您当前所在的位置:主页 > 产品展示 > 阻流电感器 >

油气层段膨润土含量控制在设计范围

  1.本站不保证该用户上传的文档完整性,不预览、不比对内容而直接下载产生的反悔问题本站不予受理。

  松辽盆地长岭断陷腰南构造 松辽盆地长岭断陷腰南构造 泥浆工程师:任 庆 久 编 写 人:李 亚 飞 审 核 人:廖 扬 强 负 责 人:羽 保 林 中国石化集团中原石油勘探局钻井三公司 二○○七年七月一日 腰南1井钻井工程项目评审验收意见书 2007年7月11日由勘探北方分公司组织有关专家,在听取井队全面汇报的基础上,对中原石油勘探局油田钻井三公司50737钻井队承钻的腰南1井的原始和成果资料进行了验收,验收组认为: 1、该队能够认真执行设计和甲方指令,积极配合与第三方的工作,周密组织,精心施工,圆满完成了该井的钻井工程任务。 2、井身质量、固井质量、泥浆质量、取心质量等工程质量指标达到了设计和合同规定的要求。 3、目的层油层段采用屏蔽暂堵剂、聚合醇防塌剂,非渗透油气层保护剂等油气层保护剂,控制失水小于5ml,满足了油气层保护的需要。 4、原始资料上交齐全,井史记录、钻井日报、钻井液日报、钻具记录等数据真实准确。 验收组认为,该队在施工中高标准管理队伍,严格执行技术措施,各项工程质量指标达到了设计和合同要求,圆满地完成了该井的钻井工程任务,综合评定为优质工程。 建议施工单位对欠平衡钻井井段的井身质量控制和深井钻井技术进行分析总结,为今后在该区的钻井设计和施工提供参考依据。 评委会主任:张玉明 2007年7月11日 腰南1井钻井工程项目竣工验收审查组名单 评委 姓名 单位 职务/职称 签名 组长 张玉明 勘探北方分公司 副总地质师/教授 张玉明 副组长 刘彦学 工程技术处 处长/高工 刘彦学 成员 周荔青 勘探北方分公司 经理/教授 周荔青 谢晓安 勘探北方分公司 副经理/教授 谢晓安 张淮 勘探北方分公司 处长/高工 张淮 王德喜 勘探处 处长/高工 王德喜 李玉忠 生产环保处 副处长/高工 李玉忠 徐宏节 科技信息处 副处长/高工 徐宏节 刘厚裕 工程监理处 副处长/高工 刘厚裕 张学恒 计划财务处 高工 张学恒 董泽军 工程技术处 高工 董泽军 目 录 一、 施工概况 1 二、 基础数据 2 三、 各次开钻施工总结 5 四、 钻井工程质量 13 五、 井下复杂情况及事故分析 14 六、 钻头使用情况分析 16 七、 钻井时效分析 22 八、 地层压力监测及破裂压力实验情况 24 九、 油气层保护 26 十、 井控工作 28 十一、 固井情况 33 十二、 生产管理与QHSE管理工作 36 十三、 主要经验及存在的问题 41 十四、 钻井潜力分析、认识及建议 43 附件一:腰南1井钻井液技术总结 45 附件二:腰南1井单点井斜数据 58 附件三:腰南1井电测井斜数据 59 附件四:腰南1井低泵速试验数据表 64 附件五:腰南1井表套固井统一数据表 65 附件六:腰南1井技套第一级固井统一数据表 67 附件七:腰南1井技套第二级固井统一数据表 69 附件八:腰南1井分段井径数据 71 附件九:腰南1井入井套管及附件登记一览表 75 附件十:腰南1井事故报告 89 附件十一:腰南1井钻井资料上交清单 90 施工概况 腰南1井位于吉林省前郭县查干花乡达尔罕东3Km处d,建井周期209.83d。 腰南1井,最大井斜19.86°/4009m,井底水平位移169.77m,最大全角变化率3.85°/4735m;二开井段扩大率14.46%;三开井径扩大率1.7%;固井质量合格;取心收获率93.59%,工程质量指标达到了设计和合同要求。 施工中工程积极配合地质、综合录井、中途测试、电测等单位,进行了地质常规录井和完井电测等工作,取全取准了各项资料,达到了本井的钻探目的,出色地完成了本井的钻探施工任务。 中原石油勘探局钻井三公司以其强有力的装备实力、技术力量、后勤保障和良好的市场形象中标该井。中标后我们一方面组织经验丰富的技术人员进行广泛的调研,编写了《钻井工程施工方案》,并通过了甲方组织的审批;另一方面,积极组织设备的调运、安装,于2006年9月27日按照甲方要求顺利开钻。 开钻以后,在中国石化勘探北方分公司各级领导的关怀下,在现场监督的指导下,在公司的直接领导下,我们严格执行地质、工程、钻井液三大设计,认真贯彻“质量为本,信誉至上,创建世界名牌钻井公司”的公司质量方针,按设计和甲方要求认真组织,精心施工。针对地层不熟悉、井下情况多变等特点,根据实钻情况及时分析、及时总结,采取相应的措施,克服了上部地层起钻困难、掉块多、跳钻严重、钻头选型困难等钻井中出现的难题,高标准、高质量完成了该井的施工。 基础数据 设计基础数据 井号:腰南1井 井别:预探井 井位坐标:纵(X) 4932959 横(Y) 21579584 地理位置:吉林省前郭县查干花乡达尔罕东3Km处长岭断陷达尔罕断凸带腰南深层构造高点探索腰南深层构造营城组、登娄库组、泉头组的含油气性,力争获得油气突破了解腰南深层构造断陷层火成岩发育、岩性、岩相特征及储层的变化规律获取钻遇地层的地质参数及相关的油、气、水资料为腰南断陷层天然气储量计算提供参数。钻达设计井深及层位,完成地质设计任务完钻; 中途测试天然气日产量大于可提前完钻 ④未按设计井深完钻,须甲方批准确定2007年03月21日15:00 完钻时间: 2007年5月7日14:30 完井时间: 2007年6月2日12:00 钻井周期:177.65d 建井周期:209.83d(不包括冬休时间) 中途测试:5.33d 设计井深: 4800m 完钻井深:4790m 完钻层位:营城组 钻 机 月:6.78台月 钻机月速:706.49m/台月 平均机械钻速:1.95m/h 取心进尺:10.9 m 岩心长度:10.2 m 平均取心收获率:93.59 % 井身质量:合格 固井质量: 合格 完井方法:裸眼完井 实钻地质分层 表1 实钻地质分层 地层 设计分层 实际分层 岩性特征描述 系 组 代号 底界 (m) 厚度 (m) 底界 (m) 厚度 (m) 第四系 Q 107 80 岩性为棕黄色表土层、细砂层、砂砾层 第三系 太康组 Nt 283 266 265 185 岩性以灰白色砂砾岩、灰色细砂岩为主夹绿灰色泥岩。 白垩系 明水组 K2m 889 603 868 603 岩性以绿灰色、棕红色泥岩与灰色粉砂岩略等厚~不等厚互层。 四方台组 K2s 1267 378 1300 432 岩性为红灰泥岩间互与砂岩略等厚互层。砂岩主要为灰色粉砂岩、泥质粉砂岩,中部见一厚层灰白色含砾砂岩。 嫩江组 K2n 1878 611 1888 588 岩性上、中部主要为灰色泥岩夹灰色粉砂岩,下部主要为灰黑色泥岩与灰黑色油页岩。 姚家组 K2y 2027 149 2010 122 岩性为浅灰色砂岩与红色泥岩略等厚~不等厚互层。砂岩主要为浅灰色灰质、白云质、泥质粉砂岩。 青山口组 K2qn 2762 735 2673 663 岩性上、中部为红色泥岩与灰色砂岩略等厚~不等厚互层;下部主要为灰色、灰黑色泥岩与砂岩等厚互层。砂岩主要为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、细砂岩。 泉头组 K1q4 2953 191 2786 113 岩性以灰色细砂岩为主夹紫红色泥岩。 K1q3 3245 292 3102 316 岩性为紫红色泥岩、砂质泥岩与浅灰色细砂岩略等厚互层。 K1q2 3493 248 3365 263 岩性主要为灰色细砂岩、泥质粉砂岩与紫红色泥岩略等厚~不等厚互层。以泥岩为主,砂岩欠发育。 K1q1 3767 274 3626 261 岩性主要为灰色细砂岩、粉砂岩与紫红色泥岩略等厚互层。顶部是一套泥岩段,中下部砂岩较多、较发育。 登娄库组 K1d 3997 230 3788 162 岩性主要为灰色细砂岩、泥质粉砂岩与褐色泥岩略等厚-不等厚互层。 营城组 K1yc 4800未穿 803 4790未穿 1002 岩性主要为紫灰色、灰色凝灰岩、流纹岩。 各次开钻施工总结 井身结构Φ 表2井身结构数据表 井身结构 套管下深 钻头尺寸 (mm) 设 计 (m) 实 际 (m) 套管尺寸 (mm) 设 计 (m) 实 际 (m) 一开 Φ444.5 500 500.5 Φ339.7 498 500.39 二开 Φ311.15 4007 3800 Φ244.5 4005 3799.11 三开 Φ215.9 4800 4790 第一次开钻施工情况?? 