.8
9.19
159.4
156.2
379.5
2309
37.3
2687
由公式（3-6）可知
第三段套管下入深度为=2180.5m，取=2100m。
则第二段套管使用长度为=2695.1−2100=595.1m，因此套管根数为：=65.40根，实际取65根。
故第二段套管实际使用长度为=65×9.1=591.5m，第三段套管实际下入深度为=2695.1−591.5=2103.6m。
双轴应力校核
第三段套管下端面实际所受拉力为：
=（）××(1-)=504.663kN
在轴向拉应力作用下最大允许抗外挤强度为：
=37.3×（1.03-0.74×）=33.235
第三段套管下端面实际所受的挤压力为：
=0.00981×1.55×2103.6=31.986MPa
抗外挤安全系数为<1.125，不安全，即第三段套管在下端面处不满足抗外挤强度要求，故将第二段套管向上延伸，延伸的长度由第三段套管在双向应力下的可下入深度决定。
由
得
=1901.6，
取1900。
则第二段套管使用长度为：=2695.1−1901.6=793.5m，因此套管根数为：
=87.20根，实际取88根。
故第二段套管实际使用长度为=88×9.1=800.8m，第三段套管实际下入深度为=2695.1−800.8=1894.3m。
3.5.4.5 校核第三段套管及确定其使用长度
使用长度的确定
第三段套管使用长度为
=1894.3m，因此套管根数为=208.16根，实际取208根
故第三段套管实际使用长度为=208×9.1=1892.8m。
抗拉强度校核
第三段套管所受最大拉应力为
==1435.76kN
抗拉安全系数为，不安全，即第三段套管在上端面处不满足抗拉强度要求，所以第三段套管不可延伸至井口，其可向上延伸的深度为第四段套管的下入深度，第三段套管的长度为。
=,即=
解得=1489.6m，因此套管根数为：
=163.69根，实际取163根。
故第三段套管实际使用长度为=163×9.1=1483.3m。
查《钻井手册（甲方）》选择中间套管：
表3-8 中间套管钢级选择
钢级
外径
mm
壁厚
mm
内径
mm
通径
mm
均重
N/m
抗拉强度
kN
抗挤强度
MPa
屈服强度
kN
N-80
244.5
11.95
220.5
216.5
686.11
4027
32.8
4832
抗拉强度校核
中间套管所受最大拉应力为
kN
抗拉安全系数为，满足抗拉强度要求。
3.5.4.6 表层套管柱设计
由公式（3-5）可知最大外挤压力为：
=5.8713MPa
而允许抗外挤强度为：
=5.8713×1.125=6.6052MPa
查《钻井手册（甲方）》选择表层套管：
表3-8 表层套管钢级选择
钢级
外径
mm
壁厚
mm
内径
mm
通径
mm
均重
N/m
抗拉强度
kN
抗挤强度
MPa
屈服强度
kN
J55
339.7
9.65
320.4
316.5
795.69
2287
7.8
3795
抗拉强度校核
表层套管所受最大拉应力为
kN
抗拉安全系数为，满足抗拉强度要求。
3.5.5 套管柱设计结果
表3-9 套管柱设计参数表
套管
程序
井段
m
钢级
外径
mm
壁厚
mm
根数
长度
m
表层
0～570
J-55
339.7
9.65
63
570
中间
0～2480
P-110
244.5
11.95
273
2480
油层
0～411
N-80
177.8
10.36
46
411
411～1894.3
N-80
9.19
163
1483.3
1894.3～2695.1
N-80
10.36
88
800.8
2695.1～3445
C-80
11.51
82
750
3.6 钻具组合
3.6.1 钻铤的设计
根据钻头直径选择钻铤外径，钻铤长度取决于选定的钻铤尺寸与所需钻铤重量。所需钻铤长度的计算公式：
（3-8）
式中：
—设计的最大钻压，kN；
—安全系数, 此取=1.2；
—钻井液浮力系数；
—所需钻铤的长度,m；
—每次开钻所需钻铤单位长度的重量，；
—最大允许的井斜角。
计算钻柱所受拉力的公式：
（3-9）
式中：
—钻柱所受拉力，kN；
—钻铤长度,m；
—钻铤单位长度重量，；
—钻杆长度,m；
—钻杆单位长度重量，。
（3-10）
式中：
—钻杆所受外挤压力，MPa；
d
—钻井液密度，。
钟摆防斜钻具的计算：

