米泉1井钻井工程设计说明书.docx
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米泉1井钻井工程设计说明书
米泉1井钻井工程设计说明书
1井位及地质概况
1.1井号:
米泉1井
1.2井别:
区域探井
1.3井型:
直井
1.4井位:
(1)井口坐标:
纵(X):
4869155.00横(Y):
15571163.00
(2)地面海拔:
870m
(3)地理位置:
新疆维吾尔自治区米泉市白河乡
(4)构造位置:
准噶尔盆地南缘博格达山前构造带七道弯背斜
(5)测线位置:
测线Z04N-MQX005的100.55桩号
1.5设计井深:
3600m
1.6目的层:
侏罗系八道湾组、三叠系克拉玛依组、上仓房沟群、二叠系梧桐沟组
1.7完钻层位及原则
(1)完钻层位:
二叠系红雁池组
(2)完钻原则:
进入二叠系红雁池组50米无油气显示完钻
1.8钻探目的
(1)了解区块的地层格架和地层展布,明确区块的构造样式;
(2)探八道湾组、三叠系和上二叠统的含油气性;
(3)获取本区地球物理参数。
1.9钻遇地层预测
该井自上而下钻遇侏罗系(J)、三叠系(T)、二叠系(P),各层设计见钻遇地层预测表1-1。
表1-1米泉1井钻遇地层预测表
地层系统
设计地层
地层产状
故障提示
系
统
群
组
代号
底深m
厚度m
倾向
倾角
侏罗系
J
下统
J1
八道湾组
J1b
1620
(-750)
1620
南倾
>400
全井防斜、防塌;目的层防火,防喷,防漏,防H2S。
三叠系
T
上统
T3
小泉沟群T2-3xq
郝家沟组
T3h
1820
(-950)
200
街组
T3hs
2000
(-1130)
180
中统
T2
克拉玛依
T2k
2450
(-1580)
450
下统
T1
上苍房
沟群
T1sc
烧房沟组
T1s
2630
(-1760)
180
韭菜园子组
T1j
2900
(-2030)
270
二叠系
P
上统
P2
下
苍
房
沟
群
P2xc
锅底坑组
P2g
3050
(-2180)
150
梧桐沟组
P2wt
3330
(-2460)
280
泉子街组
P2q
3550
(-2680)
220
红雁池组
P2h
3600
(-2730)
50
1.10预计油、气、水层位置
预计油气层位置在:
①下侏罗统八道湾组1300~1620m井段;②中下三叠统克拉玛依组和烧房沟组2300~2500m井段;③上二叠统梧桐沟组和泉子街组3050~3550m井段。
1.11邻井地层分层对比表
表1-2米泉1井邻井地层分层对比表
井号
台49井
台22井
牧7井
小3井
达1井
地质层位
系
群
、组
代号
底深(m)
厚度(m)
底深(m)
厚度(m)
底深(m)
厚度(m)
底深(m)
厚度(m)
底深(m)
厚度(m)
第四系
Q
445
108
第三系
上第三系
N
1600
1160
715
下第三系
E
1851
251
1364
204
白垩系
吐谷鲁群
K
1928
77
1485
121
488
侏罗系
喀拉扎组
J3k
1120
632
齐古组
J3q
2453
525
1966
481
1649
529
头屯河组
J2t
2834
381
2350
384
4166
2517
西山窑组
J2x
3104
270
2592
242
4585
419
三工河组
J1s1
4692
107
J1s2
4804
112
J1s3
3167
63
2715
123
5126
322
371
371
八道湾组
J1b
3490
323
2763
48
5325
199
1350
979
三叠系
小泉沟群
T2x
郝家沟组
T3h
3720
230
1500
150
街组
T3hs
1695
195
289
181
克拉玛依
T2k
4008
288
2368
673
884
595
上苍房沟群T1sc
烧房沟组
T1s
4279
271
2759
391
1066
182
韭菜园子组
T1j
3099
340
二叠系
下苍房沟群P2xc
锅底坑组
P2g
3216
117
2157
1091
梧桐沟组
P2wt
泉子街组
P2q
红雁池组
P2h
2879
722
芦草沟组
P2l
3529
650
