石油工程课程设计.doc

1、III钻井完井工程设计姓名：班级：学号：IV目 录1.地质概况 -12.钻井主要设备要求 -23.井身结构设计 -33.1 井身结构设计 -33.2 井身结构示意图 -33.3 地层可钻性分级 -43.4 压力剖面预测 -43.5 井身结构理论计算 -43.5.1 钻井液压力体系 -53.5.2 校核各层套管 -63.5.3 套管层次与深度的确定 -63.5.4 套管柱强度设计 -93.5.5 套管柱设计结果 -143.6 钻具组合 -153.6.1 钻铤的设计 -153.6.2 各次开钻钻具组合 -194.井身质量要求 -235.钻具组合 -236 油气层保护要求 -247 水力参数设计 -

2、268.油气井控制 -289 井控装置 -2810.固井设计 -3211.各次开钻施工重点要求 -3412.地层孔隙压力监测要求 -3513.地层漏失试验 -3614.完井井口装置 -3615.完井提交验收的资料 -3616.环保要求 -36附件 1 钻头及钻井参数设计 -371.1 钻头设计 -371.2 钻井参数设计 -381.3 钻井液的选择 -491.4 钻井液体最大积的计算 -501.5 钻井液密度的转换 -5111.地质概况1.1 地质基础数据及设计分层井 别 直 井 井 号 A5 设计井深 3445m 目的层F1坐标地面海拔 m 50纵（ ）m 4275165横（ ）m 2041

3、6485y测线位置 504 和 45 地震测线交点地理位置 XX 省 XX 市东 500m井位构造位置 XX 凹陷钻探目的 了解 XX 构造 含油气情况，扩大勘探区域，增加后备油气JQ源完钻原则 进入 150m 完钻J完井方法 先期裸眼层位代号底界深度，m分层厚度，m 主要岩性描述 故障提示A 280 砾岩层夹砂土,未胶结 渗漏B 600 320 上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩 渗漏C 1050 450中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩；下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层防塌D 1600 泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩 防漏防斜E 1900 300

4、 砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩 防斜防漏F3 2650 750 泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩 防斜F2J 2900 250泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩防斜、塌、卡F2K 3150 250 泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互F1 3445 295 泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩 防漏、喷、 卡22.钻井主要设备要求名称 型号 规范或特征 载荷 kN 数量钻机井架天车游车大钩水龙头转盘井架底座钻井泵动力机防喷器控制系统振动筛除砂器除泥器除气器储备罐离心机ZJ45TJ300/43ATC-350YC-350DG-350SL-450Z

5、P-5203NB-1300PZ12V190B-1FZ、FH 系列FKQ6406ZS2400*1200ZCT300*2ZQJ100*10LCH-50ZXZ*45LW500*1250-NY高 45 米七 轮六 轮中心管内径 75mm通孔 520mm高 4.5 m2*956 kw3*882 kw293029303430343034304410294011111111231121112133.井身结构设计3.1 井身结构设计表 3-1 井身结构设计表井段 m 钻头尺寸 mm 套管尺寸 mm 水泥返深 m一开 570 444.5 339.7 570二开 2480 311.2 244.5 2480三开 3

6、445 125.9 177.8 35053.2 井身结构示意图层位代号底界深度m分层厚度m井身结构 主要岩性描述 故障提 示A 280 砾岩层夹砂土,未胶结 渗漏B 600 320 上部砾岩,砂质砾岩,中下部含砾砂岩 渗漏C 1050 450中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉砂质泥岩；下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层防塌D 1600泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩防漏防斜E 1900 300砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩防斜防漏F3 2650 750 泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩 防斜F2J 2900 250泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩

7、夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩防斜、塌、卡F2K 3150 250泥岩为主，泥质粉砂岩，中粗砂岩，砂砾岩间互F1 3445 295 泥岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩 防漏、喷、卡43.3 地层可钻性分级表 3-2 各层段地层可钻级值地层 A B C D E 3F2JK1F可钻性 0.6 1 1.39 2.16 3 3.5 7.3 5.2 4.93.4 压力剖面预测图 3-1 地层压力和破裂压力图3.5 井身结构理论计算钻探目的层为 灰岩地层，确定完井方法为先期裸眼完井。JQ根据地质情况，钻达目的层过程中不受盐岩，高压水层等复杂地层影响，故井身结构设计按地层压力和破裂压力剖面（图 3-1）进