式中 ：
；
；

—扶正器至钻头的距离，m；
—钻压， kN；
—井径,m；
—钻铤直径,m。
钻具组合
表3-10 钻铤和钻杆的配合

第一次开钻（0～570m）
Ф339.7mm3A+Ф228mmDC+Ф127mmDP+133mmKL
第二次开钻（570～2480m）
Ф244.5mm3A+Ф203mmDC+Ф127mmDP+133mmKL
第三次开钻（2480～3505m）
Ф177.8mm3A+Ф177.8mmDC+Ф127mmDP+133mmKL
式中：
3A—三牙轮钻头；
DC—钻铤；
DP—钻杆；
KL—方钻杆。
各次开钻，由最大钻压计算钻铤长度
表3-11 钻头参数
钻头直径
mm
最大钻压
kN
444.5
311.1
311.2
280.0
125.9
210.0
钻铤的长度计算
第一次开钻：=2°,最大钻压=311.1kN,线重=2.851,安全系数=1.2，=151.37m
加上计算误差：=176.37m
第二次开钻：=5°,最大钻压=280kN,线重=2.193,安全系数=1.2
=180.20m
加上计算误差：=205.20m
第三次开钻：=7°,最大钻压=210kN,线重=1.608,安全系数=1.2
=196.35m
加上计算误差：=221.35m
钻柱强度设计
第一次开钻：
表3-12 一开数据表
井深
m
钻井液密度

钻铤直径
mm
钻铤长度
m
钻铤线重
kN/m
钻杆直径
mm
钻杆线重
kN/m
570
1.05
228
176.37
2.851
127
0.2847
拉力余量为MOP=450kN，设计系数=1.30，=1.42。
选Ф127mm，钢级E,最大允许拉伸力=1761.3
因为=1.42>=1.30
所以=1116.32kN
1135.17kN
按卡瓦挤毁比值计算的最小，则钻杆的许用长度为：
==2760.32m>=570m
钻杆实际下入长度（570-176.37）=393.63m
第二次开钻：
表3-13 二开数据表
井深
m
钻井液密度

钻铤直径
mm
钻铤长度
m
钻铤线重
kN/m
钻杆直径
mm
钻杆线重
kN/m
2480
1.15
203
205.20
2.193
127
0.2847
拉力余量为MOP=450kN，设计系数=1.30，=1.42。
选Ф127mm，钢级E,最大允许拉伸力=1761.3
因为=1.42>=1.30
所以=1116.32kN
1135.17kN
按卡瓦挤毁比值计算的最小，则钻杆的许用长度为：
==3013.43m>=2840m
钻杆实际下入长度（2840-205.20）=2634.80m
第三次开钻：
表3-14 三开数据表
井深
m
钻井液密度

钻铤直径
mm
钻铤长度
m
钻铤线重
kN/m
钻杆直径
mm
钻杆线重
kN/m
3445
1.55
177.8
221.35
1.608
127
0.2847
拉力余量为MOP=450kN，设计系数=1.30，=1.42。
选Ф127mm，钢级E,最大允许拉伸力=1761.3
因为=1.42>=1.30
所以=1116.32kN
1135.17kN
按卡瓦挤毁比值计算的最小，则钻杆的许用长度为：
==3635.54m>=3505m
钻杆实际下入长度（3505-221.35）=3283.65m
表3-16 钻柱强度设计结果
开钻程序
钻杆
外径
mm
钢级
线重
kN/m
最大允许拉伸力
kN
井段
m
钻铤
外径
mm
线性重力
kN/m
长度
m
一开
127
E
0.2847
1761.3
0～570
228
2.851
176.37
二开
127
E
0.2847
1761.3
570～2480
203
2.193
205.20
三开
127
E
0.2847
1761.3
2480～3445
177.8
1.608
221.35

3.6.2 各次开钻钻具组合
钻头的选择：
根据套管的直径在江汉钻头厂生产的江钻牌钻头系列中（如表3-17～表3-18）中选择合适的钻头。

表3-17 江钻牌钢齿牙轮钻头规格系列

表3-18 江钻牌镶齿钻头规格系列

钻铤的选择：
根据下入套管的内径选择相应的钻铤尺寸尺寸如表3-19：
表3-19 钻铤的参数表

钻柱的选择：钻杆的参数如表3-20
表3-20 钻杆的参数表

综合上述选取的参数，将结果列到表3-22～表3-25：
表3-22 第一次开钻钻具组合
序号
钻具名称
外径
mm
内径
mm
扣型
下扣，上扣
单根长度
m
长度
m
1
牙轮钻头
444.5