本井一开于2007年9月27日17:00用Φ444.5mm三牙轮钻头开眼。采用了塔式钻具组合:Φ444.5mm钻头+Φ228mmDC×1根+Φ203mmDC×12根+Φ178mmDC×1根+127mmDP,前四个单根,先用单泵开钻,排量30L/s,转速60r/min,钻压30~50kN缓慢吊打,然后开双泵加大排量,小钻压、高转速钻至井深500.5m。钻井液密度为1.24g/cm3,粘度60s,下入国产Φ339.7mm套管47根,钢级J55,壁厚9.65mm,下深500.39m,阻位488.9m,联入8.85m,采用常规法固井,共注入嘉华G级水泥86t,水泥浆密度平均为1.83g/cm3,替清水29m3。水泥浆返至地面。 一开钻进井段7.50~500.5m,进尺493m,平均机械钻速15m/h。根据电测结果:表层井段最大井斜1.13°∕300m ,井底水平位移1.20m,平均井径扩大率7.70%,井身质量符合设计要求。 一次开钻的主要技术措施: (1)采用大尺寸塔式钻具配合合理的钻井参数达到防斜目的,为确保上部井段打直,采用小钻压领眼,轻压吊打,均匀送钻;分别在井深276m、416m、490m测单点,最大井斜0.9°,井身质量符合设计要求。 (2)防浅层气措施:用密度为1.24g/cm3的泥浆开钻;一开就开始综合录井和进行坐岗观查;储备有足够的加重材料。 (3)防塌防卡措施:保正泥浆性能符合要求;尽量开双泵循环;井深280m时短起下钻一次;起下钻遇阻卡井段耐心划眼。 第二次开钻施工情况 二开整改期间,高标准、高质量安装井控装备,并在甲方监督的严格监督下分别对套管,试压合格。试压情况:套管试压MPa,环形防喷器试压MPa,半封闸板试压MPa,全封闸板试压MPa,MPa,10分钟,压力下降为零,试压合格。 10月3日22:20二开钻进,钻头尺寸为Φ311.15mm,钻进井段500.9~3800m,二开主要工作是钻进、中完电测、下技术套管和固井施工。 本井二开井段长,防斜打直和井下安全是关健。在保证井身质量和井下安全的前提下,针对井下的实际情况,我们采取了两种钻具结构: (500.5~699m)井段,本段主要是采用钢齿牙轮钻头钻穿阻流环和水泥塞。采用了防斜效果较好的钟摆钻具:Φ311.15mmH127钻头+Φ203mmDC×2根+Φ311mmLF+Φ203mmDC×10根+Φ178mmDC×1根+Φ127mmDP,钻压:30kN,转速55r/min,泵压14.95MPa。地层:明水。钻进进尺198.67m,纯钻20.47h,机械钻速9.70m/h。 (699~2433m)井段,采用PDC钻头+钟摆钻具组合:Φ311.15mmPDC钻头+Φ228mmDC×1根+Φ311mmLF+Φ203mmDC×7根+Φ127mmHWDP×5根+Φ127mmDP,钻压:30~50kN,转速110r/min,泵压13~16MPa。地层:明水、四方台、嫩江、姚家、青山口。进入青山口组后,PDC钻头的钻时明显变慢,因此起钻换牙轮钻头。钻进进尺1734m,纯钻239.75h,机械钻速7.23m/h。 (2433~3800m)井段,地层主要为青山口组,采用牙轮钻头+塔式钻具组合:Φ311.15mm钻头+Φ228mm减震器+Φ228mmDC×1根+Φ203mmDC×17根+Φ178mmDC×1根+Φ127mmHWDP×2根+Φ127mmDP,钻压220~240kN,转速60~70r/min,泵压16~20MPa。共用钻头14只,进尺1367m,纯钻时间1447.56h,机械钻速0.94m/h。 打电测口袋钻具组合(井段3800~3830m):Φ215.9mmHJT617GH钻头Φ158mm减震器+Φ158.8mmDC×14根+Φ127mmHWDP×6根+Φ127mm钻杆 2007年1月4日9:00钻至井深3800.00m(进营城组12m),进尺3299.5m,纯钻时间1701.39h,平均机械钻速1.94m/h。再用Φ215.9mm钻头钻测井口袋至3830.00m起钻进行二开中完作业,二开完钻时间:2007年1月7日12:30。 2007年1月7日进行中完电测,电测一次成功,井底井斜2.34°,水平位移28.36m,闭合方位122.14°,最大全角变化率0.69°/3800m,二开井段最大井斜2.34°/3800m。二开井段平均井径扩大率4.2%。 二开下入国产Φ244.5mm钢级(P100/TP110)/壁厚11.99mm技术套管,套管下深3799.11m,阻位3754.26m,分级箍位置2073.22m,联入8.25m。采用双级固井,注入嘉华G级水泥127.66t,水泥浆返至地面,固井质量:合格。 二开钻进井段500.50~3830m,进尺3329.50m。从二开到完钻共用95.65d;测井、通井、下套管、固井、候凝、钻水泥塞及套管附件和测声幅时间(至2007年1月17日23:00)合计10.44d;二开共用106.09d。 二开使用钻头17只,型号分别为HJT617G×1只,HAT127×1只,HJT537G×13只; PDC钻头2只,Φ215.9mmHJT617GH钻头1只(打小井眼)。 二开钻进施工的主要难点: 1.钻进施工中蹩跳钻严重,极易出现钻具事故; 2.上部地层软泥岩地层造浆性强,钻井液粘度升高快;明水组地层成岩性差,泥岩较软、塑性软弹性强,钻屑集结成球团状,泥糊堵塞环空影响钻效,起下钻具难度大;姚家组地层水化剥落,地层胶结性差,泥岩易崩散,掉块严重,给井下安全造成了一定的隐患。 3.裸眼井段长,对钻井液性能的维护难度加大; 4.二开井段长,环空损耗大,施工后期无法双泵打钻,排量小,井底钻屑无法及时带出,给井下安全带来了很大隐患。 第三次开钻施工情况 2007年3月7日5:00,经过紧张有序的中完作业、设备整改及井控装置按标准安装、试压等,顺利通过了三开设备安装质量验收,开始第三次钻井施工。 取心钻进(3830.3~3839m): 依据设计在进入火成岩顶部控制取心一筒,钻具组合:取心钻头+川8-3取心筒+158mmDC*8根+127mmHWDP*7根+127mm DP,钻压20~40kN,转速50r/min,泵压15~16MPa,取心进尺8.7m,心长8m,取心收获率92%,机械钻速0.26m/h。 取心钻进(3998~4000.2m): 三开钻至井深3998米,由于钻头磨损严重、使用时间短,为了验证地层岩性,为钻头的优选提供依据,按照甲方要求取心一桶。钻具组合:钻头+川8-3取心筒+158mmDC*8根+127mmHWDP*7根+127mm DP,钻压20~40kN,转速50r/min,泵压15~16MPa,取心进尺8.7m,心长8m,取心收获率92%,机械钻速0.26m/h。 欠平衡钻进 本井为了更好地发现油气层,保护油气层,依据设计三开井段实施欠平衡钻井。 欠平衡钻井是在钻井过程中允许地层流体进入井内,并将其循环到地面加以有效控制的一种钻井技术。与常规钻井相比,有其明显的优越性,优点有:降低地层损害,克服复杂井及井漏又井涌的难题,克服水敏性泥页岩水化作用,克服压差卡钻,有利于老油田改造,易动用难拿储量,有利于提高机械钻速,可及时发现油气层。 3月21日15:00开始三开欠平衡井段钻进施工,采用低密度聚合醇钻井液体系,钻井液密度1.04~1.10g/cm3。井段3839~4790m,钻具组合:Φ215.9mm钻头+Φ158mm减震器+箭形回压凡尔+Φ158mmDC×1根+箭形回压凡尔+Φ158mmDC×1根+旁通阀+投入式止回阀+Φ178mmDC×16根+Φ127mmHWDP×8根+Φ127mmDP,钻压160~180kN,转速55~65r/min,泵压15~17.5MPa。 施工井段为3839~4790m,营城组,进尺951m,纯钻进638.33h,平均机械钻速1.49m/h,其中地质控制工程取心一筒。使用Φ215.9mm牙轮钻头18只,取心钻头3只。 欠平衡井口装置采用70MPa一类井口和美国Williams公司7100型旋转防喷器以及地面处理装置、气体燃烧系统等辅助设备进行循环和钻进。 2007年5月6日23:30钻至井深4790m完钻,5月9日8:30完井电测结束,电测一次成功。电测显示三开井段最大井斜19.86°/4009m井底井斜6.6°,水平位移169.77m,闭合方位170.88°,全井最大全角变化率3.85°/4735m。三开井段最大井径258.83mm,最小井径209.55mm,平均井径219.64mm,井径扩大率1.7% 三开钻进井段3830~4790m,进尺960m。从三开到完钻共用65.31d;完井作业25.8d;三开共用91.11d。 