构 造： 港 北 潜 山 港 59 井 南 断 块 井 别： 预 探 井 井 型： 定 向 井
港古1605井尾管完井设计
胜利油田胜机石油装备有限公司油气井工程技术中心
设计人：余金陵 2016年07月31日
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目 录
一、基本数据?????????????????2 二、完井管柱设计???????????????4 三、尾管座挂的经验计算????????????7 四、技术保障措施（仅为建议）?????????7 五、施工准备（仅为建议）???????????8 六、施工程序?????????????????9 七、钻塞的推荐做法（仅为建议）????????10 八、健康安全环保???????????????11 九、施工潜在的危险??????????????11
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一、基本数据（依据该井钻井工程设计修改版）
1、井身结构： 1.1井身结构设计数据表
套管下 入深度 m 30 760 1778 1628-2569 环空水泥 浆返深 m 水泥封固 地面 710 1628 开钻次序 导 管 一 开 二 开 三 开 井 深 m / 761 1780 2573 钻头尺寸 mm / 311.1 215.9 152.4 套管尺寸 mm 339.7 244.5 177.8 114.3 套管下入 地层层位 平原组 明化镇组 中生界 奥陶系 1.2井身结构设计说明
开钻次序 导 管 一 开 二 开 三 开 套管尺寸mm 339.7 244.5 177.8 114.3 设 计 说 明 建立井口循环，稳固井口，为一开施工安全钻井提供条件。 封固造斜终点及部分明化镇组地层，安装井口装置，为下部钻进提供安全保障，确保环境安全。 封固东营组及以上地层，保证下部储层专打顺利实施。 生产尾管按设计要求下入。 1.3井身变化和完井更改内容
实际钻井进入奥陶系90多米后漏失无法钻进，讨论决定提前完钻，完井方式采用：尾管（114.3mm）上部悬挂固井+下部打孔筛管（20米左右），最大井斜36度。套管和打孔套管直径114.3mm钢级N80壁厚6.35mm。
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1.4井身结构示意图
分层 底界垂深, m 井身结构图示意图 孔隙压力系数 破裂压力系数 平原组 导管： Φ339.7mm套管×30m 280 0.95 1.62 一开： Φ311.1 mm井眼×761m Φ244.5 mm套管×760m 水泥返深至地面 明化镇组 1.69 0.97 二开： Φ215.9 mm井眼×1780m Φ177.8 mm套管×1778m 水泥返深：710m 三开： Φ152.4 mm井眼×2573m Φ114.3 mm尾管×（1628-2569m） 水泥返深：1628m 1230 馆陶组 1565 东营组 1590 中生界 1.72 石炭- 二叠系 1660 1.75 1.00 2020 造斜位置：300m 总 垂 深：2190.62m 最大井斜：36.26° 最大位移：1215.42m 奥陶系 1.77 2190.62 3
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二、完固井管柱设计
1.改后完井固井井身结构及示意图
尾管管串：Φ114.3mm引鞋+Φ114.3mm×N80×6.35mm打孔套管（2根）+Φ114.3 mm盲板+Φ114.3mm管外封隔器(+套管一根) +Φ114.3mm管外封隔器+Φ114.3mm分级箍+Φ114.3mm×N80×6.35mm套管（若干）＋Ф177.8mm×Ф114.3mm悬挂器
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2.固井附件参数
⑴ Φ114.3mm管外封隔器2只，最大外径：Φ146mm，内径：Φ101.6mm,打开压力：9－11MPa。
⑵ Ф114.3mm压差式分级箍1个，最大外径：Φ170mm，内通径：Φ122mm，长：1.15m，打开压力：15－16MPa。
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⑶ Ф177.8mm×Ф114.3mm悬挂器1只，座挂压力：6-8MPa 。
⑷ Ф114.3mm盲板1个，承受压力：大于25MPa。
3、固井附件施工压力
? Ф177.8mm×Ф114.3mm尾管悬挂器座挂压力6－8MPa。 ? Ф114.3mm管外封隔器胀封压力9－11MPa。 ? Ф114.3mm压差式分级箍打开压力15－16 MPa。 ? Ф114.3mm盲板，承受压力大于25MPa。
4、套管及多孔套管参数 Φ114.3mm×N80×6.35mm