2
钻铤（钟摆组合）
228
71.4
NC70
9.1
176.37
3
钻杆
127
108.6
NC40
9.1
393.63
4
方钻杆
133
82.6
NC40
9.1
9.1

表3-23 第二次开钻钻具组合
序号
钻具名称
外径
mm
内径
mm
扣型
下扣，上扣
单根长度
m
长度
m
1
牙轮钻头
311.5

2
钻铤（钟摆组合）
203
71.4
NC61
9.1
205.20
3
钻杆
127
108.6
NC40
9.1
2634.80
4
方钻杆
133
82.6
NC40
9.1
9.1

表3-24 第三次开钻钻具组合
序号
钻具名称
外径
mm
内径
mm
扣型
下扣,上扣
单根长度
m
长度
m
1
牙轮钻头
125.9

2
钻铤（钟摆组合）
177.8
71.4
NC56
9.1
221.35
3
钻杆
127
108.6
NC40
9.1
3283.65
4
方钻杆
133
82.6
NC40
9.1
9.1
4.井身质量要求
井 段
m
全角变化率
(°/30m)
井径扩大率
%
0～1000
1°15′
≤15
～2000
1°30′
≤15
～3000
2°40′
≤15
～3445
3°
≤15
备注：执行SY/T5088-2008《钻井井身质量控制规范》和局有关规定。目的层平均井径扩大率不大于20%。
5.钻具组合
序
号
井段
(m)
钻头
直径
(mm)
钻 具 组 合
一
开
～300
444.5
Φ444.5mm钻头＋Φ203.2mmDC×6根＋Φ177.8mmDC×9根＋Φ127mmDP
二
开
～1900
311.2
Φ311.2mm钻头 ＋Φ228.6mmDC×3根＋Φ203.2mmNDC×1根＋Φ203.2mmDC×5根＋Φ177.8mmDC×9根＋Φ127mmHWDP×15根＋Φ127mmDP
三
开
～3445
215.9
Φ215.9mm钻头＋158.75mmNDC×1根+158.75mmDC×1根+158.75mmDC×19根＋Φ127mmHWDP×15根＋Φ127mmDP
Φ215.9mm钻头＋Φ165mm单弯螺杆+Φ158.8mmNDC×1根+Φ158.8mmDC×8根＋Φ127mmHWDP×12根＋Φ127mmDP
备
注
钻具组合是按最大钻压设计,现场可根据情况适当调整。

6 油气层保护要求
6.1做好钻井液性能监测工作,进入目的层前、中、后分别取样检测钻井液性能。若发现性能达不到设计要求应及时调整,直至达到要求。
6.2根据实际的地层压力及时调整钻井液密度, 以达到近平衡钻进,以保证安全钻进和油层少受污染。
6.3使用好固控设备 ,搞好泥浆净化,严格控制低密度固相含量在要求范围内，尽量降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害。
6.4严格控制钻井液完井液滤失量，尽量减少液相对油气层的损害。
6.5在满足携砂要求和井下安全的前提下，尽量采用较低的环空返速，以减小钻井液对井壁的冲蚀作用。
6.6加快钻井速度，缩短完井时间，尽量减轻钻井液对油气层的浸泡。
6.7完井前充分清洁井眼，调整好性能，提高电测一次成功率，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。
6.8严禁在钻井液中混入原油及各种具有荧光显示的钻井液处理剂。
6.9进入油气层前，重泥浆和加重材料储备按油气井控制要求执行。
6.10根据邻井储层物性参数，做好屏蔽暂堵保护油气层工作。
6.11优化固井施工设计，减轻固井液对油气层的污染。
6.12送井钻井液材料必须有产品合格证(局内产品需获局技监部门质量检测
合格证)。

52

7 水力参数设计
*****************************************************************************************************************************
井段 地层 喷嘴 嘴面积 排量 泵压 压降 比水功率 利用率 冲击力 喷速 环空压降 钻杆外返速 钻铤外返速 密 度
m 代号 mm mm2 L/s MPa MPa W/mm2 ％ kN m/s MPa m/s m/s g/cm3
*****************************************************************************************************************************
～1450 C 9 + 12 + 15 + 0 353 50 18.9 12.1 7.84 63.9 7.66 142 0.13 0.74 0.84 1.03-1.08