技术保障措施 大井眼(Φ311.15mm井眼)钻井技术 大井眼井段,在深探井钻井中,是一个集控制井身质量、安全和速度为一体的关键钻进井段。在控制好井身质量的前提下,抓好安全速度关。 大井眼钻井,最常遇到的问题就是起下钻的阻卡问题。主要原因:一是井眼大、井眼稳定性差;二是上部地层欠压实、疏松,地层中粘土矿物遇水易水化膨胀产生缩径,同时钻屑上返过程中易分散成细颗粒粘贴在井壁上形成假泥饼引起井径缩小。因此,为解决大井眼的安全钻井问题应注意以下几个问题: 坚持实施短起下钻工艺。不管使用PDC或牙轮钻头都应坚持短起下钻工艺,即每钻进200m左右进行一次短起下,通过短起下及时清除假泥饼和巩固井壁。 钻井参数的强化实施。特别是排量的选择最为重要,在钻速较快的条件下,排量的选择应宁大勿小,以便达到最优的净化井眼的效果。 调整好钻井液性能,控制滤失量,形成优质泥饼,巩固井壁。 强化操作规程和技术措施 遵守操作规程和制定正确的工程技术措施也是深井安全防卡的重要环节,为此,主要做了以下几方面的工作: 加强活动钻具,井内钻具静止不能超过3min。上下活动钻具范围应大于6m以上。 最大限度地减小钻井液液柱压力,减小钻具与井壁上滤饼的接触面积和尽量缩短钻具在井下静止时间,一定要保证不停地活动钻具。 最大限度地降低钻井液中的无用固相含量,改善钻井液固相颗粒级配。维持钻井液具有好的流变性,提高井壁的承压能力。 所有下井钻具必须按规定认真进行检查,凡不合格的钻具禁止下井使用。 选择合理的钻具结构,优选参数钻进,力求打直打快,避免“糖葫芦”、“狗腿子”井眼,防止键槽的产生,减少卡钻的机会。 起钻前处理好钻井液,大排量循环洗井,循环两周以上方可起钻。下钻不应一次到底,应分段开泵循环正常后再下钻。 短起下钻井段应超过所钻井段长度,防缩径卡钻。 钻进中发现泵压下降,必须停钻找出原因。如果在地面上找不出问题,应起钻检查钻具。 钻进中发现钻时变慢、蹩钻、泵压升高、上提钻具阻卡,应立即停钻,处理钻井液改善性能。同时,上下长距离活动钻具,并高速旋转甩动,加大循环排量,以消除钻头或稳定器泥包。 在井口上作业,必须预防工具、螺栓、钳牙等物品落入井内。空井时,要用钻头盒盖住井口。 防斜打直措施 设备安装按规定要求达到平、正、稳、固、牢。校正天车中心、转盘中心及井口中心三者处于同一铅垂线上,最大允许偏差不超过10mm。 指重表、记录仪、泵压表必须灵敏、准确、好用。 采用有效的井斜监测措施;坚持测斜,井斜变化严重时加密测量,做好井身质量预测。 优选钻具组合,并根据不同情况及时调整钻进参数;根据实际情况选用防斜、纠斜钻具,加强防斜效果。 根据钻时的快慢及时调整钻压;地层交界面、软硬交错地层至少吊打钻进30~50m。 钻遇裂缝地层时如有跳钻等现象,降低钻压,并对裂缝井段反复划眼,消除可能出现的狗腿或台阶。 绘制地层、井斜及各井段的钻进参数曲线图,通过分析,优选出有利于防斜的最优钻进参数,并及时调整。 欠平衡技术措施 制定了详细周密的试压标准。按欠平衡钻井工艺的要求,进行井口及地面设备的配套安装及试压。 按设计配制合适密度和性能的欠平衡钻井液,储备足量的重泥浆及加重材料。 明确常规钻井和欠平衡循环流程及其间的转换方法。进入目的层,注意观察溢流征兆,下钻到底循环测油气后效时,如果后效严重,钻井液喷涌较大,经欠平衡循环流程节流循环,保证井口安全。 制定了关井校核地层压力的方法和措施。发生溢流,关井求压,校核地层压力,确定是否调整钻井液密度。 制定了起下钻技术措施。严格按设计组配钻具结构,下入2只箭形止回阀、1只旁通阀和1只投入式止回阀。下钻时,每500m灌浆一次,以保护下部箭形止回阀,下钻到技术套管鞋处,安装旋转控制头轴承总成再下钻;起钻前充分循环,用旋转控制头过胶芯带压起钻至技术套管内,再起出旋转控制头轴承总成。 制定了欠平衡钻井安全措施及防H2S应急预案。欠平衡钻井期间,加强井控安全措施,严格坐岗制度,加强液面观察,加密测量钻井液性能的次数,。。/3800m, 井眼尺寸 (mm) 最大井径/井段 (mm/m) 最小井径/井段 (mm/m) 平均井径(mm) 井径扩大率 (%) 设计 实际 二开 Φ311.15 443.41/750 292.66/3800 361.24 15 14.46 三开 Φ215.9 258.83/4681 209.55/4421 219.64 15 1.7 固井质量 本井固井施工由固井工程处承揽完成,表套、技套固井质量合格,未下油套,无油套固井。 取心质量 腰南1井在营城组取心2筒,进尺10.9m,心长10.2m,取心收获率93.58%。取心情况见表5: 表5 取心情况统计表 编号 钻头直径(mm) 层位 井 段 (m) 进尺 (m) 心长 (m) 取心收获率 (%) 纯钻时间 (h) 机械钻速(m/h) 1 215.9 营城组 3830.3~3839 8.7 8 91.95 33:00 0.26 2 215.9 营城组 3998~4000.2 2.2 2.2 100 9:50 0.22 井下复杂情况及事故分析 本井施工过程中的复杂和事故情况主要有以下几方面: 起钻遇卡 该井钻至井深1591米循环短起过程中,在1060~1290m多处遇卡。 分析原因:上部软泥岩地层水敏性强,井眼环空有大量钻屑积存,不能及时返出井外。这些残留在井内的钻屑在旋转钻具的扰动敲击下,被挤压在井壁上,在井眼内造成假塑性泥饼吸附在井壁上,使井眼缩径。上提钻具刮削致使泥饼脱落,造成环空堵塞。钻进至明水、四方台、嫩江组地层时,均有不同程度的软泥岩造浆形成的泥饼糊在井壁上,起钻刮拉井壁产生抽吸,严重可发生井塌。 处理:遇卡不可多提,以上下活动钻具为主,接方钻杆开泵上提带出钻具为辅,防止钻具卡死;上部地层适当控制钻速,打完单根后起出一个单根,把井壁拉一遍后接单根;加长划眼排砂时间,加大泵排量,适时调整流变参数和适当的粘度、切力,细水长流补入抑制性胶液和优质坂土浆。 CO2的处理 钻至4466米时, CO2含量急遽上升。最高为18%。泥浆性能也发生了很大的变化,比重由1.05g/cm3下降到1.03 g/cm3 粘度由60秒上升到97秒,失水有3.8 ml上升5ml, PH值由9降到7。为了井下的安全施工,现场采取了停钻循化观察和处理钻井液,待钻井液性能有所好转时继续恢复钻进。在下部井段的施工中,CO2 不断溶入泥浆中,造成钻井液断受到污染 。 处理: 正常钻进时,由于CO2的不断侵入,钻井液性能极其不稳定,为了稳定钻井液性能,保持其低失水和良好的抗高温及润滑性。只有不断用生石灰消除污染,接着用降失水剂和润滑剂调整性能,并用高粘度胶液进行维护。 起下钻工序中,首先用降失水剂和润滑剂,配置高浓度钻井液打入井底,封闭裸眼井段,安全起钻。在起钻的同时低压循环罐内钻井液,加入生石灰,钻头起至套管鞋内接方钻杆用处理过的钻井液将井内钻井液置换出来,然后边起钻边低压循环处理地面罐内钻井液。 断减震器综述 2007年4月23日4:02钻至井深4438.00m时,立压出现异常,由正常钻进时的17.5Mpa升高至19.9 Mpa,扭矩由13.5KN.m升高至19.54 KN.m。其它工程参数无变化,钻具上提、下放正常。钻具离开井底时,泵压恢复正常,一放至井底,立压旋即升高,反复多次均是如此,分析认为井下异常,遂决定起钻查明情况。16:30起出后,发现钻具断落,断裂处为减震器上部0.72m处,即减震器轴芯(脖子)上部的台阶处断了。 井下落鱼钻具结构: 158.8mm减震器+Φ216mm钻头。落鱼长度为3.89m,鱼顶位置为:4434.11m。2007年4月24日下入Φ200mm卡瓦捞筒打捞井下落鱼。下钻到底实探鱼顶4434.11m,开泵循环冲洗鱼顶后进行打捞,打捞一次成功。 造成此次事故原因是: 1、该段地层较硬,且呈不均质性,交变应力集中,致使该处产生疲劳损伤。 2、减震器质量不过关,该减震器为贵州高峰产,使用时间为62小时。 钻头使用情况分析 钻头使用分析 钻井施工中,通过调研邻井资料,根据地层和实钻情况优选钻头,选择使用时间长、适应地层、机械钻速高的钻头,以减少起下钻时间,缩短钻井周期。 二开主要以牙轮钻头为主,期间不同井段采用PDC钻头,根据实钻情况及时对所起出的钻头进行分析、总结,对下部钻头进行优选。通过钻头的选型和使用可看出在明水组、四方台组、嫩江组、姚家组PDC钻头的进尺多(1734m),纯钻时间长(239.75h),机械钻速为7.23m/h,从而减少了起下钻趟数,加快了施工进度;进入青山口组后,PDC的机械钻速下降,钻头损坏严重,因此起钻换牙轮钻头;换牙轮钻头后,机械钻速为0.94m/h,单只牙轮钻头平均进尺97.64m。 