塔里木非常规井身结构及套管程序设计方案与可行性分析完整版
塔里木油田钻井推荐做法
塔里木油田钻井推荐做法（中原塔里木）1、优化中完施工工序。
提速是钻井工程永恒的主题，实现钻井提速不能仅仅聚焦于容易节余的钻进施工，还要着眼于工序繁多、劳动量大的中完作业。
中完作业周期约占钻井周期25%-30%，个别井比达到40%。
随着施工工序更加标准化，公司通过倒排中完施工计划，提前组合超前谋划，通井、下套管、固井、装井口、试压、扫塞等每个工序设定目标周期，时间精确到小时，每天对比分析，分析节超原因，为后续优化做好准备。
2、升级配套装备。
装备必须从工程出发，满足工程提速提效技术需求。
针对钻井参数强化需要，从机泵条件、顶驱功率及钻具方面对钻井装备进行了一体化升级配套。
一是大功率泥浆泵。
8000米以上的超深井配备52MPa高压泵，90118配备2台2200马力和1台1600马力泥浆泵泵，90115队配备3台1600马力的52MPa高压泵。
二是高转速大扭矩顶驱系统。
配置了90型顶驱，能够提供120r/m的转速，48kN.m的连续扭矩，满足了深部定向段高转速清砂技术需要。
三大水眼钻具。
上部地层使用φ149.7mm和φ139.7mm大水眼钻杆，压耗降低16%～30%。
3、推行“钻头优选+工具配套+参数强化”的集成应用技术。
一是二叠系以上地层应用预弯曲防斜打直技术，配合 1.25°等壁厚大扭矩螺杆+高抗冲异型齿PDC钻头，山前备用垂钻。
同时配套使用大排量、高泵压强化参数钻进。
二是二叠系火成岩含量少的区域，使用抗冲蚀的双排齿PDC钻头+7头高扭低速螺杆钻进。
个别区块玄武岩含量多，配合使用混合钻头+7头高扭低速螺杆，快速钻穿二叠系。
三是二叠系以下古生界地层，压实程度高，研磨性强，采用抗研磨个性化钻头+7头1.25°大扭矩螺杆，应用预弯曲防斜打直技术，备用垂钻，配套使用大排量、高钻压、高泵压等强化钻井参数措施，提高机械钻速。
4、推行混合钻头定向钻进技术。
混合钻头定向钻进一趟钻，造斜率高，工具面稳定，机械钻速高。
塔里木山前井Φ365.13mm大尺寸套管下入技术
318塔里木库车山前井Φ365.13mm套管串的下入，其主要有井段深、重量大、刚度大等技术难点。
本文通过现场实际操作，针对这些技术难点，山前井通过对二开Φ365.13mm套管下入技术措施总结。
1 下套管前相关工程计算1.1 双扶通井组合刚度17″PDC + 17″扶正器+9"钻铤×1根 +17″扶正器+9"钻铤1根+8"钻铤12根 +5 1/2"加重钻杆3根+5 1/2"钻杆。
刚度比：m =（3×9.27×0.0027+1.05×2×0.033）/ （0.27×3×0.0061+11×3×0.0005）=1.01下套管前通井组合刚度比1.01，满足下套管刚性要求。
1.2 三扶通井组合刚度17″PDC + 17″扶正器+9"钻铤×1根 +17″扶正器+9"钻铤1根+ 17″扶正器+9"钻铤×1根+8"钻铤12根 +5 1/2"加重钻杆3根+5 1/2"钻杆。
刚度比：m =（3×9.27×0.0027+1.05×3×0.033）/（0.27×3×0.0061+11×3×0.0005）=1.23下套管前通井组合刚度比1.23，完全满足下套管刚性要求。
1.3 套管强度校核套管强度校核数据见表1。
载荷计算方法：钻井液密度1.60，浮力系数：0.7961.4 下套管掏空计算为保证浮鞋、浮箍的回压凡尔安全，反向承压应小于10MPa；最大掏空深度为：10/0.00981/1.60=637m。
考虑掏空500m，负压为：500×1.60×9.81/1000=7.8MPa 掏空500m后，套管浮重为：382.72－9.81*0.785*0.337*0.337*500*1.60/10=312.82t2 下套管前井眼准备双扶通井：1）裸眼段匀速平稳下放钻具，200m以后控制下钻速度，钩速不得超过0.3m/s，防止激动压力过大压漏地层，出口返浆减小，及时接顶驱顶通循环。
塔里木油田高温高压气井完井工艺技术
根据现场酸化作业程序及作业时间，依次对入井液进行了静态腐蚀评价及动 态腐蚀评价。在迪那酸化液中采用的缓蚀剂TG201，严格按行业规范进行了评价， 达到了3级协作标准要求，并在DN2-B1井进行了现场试验、确认符合要求后，才正 式用于酸化作业中。
经过本次室内实验评价后，为了进一步减缓酸液对油管的腐蚀，在DN2-8进 二次完井中，在预前置液新添加了TG201，并根据国内外资料调研成果，用清水 +TG201代替了原体系中的NH4Cl顶替液。