～1750 D 10 + 12 + 15 + 0 368 50 19.2 11.3 7.35 58.9 7.48 136 0.16 0.74 0.84 1.1

～1900 E 10 + 13 + 15 + 0 388 50 19.4 10.7 6.92 54.8 7.43 129 0.20 0.74 0.84 1.15

～2720 F3 10 + 15 + 0 + 0 255 30 17.4 8.9 7.18 51.0 4.06 118 0.84 0.95 1.22 1.15

～3180 F2J 10 + 14 + 0 + 0 232 28 18.3 9.7 7.34 52.9 4.06 121 1.03 0.89 1.14 1.2

～3420 F2K 10 + 14 + 0 + 0 232 26 17.8 9.1 6.37 50.9 3.79 112 1.25 0.82 1.06 1.2-1.3

～3445 F1 10 + 15 + 0 + 0 255 25 17.9 7.8 5.24 43.4 3.56 98 1.70 0.79 1.02 1.3-1.45

*****************************************************************************************************************************

8.油气井控制
油气井压力控制按《钻井井控技术规程》（SY／T6426）执行。钻井井口装置、井控管汇的配套与安装应符合行业标准《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》（SY／T5964）的规定要求。井控管理按《中原石油勘探局钻井井控管理实施细则》(钻井[2007]9号)的要求执行。
9井控装置
9.1各次开钻井口装置及试压要求
开钻
次数
名 称
型 号
试 压 要 求
井口试压
MPa
稳压时间
min
允许压降
MPa
二开
环形防喷器＋
单闸板＋
双闸板
FH35－35＋
FZ35－70＋
2FZ35－70
15.0
15.0
15.0
≥10.0
≥10.0
≥10.0
≤0.7
≤0.7
≤0.7
三开
环形防喷器＋
单闸板＋
双闸板
FH35－35＋
FZ35－70＋
2FZ35－70
24.5
70.0
70.0
≥10.0
≥10.0
≥10.0
≤0.7
≤0.7
≤0.7
备注
1.必须安装一个全封闸板。
2.试压一律采用自动记录装置。
3.试压介质均为清水，密封部位无渗漏为合格。
4.节流、压井管汇按零部件额定工作压力分别试压，要求与防喷器相同。
5.放喷管线试压10 MPa，稳压10分钟不降。
9.2 井控装置组合图及节流管汇安装图
井控要求
9.3 安装70MPa压力级别井口装置，FH35－35＋FZ35－70＋2FZ35－70,并按相应标准配齐节流压井管汇及控制系统。
9.4井控装置送井前必须进行全面检查，在井控车间试压合格后才能送往井场。
9.5安装井口装置前必须要检查，闸板防喷器的闸板尺寸装配要与使用钻具尺寸相符合，或装配对应的变径闸板。
9.6放喷管线安装要求应符合SY/ T6426中的相应规定。
9.7必须确保安装质量，保证试压合格，经有关部门检查验收合格后，方能开钻。
9.8钻开油气层前要组织全体职工贯彻防喷、防火措施，严格执行钻开油气层的审批制度。
9.9 钻井液净化、除气、搅拌及加重设备必须配套齐全，经常维修、保养，保证运转正常。
9.10 进入油气层前，井场按规定储备加重材料或重钻井液
9.11 必须安装液面报警器，循环罐中仪器计量一定要准确，并指定专人坐岗，每15分钟记录一次。坐岗人员发现钻井液量增减异常情况，应立即报告司钻，及时采取措施。
9.12 井队平台经理、技术员、司钻必须掌握所钻井的油气层深度、压力系数和钻井液密度，使井内液柱压力符合井下要求。
9.13试压
9.14 钻水泥塞前必须分别对井口装置及管汇、放喷管线按标准试压一次。
9.15钻开油气层前必须对井控装备按标准试压一次。
9.16进入油气层后，每只钻头对防喷器功能试验一次。
9.17定期做防喷演习，熟练四种工况下的“关井操作程序”，达到遇溢流不乱，各岗位按程序操作。
9.18油气层钻进中，应在钻杆与钻铤间安装投入式止回阀，装方钻杆上部和下部旋塞，备防喷钻杆一根。
9.19从钻开油气层前到完钻，每天白班进行一次低泵冲试验，并记录循环泵速、泵压、排量等实测数据，为压井提