三开采用欠平衡钻进,井段长,地层岩性变化频繁,地层为营城组,岩性为火成岩(紫灰色凝灰岩),主要成份为火山灰,含有石英、长石斑晶或晶屑,具凝灰结构块状构造,硅质胶结,坚硬致密,可钻性差,研磨性强,地层跳钻严重。在井段3839~4154m,单只钻头平均进尺26.25m,纯钻时间23.42h,机械钻速1.12m/h。起出钻头均报废。邻井达2井、腰深1井采用的钻头型号在本井都无法满足施工的需要,现场试验了多种钻头型号,并将取心分析结果及钻头使用情况反馈给江汉钻头厂,由他们为本井提供钻头型号和参数优选,经过现场多种钻头的使用,最终选择了价格昂贵的带金刚石保径的钻头,基本能满足井下施工的需要.钻头用量大,磨损严重,共使用钻头24只,其中牙轮钻头21只,取心钻头3只,牙轮钻头的型号经历了HJT617GH、HJT637G,HJT637GL、HJT637GH、HJT637GHL、HJT737GH等型号钻头,单只牙轮钻头平均进尺46.62m,纯钻时间33.26h,机械钻速1.40m/h。 钻头使用情况统计 表6钻头使用情况统计表 序号 型号 钻头尺寸 mm 水眼 层位 井 段 m 进尺 m 纯钻时间 h 机械钻速 m/h 钻井参数 备注 钻压(KN) 转速r/min 排量L/S 1 SKW121 444.5 ¢40×3 泰康组\明水组 7.50 416.75 409.25 29.67 13.79 40 65 55 2 SKW121 444.5 ¢24×3 明水组 416.75 500.50 83.75 5.17 16.20 40 75 55 3 HAT127 311.15 ¢18+18+17 明水组 500.50 699.00 198.50 14.08 14.10 30 60 70 4 AG526 311.15 ¢14×4+¢12×2 明水\嫩江\姚家 699.00 2068.83 1369.83 117.92 11.62 60 85 65 5 WHDB361P-7 311.15 ¢24×4+¢10×5 姚家\青山口 2068.83 2433.00 364.17 121.83 2.99 60 85 65 6 HJT537GK 311.15 ¢33×3 青山口 2433.00 2617.00 184.00 95.47 1.93 240 75 38 7 HJT537GK 311.15 ¢33×3 青山口 2617.00 2702.40 85.40 56.75 1.50 240 75 38 8 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组 2702.40 2791.70 89.30 69.92 1.28 240 75 38 9 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组 2791.70 2794.10 2.40 8.58 0.28 240 75 38 10 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组 2794.10 2951.87 157.77 138.50 1.14 240 75 38 11 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组3 2951.87 3085.59 133.72 122.00 1.10 240 65 38 12 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组3\2 3085.59 3200.20 114.61 123.33 0.93 240 65 38 13 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组2 3200.20 3304.37 104.17 106.75 0.98 240 65 38 14 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组2 3304.37 3395.00 90.63 128.17 0.71 240 65 38 15 HJT617G 311.15 ¢33×3 泉头组 3395.00 3469.64 74.64 119.67 0.62 240 65 38 16 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组1 3469.64 3564.22 94.58 133.00 0.71 240 65 38 17 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组1 3564.22 3648.30 84.08 145.00 0.58 240 65 38 18 HJT537GK 311.15 ¢33×3 泉头组1 登娄库 3648.30 3740.78 92.48 126.67 0.73 240 65 38 19 HJT537GK 311.15 ¢33×3 登娄库 ,营城组 3740.78 3800.00 59.22 73.75 0.80 240 65 38 20 HJT617GH 215.9 ¢33×3 营城组 3800.00 3830.00 30.00 35.25 0.85 140 65 38 序号 型号 钻头尺寸 mm 水眼 层位 井 段 m 进尺 m 纯钻时间 h 机械钻速 m/h 钻井参数 备注 钻压(KN) 转速r/min 排量L/S 21 HJT637GL 215.9 ¢33×3 营城组 3830.00 3830.00 0.00 22 GA114 215.9 ¢33×3 营城组 3830.00 3830.20 0.20 1.50 0.13 30 55 34 23 8441RQ302 215.9 营城组 3830.20 3830.30 0.10 6.91 0.01 20 55 34 24 8441RQ502 215.9 营城组 3830.30 3839.00 8.70 33.00 0.26 30 55 34 25 HJT637GL 215.9 ¢20×3 营城组 3839.00 3876.18 37.18 28.17 1.32 160 55 34 26 HJT637GL 215.9 ¢20×3 营城组 3876.18 3907.00 30.82 25.75 1.20 160 55 34 27 HJT637GHL 215.9 ¢20×3 营城组 3907.00 3920.47 13.47 17.75 0.76 160 55 34 28 HJT637GHL 215.9 ¢20×3 营城组 3920.47 3958.75 38.28 40.00 0.96 160 55 34 29 HJT637GHL 215.9 ¢20×3 营城组 3958.75 3980.00 21.25 22.83 0.93 160 55 34 30 HJT637GHL 215.9 ¢20×3 营城组 3980.00 3998.00 18.00 17.67 1.02 160 55 34 31 8441RQ502 215.9 营城组 3998.00 4000.20 2.20 9.83 0.22 30 55 34 32 HJT637GH 215.9 ¢17×¢18×¢20 营城组 4000.20 4027.63 27.43 23.33 1.18 180 55 34 33 HJT737GH 215.9 营城组 4027.63 4057.19 29.56 28.17 1.05 180 55 34 34 HJT637GHL 215.9 营城组 4057.19 4085.49 28.30 33.08 0.86 180 55 34 35 HJT637GHL 215.9 大水眼 营城组 4085.49 4117.00 31.51 16.25 1.94 180 55 34 36 HJT637GH 215.9 大水眼 营城组 4117.00 4154.00 37.00 18.25 2.03 180 55 34 37 HJT637GH 215.9 大水眼 营城组 4154.00 4196.00 42.00 34.25 1.23 180 55 34 38 HJT737GH 215.9 大水眼 营城组 4196.00 4275.00 79.00 41.00 1.93 180 55 34 39 