中国石化 井 钻井工程设计 纯17-9-斜3
3.9.2 套管柱设计
3.9.2.1 套管柱强度校核 套管程序 井段 m 0～200 0～2409.2 套 管 规 范 尺寸 mm 273 139.7 钢级 J55 P110 壁厚 mm 8.89 9.17 扣型 短圆 长圆 最佳上扣 扭矩N·m 5700 7720 长度 m 200 2409.2 钻井液 密度g/cm 1.10 1.20 3表层套管 油层套管 重 量 套管程序 井段m 每米重 kg/m 表层套管 油层套管 0～200 0～2409.2 60.32 29.79 段重 t 12.08 71.19 累计重 t 12.08 71.19 抗 外 挤 抗内压 抗 拉 最大载荷 安全kN 系数 最大载荷 安全 最大载荷安全MPa 2.16 28.1 系数 5.05 2.72 MPa 1.54 23.71 系数 14.06 3.95 101.76 18.36 735.83 3.31 注：①套管强度计算采用《套管柱结构与强度设计(SY/T SYT5724-2008)》。 ②油层套管外挤压力按管内全掏空，管外按下套管时的钻井液密度考虑。
③固井相关工具和附件的扣型要与套管扣型相匹配，其强度不得小于所在井段套管的强度。 ④本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。 3.9.2.2 各层套管强度校核图
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3.9.3 各层次套管串结构数据表 套管程序 套管串结构（自下而上） 一开 二开 可钻浮鞋+套管1根+浮箍(内插座)+套管串+联顶节 引鞋+带旋流孔套管1根+套管1根+浮箍+套管串+联顶节 套管尺寸 井眼尺寸 mm mm 139.7 139.7 215.9 215.9 井段 m 900～2040 2040～2409 扶正器间距 扶正器数量 m 个 50 30 22 12 备 注 3.9.4 扶正器安放位置 套管程序 二开 扶正器类型 弹性 弹性
3.9.5 各层次套管固井主要附件 套管程序 一开 Φ273.1mm浮鞋 Φ139.7mm磁性定位短节 二开 Φ215.9mm×Φ139.7mm弹性扶正器 Φ139.7mm浮箍 Φ139.7mm引鞋
3.9.6 水泥浆性能要求 性 能 密度 g/cm 稠化时间 min API滤失量 ml 自由水ml/250ml 流塑性粘度Pa·s 变 动切力 Pa 性n 值 能 K 值 抗压强度MPa/24h 3附件名称 Φ273.1mm浮箍(内插座) 单位 只 只 根 只 只 只 数量 1 1 1 34 1 1 备注 一开 1.85 120 <250 3.5 >14.0 二开 1.9 180 <150 1.5 >14.0 注：①试验条件按API标准执行。
②现场施工前可根据实际情况调整水泥浆配方，并做复核试验。 3.9.7 水泥浆配方 套管程序 一开 二开 G级水泥+配浆水 G级水泥+降失水剂+分散剂+早强剂+消泡剂+配浆水 配方 3.9.8 水泥用量
套管程序 表层套管 油层套管 套管尺寸 钻头尺寸 理论环空 水泥浆 水泥塞面 水泥塞底 水泥浆密度 水泥 注水泥量 固井 mm 273.1 139.7 mm 346.1 215.9 容积m 13.94 44.16 3返深m 0 900 深度m 190 2392 深度m 201 2412.2 g/cm 1.85 1.90 3等级 G G t 35 76 方式 内插 常规 注：水泥用量及上返深度为理论数据，施工中应根据实测资料修正。
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3.9.9 各层次固井外加剂用量
材 料 名 称 分散剂 降失水剂 消泡剂 早强剂 用 量 t 一开 二开 1.13 1.95 0.41 1.00 备 注 注：上表设计以《中国石化集团石油专业工程定额》为依据。 3.9.10 前置液用量 套管程序 二开
3.9.11 顶替量计算 套管程序 一开 二开 3前置液类型 冲洗液 隔离液 前置液密度 3g/cm 1.05 1.10 设计长度 m 150.00 100.00 所需用量 3m 4.30 2.90 基液类型 配浆水 驱油剂 管柱类型 钻杆 套管 外径 mm 127.00 139.70 壁厚 mm 9.20 9.17 分段长度 m 190.00 2389.00 设计顶替量 3m 1.80 27.60 注：设计顶替量含2m压塞液。 3.9.12 各次开钻套管试压要求 开钻次序 二开 套管尺寸mm 139.7 试压介质 清水 试压压力MPa 15 试压时间min 30 允许压降MPa 0.5 备注：试压压力均应小于或等于套管最小抗内压强度的70%。
3.10 各次开钻或分井段施工重点要求 3.10.1防卡
(1) 每次开钻前，公司要组织有关人员对井队设备、井口、仪器仪表等进行检查验收。按标准要求一定要达到平、正、稳、固、牢、灵，达不到验收要求不能开钻。
(2) 加强活动钻具，井内钻具静止不能超过3min。不能钻进时，尽量大幅度上下活动钻具。