井井子沟组
P2j
3588
59
1.12地理位置示意图
米泉1井地理位置图
1.13邻井位置示意图
2钻井工程设计依据
2.1钻井地质设计
(见米泉1井钻井地质设计)
2.2有关技术标准及规定
本设计遵循如下技术标准及规定:
西指[2003]66号文:
《西部新区勘探指挥部固井质量评价暂行规定》、《西部新区勘探指挥部井控装置及套管试压规定》、西部新区勘探指挥部《西部新区钻井井控实施细则(试行)》及其它有关石油行业标准。
2.3邻区、邻井钻井技术资料(见附件E)
主要有牧7井、台49井、达1井等邻井资料,见附件E。
3井身结构设计
3.1井身结构设计依据
(1)米泉1井地质设计
(2)根据本井的地层特点、地层压力情况及目前钻井工艺技术状况、参考邻井实钻情况和井身结构,依据有利于安全、优质、高效钻井和保护油气层的原则进行设计。
3.2设计思路
3.2.1`邻井资料简述
米泉1井井身结构设计主要参考台49井、达1井、小3井和牧7井的实钻资料,其中台49井位于博格达山前构造带,钻遇层位相对较全,但距离较远(距本井61Km)。
牧7井虽然地层层位与本井相差较大,距离较近(15.6Km)。
达1井位于柴窝堡区块,地质构造与博格达山前构造相差大,但地层层位与本井预测层位相近。
牧7井在2927~3578m(地层:
J2t)井段发生6次井漏;2630~3440m(地层:
J2t)井段3次起下钻遇阻,4164m~5002m(地层:
J2t,J2x)井段起下钻发生3次卡钻事故,均通过上下活动钻具解除,分析造成起下钻遇阻和卡钻的主要原因是部分井段缩径比较严重。
牧7井地层倾角约40o-60o,但该井井斜控制较好,最大井斜角6o,一般在2o-4o之间。
台49井在井深3177m(地层:
J1s)发生粘卡,损失53h;井深4275m(地层:
T1j)井眼垮蹋造成卡钻,处理近3个月被迫事故完钻。
达1井由于井壁失稳掉块原因,在2080~2148m井段(地层:
P2wt)起钻遇卡一次,下钻遇阻一次;钻至井深3568m发生漏失,漏速7.9m3/h。
3.2.2井身结构设计方案
参照邻井井身结构,综合考虑邻井钻遇的复杂问题、米泉区块山前构造复杂地质情况及安全钻井需要,本井拟采用四级套管程序,基本思路是:
一开表层套管设计下深150m,封固侏罗系八道弯组上部可能存在的不稳定地层,建立二开井口,为安全钻穿八道弯组油气层提供条件。
二开技术套管原则上下深1820m,封隔1300m~1620m的油气层和八道弯组与下伏地层(三叠系郝家沟组)的不整合接触面。
三开技术套管下深2900m,封隔2300m~2500m油气层,同时考虑该区地层变化大,技术套管的下深留有一定余地。
四开油层套管下到完钻井深。
3.2地层压力和破裂压力预测
由于相邻最近的博格达山前构造带的古牧地构造和甘河油田的探井钻探层位较浅且没有这些地区的实测地层压力资料。
而柴窝堡区块有实测压力资料的达1井位于凹陷,其实测压力均位于红雁池组和芦草沟组,且这两层的岩性以砂岩为主,是柴窝堡区块的主要油气目的层,与处于博格达山前构造带的米泉区块相差较大;达1井红雁池组和芦草沟组的实测压力系数仅为0.7~0.89,其无法代表博格达山前构造带的地层压力情况。
因此本次压力预测以位于紧邻七道湾背斜的北小渠子背斜上的小3井和位于博格达山前构造带的三台油田的台49井这两口井为预测参数井,其中小3井钻遇地层与米泉1井的设计地层近似且与米泉1井距离较近;而台49井与米泉1井同样位于博格达山前构造带且钻探层位相对较全。
本井压力预测主要以小3井为依据,而以台49井为参考。
以这两口井的声波时差资料和钻井夜密度为参数,将钻井液密度近似为地层压力系数。
根据对邻井钻井施工和钻井液使用情况分析,预测的地层压力系数明显偏高,因此,地质要求的钻井液密度如下表3-1:
表3-1中数据是进行井身结构设计、水力参数设计、钻井液设计、固井设计的参考依据;钻井过程中必须以实钻检测压力为依据进行调整,如果没有高压地层,按钻井液性能设计中的钻井液密度低限施工;如果有高压地层,按实钻检测值执行。
表3-1米泉1井钻井液性能要求一览表
深度m
层位
钻井液密度g/cm3
粘度S
备注
0~550
J1b
1.06~1.11
48
1、全井要求近平衡钻进;
2、具体的钻井液性能应根据实钻情况及时调整。