8、行。计系数见表 3-2。表 3-3 井身结构设计有关系数名称 S3/gcmg3/cfS3/cmk3/gcNPMPaaMPa数值 0.05 0.05 0.03 0.05 15 20来源 理论计算 理论计算 区域资料 统计 区域资料 统计 区域资料 统计 区域资料 统计抽吸压力系数。上提钻柱时，由于抽吸作用使井内液柱压力降低的值，用S当量密度表示；5wpmaxkfw激动压力系数。下放钻柱时，由于钻柱向下运动产生的激动压力使井内液gS柱压力的增加值，用当量密度表示；安全系数。为避免上部套管鞋处裸露地层被压裂的地层破裂压力安全增值，f用当量密度表示，安全系数的大小与地层破裂压力的预测精度有关；井涌允量

9、。由于地层压力预测的误差所产生的井涌量的允值，用当量密度kS表示，它与地层压力预测的精度有关；、 压差允值。不产生压差卡套管所允许的最大压力差值。它的大小NPa与钻井工艺技术和钻井液性能有关，也与裸眼井段的地层孔隙压力有关。若正常地层压力和异常高压同处一个裸眼井段，卡钻易发生在正常压力井段，所以压差允值又有正常压力井段和异常压力井段之分，分别用 和 表示。NPa3.5.1 钻井液压力体系最大泥浆密度计算公式为：（3-1）max=+Sp式中： 某层套管钻进井段中所用最大泥浆密度， ；max 3/gcm该井段中最大地层孔隙压力梯度等效密度， ；ap抽吸压力允许值的当量密度，取 0.05 。S 3/

10、gc发生井涌情况时：（3-2）maxmax=+SpfpfkniHSA式中： 第 n 层套管以下井段发生井涌时，在井内最大压力梯度作用下，上f部地层不被压裂所应有的地层破裂压力梯度， ；3/gc第 n 层套管下入深度初选点，m；iH井涌允量，取 0.05 ；S3/gc安全系数，取 0.03 ；抽吸压力允许值的当量密度，取 0.05 。 3/gcm63.5.2 校核各层套管下到初选点深度 niH时是否会发生压差卡套（3-3）minaxmin=0.981+Spp式中：第 n 层套管钻进井段内实际的井内最大静止压差，MPa；p该裸眼井段内最小地层孔隙压力梯度对应的最大深度，m ；iH该裸眼井段内采用的

11、最大钻井液密度， ；axp 3/gcm该该裸眼井段内最小地层的孔隙压力梯度等效密度， 。min 3/gc若 则有可能产生压差N pN卡套管，这时中间套管下入深度应小于假定点深度。在第二种情况下中间套管下入深度按下面的方法计算：（3-4）mini+0.981HNper pS在压力剖面图上找出 值，该值所对应的深度即为中间套管下入深度 。其per nH中， 取 15MPa。Np3.5.3 套管层次与深度的确定3.5.3.1 油层套管下入深度 的确定：pH按设计要求油气套管下入 层深度为 5m，因此 =3500+5=3505(m)JQpH3.5.3.2 由图 3-1 查得最大地层孔隙压力梯度为 1.

12、50 位于 3200m 处。3/gcm1、确定中间套管下入深度初选点：由公式（3-2 ） ，将各值代入得： 21301.505f H试取 =2480m 代入上式得：21H=1.645301.505248f3/gcm由图 3-1 查得 2480m 处地层破裂压力梯度等效密度 =1.651 ，因为2480f73 33=1.30sttS18所以 =1116.32kN10.9.176.342yaF1135.17kN.450yMOP按卡瓦挤毁比值计算的 最小，则钻杆的许用长度为：1aF= =2760.32m =570m1()acBpFLqKA允 6.3217.85050.24781H钻杆实际下入长度（5

13、70-176.37）=393.63m第二次开钻：表 3-13 二开数据表 井深m钻井液密度 3/gc钻铤直径mm钻铤长度m钻铤线重kN/m钻杆直径mm钻杆线重kN/m2480 1.15 203 205.20 2.193 127 0.2847拉力余量为 MOP=450kN，设计系数 =1.30， =1.42。tSst选 127mm，钢级 E,最大允许拉伸力 =1761.3yF因为 =1.42 =1.30sttS所以 =1116.32kN10.9.176.342yaF1135.17kN.450yMOP按卡瓦挤毁比值计算的 最小，则钻杆的许用长度为：1aF= =3013.43m =2840m1()a