未见明显腐蚀
图
片
静态评价结论：
注入鲜酸过程中，油管没有发生腐蚀； 反排过程中，残酸未对管柱产生明显腐蚀；
动态腐蚀评价试验
状态
无应力 鲜酸实验
有应力
温度 0C
时间
认识
鲜酸试验中，
90 128分钟
腐蚀现象较 轻，有应力试 样的腐蚀比无
90 128分钟 应力的试样稍
严重
无应力
残酸实验 有应力
残酸试验中，
90 128小时 试样腐蚀非常
参 数类别
优选油管标准
JFE出厂标准
密封直径(×0.001")
±3.5
±4
完 美 螺 纹(mm)
>=40.8
36.6
其余参数以JFE出厂标准为准，其中公扣紧密距：0－1.9mm;母扣紧密距：8.9110.81mm.
油管密封面检测
1.齿高； 2.螺距； 3.锥度； 4.密封径；
5.鼻端内径（接箍内 径）； 6.紧密距； 7.完美螺纹长度； 8.台肩位置。
高温高压气井开发特色技术
现场油管检测（DN2-8/DN2-6）
内
DN2-8油管现场检查六个方面：
非常规套管程序的应用探究
非常规套管程序的应用探究科学探索井是到目前为止渤海湾油田历史上最深的一口预探井，并且是一口典型的高温高压含硫气井。
该井设计井深5355m，预测地层压力系数达1.65，最高温度180℃，设计目的层为含H2S和CO2的气层。
同时，该井为渤海渤中构造区块上第一口预探井，周边邻井资料很少，且该井处于渤海油田作业难度最大的渤中区块，再加上渤海油田没有钻探高温高压深井的作业经验，这些都给科学探索井作业带来了很大难度。
为了能够顺利完成科学探索井作业，前期开展了大量科研攻关工作，在井身结构优化研究中也得出了适用于渤中地区高温高压井的井身结构，并通过作业得到了充分的肯定，非常规套管程序的成功应用对今后渤海油田在深井、超深井井深作业设计中有着重要的指导意义。
1科学探索井基本情况1.1 科学探索井地层压力剖面研究科学探索井通过专题研究依据该井的地震层速度资料及周边井的测井资料，建立了地层压力剖面如图1所示。
由图1可以看出，科学探索井从3000m以后，地层孔隙压力和坍塌压力开始升高，同时存在地层的薄弱层，3300m～4200m 之间安全钻井液密度窗口较窄，井身结构设计难度大。
图1 科学探索井三压力剖面预测图1.2 科学探索井作业难点分析1）地层压力预测难度大邻近资料少，且该区块规律性认识有限、新的预测方法尚未建立、仅靠地震速度预测的情况下，难以准确预测地层压力，如果三压力剖面预测精度不高，则难以设计出合理的井身结构，容易出现难以处理的井下复杂情况，甚至报废井眼。
2）漏喷同层风险大从三压力剖面、邻井资料以及地震资料分析，科学探索井地层压力系数复杂且存在薄弱层、断层、潜山风化壳等诸多漏失地质因素，如果井身结构设计不合理，容易出现喷漏同层的复杂情况，作业风险很大。
3）套管易磨损钻柱与套管的磨损始终存在。
由于高温高压井作业时间长，加之井斜控制不好，套管磨损就可能十分严重。
表层套管鞋被磨穿，形成键槽，起钻时钻铤进套管鞋容易卡钻[2]。
塔里木油田钻井井控实施细则7
塔里木油田钻井井控实施细则7塔里木油田钻井井控实施细则为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。
一、总则第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。
做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。
第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。
一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。
第三条井控工作是一项系统工程。
塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。
第四条本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。
第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。
二、井控设计第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。
钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。