HJT637GH 215.9 大水眼 营城组 4275.00 4394.00 119.00 47.50 2.51 180 55 34 表6钻头使用情况统计表 表6钻头使用情况统计表 序号 型号 钻头尺寸 mm 水眼 层位 井 段 m 进尺 m 纯钻时间 h 机械钻速 m/h 钻井参数 备注 钻压(KN) 转速r/min 排量L/S 40 HJT737GH 215.9 大水眼 营城组 4394.00 4438.00 44.00 15.75 2.79 180 55 34 41 HJT637GHl 215.9 大水眼 营城组 4438.00 4569.00 131.00 52.00 2.52 180 55 34 42 HJT637GHl 215.9 大水眼 营城组 4569.00 4683.00 114.00 83.25 1.37 180 55 34 43 HJT737GH 215.9 大水眼 营城组 4683.00 4790.00 107.00 83.50 1.28 180 55 34 钻井参数优选 合理选择钻井参数对提高机械钻速、控制井身质量、防止井下事故的发生起着至关重要的作用,本井钻井参数制定原则是依据在保证井身质量和井下安全的前提下,尽量采用大钻压、低转速、大排量。加强钻井液管理,提高携砂能力,减少重复切削,提高机械钻速。 Φ444.5mm井眼中钻进时,钻压40~120kN,转盘转速60~110rpm,排量30~55L/s,泵压4~11MPa,这种钻井参数配合基于以下两个目的: 1.上部地层可钻性好,进尺快,Φ444.5mm井眼大,钻进时突出大排量携砂。同时为防止井口塌陷,保证井眼打直,而又不形成喇叭口井眼,上部40m采用低转速,小钻压,小排量。 2.随着井深增加,地层可钻性变差,采用小钻压来防斜,配合大排量,高转速,提高机械钻速。 Φ311.15mm的井眼井段长,钻井参数的选择不但要考虑大排量携砂,提高机械钻速,控制井斜,地层的适应性,同时还要考虑到不同种类钻头适应的钻进参数。因此二开在699~2433m井段采用PDC钻头钻进时,根据PDC钻头易选则低钻压、高转速的原则,采用40~60kN钻压,转盘转速75~95rpm,泵压15Mpa;在地层岩性发生变化后,PDC钻头不论在钻头成本上和机械钻速上满足不了施工的需要,因此更换牙轮钻头,钻井参数为钻压160~240kN,转盘转速55~70rpm,排量38~50L/s,泵压16~20MPa。 Φ215.9mm的井眼钻进,该井段岩性成分主要由火山灰,石英、长石斑晶或晶屑,具凝灰结构,块状构造,致密,硬。地层稳定,钻头选用的是牙轮钻头,因此钻进中主要采用大钻压,低转速,钻井参数,排量34L/s,钻压160~180kN,转盘转速55~60rpm,泵压15.5~17MPa。 钻井时效分析 2006年9月21日8:00开始搬迁,2006年9月27日15:00一开钻进,2007年5月7日14:30完钻,2007年6月2日12:00完井,钻井周期177.65d ,建井周期209.83d,安全顺利地完成了钻探施工任务。 钻井施工进度和进度图(如表7)。 表7 钻井施工进度表 序号 井段(m) 施工作业项目 设计天数 (d) 实际天数 (d) 累计天数 (d) 设计 实际 1 500 500.5 一开 3 2.56 2.56 2 固井、候凝、装二开井口 4 3.74 6.3 3 4002 3830 二开钻进、打电测口袋 165 95.68 101.98 4 电测、下套管、固井、候凝、电测、试压 8 10.44 112.42 5 4800 4790 钻水泥塞、取心、电测、等欠平衡、等药品、钻井 42 65.31 177.73 6 电测、VSP、中途测试、打水泥塞 11 25.8 203.53 图2 腰南1井施工进度曲线图 钻井时效统计 全井总时间为4885h,其中:纯钻进2453:05,起下钻874:15,接单根44:45,划眼8:55,循环钻井液137:55,测井241:20,固井231:55,辅助259:45,组织停工477:50,事故27:15,钻杆测试128:00。全井纯钻时效为50.22%。 表8 钻井生产时效统计表 月份 月末 井深 纯钻进 起下钻 接单根 扩划眼 循环 测井 固井 辅助 组停 事故 其它 时间 总计 钻杆 测试 06/9 500.5 34:50 17:40 7:25 0:00 2:55 1:10 0:00 0:00 64:00 06/10 2780.0 446:55 105:00 20:10 8:55 41:40 10:05 60:55 50:20 744:00 06/11 3343.0 553:15 119:50 4:55 0:00 6:35 0:00 35:25 720:00 06/12 3740.8 627:40 72:10 3:20 0:00 16:30 0:00 24:20 744:00 07/01 3830.0 109:00 87:20 0:45 0:00 14:00 73:40 135:00 4:15 424:00 07/03 3958.8 154:45 190:10 1:00 0:00 21:45 6:45 0:00 297:35 672:00 07/04 4621.0 393:55 250:50 5:35 0:00 28:30 0:00 0:00 13:55 27:15 720:00 07/05 4790.0 132:45 31:15 1:35 6:00 153:10 0:00 20:25 270:50 744:00 128:00 07/06 4790 36:00 17:00 53:00 合计 2453:05 874:15 44:45 8:55 137:55 241:20 231:55 259:45 477:50 27:15 4885:00 128:00 50.22% 17.90% 0.92% 0.18% 2.82% 4.94% 4.75% 5.32% 9.78% 0.56% 100% 2.62% 技术指标 完钻井深4790m,平均机械钻速1.95m/h;动用钻机月6.78台月,钻机月速706.49m/台月。 表9 时效指标与钻速指标 钻井周期 (d) 建井周期 (d) 中测时间(d) VSP时间(d) 地质循环 (d) 生产时效 (﹪) 纯钻时效(﹪) 177.65 209.83 5.33 8.94 87.43 50.22 进尺时效 (﹪) 组 停 (﹪) 修 理 (﹪) 复 杂 (﹪) 事 故 (﹪) 平均机械钻速(m/h) 钻机月速(m/台月) 72.04 9.78 0.56 1.95 706.49 地层压力监测及破裂压力实验情况 (一)地层压力监测情况 本井采用DC指数法对所钻地层进行地层压力监测,从地面到4790m全井段监测,指数显示无压力异常情况发生。根据现场实际钻井情况,符合监测结果。 图3 DC压力曲线井dc指数表 标准井深(m) DC指数 标准井深(m) DC指数 标准井深(m) DC指数 标准井深(m) DC指数 标准井深(m) DC指数 1 2.14 800 0.83 1800 1.30 2800 1.71 3800 1.74 2 2.14 850 0.98 1850 1.01 2850 1.59 3850 2.24 24 0.56 900 0.84 1903 1.09 2900 1.75 3900 1.78 50 0.37 950 0.75 1950 1.05 2950 1.81 3950 2.25 70 0.24 1000 0.73 2000 1.03 3000 1.58 4000 1.93 80 0.42 1050 0.73 2050 1.18 3050 1.82 4050 2.04 100 0.49 1100 0.98 2100 1.06 3100 1.95 4100 2.03 150 0.53 1150 0.95 2150 0.91 3150 1.82 4150 2.10 200 0.58 1200 0.89 2200 1.09 3200 1.89 4200 2.12 250 0.70 1250 0.10 2250 1.05 3250 1.96 4250 2.24 300 0.86 1300 0.76 2300 1.19 3300 1.84 4300 1.94 350 0.90 1350 1.05 2350 1.32 3350 1.84 4350 2.06 400 1.10 1400 1.13 2400 1.40 3400 1.88 4400 1.80 450 1.11 1450 1.12 2450 1.75 3450 1.72 4450 1.91 500 0.81 1500 1.43 2500 1.66 3500 1.66 4500 2.06 550 1.00 1550 0.98 2550 1.73 3550 1.82 4550 1.95 600 0.88 1600 0.99 2600 1.95 3600 1.99 4600 2.34 650 0.62 1650 0.98 2650 1.59 3650 1.84 4650 2.47 700 0.97 1700 1.04 2700 1.61 3700 1.80 4700 1.89 750 0.89 1750 1.06 2750 1.54 3750 1.91 4750 2.14 (二)地层破裂压力试验情况 根据设计,二、三次开钻在钻开套管鞋以下第一个砂层后做了地层破裂压力试验,并算出了地层破裂钻井液当量密度。 