14、cBpFLqKA允 6.32105.930.2847781H钻杆实际下入长度（2840-205.20）=2634.80m第三次开钻：表 3-14 三开数据表 井深m钻井液密度 3/gc钻铤直径mm钻铤长度m钻铤线重kN/m钻杆直径mm钻杆线重kN/m3445 1.55 177.8 221.35 1.608 127 0.284719拉力余量为 MOP=450kN，设计系数 =1.30， =1.42。tSst选 127mm，钢级 E,最大允许拉伸力 =1761.3yF因为 =1.42 =1.30sttS所以 =1116.32kN10.9.176.342yaF1135.17kN.450yMOP按卡瓦

15、挤毁比值计算的 最小，则钻杆的许用长度为：1aF= =3635.54m =3505m1()acBpFLqKA允 6.321.5608.247781H钻杆实际下入长度（3505-221.35）=3283.65m表 3-16 钻柱强度设计结果开钻程序钻杆外径mm钢级 线重kN/m 最大允许拉伸力 kN 井段 m钻铤外径mm线性重力kN/m长度m一开 127 E 0.2847 1761.3 0570 228 2.851 176.37二开 127 E 0.2847 1761.3 5702480 203 2.193 205.20三开 127 E 0.2847 1761.3 24803445 177.8

16、1.608 221.353.6.2 各次开钻钻具组合钻头的选择：根据套管的直径在江汉钻头厂生产的江钻牌钻头系列中（如表 3-17表 3-18）中选择合适的钻头。20表 3-17 江钻牌钢齿牙轮钻头规格系列表 3-18 江钻牌镶齿钻头规格系列21钻铤的选择：根据下入套管的内径选择相应的钻铤尺寸尺寸如表 3-19：表 3-19 钻铤的参数表22钻柱的选择：钻杆的参数如表 3-20表 3-20 钻杆的参数表综合上述选取的参数，将结果列到表 3-22表 3-25：表 3-22 第一次开钻钻具组合序号 钻具名称 外径 mm 内径 mm 扣型下扣，上扣 单根长度 m 长度 m1 牙轮钻头 444.52 钻

17、铤（钟摆组合） 228 71.4 NC70 9.1 176.373 钻杆 127 108.6 NC40 9.1 393.634 方钻杆 133 82.6 NC40 9.1 9.1表 3-23 第二次开钻钻具组合序号 钻具名称 外径 mm 内径 mm 扣型下扣，上扣 单根长度 m 长度 m1 牙轮钻头 311.5232 钻铤（钟摆组合） 203 71.4 NC61 9.1 205.203 钻杆 127 108.6 NC40 9.1 2634.804 方钻杆 133 82.6 NC40 9.1 9.1表 3-24 第三次开钻钻具组合序号 钻具名称 外径 mm 内径 mm 扣型下扣,上扣 单根长度

18、m 长度 m1 牙轮钻头 125.92 钻铤（钟摆组合） 177.8 71.4 NC56 9.1 221.353 钻杆 127 108.6 NC40 9.1 3283.654 方钻杆 133 82.6 NC40 9.1 9.14.井身质量要求备注：执行 SY/T5088-2008钻井井身质量控制规范和局有关规定。目的层平均井径扩大率不大于 20%。5.钻具组合序号井段(m)钻头直径(mm)钻 具 组 合一开 300 444.5444.5mm钻头 203.2mmDC6根177.8mmDC9 根127mmDP二开 1900 311.2311.2mm钻头 228.6mmDC3 根203.2mmNDC

19、1 根203.2mmDC5 根177.8mmDC9 根127mmHWDP15 根127mmDP井 段m全角变化率(/30m)井径扩大率%01000 115 152000 130 153000 240 153445 3 1524215.9mm钻头 158.75mmNDC1 根+158.75mmDC1 根+158.75mmDC19 根127mmHWDP15 根127mmDP三开 3445 215.9 215.9mm钻头 165mm单弯螺杆+158.8mmNDC1根+158.8mmDC8 根127mmHWDP12 根127mmDP备注 钻具组合是按最大钻压设计,现场可根据情况适当调整。6 油气层保护