3、表中钻井液性能数据仅供参考。
550~1620
J1b
1.11~1.27
50~100
1620~2000
T3h、T3hs
1.25~1.36
50~100
2000~2450
T2k
1.34~1.43
60~120
2450~2900
T1s、T1j
1.41~1.57
60~120
2900~3600
P2xc、P2h
1.52~1.85
60~120
3.3井身结构设计系数
抽吸压力系数Sb:
0.05激动压力系数Sg:
0.05
井涌条件系数Sk:
0.05~0.07破裂压力安全系数Sf:
0.07
正常压力段压差允许值:
11~13MPa异常压差允许值:
13~15MPa
固井井口回压Pt:
0
(压差允许值应根据地层岩性与压力检测结果在施工中及时调整)
3.4井身结构和套管程序
表3-2井身结构和套管程序
地层分层
设计分层
开钻
次数
钻头直径mm×钻深(m)
套管直径mm
×下深(m)
水泥
返深
(m)
井身
结构
示意图
界
系
组
底深
(m)
厚度
(m)
中
生
界
侏
罗
系
八道
弯组
1620
1620
1
2
3
φ660.4×150
φ406.4×1820
φ311.2×2900
φ216×3600
φ508×149
φ339.7×1818
φ244.5×2898
φ139.7×(2750~3598)
地面
地面
地面
2750
古
生
界
三
叠
系
郝家沟组
1820
200
街组
2000
180
克拉玛依组
2450
450
烧房沟组
2630
180
韭菜园子组
2900
270
二
叠
系
锅底坑组
3050
150
梧桐沟组
3330
280
泉子街组
3550
220
红雁池组
3600
50(未穿)
3.5井身结构设计示意图
一开
井眼直径(mm):
Ф660.4
所钻深度(m):
150
套管外径(mm):
Ф508
套管下深(m):
149
水泥返深(m):
地面
二开
井眼直径(mm):
Ф406.4
所钻深度(m):
1820
套管外径(mm):
Ф339.7
套管下深(m):
1818
水泥返深(m):
地面
三开
井眼直径(mm):
Ф311.2
所钻深度(m):
2900
套管外径(mm):
Ф244.5
套管下深(m):
2898
水泥返深(m):
地面
四开
井眼直径(mm):
Ф216
所钻深度(m):
3600
尾管外径(mm):
Ф139.7
尾管下深(m):
2750~3598
水泥返深(m):
2750
图3-1井身结构图
3.6井身结构设计说明
表3-3井身结构说明
开钻次序
套管外径
(mm)
设计说明
一开
Ф508
表层套管设计下深150m,封固上部可能存在的不稳定地层,建立二开井口,为安全钻穿八道弯组油气层提供条件。
二开
Ф339.7
二开技术套管原则上下深1820m,封隔1300~1620m的油气层,如在二开施工中钻遇油气层或其它复杂情况无法保证安全钻井,该层套管可提前下入,以确保后续施工顺利进行。
三开
Ф244.5
考虑到该区地层变化大以及尽可能缩短四开裸眼长度,该层套管设计下深2900m,原则上封隔2300~2500m的油气层。
四开
Ф139.7
油层套管下至完钻井深。
其它说明:
各层套管的下深按设计原则,以实钻地层深度加以修正。
现场油层套管的尺寸及下深(包括完井方式)根据该井的实际情况最后确定。
4钻井主要设备、工具及钻井施工队伍要求
4.1钻机选择原则
(1)本井设计井深3600m,钻井过程中可能出现的最大作业负荷1740kN(空气中),要求所选钻机的施工深度≥4500m,起升重量≥3000kN。
(2)钻机底座高度应满足井控设备安装要求。
(3)要求设备运转良好,安全与防护设施齐全。
(4)钻井循环、净化及维护处理系统能够满足全井的钻进要求。
(5)在冬季高寒时期施工,应配置相应的防冻设施。
4.2钻机与主要设备配置
(1)钻机类型选择4500m以上的钻机。
(2)配置功率956W以上泥浆泵不少于2台。
(3)配置四级净化系统和液气分离装置。
(4)防喷器选择:
2FZ54-14、2FZ35-70、FH35-35。
(5)配置井控监测仪器、仪表,如泥浆液面监测与报警装置等。
(6)配置人员安全与保护设备、设施。