(3) 因设备故障无法活动钻具时，应将悬重的三分之二慢慢压到井底，抓紧时间抢修，修好设备后不宜继续钻进，应循环好钻井液后起钻。
(4) 接单根速度要快。尤其在快速钻进时，一般接一个单根不要超过 3min，同时要晚停泵早开泵，以减少沉砂。
(5) 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。起下钻遇阻超过100kN，不可硬拔或强压，应接方钻杆开泵顶通循环正常后，再继续起下。
(6) 钻进中发现泵压升高、悬重下降、钻井液返出减少、接单根打倒车等现象，应停止钻进或接单根，上提钻具到正常井段后，采用冲、通、划的办法，使井眼恢复正常，然后，继续作业。
(7) 在定向井施工中，只要井身轨迹允许尽可能不采用高造斜率，减少形成键槽的可能。如果发现已形成键槽，要随时下入键槽破坏器，使井眼畅通。
(8) 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。 (9) 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。 3.10.2直井段防斜
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(1) 对所有设备进行二开前检查验收，认真进行高压试运转0.5小时以上，运转平稳，不刺、不漏方可开钻。
(2) 在表层钻进中，平衡好水龙带，使其不摆不跳。要轻压吊打，井斜要求小于0.5°，井斜过大必须纠斜。
(3) 在检修保养设备或处理钻井液时，应保持大幅度活动钻具循环钻井液。但不可大排量长时间停在一处转动循环，避免冲大井眼造成井斜。
(4) 换用新钻头时，不可一次下钻到底。在接近井底时，小排量开泵，Ⅰ档启动转盘，慢慢下到井底，再用30～50kN的钻压磨合钻头约半小时后，逐渐加至正常钻压钻进。
(5) 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一铅垂线上，最大允许偏差不超过10mm。
(6) 指重表、记录仪、泵压表必须灵敏、准确、好用。 (7) 下井稳定器外径与钻头直径差小于3mm。
(8) 送钻均匀、加压合理、断层及地层交界面处调整钻压。 3.10.3防喷
(1) 井场按规定配齐消防设施。所有照明、电气设备要具有防火防爆性能要求。
(2) 钻开油气层后应避免在井场动火，必要用火时，应报上级安全部门审批，并采取相应的防护措施。 (3) 坚持坐岗制度，由专人观察记录钻井液液面和性能的变化情况，发现溢流及时采取措施。
(4) 下够表层套管，水泥一定要返到地面，保证固井质量。做好一次井控工作，保持井眼畅通，井壁稳定。
(5) 钻开油气层后，必须控制起钻速度，禁止高速起钻造成抽喷或井眼垮塌。应采用Ⅰ档起钻，并连续灌满钻井液。起完钻要立即下钻，尽量缩短空井时间。
(6) 在上部地层钻进时，要防止泥包钻头，避免起钻拔活塞而诱发井喷。
(7) 钻开油气层后，要随时掌握油气显示情况，每次起下钻要求测油气上窜速度，并做好记录。油气层压不稳不许起钻。确保油气上窜速度不大于10 m/h。
(8) 严格执行钻开油气层前的申报制度，经甲方、项目组检查验收并批准后才能钻开油气层。 3.10.4防漏
(1) 在钻进过程中，调整好钻井液性能，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。
(2) 下钻要控制速度，井深超过500m以后要挂辅助刹车，每下一柱不能少于30s，防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。
(3) 钻进中井下油气活跃需要加重时，在加重过程中应按循环周逐步提高密度，直到溢流消失为止。禁止盲目加重压漏地层，造成井下情况趋于复杂。
(4) 下钻过程中要分段循环钻井液，切不可一次下钻到底再开泵循环。开泵要先小排量顶通后，再恢复正常排量。严禁开泵过猛憋漏地层。
(5) 认真执行坐岗制度，专人观察钻井液面的变化情况，无论钻进还是下钻时，发现井漏，如果漏失
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超过5m，应立即起钻，并连续向井内灌入钻井液，同时做好堵漏准备。 3.10.5定向井工艺技术措施
(1) 用动力钻具打完进尺后更换满眼钻具通井，进一步修整井壁，使井眼光滑畅通。 (2) 控制起钻速度，裸眼段一律用一档起钻，避免抽吸引起井垮。
(3) 造斜点以下井段坚持短起下钻，检查、清理井眼。施工中作好记录，为下一步的完井工序提供可靠的指导性资料。
(4) 稳斜段钻进时应及时加固体润滑剂，以减小井壁摩擦力。
(5) 起钻和电测期间有专人观察井口液面变化，及时补充钻井液，防止井下复杂情况的发生。 (6) 斜井段应保证排量，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。
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