中747K井施工方案1方案.docx
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中747K井施工方案1方案
中7—47K井侧钻井施工技术方案
编码：
一钻—2011—06（侧）
编制人:
梁毅
承钻单位：
C15623钻井队
2011年6月28日
审核意见：
审核人：
年月日
审批意见：
审批人：
年月日
中7-47K井侧钻井施工技术方案
一、基本数据
中7-47K井为一口设计井深2378m的Ф139。
7mm套管内开窗侧钻井，设计井身结构为Ф139。
7mm套管内悬挂Ф95。
25mm套管×（1513-2374m）
1．井眼轨迹:
开窗侧钻点1583。
00m,造斜终点1716。
49m，靶点2261.16m（垂深2250m），设计井深2378m，最大井斜角11。
11度,方位246。
46度，造斜率2。
4度/30m。
2．地质分层及复杂提示
地质分层
垂深m
斜深m
复杂情况提示
压力系数
馆四油组
1890
1894。
29
防气侵、防喷漏底部砾岩
0.94
东营段
2100
2108。
30
防气侵、防喷漏
0。
94
板四油组
2330
2342.69
防气侵、防喷漏
1。
0
滨一油组
2364.65
2378
防气侵、防喷漏
1.06
3、工程目标:
（1）钻井周期：
26.83天
（2）建井周期:
37。
63天
（3）钻头数量：
8只
二、难点及风险分析
1、该井为高危地区的重点井，井控风险定级为井控一级风险井，严格按照《大港油田钻井井控实施细则》要求配备齐全井控设备，并按照标准进行安装。
2、在施工过程中要充分落实好防喷、防漏等相关措施，钻进过程中认真做好井控坐岗工作，确保井控安全,严格按2010年5月下发的《大港油田钻井井控实施细则》要求执行。
3、该井侧钻在馆陶组、东营组、沙河街组地层钻进,施工过程中应注意控制好钻井液性能，打开目的油气层前加入钻井液封堵剂、细目碳酸钙等油保及防漏材料,施工过程中加强坐岗观察及录井提示工作，及时监测油气显示及钻井液性能变化，做好防漏、防喷措施;严格按要求进行短起下作业，及时清除井壁岩屑，防止卡钻、井漏等事故的发生。
4、侧钻稳斜过程中要严加强轨迹控制，及时进行测斜，防止井斜角和方位角急剧变化，确保轨迹达到设计要求，顺利中靶.
5、地质提示：
预计本井在井段2175—2227。
8m含CO2为0。
41-0。
65％。
侧钻施工中要加强坐岗及气测录井监测及提示工作,以便发现异常及时采取有效措施,做好安全防护工作。
落实好防喷、防漏措施，严格执行井控坐岗制度，进入油气层后，起钻前必须进行油气上窜速度监测,根据显示及时调整好钻井液密度，确保施工安全。
6、本井目的油气层井段斜深为2210.21—2342。
69m（垂深为2200—2330m），在油气层井段施工,要注意防气侵、防喷漏，施工中要加强坐岗及气测录井监测及提示工作,以便发现异常及时采取有效措施.
7、预计本井在1880-1910m钻至馆陶底砾岩,施工过程中控制好入井时间及纯钻时间，防止钻头磨损导致钻具事故及时效损失;起钻后对每只钻头使用情况进行评价，并根据起出钻头情况合理选择下只钻头型号。
三、施工整体思路
1、钻头排序:
开窗后马达增斜钻进用2只Ф120。
65mmGYD517钻进至馆陶底砾岩顶部，更换常规钻具使用3只Ф120.65mmGYD537或Ф120.65mmGYD617单牙轮钻头钻穿馆陶底砾岩，马达增斜钻进用和稳斜钻进使用3只Ф120。
65mmGYD537单牙轮钻头钻进至完钻井深2378m.