井控设计主要包括以下内容：1.对井场周围2Km范围（以井口为中心、2Km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在地质设计中标注说明。
特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。
2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100 m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500 m。
3.地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线、地层坍塌压力曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计硫化氢含量。
4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。
测井深度控制
大；
4、控制系统，有硬件和软件控制两种，每一种情况的意义和正确操 作极其关键； 5、张力系统，准确的张力不仅对于施工安全和质量非常重要，而且 对于电缆的拉伸分析以及遇卡后的深度处理起到重要参考； 6、正确的设备安装，包括可能导致电缆在测井过程中出现变化的情 况，这些变化也将直接影响深度的准确性。
测井深度系统构成及影响因素
下入桥塞，形成人工井底5540.68米； 反复洗井和测试，使井内水质合乎标准，完成标准井 准备工作。
测井电缆打标及深度校正方法
标准井内的标准接箍是测井电缆校深和作记号的依据； 本井标准接箍选择原则： 易于识别；间隔均匀。 为了选取标准接箍作了以下扎实有效的工作： —从套管原始深度选取了十个接箍作为标准接箍，深度段为487.37~ 5054.06米，深度间隔约500米； —组织多个测井队伍进行GR和CCL测量，通过分析对不同段的接箍 深度进行了校正； —应用开发研制的光电编码深度系统对每个接箍进行了测量，再次验 证了上述结果，并对套管长度进行了标定，形成新的标准接箍数据； —再次应用新的接箍数据，组织多个不同队伍进行打标和校深，发现 某深度之下依然存在误差，根据测量结果进行修正，并经过不同队伍多井 次验证，完全达到规定误差标准。至此，标准接箍深度确定。
深度系统精度影响因素及控制方法：
测井深度是由电缆和仪器组合作为工具来丈量所经过轨迹的长度，由于 测量过程是采用脉冲编码测量轮来间接完成，因此影响深度精度的因素在于 以下几个方面：
—仪器组合的程序以及测量点的长度必须对应，否则将影响测井信息间的深度 匹配，往往出现深度错位等现象。因此，在仪器入井之前，再次确定组合结构和不 同测量点的“零长”（尤其是改变了仪器的组合方式），确保资料间深度匹配。
测井电缆打标及深度校正方法
塔里木油田井下作业部分井控实施细则
塔里木油田井下作业井控实施细则第一章总则第一条井下作业井控技术是保证石油天然气井下作业安全的关键技术。
做好井控工作，既有利于保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。
为进一步贯彻集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》，规范塔里木油田分公司的井下作业井控工作，在近几年塔里木油田井下作业现场井控工作实践的基础上，结合塔里木油田井控工作特点，制定了本实施细则。
第二条本细则包括井下作业井控设计，井控装备，作业过程中的井控工作，防火、防爆、防硫化氢措施，井喷失控的处理，井控技术培训，井控管理制度七个方面。
第三条本细则适用于塔里木油田分公司井下作业和修井机试油的井控工作。
利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，均执行《塔里木油田钻井井控实施细则》。
第二章井控设计第四条地质设计、工程设计应有相应的井控要求，明确的井控设计内容包含在井下作业施工设计中。
第五条在地质设计（送修书或地质方案）中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、扣型、水泥返高、固井质量、最近得到的套管技术状况及井下复杂情况等资料，提供本井和邻井的油气水层深度及目前地层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井油层连通及地下管线情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量、以及与井控有关的提示。