20、要求6.1 做好钻井液性能监测工作,进入目的层前、中、后分别取样检测钻井液性能。若发现性能达不到设计要求应及时调整,直至达到要求。6.2 根据实际的地层压力及时调整钻井液密度, 以达到近平衡钻进,以保证安全钻进和油层少受污染。6.3 使用好固控设备 ,搞好泥浆净化,严格控制低密度固相含量在要求范围内，尽量降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害。6.4 严格控制钻井液完井液滤失量，尽量减少液相对油气层的损害。6.5 在满足携砂要求和井下安全的前提下，尽量采用较低的环空返速，以减小钻井液对井壁的冲蚀作用。6.6 加快钻井速度，缩短完井时间，尽量减轻钻井液对油气层的浸泡。6.7 完井前充分清洁井眼，调整

21、好性能，提高电测一次成功率，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。6.8 严禁在钻井液中混入原油及各种具有荧光显示的钻井液处理剂。6.9 进入油气层前，重泥浆和加重材料储备按油气井控制要求执行。6.10 根据邻井储层物性参数，做好屏蔽暂堵保护油气层工作。6.11 优化固井施工设计，减轻固井液对油气层的污染。6.12 送井钻井液材料必须有产品合格证(局内产品需获局技监部门质量检测合格证)。25267 水力参数设计*井段 地层 喷嘴 嘴面积 排量 泵压 压降 比水功率 利用率 冲击力 喷速 环空压降 钻杆外返速 钻铤外返速 密 度 m 代号 mm mm2 L/s MPa MPa W/mm2 kN m/s

22、MPa m/s m/s g/cm3*1450 C 9 + 12 + 15 + 0 353 50 18.9 12.1 7.84 63.9 7.66 142 0.13 0.74 0.84 1.03-1.08 1750 D 10 + 12 + 15 + 0 368 50 19.2 11.3 7.35 58.9 7.48 136 0.16 0.74 0.84 1.1 1900 E 10 + 13 + 15 + 0 388 50 19.4 10.7 6.92 54.8 7.43 129 0.20 0.74 0.84 1.15 2720 F3 10 + 15 + 0 + 0 255 30 17.4 8.9

23、 7.18 51.0 4.06 118 0.84 0.95 1.22 1.15 3180 F2J 10 + 14 + 0 + 0 232 28 18.3 9.7 7.34 52.9 4.06 121 1.03 0.89 1.14 1.2 3420 F2K 10 + 14 + 0 + 0 232 26 17.8 9.1 6.37 50.9 3.79 112 1.25 0.82 1.06 1.2-1.3 273445 F1 10 + 15 + 0 + 0 255 25 17.9 7.8 5.24 43.4 3.56 98 1.70 0.79 1.02 1.3-1.45 *288.油气井控制油气井压

24、力控制按钻井井控技术规程 （SYT6426 ）执行。钻井井口装置、井控管汇的配套与安装应符合行业标准钻井井控装置组合配套、安装调试与维护（SYT5964）的规定要求。井控管理按中原石油勘探局钻井井控管理实施细则 ( 钻井20079 号 )的要求执行。9 井控装置9.1 各次开钻井口装置及试压要求试 压 要 求开钻次数 名 称 型 号 井口试压MPa稳压时间min允许压降MPa二开环形防喷器单闸板双闸板FH3535FZ35702FZ357015.015.015.010.010.010.00.70.70.7三开环形防喷器单闸板双闸板FH3535FZ35702FZ357024.570.070.010

25、.010.010.00.70.70.7备注1.必 须 安 装 一 个 全 封 闸板。2.试压一律采用自动记录装置。3.试 压 介 质 均 为 清 水 ， 密 封 部 位 无 渗 漏 为 合 格 。4.节 流 、 压 井 管 汇 按 零 部 件 额 定 工 作 压 力 分 别 试 压 ， 要 求 与 防 喷 器相 同 。5.放 喷 管 线 试 压 10 MPa， 稳 压 10 分 钟 不 降 。9.2 井控装置组合图及节流管汇安装图井控要求9.3 安装 70MPa 压力级别井口装置， FH3535FZ35702FZ3570,并按相应标准配齐节流压井管汇及控制系统。9.4 井控装置送井前必须进行全面检查，在井控车间试压合格后才能送往井场。9.5 安装井口装置前必须要检查，闸板防喷器的闸板尺寸装配要与使用钻具尺寸相符合，或装配对应的变径闸板。