(7)本井为区域探井,要求井队配备处理量≥300m3/h液气分离器。
4.3钻井工具及打捞工具配套要求
本井要求配备的钻井工具及打捞工具见表4-1。
表4-1要求配备的钻井工具及打捞工具
名称
规格
数量
适用围(打捞直径)
高强度公锥
Φ127.0mm
2
Φ127.0mm钻杆
Φ114.3mm
2
Φ177.8mm、Φ158.8mm钻铤
卡瓦打捞筒
Φ298.4mm
1
Φ228.6mm钻铤
Φ200.0mm
1
Φ158.8mm钻铤、Φ139.7mm钻杆
母锥
Φ127.0mm
1
Φ127.0mm钻杆
卡瓦打捞矛
Φ219.0mm
1
Φ244.5mm套管
Φ127.0mm
1
Φ139.7mm套管
磨鞋
Φ280.0mm
2
Φ311.2mm井眼
Φ200.0mm
2
Φ215.9mm井眼
随钻打捞杯
Φ245.0mm
1
Φ311.2mm井眼
Φ168.0mm
1
Φ215.9mm井眼
反循环打捞篮
Φ292.1mm
1
Φ311.2mm井眼
Φ200.0mm
1
Φ215.9mm井眼
4.4钻井施工队伍要求
必须具有承担探井钻井施工的资质。
5钻井工程质量要求
5.1井身质量要求
表5-1井身质量要求
井段m
水平位移(m)
全角变化率(°/25m)
0~1000
≤30
≤1°00′
1000~2000
≤50
≤1°15′
2000~3000
≤80
≤2°
3000~3600
≤100
≤2°15′
说明:
原则上以电测数据为依据,若井队测斜数据与电测数据有较大差距时,以电子多点测斜数据为准。
全角变化率每25m计算一点,目的层水平位移或全井任一井段连续三个测点全角变化率超过上述标准为不合格。
5.2固井质量要求
执行西指[2003]66号文《西部勘探新区指挥部固井质量评价暂行规定》的有关要求。
5.3取心质量要求
要求钻井取心收获率≥90%。
6钻具组合设计与强度校核
6.1钻具组合设计
米泉区块属典型的山前高陡构造,根据地质设计和邻井钻井施工情况,米泉1井全井段钻遇地层可能存在≥40°的地层倾角,因此,提高易斜地层的机械钻速及保障井身质量是本井钻具组合设计的重点。
除采用单钟摆、双钟摆防斜组合外,推荐采用PDC钻头+井下动力钻具组合。
同时考虑山前构造地质复杂,为防止井眼垮蹋、缩径及钻头蹩跳等复杂情况,二开以下井段设计使用随钻震击器和减震器,具体钻具组合设计见表6-1:
6.2钻具组合使用要求及说明
(1)施工单位在实钻中可根据实际情况依据地层特性在确保井下安全和井身质量、提高钻井速度的原则下选用或自行确定钻具组合。
(2)根据钻遇地层情况,二开以下井段使用钟摆、偏轴和井下动力等钻具组合防斜打直。
(3)根据所用钻头类型和尺寸,配备相应的井口工具。
(4)二开井段使用高效牙轮钻头提高Φ406.4mm井眼的机械钻速。
(5)四开Φ159mm钻铤建议采用螺旋钻挺。
(6)Φ406.4mm井眼直接使用单弯动力钻具+MWD随钻检测时,由于井眼尺寸比较大,地层倾角大,钻铤刚度比大,定向反扣纠斜效果受地层倾角的影响较大,根据井段长度和国产动力钻具的性能,推荐选用单弯螺杆钻具的数量与弯角如下:
①Φ241(或244)mm1.0°单弯螺杆钻具1根
②Φ241(或244)mm1.5°单弯螺杆钻具1根
③Φ241(或244)mm1.25°单弯螺杆钻具1根
具体使用单弯螺杆钻具的角度由技术服务方最终确定和根据实钻结果调整。
表6-1钻具组合设计
开次
井段
(m)
钻具名称
钻具组合
一开
0~150
单扶钟摆钻具组合
Φ660.4mm钻头+Φ228.6mm钻铤3根+扶正器+Φ203.2mm钻铤6根+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm钻杆
二开
150~1820
复合钻进钻具组合
Φ406.4mm钻头+Φ241mm弯壳体螺杆(或涡轮)+Φ228.6mm钻铤6根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
双扶种摆钻具组合
Φ406.4mm钻头+减震器+Φ228.6mm钻铤2根+扶正器+Φ228.2mm钻铤1根+扶正器+Φ228.6mm钻铤3根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