第六条对于闲置时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年的“三高”油气井，在起出井内管柱后应对生产套管损坏和腐蚀等情况进行必要的测井检测。
第七条工程设计应根据地质设计提供的参数，明确压井液的类型、性能、压井要求、施工所需的井口、井控装备组合及其规格，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体监测情况。
第八条施工单位应依据地质设计和工程设计要求做出明确的井控设计。
井控设计包括压井液密度；防喷器的规格、组合及示意图；节流、压井管汇规格及示意图；泥浆脱气装置和钻具内防喷工具规范、型号、数量；井控装置的试压要求。
塔里木油田ZJ70钻机配套标准
3、最高转速300r/min
必配
2
电驱动电机
1套
功率≥800kW
必配
四、绞车
1
绞车
1台
SY/T5532
1、名义钻探范围（4500～7000）m（Ф114mm钻杆）
2、额定功率≥1470kW
3、最大提升速度不低于1.4m/s
必配
2
驱动电机
1套
功率≥1600kW
必配
3
刹车
1套
2、便于运输
必配
21
防沙棚
1套
动力区、泵房区、固控系统
必配
22
电伴热装置
1套
水、柴油、气、钻井液管线及相关阀件
冬季
配置
23
供暖锅炉
2台
1、额定蒸发量≥1t/h
2、工作压力≥1.0MPa
3、工作温度≥170℃
冬季
配置
24
组合式营房
1套
1、床位≥120个
2、满足《塔里木油田钻修井承包商野营房配套和技术要求》
2、固控罐容积每25m3配备一个搅拌器，如40m3罐容配备2个，(50～70)m3配备3个
必配
15
加重混合
系统
2套
SY/T5612
1、每套处理量≥240m3/h
2、每套配备75kW电机2台
必配
16
悬臂吊
1套
1、额定起重重量≥3t
2、料台载物面积≥120m3
3、吊装时移动平台和吊臂能够平移和旋转
4、移动平台和固定平台在同一平面上
必配
7
地质监督房
1间
≥（9000×3135×2980）mm
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塔里木非常规井身结构及套管程序设计方案与
可行性分析
集团标准化办公室：[VV986T-J682P28-JP266L8-68PNN]
塔里木油田非常规井身结构及套管程序
二〇〇六年十月
1.塔里木现行井身结构及其缺陷
1.1.塔里木现行井身结构
塔里木油田目前主要采用的井眼套管程序为：
20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5"
这套井身结构在塔里木油田应用17年，能够满足台盆区的钻井生产需要。
这套结构具有套管规格标准、供货渠道通畅、工具及井口配备成熟、使用方便等优点。
1.2.塔里木现行井身结构存在的缺陷
总体来说，塔里木现行井身结构存在以下一些缺陷：
(1)不利于应对复杂地层深井、超深井地质变化引发的复杂钻井工
程问题；
(1)8 1/2"（井眼）×7"（套管）、6"（5 7/8"）（井眼）×5"
（套管）环空间隙窄，固井质量差；
(1)套管强度偏低。
1.2.1.两层、三层井身结构存在的缺陷
目前哈得地区普遍采用两层井身结构，这里以任选的哈得19井为例，图给出了该井的井身结构设计图。
三层井身结构主要在塔中地区采用，这里以任选的塔中82井为例，图给出了该井的井身结构设计图。
图哈得19井设计井身结构
图塔中82井井身结构设计图
上面给出的这种两层和三层的井身结构存在的一个突出问题是：8
1/2"裸眼井段长，一般4000米左右，最长达5200米，经常发生电测、阻卡、下套管井漏、开泵不通、开泵不返、固井质量差等问题， 2004年到现在此类事故复杂25起，损失时间166天，具体统计情况见表。
表 2004年到现在塔里木探井φ8 1/2"井眼钻井复杂问题统计
1.2.2.四层井身结构存在的缺陷
目前采用的4层套管程序为：13 3/8"×9 5/8"×7"×5"
英买力地区的井普遍采用这种井身结构。
这里以任选的英买36井为例，图给出了该井的井身结构设计图。
图英买36井井身结构设计图