地层破裂压力测试数据 表12 日 期 时间 (h:min) 泵入量 (L) 压力(MPa) 井深 (m) 备 注 二开 2006-10-3 23:00 1800 7 506 三开 2007-3-21 22:00 3600 18 3839 地层破裂压力梯度 表13 地层 井深 (m) 套管鞋深度(m) 钻井液密度(g/cm3) 破裂压力当量钻井液密度(g/cm3) 备 注 明水组 506 500.39 1.21 2.38 漏 营城组 3839 3799.11 1.04 1.5 破裂压力试验曲线:二开地破压力曲线:三开地破压力曲线井的钻井任务就是找油找气,为了更好地发现油气层,保护好油气层,我们在施工过程中主要采取了以下措施: 优选钻井液类型,本井使用的钻井液类型具有较强的防塌性、抗温性、稳定性和抑制能力,能很好地满足钻井施工的需要,具有良好的油气层保护作用。 充分利用四级净化系统,严格控制钻井液中的有害固相,并加入一定量的超细目碳酸钙,实施桥堵技术,有效保护油气层。含砂量控制在0.3%以内,减少有害固相对油气层的损害。 提高生产时效,加快钻井速度,缩短钻井周期,以达到减少钻井液对油气层的浸泡时间。 进入油气层前,按设计备足各种钻井完井液材料,钻头及配件,特别是保护油气层处理剂和堵漏材料。 进入油气层前50m,所有泥浆罐槽的沉砂清洗干净。 进入油气层前50m,按钻井完井液设计加足保护油气层处理剂,并调整好性能,经验收合格后再钻开油气层。 进入目的层段要求严格控制钻井完井液的滤失量,API失水量≤4mL,HTHP≤12mL,防止其堵塞油气层的孔隙孔道,尽量减少液相对油气层的损害。 做好事故的预防工作,避免油气层裸露段发生复杂情况。 钻遇易漏井段适当减小排量,提高钻井液粘切,接单根时钻具提起再停泵,接好单根先把柴油机转速降至800转/分,然后缓慢开泵,泵压稳定后再提高转速至额定值,缓慢下放钻具至井底。下钻分段循环钻井液,减小压力激动。 坚持坐岗制度。发现井漏,迅速使用可酸化解堵的堵漏剂,尽量降低漏失钻井液对产层的污染。 加强固控设备的使用,严格控制钻井液的固相含量,尽量减少钻井液中的有害固相,油气层段膨润土含量控制在设计范围,含砂控制在0.3%以下。 钻开目的层后,起下钻和开泵操作要平稳,避免引起压力激动,防止井漏、井塌、井喷、卡钻等井下事故造成的油气层损害。 选择低粘土强抑制性钻井液体系是油气层保护的基础。由于该配方体系抑制性强,能有效地抑制储层中粘土矿物的水化膨胀,防止(或减少)因水化膨胀导致的水敏性损害。 进入油层段油层保护剂以保护油气层。严格按设计施工,。 (MPa) 稳压时间 (min) 压降 二开 环形防喷器 FH35~10 0 单闸板防喷器 FZ35~2FZ35~ 10 30 0 环形防喷器 FH35~ 24.5 0.1 单闸板防喷器 FZ35~ 70 0 双闸板防喷器 2FZ35~ 70 0 备注:双闸板防喷器上闸板腔安装5″管封闸心,下闸板腔安装剪切闸板。 单闸板防喷器内安装5″管封闸心。 各次开钻的井口装置和节流压井管汇(见图6、7、8) 图7 三开井口装置图 图8 节流压井管汇 固井情况 固井基本情况 套管基本数据 表15套管基本数据 套管 程序 井 段 (m) 套管尺寸 (mm) 扣型 钢级 壁厚 (mm) 每米重(kg/m) 段 长 (m) 段 重 (t) 累 重 (t) 表套 8.85~500.39 Φ339.7 短圆 J55 9.65 81.11 491.14 39.82 39.82 技术 套管 8.25~2571.17 Φ244.5 气密扣 P110 11.99 69.74 2509.46 162.46 162.46 2571.17~3799.11 Φ244.5 气密扣 TP110 11.99 69.74 1270.58 82.96 245.42 注水泥数据 表16注水泥设计 套管层次 套管尺寸 mm 套管下深 m 固井方法 水泥返深 m 封固段长度 m 水泥浆密度 g/cm3 用量 t 标号 表层套管 Φ444.5 500.39 插入法 地面 399.07 1.85 86 G 技术套管 Φ311.1 3799.11 双级注水泥 1725.09 低:1.52 82.1 嘉华G 高:1.92 32.1 嘉华G 第二级 地面 2074.02 低:1.55 115.6 嘉华G 高:1.89 25.7 嘉华G 固井相关数据表 表17 固井相关数据 表层套管 技术套管 油层套管 钻头尺寸(mm) 444.50 311.15 套管外径(mm) 339.70 244.50 下深(套管鞋)(m) 500.39 3799.11 阻流板深度(mm) 488.90 3754.26 联入(m) 8.85 8.25 扶正器个数(只) -- 88 固井时钻井液密度(g/cm3) 1.26 1.33 固井时钻井液粘度(s) 45 74 水泥量(t) 嘉华G级水泥86 嘉华G级255.5 水泥浆密度(g/cm3) 1.83 高:1.90/低:1.55 替入量(m3) 4.4 第一级:79.21/第二级:143.38 实际水泥面深度(m) 464 3754.26 水泥返高(m) 地面 地面 固井质量 合格 合格 固井施工简况 表层套管固井 本井一开用Φ444.5mm三牙轮钻头开眼,井深500.5m。下入国产Φ339.7mm套管47根,钢级J55,壁厚9.65mm,下深500.39m,阻位488.9m,联入8.5m,采用插入法固井,共注入嘉华G级水泥86t,水泥浆密度平均为1.90g/cm3,替清水4.4m3。水泥浆返至地面,实探水泥塞深度为464m。该套管串结构如下: 浮鞋×0.40m+1根J55(9.65mm)×11.33m+阻流环×0.26m +46根J55(9.65mm)×479.55m+联顶节×8.85m 技术套管固井 井眼准备 2007年1月4日9:10用Φ311.15mm三牙轮钻头钻至井深3800m达到二开完钻井深,再用Φ215.9mm钻头打电测口袋至井深3830m起钻,9日10:00电测完,下入Φ311.15mm钻头通井,通井到底后用55L/s大排量洗井,震动筛上无岩屑后起钻。 下套管情况及数据 1月11日17:00~1月12日20:00下入国产Φ244.5mm×(P110/TP110)×11.99mm技术套管346根,总长3790.86m,下深3799.11m,阻流环位置3754.26m,分级箍位置2074.02m。灌满钻井液后开泵循环,开泵正常。 固井施工情况 1月12日20:0下完套管开泵,到1月13日11:55循环钻井液,循环压力5Mpa。该井采用双级注水泥固井,1月13日11:55~15:10一级固井,打入清水SNC隔离液22m3,水泥量114.2t,替浆143.38m3,其中压塞液2m3,碰压15Mpa,水泥浆返至地面。水泥浆密度:高密度1.90g/cm3,低密度1.54cm3,水泥标号:嘉华G级,施工正常。15:30投入重力塞打开分级箍,开泵循环正常,1月3日1:00~2:55二级固井,打入隔离液11m3,水泥量141.3t,替浆79.21m3,其中压塞液2m3,碰压20Mpa,水泥返出地面。水泥浆密度:高密度1.88g/cm3,低密度1.56g/cm3,水泥标号:嘉华G级,施工正常。 固井时钻井液性能 密度1.33g/cm3,粘度74s,失水4ml,PH值9,含砂0.2%,切力3/12Pa 该套管串结构如下: 浮鞋×0.71m+4根TP110/11.99mm技术套管×43.96m+浮箍×0.24m+112根TP110/11.99mm技术套管×1236.45m+41根P110/11.99mm技术套管×443.31m+分级箍×1.92m+189根P110/11.99mm技术套管×2063.71m+悬挂体×0.66m+联顶节×8.25m 固井质量保障措施 固井质量作为工程质量的重要组成部分,为了将固井工作做好,我们做了以下几个方面的可靠保障。 