偏轴防斜钻具组合
Φ406.4mm钻头+Φ228.6mm钻铤1根+偏轴接头+Φ228.6mm钻铤2根+扶正器+Φ228.6mm钻铤3根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
三开
1820~2900
双扶钟摆钻具组合
Φ311.15mm钻头+减震器+Φ228.6mm钻铤2根+扶正器+Φ228.6mm钻铤1根+扶正器+Φ228.6mm钻铤3根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
复合钻进钻具组合
Φ311.15mm钻头+Φ241mm弯壳体螺杆(或涡轮)+Φ228.6mm钻铤6根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
偏轴防斜钻具组合
Φ311.15mm钻头+Φ228.6mm钻铤1根+偏轴接头+Φ228.6mm钻铤2根+扶正器+Φ228.6mm钻铤3根+Φ203.2mm钻铤6根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ203.2mm钻铤2根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
四开
2900~3600
常规钻具组合
Φ215.9mm钻头+Φ158.8mm钻铤18根+Φ158.8mm随钻震击器+Φ158.8mm钻铤2根+Φ127.0mm钻杆加重钻杆15根+Φ127mm钻杆
复合钻进钻具组合
Φ215.9mm钻头+Φ158.8mm螺杆+Φ158.8mm钻铤18根+Φ158.8mm随钻震击器+Φ158.8mm钻铤2根+Φ127.0mm钻杆加重钻杆+Φ127mm钻杆
取心钻具组合
Φ215.9mm取心钻头+岩心筒+Φ158.8mm钻铤×12根+Φ127.0mm钻杆
完井钻水泥塞钻具
Φ118mm钻头+Φ88.9mm钻铤×9根+Φ73mm钻杆
6.3防斜方案
(1)一开Φ660.4mm:
由于一开井眼浅,井眼尺寸较大,加之地表无第四系深度预测,建议迅速打完下Φ508mm套管。
(2)二开Φ406.4mm井眼:
二开井深1820m,裸眼长1670m,设计给出三套钻具组合,地质提示地层倾角大于40°,加之八道湾地层岩性比较复杂,为了提高钻井的安全性,直接使用单弯动力钻具+MWD随钻检测。
但是根据邻井牧7井、台49井和达1井井斜并不很严重,因此从经济性考虑建议:
①首先单弯动力钻具+MWD随钻检测
②其次采用双扶钟摆钻具组合,使用自浮式单点测斜仪及时监测。
③建议使用偏轴防斜钻具组合。
偏轴钻具组合实质上是一个稳斜钻具组合,它是利用高速旋转产生的涡动效应防斜,偏轴钻具组合应严格按照其结构参数操作。
牧7井在960.8m~2340m(Φ311.2mm井眼)井段使用偏轴钻具组合,效果较好。
④在出现井漏的情况下,使用井下动力钻具配合有线随钻测斜仪监控。
由于大尺寸井眼排量大,对仪器的冲蚀较为严重,使用有线随钻可以降低成本,在井不斜的情况下,完全可以按照常规钻井方法钻进,对钻井液也没有特殊要求。
(3)三开Φ311.2mm井眼:
在二开防斜经验的基础上确定三开Φ311.2mm井眼防斜方案,若二开井斜控制在要求围,三开建议采用钟摆钻具组合或偏轴钻具组合;如果井斜较严重可采用井下动力钻具+MWD随钻监测,控制井斜。
(4)四开Φ215.9mm井眼:
具体防斜方案以Φ311.2mm井眼的实际井斜情况确定。
若使用光钻铤钟摆钻具控制井斜效果不明显,则直接采用井下动力+MWD随钻监控井斜。
6.4钻具使用要求
(1)要求使用一级钻杆或新钻杆。
(2)所有运到井场的钻具需经探伤检查和有探伤分级报告,使用过程中必须按规定期进行探伤,防止出现钻具事故。
(3)根据其它地区的使用经验,使用国产螺旋钻铤时,必须严格检查丝扣,防止出现钻具事故。
(4)定期倒换钻具,防止钻具疲劳损坏。
(5)使用前对钻具的台肩、丝扣、外观必须严格检查,钻具上下钻台时必须带护丝。
(6)必须使用符合API标准的钻具丝扣油,所用的丝扣油不允许稀释后使用。
(7)钻杆上、卸扣必须使用液压大钳,按
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