这种井身结构存在的问题是：9 7/8"套管封盐层，强度不够，若采用10 3/4"套管环空间隙小，下套管风险大。
1.2.3.五层井身结构存在的缺陷
目前采用的5层套管程序为：20"×13 3/8"×9 5/8"×7"×5"
这种井身结构普遍用于山前预探井和评价井，如却勒6井、博孜1井，这里给出却勒6井的井身结构设计图，见图。
图却勒6井井身结构设计图
这种井身结构存在的问题是：
（1）、由于地层岩性、层位、深度及压力预测不准，难以封隔多套复杂地层，造成在同一裸眼段应对多种复杂情况，钻井事故复杂时效高，甚至不能钻达地质目的层；
（2）、5 7/8"井眼钻井窄压力窗口，油气水层环空压耗大，井底压力平衡极难控制，溢漏严重；
（3）、环空间隙小，固井质量差。
1.2.4.六层井身结构存在的缺陷
目前采用的6层套管程序为：
20"×13 3/8"×9 5/8"×8 1/8"×6 1/4"×4 1/2"
这里给出六层套管设计的羊塔克502井的套管程序设计图，见图。
这种井身结构存在的问题是
（1）、9 5/8"套管内下8 1/8"套管环空间隙太小，致使下套管速度慢，同时井底作用的回压大，极易压漏地层；
（2）、8 1/2"井眼需长段扩眼至9 1/2"，才能下8 1/8"套管，扩眼难度大，时间长；
（3）、环空间隙小，无法加工悬挂器，并且回接筒壁薄易变形。
图羊塔克 502井井身结构设计图
2.塔里木新型井身结构及套管程序设计
主要针对解决塔里木现有井身结构存在的缺陷，结合塔里木油田地质情况特点，提出了新的井身结构系列。
2.1.两层套管
新的两层套管结构为：井眼：12 1/4"×8 1/2"
套管：9 5/8"×5 1/2"
详细设计数据见表。
2.2.三层套管
新的三层套管结构为：井眼：13 1/8"×9 1/2"×6 1/2"
套管：10 3/4"×7 5/8"× 5"
详细设计数据见表。
2.3.四层套管
新的四层套管结构为：井眼：17 1/2"×13 1/8"×9 1/2"×6 1/2"
套管：14 3/8"×10 3/4"×7 5/8" × 5"
详细设计数据见表。
2.4.五层套管
新的五层套管结构为：井眼：26"×17 1/2"× 13 1/8" × 9
1/2"×6 1/2"
套管：20"×14 3/8"×10 3/4"（11 1/8"）×7
3/4" × 5"
详细设计数据见表。
2.5.山前深井、超深井探井井身结构
新的山前深井、超深井探井套管结构为：
井眼：26"×17 1/2"× 13 1/8" × 9 1/2" × 6 5/8"-7 1/2" ×5"-5 1/2"
套管：20"×14 3/8"× 10 3/4"(11 1/8") × 8 " × 6 1/4" × 4 1/2"
详细设计数据见表。
表两层井身结构及套管程序方案
表三层井身结构及套管程序方案
* 对于表中所给7 5/8"套管，不考虑钻井液浮力时，按照下深5900米计算，套管的抗拉安全系数为。
表四层井身结构及套管程序方案
** 表中浅绿色底纹对应的套管为非标套管，其强度均按照API公式计算。
表五层井身结构及套管程序方案
11 1/8"（下段800米）复合管柱计算，则10 3/4"套管的抗拉安全系数为。
** 这里之所以采用复合套管柱，是因为11 1/8"套管的重量太大，单纯采用此套管时套管柱重量太大。
*** 此值为API公式计算值，若按照高抗挤套管考虑，其挤毁强度可高于此值。
表山前深井、超深井探井井身结构及套管程序方案
3.新型井身结构及套管程序方案与现行结构的对比
图到图给出了新型井身结构与现行结构的对比。
图 3层新型井身结构与现行结构的对比
图 4层新型井身结构与现行结构的对比
17 1/2"
14
3/8"
13
1/8"
10
3/4" 9 1/2"
7 5/8"
6 1/2"
5"
新型结构
现行结构
现行结构新型结构
20"
26"
14
3/8"
17
1/2"
10 3/4"(11
1/8")
13
1/8"
8"
9
1/2"
5"
6
1/2"
图 5层新型井身结构与现行结构的对比
4.设计总结
本次设计的非常用新型井身结构及套管程序与原方案相比，具有以下特点：
（1）套管尺寸与钻头尺寸做到了经济配合；
（2）增加了井眼与套管的环空间隙，提高了下套管可靠性和固井作业效率；
（3）对原先六层井身结构中使用8 1/8套管的井段避免了扩眼作业，提高了钻井效率；
（4）将原先的无接箍8 1/8套管改造成了8镦粗接头套管，提高了下套管作业效率。
（5）总体来说，使钻井成本有所下降。