套管准备 按照固井施工设计要求,对送井套管进行本,丝扣等检查工作。 井队对送井套管按套管串设计要求验收排放,严格按照工序进行检查,认真丈量,做到工程、地质、固井三对口。 下套管前的准备工作及要求 下套管前,采用原钻具下钻通井,对裸眼井段进行认真通井和循环,做到无阻卡、无漏失、无后效,并再次校核井深,通井正常后方可起钻,为下套管及提高固井质量提供良好的井眼条件。 以保证井下稳定为前提,钻井液性能原则上不做大幅度调整,只适当降低钻井液粘度和切力,调整钻井液流变性,同时井队要有备用钻井液材料,具备现场随时配制钻井液的条件,确保下套管过程中遇到井漏,有充足的钻井液补充,达到原井眼钻井液性能不改变的要求。 压力表和指重表要灵敏可靠。 井队技术员负责按照固井设计,绘制出该井套管串示意图,并制定出下套管施工工作中的详细措施,井队干部要组织职工进行技术交底,做到参与施工人员在技术上、安全上、工序上心中有数。 组装下部结构、特殊工具等,由现场固井技术人负责检查组装。 下套管施工要求 套管内及时灌钻井液,尽可能缩短套管在井下静止时间。较长时间的灌浆过程应上下活动套管,防套管粘卡。 下放套管遇阻,绝不允许吊卡离开套管接箍台肩面,当考虑上提时,应掌握套管柱中最小抗拉强度点,保持最小抗拉安全系数不低于1.5,下压时不超过20t。 全部套管下完后,应清点井场剩余套管根数,及时校对下入井深的准确性,存留全部下套管记录。 入井套管严格按照工序检查,用标准通径规通径。 送井套管按根数附加3%,长度丈量的精度只取小数后两位数。套管按入井顺序进行编号。 入井工具附件,要逐个认真检查是否齐全(包括内管柱接头、插入接头、浮箍浮鞋)。 所有入井套管必须逐根检查管内是否有堵塞物,严禁井口管内落物。 下套管时,必须使用标准螺纹密封脂,且严格按说明使用,并按标准上扣扭矩进行紧扣。严禁错扣入井和动用电焊焊接。必须有专人记录余扣和上扣情况。 下完套管后,先灌满钻井液,再接方钻杆循环洗井1周以上,再进行注水泥作业。 井队对钻井液罐阀门进行严格检查,保证各罐之间不发生窜浆。 固井前的准备工作 对设备进行全面检查。做好动力部分、高压循环系统的检查工作,尤其是做好两台钻井液泵和发电机的检查保养工作,为固井时采用钻井液泵替浆提供前提保障。 组织召开固井协作会,认真传达并部署固井施工的工序和施工注意事项,明确各协作单位的分工。 注水泥施工前必须进行抽样复查,复查符合设计要求后,方可进行注水泥作业。 罐的送井和清理有专人负责。 确保现场施工车辆正常施工。 生产管理与QHSE管理工作 腰南1井中标后,钻井三公司成立了以公司副经理孙文臣为项目总负责的项目组,派工程、钻井液方面的工程师住在井队,指导井队钻井施工,积极搬迁设备进行腰南1井的施工。 队伍管理 严格按照岗位责任制和巡回检查路线对每一个部位检查落实,坚持班前班后会、生产碰头会、周一安全活动、交接班、干部跟班制度等一系列行之有效的管理制度,技术措施以书面形式下发到责任人,狠抓落实,良好的队伍作风奠定了打好腰南1井的基础。 设备管理 以良好的设备性能保井下生产,不误一分一秒是我们的口号。施工中严格检查保养制度、油水更换制度的落实,严格按操作规程进行操作,发现问题及时修理。全井没有因设备问题给井上、井下带来困难。 甲方有力的监督管理。甲方在对外招标过程中,对投标单位进行了严格的设备考察和筛选,在合同中对井队的设备从安装、维护到管理进行了要求和规定,并在各次开钻和钻开油气层前组织甲方各路专家进行设备验收,限期整改。驻井监督每天巡井检查督促,促进井队的设备管理上水平。 为了满足施工要求,取全取准各项资料,安全、快速、优质地完成钻探任务,在设备上做了充分准备,配套了具有先进水平的ZJ50/3150JDB电动钻机。该钻机在腰南1井施工中表现为设备性能稳定可靠。设备配套情况详见表18。 表18腰南1井钻井设备配套明细表 序号 名称 型号 单位 数量 载荷(kN) 功率 (kW) 备注 1 井架 JJ315/44.5-K 套 1 2930 2 底座 DZ315/7.5-K 台 1 3 绞车 JC-50 台 1 2940 4 辅助刹车 DS-50S水冷 台 1 5 天车 TC-315 台 1 3430 6 游车 YC-350 台 1 3430 7 大钩 DG-350 台 1 3430 8 水龙头 SL-450 台 1 3430 9 转盘 ZP-275 台 1 4410 10 柴油机 G12V190PZL1 台 3 900 11 柴油发电机组 400kW/VOLVO 台 2 400 12 节能发电机 380kW/IFC6 台 1 380 13 联动机 ZJ-45 台 3 14 自动压风机 2V-6.5/12 台 1 53 15 电动压风机 2V2-5.5/12 台 1 45 16 钻井泵1# F-1300 台 1 960 17 钻井泵2# F-1300 台 1 960 18 震动筛 福星型 台 2 19 除砂器 ZQJ254×2 台 1 20 除泥器 ZQJ100×10 台 1 21 除气器 ZCQ240 台 1 22 液气分离器 YQ800 台 1 23 离心机 LW455-NY-B 套 1 30 24 钻井液循环罐 4×40m3 台 1 25 储备罐 40 m3 2 26 防喷器 二开 FH35-35 套 1 2FZ35-70 套 1 FZ35-70 套 1 三开 旋转防喷器 套 1 FH35-35 套 1 2FZ35-70 套 1 FZ35-70 套 1 27 控制系统 FQK4806 套 1 PWCD 套 1 28 液面监测装置 套 1 29 钻井液配浆装置 套 1 主要施工人员 50737ZY钻井队为了更好的与国际管理模式接轨,成立之初,公司按照国际惯例对所有员工进行了HSE、井控、设备使用与管理等方面的技术培训,并有针对性的对不同岗位及工种进行了强化训练。目前,干部、大班人员均具备一专多能的素质,特殊情况下可以一人多岗进行操作或处理复杂情况,基本具备了中深井、深井的施工能力。 该队员工三证齐全,并具有中国石化集团公司认可的HSE培训合格证。在全队46名员工中,其中大中专学历以上18人,平均年龄34岁。生产骨干都取得了司钻操作证、井控操作证、HSE上岗证。主要施工人员简历如表19。 表19 主要施工人员 序号 姓名 性别 职 务 工作 时间 文化程度 所学专业 技术职称 1 郭 屹 男 平台经理、支部书记 92.07 成本 钻井工程 工程师 2 李志勇 男 平台副经理 92.09 大专 钻井工程 工程师 3 张仁宣 男 平台副经理 96.07 大专 钻井工程 助理工程师 4 金红喜 男 HSE安全官 86.01 大专 5 李亚飞 男 钻井工程师 95.08 本科 石油工程 工程师 6 申建国 男 钻井工程师 96.07 本科 石油工程 工程师 7 何林欣 男 电气工程师 98.09 本科 电气化 工程师 8 杨树峰 男 电气工程师 85.07 成本 机械制造 工程师 9 何建喜 男 机械师 91.08 大专 钻井 工程师 10 谭青海 男 机械师 92.01 中专 钻井 助理工程师 11 田玉江 男 司机长 93.09 中专 柴油机 助理工程师 12 刘春果 男 机房大班 90.01 技校 13 任庆久 男 泥浆工程师 91.11 大专 油田化学 工程师 14 韩东波 男 泥浆大班 92.11 技校 钻井 15 张 维 男 司钻 97.03 高中 16 赵卫国 男 司钻 95.09 技校 钻井 17 刘志祥 男 司钻 97.06 中专 电气焊 18 胡 萍 男 司钻 94.09 技校 钻井 19 王 飞 男 副司钻 97.01 中专 20 久军伟 男 副司钻 96.03 职专 计算机 21 赵玉领 男 副司钻 99.06 中专 电工 22 张 军 男 副司钻 98.06 职专 机电一体化 钻具管理 对于深井,钻具质量的管理的好坏,直接关系到井下安全和钻井速度。我们从中标准备开始,就组织了质量好的、经过严格探伤检查的G105钻杆、钻铤以及各种工具。在使用中从钻具的摆放、清洗、丈量到编号入井,从上扣扭矩到丝扣油、丝扣膜的正确使用,严格按ISO9000标准的钻具管理规定进行。井口工具全部换成新的。定期倒换钻具,合理使用,减小钻具的疲劳损伤。中途对钻铤进行了一次探伤检查。 