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时间:2019-04-01
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1、中国石油东浅006-1-X1井钻井工程设计目录1地层孔隙压力与破裂压力分析11.1地层孔隙压力分析11.2地层破裂压力分析11.3钻井液当量密度设计12井身结构设计22.1井身结构设计表22.2井身结构设计图32.3 井身结构设计说明33 钻井设备44钻井工艺技术措施54.1井眼轨迹设计54.2 井眼轨迹控制措施84.3钻柱设计124.4钻井液设计214.5钻井参数设计264.6分井段重点要求与注意事项275固井设计285.1基础数据285.2 套管串设计295.3水泥浆、隔离液配方295.4套管柱强度设计表295.5各层套管注水泥设计295.6 套管扶正器安放注意事项305.7 固井施工
2、主要技术难点及工艺要求306 油气井控制346.1 钻井井口装置34西南油气田分公司2010年12月20日中国石油东浅006-1-X1井钻井工程设计6.2井控及节流管汇376.3 试压要求386.4井控要求386.5 油气井控制的主要措施416.6硫化氢安全防护特别措施427 完井井口装置与油气层保护措施427.1 完井井口装置(见图)427.2 油气层保护措施438健康、安全与环境管理448.1基本要求448.2健康、安全与环境管理体系要求448.3硫化氢安全防护应急计划制定要求458.4培训及应急演练要求468.5健康管理要求468.6安全管理要求468.7环境管理要求479钻井周期计
3、划489.1机械钻速预测489.2 钻井进度计划4810钻井成本计划4910.1主要消耗材料计划4910.2 定向井特殊工具及消耗材料计划4910.3 钻井成本计划49西南油气田分公司2010年12月20日中国石油东浅006-1-X1井钻井工程设计第20页共49页1地层孔隙压力与破裂压力分析1.1地层孔隙压力分析现有钻探资料表明,东溪背斜构造核部已被剥蚀至下侏罗统自流井组珍珠冲段,须家河组以上浅层构造圈闭保存条件已被破坏,截止目前为止,尚未发现浅层气藏。已发现的气藏均在三叠系中统雷口坡组以下地层。沙溪庙组-须家河组按静水柱压力设计,压力系数1.00。东溪气田开发成果表明,东溪主体构造嘉五1
4、、嘉四3气藏明显地存在着南、北两个压力区,南部压力区地层压力高于北部压力区。试井结果表明,嘉五1亚段南区压力系数0.64,北区压力系数0.43,平均0.535。东浅006-1-X1井靠近南北区分界线附近,因此嘉五1压力系数取0.6。东浅4井在嘉三段用密度1.17~1.23g/cm3钻进发生气侵及气测异常,参考实测压力系数及钻井显示,取0.70作为东浅006-1-X1井嘉四4亚段-嘉三段压力系数。上述压力系数是按正常压力系统预测的,未考虑裂缝(高压)系统。一旦钻遇裂缝系统,实际压力系数与预测值可能存在较大误差,如构造北端的东11井嘉四3亚段裂缝系统原始压力系数高达1.75。实钻中加强压力监测
5、,以实钻监测数据为准,并根据井下实际情况调整钻井液性能,杜绝井喷事故发生。地层孔隙压力及压力梯度预测见下表。层位垂深m孔隙压力(产层中部)MPa压力梯度MPa/100m资料来源雷口坡1160~12207.010.589东4-1井、东16井嘉五2~嘉五11350~14008.10.589东浅4井嘉四4~嘉四31420~14809.960.687东浅4井、东4-1井嘉三1530~155010.580.687东浅4井1.2地层破裂压力分析技术套管固井后钻水泥塞出套管鞋5~10m,进行地层破裂压力试验,求得套管鞋处破裂压力,为处理井下复杂情况提供可靠依据及确定钻开气层后的关井压力。1.3钻井液当量
6、密度设计西南油气田分公司2010年12月20日中国石油东浅006-1-X1井钻井工程设计第20页共49页根据钻井地质设计提供的压力梯度、行业标准《钻井井控技术规程》、原四川石油管理局与西南油气田分公司联合颁布的《钻井井控规定实施细则》及邻井钻井液使用情况设计该井的钻井液密度值。层位井段m地层压力当量密度g/cm3密度附加值g/cm3钻井液密度g/cm3沙溪庙0~4201.001.02~1.05沙溪庙~须家河420~8601.001.30~1.35须家河860~11101.001.04~1.08须家河~嘉三1110~16170.60~0.701.04~1.08说明:①邻井在自流井井段钻进中曾
7、发生垮塌,东浅井钻井液密度达1.20~1.41g/cm3。本井在易垮塌井段钻进应加强返出岩屑的观察,根据实际情况及时合理调整钻井液密度及性能,防止垮塌等复杂情况发生。②本井为含硫气井,嘉陵江组硫化氢含量最高达18.763g/m3,东11井嘉四3裂缝系统原始压力系数达1.75,本井段预测压力系数较低,因此本井钻进中应加强油气水压力监测,根据实际情况调整钻井液密度,防硫、防喷、防井漏等复杂情况。2井身结构设计2.1井身结构设
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