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三、尾管座挂的经验计算（按悬挂在1628m，）
? 浮力系数1－1.19/7.85=0.848 ? 尾管浮重G1=G（尾管重量）x0.848 ? 尾管浮重引起的回缩距离
￡1＝0.85*G1*1628*1000/(34.03*2.1*106)=0.28m(预设G115吨) ? 憋压10MPa引起的回缩距
￡2＝0.85*91.56*1628*1000/(34.03*9.81*2.1*106)=0.18m ? 下压十吨引起的回缩距
￡3＝0.85*10*1628*1000/(34.03*2.1*106)=0.19 ? 总回缩距 ￡＝￡1＋￡2＋￡3=0.65
? 方余=￡＋0.34(吊卡高度)+0.29(钻杆接头长度)=1.28m 注：现场按实际下入管串结构数据和现场情况进行计算和较核。
四、技术保障措施（仅为建议）：
本次尾管固井，井下附件多，难度大，为提高固井质量，首先严格按要求做好水泥浆性能试验，严格控制好稠化时间，保证施工的安全性。
1、为保障尾管固井质量，如固井段存在漏失的井段，在钻进时加入足量的单向屏蔽剂，进行堵漏；
2、为保证尾管顺利入井到位，井队应认真通井，对缩径井段和井眼曲率变化大的井段反复划眼，保证井眼畅通,并对1628m以上技套内壁进行刮管；
3、封隔器入井前打掉内销，灌满泥浆，排气，防止因激动压力使分级箍提前打开；
4、 充分循环洗井，下钻至井底，建立循环后开泵循环，大排量循环洗井 1－2周，调整泥浆性能，加入润滑剂、进行降粘处理，粘度60－70s，排量为打钻排量的1.1-1.3倍；
5、保证套管居中度>66%,应严格按设计要求下入扶正器，下套管过程中灌浆， 5-10根灌满一次，下钻时钻具通径，通径规径大于55mm，每柱一通，要求钻杆每2柱灌满；
6、下套管前，套管过标准管规，下入缓慢平稳，每柱纯下入时间大于1.5min，10柱／小时；无溜钻，猛提，急刹；上提下放管串时，上下活动范围不超1米。
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7、井队保养好两台泥浆泵、指重表、泵压表等，为尾管顺利座挂及替浆打好基础，注水泥前按设计要求配好重泥浆；
8、 水泥浆体系进行了大样试验，稠化时间满足施工要求； 9、下钻过程中未开泵循环，锁死了转盘； 10、下钻过程中遇阻加压不超过8－10吨；
11、下套管时，套管及工具附件螺纹干净，均匀涂抹标准套管密封脂，按下套管标准要求紧好扣，无错扣入井，无余扣。工具附件根据现场技术人员要求进行安装及上扣；
12、下钻过程中，井口周围无杂物，严禁落物；
13、套管全部下完后，清点井场剩余的套管根数和附件数量，及时核对套管的实际下深及工具、附件的准确位置；
14、固井施工前，入井工具采用水泥车憋压控制。固井时采用罐、水泥车、泵计量方式。
15、固井完成后，直接全井起钻，避免因循环激动压力导致地层漏失。
五、施工准备（仅为建议）
井队：
1、对所下套管进行逐根通径、丈量、检扣、洗扣、编号、套管上钻台要求二次通径，通径规符合API标准；
2、下套管时，套管螺纹表面均匀涂抹标准套管密封脂；
3、对扣时套管要扶正，下放套管避免碰坏螺纹，开始旋合转动要慢，发现错扣应卸开检查处理；
4、提供不漏不涌的井眼；
5、指重表、泵压表等灵活、准确，泥浆泵运转正常，上水良好，保证替浆的连续性和所需的泵压排量；
6、检查好发电机、柴油机等地面设备；
7、配好钻具，留好方余，短钻杆必须接在管串的最上部； 8、井队配好重泥浆15方，密度1.6-1.7g/cm3； 9、井队按设计要求准备好套管及短节。 固井准备：
1、施工前做好水泥浆化验及水泥大样复查试验；
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2、在地面对悬挂器、分级箍、封隔器等附件认真检查，合格后送到井场交给技术员清点；
3、完井技术员到现场进行完井作业指导；
4、固井队提供一根5吋短钻杆，备井队调整方余时用; 5、固井队准备好固井车辆、水泥、添加剂等药品。
六、施工程序
1、通井，1628m以上套管要求进行刮管，保证套管内壁无泥饼； 2、下套管及附件，要用液压大钳上扣； 3、套管上钻台时，用通径规二次通井；
4、下放套管，控制下放速度；每根不少于15秒，平稳操作； 5、每下5－10根管管满一次泥浆；
6、尾管下完后，接上悬挂器总成，并灌满泥浆，称重并记录；
7、悬挂器总成入井时，不得碰撞液缸部位，回接筒内灌满机油，入井后立即锁死转盘；
8、下立柱时，套管进入裸眼段以后，每柱纯下入时间大于1.5min，并且要求下入速度均匀，不得猛提猛放；每下3－5柱灌满一次泥浆（最好每立柱灌一次），Φ114.3mm管柱出Φ177.8mm引鞋前灌满泥浆，出引鞋时放慢速度，注意观察摩阻变化；
9、中途下钻若遇阻，可适当加压，在除开摩阻的时侯不得超过8－10吨，严禁开泵