职工培训 要创名牌钻井公司,必须有一支高素质的钻井队伍。我们从队伍培训入手,以期提高队伍的整体素质。我们的培训形式采用集中培训与分散培训相结合,理论讲解与现场操作相结合,超前培训与工况总结相结合,走出去、请进来。培训的内容有:井控、标准化操作、本岗位的应知应会、设备性能与保养、安全生产、环保等。由于我们引入了竞争、培训成绩与奖金挂钩机制,使得培训工作由要我学变成我要学,队上学习气氛浓厚。我们还开展职工传、帮、带活动,鼓励年轻职工虚心向老师傅学习,定期开展技术比武,经常开展岗位练兵。通过各种形式的培训,职工的素质不断提高。 环境保护 我们在井场周围挖了爱民沟,防止污水流入农田。钻井液坑平整成梯田池后,打扫设备卫生用水擦,禁止用水冲,以减少污水排放量。机房、发电房、钻台设备严禁漏油,钻台下打上圆井和水泥池,减少油水浸入地下。全井处理并合理利用了污水共计100m3。 标准化管理出成效 井队注重现场的标准化管理,从板房到工具摆放做到整齐规范,井场平整,钻台上工具归类排放,并涂油保护,钻井液池围堤夯实平整。工人严格执行操作程序,规范动作。良好的工作环境激发人的工作热情,可以提高工作效率,标准化场所可以减少事故。 加强协作,共同为东北新区勘探项目管理部找油服务 腰南1井为东北新区勘探项目管理部的一口重点探井,施工中实钻地层与地质预告相差较大。为判断地层,甲方多次要求地质循环,我们本着“一切为了找油,一切为取全取准各项资料”的原则,严格按照地质要求与甲方指令施工,并积极配合地质取样、收集资料。我们这种强烈负责任的行为得到协作单位的赞扬。 加强QHSE管理,确保安全生产 全面实施QHSE管理,是中国石化东北项目部对各施工队伍的基本要求,也是实现安全生产的保证,钻井液坑平整成梯田池后,打扫设备卫生用水擦,禁止用水冲,以减少污水排放量。机房、发电房、钻台设备严禁漏油,钻台下打上圆井和水泥池,减少油水浸入地下。为了实现“科学钻井、环保打井”的目标,我队主要抓好以下工作: 1、健全各种管理制度,加强生产管理。 在原管理制度的基础上,结合本队的实际情况加以完善,使其具有合理性、可操作性、公平性,做到制度化、人性化管理。 实行安全负责制,平台经理、司钻分别为井队、本班组的安全责任人,对本队、班组安全负责。 完善由平台经理任组长的井控领导小组,由井队工程师具体负责。实行责任挂牌管理。 定期召开由井队干部、大班、司钻参加的生产碰头会,特殊情况立即开会研究,制定措施。 加强生产物资的管理,所需材料及时做出计划,杜绝井队原因造成停待,尽可能保证施工的连续性。 由平台付经理任组长的设备领导小组,加强了设备的管理,由机械师具体负责,落实各岗位的设备巡回检查制度,坚决杜绝设备的跑、冒、滴、漏等现象。 坚持干部值班制度,协助司钻进行班组管理,督促、检查班组的工作,遇复杂情况及时处理。 坚持技术人员指令书面化,做到有措施、有落实、有检查。 坚持班前班后会制度,提出施工的具体技术操作要求、安全评价及提示,并进行总结经验、分析问题,以扬长避短。 严格资料管理。钻井技术员严格检查班报表的填写情况。收集各种原始资料,保证资料的数据齐全、真实准确,并积极推广集团公司的资料电子化管理的模式。 2、认真执行QHSE方面的标准,制定各种防范措施,确保QHSE制度落实到位,实施中见成效。 腰南1井全井钻井施工中,没有发生一次人身、设备、井下事故,在安全方面重点做了以下工作: 加大安全管理工作的力度,确保安全生产。 坚持“周一安全活动”,严格执行HSE工作标准和本井制定的各开的HSE工作计划书。 在各井段的施工中,严格执行各项安全操作规程和技术指令,杜绝一切违章操作、指挥。 落实安全生产“一岗一责制”, 使全队员工的持证上岗率始终保持在100%。 十二个要害部位必须承包到人,并挂牌管理。 成立了由平台经理任组长的安全生产领导小组,定期进行自查、自改,安全检查要制度化、经常化、群众化、标准化,严格按“三标”要求进行检查。 在HSE管理中,强化风险评价,促进了隐患治理,对生产中可能遇到的各类事故隐患通过班前会和生产会进行评估,找出可能导致事故发生的主要因素,制定相应预防措施和事故预案,认真落实隐患消减计划,有效地提高了各个环节的安全可信度,使每一个职工对本岗位的事故预案、预防措施都能做到心中有数,有效地强化了事故预防工作,保证了安全生产。 花巨资配备H2S防护设备,并定期进行H2S的防护演练。 实行人性化管理,建立学习型组织,倡导优秀企业文化,保持职工队伍的稳定。 在人员组织形式上,努力创造一种垂直式的管理模式。力争做到“职工尽职尽责,干部团结协作,工作层层落实,效率层层提高”。加强班组建设,增大司钻权力,将每位员工的主观能动性发挥到最佳值。 加强企业文化建设,将优良的光荣传统发扬光大下去;在生产组织上,超前运作,组织严密,立足“科技兴业”的原则,把井打快、打好。 负责职工“传帮带”的岗位,在工作中帮助班组人员提高业务水平和工作积极性,在工作之余安排有关人员授课,提高大家的业务水平。钻井技术是个全员水平的总体现,一个人的失误,就会带来整体上的很大损失;其岗位越重要,造成的后果就越严重。因此,再好的技术措施,不具备一定素质及业务能力的人去执行只能是纸上谈兵。重点岗位应该能在各种技术措施实施过程中,时刻找到措施与实际的偏差,并有能力排除或提出改进意见。 主要经验及存在的问题 主要经验 1、井控工作方面: 在钻井施工中,我们始终把井控工作放在第一位,井控装置试压严格按设计执行,二开后连续座岗,做好日常的防喷演习和井控培训。 在井控工作上我们严格按照井控九项管理制度执行,井控装备每日必须巡回检查2次以上,一旦发现问题立即整改,绝不能让井控设备带病工作,只有井控设备正常运转,才能保证发现溢流时准确迅速关井 2、井身质量控制方面: 从钻井工程上说,该地区营城组以上井段压力较低,地层胶接疏松,可钻性相对较好。地层倾角倾角较小,2433m之前采用钟摆钻具,下部采用了塔式钻具组合,通过电测数据可看出。二开井深3800m,井底井斜2.34°,水平位移28.36m ;三开营城组井段中,地层倾角变化大,软硬交错频繁,钻时忽快忽慢,地层跳钻严重,匀速加压钻进不易控制,自3830~4009m井段,进尺179m,井斜增大17.55°,4009~4790井段钻进中,在钻具组合、钻进参数没有较大变化的情况下,井斜降到6.60,全井最大全角变化率3.85°/4734.9m。 3、钻头选型: 该井在参照邻井钻头使用的基础上,在2433m之前选用了PDC钻头,进尺1734m,纯钻时间长239.75h,机械钻速为7.23m/h ;2433m~3800m采用牙轮钻头HJT537GK。三开215.9mm井眼钻进中,由于井段长,地层岩性变化频繁,可钻性差,地层跳钻严生,给钻头的选型也带了很大困难,钻头用量大,磨损严重,共使用钻头24只,其中牙轮钻头21只,取心钻头3只,牙轮钻头的型号经历了JT617GH、HJT637G、HJT637GL、HJT637GH、HJT637GHL、HJT737GH等型号钻头,单只牙轮钻头平均进尺46.62m,纯钻时间33.26h,机械钻速1.40m/h。 4、施工技术方面: 表层钻进要采用大排量,防止钻头泥包。二开排量一定要跟上防止井下砂子堆积导致井下复杂. 在二开井眼段钻井施工,泥浆密度应尽可能走上限,有效地抑制泥岩膨胀,使井壁稳定,减少井下出现严重掉块现象,影响钻头使用,同时消除井下事故隐患。 在全井钻井施工过程中,我们坚持采用定期、定井段进行短起下、拉井壁作业,保持井眼畅通,防止事故的发生 欠平衡施工中严格操作规程,井控设备时时处于完好状态 在井眼中一旦出现掉块严重后,此时泥浆密度已达上限,应及时采取措施,在本井施工过程中,我们成功地运用配制10方稠泥浆循环带砂的技术措施,取得较好的效果。不仅将井眼中大量掉块携带出来,同时稠泥浆在井眼中向上运行时,也起到了冲刷井壁,使井眼规则。 加强对入井钻具的检查工作,该区地层研磨性强,软硬交错,钻进中常出现蹩跳钻,对钻具造成的损伤较大,钻进过程中要使用好减震器.发现泵压下降和悬重不对,必须起钻检查钻具。要定期进行钻具探伤,以防钻具事故。 使用好泥浆净化设备,泥浆性能完全达到设计要求。 5、生产管理方面: 在生产管理方面,严格执行井队各项管理制度,抓好安全生产,使HSE贯穿整个钻井作业的始终。施工中确保每班有书面技术措施,严格按照工程设计和甲方监督要求进行施工,严格遵守

上一篇:它便可准确实时反映其净化前后颗粒物个数 下一篇:虚像不能成在光屏上

在线客服

  • 点击这里给我发消息
  • 二维码

    微信扫一扫