10、最后一根钻杆在鼠洞与方钻杆连接，上紧扣，入井时留出方余； 11、尾管下到设计井深后，开泵憋压7－8MPa，稳压3－5min,下放钻具，当总重量下降到送入钻具总量，方余减少0.65m左右时即座挂成功；
12、继续憋压11－13MPa,稳压3－5min，胀封管外封隔器，继续憋压16－18MPa,打开压差式分级箍；
13、循环正常后进行倒扣，倒扣时，加压10吨，用方钻杆正转倒扣，转5圈停一次，累计有效圈数大于30圈时，上提钻具1－1.5m，判断倒扣情况，若悬重与钻柱浮重吻合，说明倒扣成功；
14、座吊卡，卸方钻杆，接水泥头（钻杆胶塞预先装好）；
15、开泵循环一周，排量0.8-1.5方／分钟。调整泥浆性能，要求粘度60－
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70s，失水5ml，泥饼0.5mm，PH＝9,含沙0.2％（依据固井部门确定）；
16、固井队接地面管线，试压20MPa，要求不刺不漏； 17、注隔离液，接注水泥浆，主体浆控制在1.85-1.93g/cm3；
18、注完水泥浆以后，倒闸门，开挡销，释放小胶塞，压塞2方，替重泥浆6－8方（依据固井部门确定），再替常规泥浆，控制环空返速在1.2m/s，大小胶复合前2方，降为0.8m/s,观察胶塞复合时，泵压的变化情况；
19、到量碰压后，放回水；
20、起钻关井侯凝48h后，下钻扫水泥塞，钻附件，测声幅质量，试压； 21、下Φ94mmPDC钻头钻穿盲板（仅为推荐）； 22、通井至人工井底，装井口完井。
七、钻附件内套的推荐方法
钻杆胶塞、尾管胶塞及需要钻除的球座、浮箍、浮鞋附件内套都是由可钻性好的材料组成，具有防转机构，以便于钻除。这里所指的内套材料均为铝件，即PDC可钻。钻附件内套时的注意事项及推荐的钻进参数如下：
1．应选用适应钻硬地层的牙轮钻头或钻中硬地层的PDC钻头。 2．钻进中不要使用自动送钻装置。
3．可在钻具上配备扩眼器和稳定器。 4．推荐的钻进参数 钻头尺寸 (mm) 94 钻压 (t) 3～5 转速 (rpm) 40～60 水马力 (hhp) 40～50
泵排量, (m3/min) 大于0.8
注：转速不能超过100rpm
5．如使用井底动力钻具，钻压应不超过2.0t。
6．不得将钻头压在附件上再启动转盘转动钻具。钻头周围的橡胶/金属屑。
7．每钻进5cm应上提活动一次，活动时不停泵，并保持钻具转动，以清除
8．发现钻速降低时，应调整钻进参数；若无效，则应提钻检查钻头，查明原因。
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八、健康、安全与环境管理基本要求
1、施工人员应该遵守国家、当地政府有关健康、安全、与环保的法规。 2、严格按照石油天然气钻井健康、安全、环境管理体系指南SY/T6283-1997行业标准执行。
3、劳保用品依据按GB/T11651-89有关规定配置。
4、进入工作区人身安全依据SY/T5974-94《钻井作业安全规程》执行： 5、饮食安全，营地卫生按照井队规定执行。
6、井场动火安全要求按照SY/T6228-1996标准重的第八章执行。 7、井喷预防和应急措施按工程设计和井队要求执行。
8、环境管理要求按照工程设计的钻井作业期间环境管要求执行。 9、其它有关安全等事宜执行有关标准。
九、完井施工的潜在危险
序号 1 工作程序 人员、工具上钻台 装卸管外封隔器及分级箍 清洁丝扣及通管 管外封隔器入井过程 分级箍入井过程 潜在危险 人员落地，器材落地。 推荐操作或步骤 ? 无证人员禁止上钻台； ? 工具捆绑牢固； ? 穿戴各类防护装备 清除现场非必要人员；穿戴防护装备；正确的起重机操作手势；远离吊起的重物。 使用手套及护目镜；如果是用钢丝刷时，使用面罩；避免化学品滴到或溅到身体上；避免化学品落到钻台上；妥善处理残留液。 正确使用起升装置；注意动绳和缆绳；井口钻井工扶正，避免刮坏胶筒。 ? 正确使用起升装置；注意动绳和缆绳； ? 下入过程平稳操作，及时灌满泥浆，切忌猛提猛放现象； ? 下入过程切忌旋转管柱； ? 分级箍下方安放一根光管沉砂； ? 分级箍上方安放浮箍。 筛管上方安放2根光管，以防水泥浆下沉。 清理任何非必要人员，工作人员远离高压区，管线连接提前试压。 严格按设计施工，大排量循环三周，上下活动管柱。 ? 穿戴劳保用品，安全帽、工衣、工鞋； ? 严格按各项安全规程施工，杜绝违章操作。 2 3 管材重且大，管材掉落；滚到人员的脚或腿上；落到人头上。 潜在的毛刺；化学品使用；环境保护 管材沉重且大，外胶筒容易损伤，丝扣容易上偏。 管材沉重且大，潜在的掉落危险。 入井过程潜在水击现象，造成销钉提前剪断。 存在打不开、关不上的潜在危险 存在胀封失败的潜在危险 4 5 6 7 8 9 10 分级箍打开 管外封隔器胀封过程 注水泥过程 地面管线连接，潜在刺漏； 高压潜在伤人危险； 循环出水泥浆潜在“插旗杆”危险； 过程 循环不彻底，管壁结块； 工作人员上钻井架落物，管材砸伤脚趾，台，指挥施工 划倒摔伤。 11