2、马达跟踪井段：
1583m—2200m。
四、各井段施工措施
1、井眼准备
重点工作：
对井筒刮削干净,便于导斜器顺利坐挂；井筒、钻杆试压合格。
（1）通井：
下Φ73mm正扣钻杆＋Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ120mm×0.5m通井规通井至1587m,通井中途遇阻加压≤30KN,起出后详细进行描述。
（2）修整灰面:
通井时如在1587m以上遇阻，则下入Φ73mm正扣钻杆＋Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ120.65mm单牙轮钻头，修整灰面至1587m.
（2）刮削、替钻井液、试压：
下Φ73mm正扣钻杆＋Φ81mm加重钻杆×4根＋中间球座＋GX—T140刮削器刮削至井深1587m,并对1500—1587m井段反复刮削三次以上，清水反循环洗井干净并对套管试压12MPa，30min≤0。
5MPa合格,用符合设计要求的钻井液替出井内压井液并循环彻底，投球，钻井液对钻杆正试压30MPa，10min压降≤0。
5MPa为合格。
2、下导斜器
重点工作：
导斜器坐挂方位准确，避免开窗后扭方位造成的时效损失。
（1）下锚定导斜器：
锚定导斜器下入前，地面测定向键与导斜面角差,下锚定导斜器钻具组合：
Φ114mm锚定导斜器＋定向接头＋Φ73mm正扣钻杆。
（2）反洗井：
锚定导斜器下到设计深度后，用钻井液反循环洗井至进出口性能一致。
（3）陀螺定向：
采用陀螺仪测定向键方位并换算出导斜器斜面方位,根据定向井公司技术人员要求调整斜面至合适方位（侧钻目标方位246。
46°）,反复上提下放钻柱4—9m破除扭矩，重新测定方位吻合后,锁死转盘。
（4）导斜器座挂：
钻杆正憋压10MPa、20MPa、30MPa,分别稳压4—5min座挂导斜器.
（5）丢开锚定导斜器：
钻杆放压至0MPa，下放钻具有座挂显示后继续缓慢下放加压60-80KN，证实锚定导斜器座挂后,上提钻具超原负荷5KN，累计正转钻柱20圈倒出送斜杆，起出。
3、开窗、修窗（1583-1586m）
重点工作：
控制好开修窗施工参数，顺利开窗及修窗，使窗口规则、平滑，做到上提下放无挂无阻，满足后期作业要求。
（1）钻具组合:
Φ120。
65mm开窗铣锥＋Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ73mm钻杆
（2）钻进参数
阶段
进尺
m
钻压
KN
转速
r/min
排量
l/s
开窗1
0。
5
<10
40-50
10—12
开窗2
0.5
10—20
40-60
10—12
开窗3
1.5—2.0
10—30
50-80
10—12
修窗
0-3.0
5—10
50-90
10-12
（3）铣锥初磨铣套管时,要轻压低转速，避免扭矩突然增大而损坏钻具。
井口返出铁屑后逐步放开钻压和转速。
（4）开窗后要轻压高转反复修整窗口，做到上提下放无挂无阻，确保下步施工工具顺利下入。
（5）开窗后大排量充分循环，带出井内铁屑，钻井液出口放一块强磁铁吸附铁屑,并及时清理铁屑.
（6）控制好各阶段的施工参数，确保窗口规则、平滑,防止开窗速度过快造成的窗口过短现象；钻具过窗口处遇阻加压≤30KN，否则应起出钻具后采用新铣锥进行修窗作业。
（7）开窗修窗必须要确保窗口规则、平滑,满足后期作业要求，若开修窗过程中若出现铣锥无进尺或蹩跳钻现象，则立即起钻检查铣锥磨损情况。
4、试钻（1586。
0—1606。
0m）
重点工作:
加足钻压确保有效脱离原井眼钻进。
（1）修窗结束后，用修窗钻具试钻裸眼3—5m后起钻换单牙轮钻头试钻裸眼10—15m。
（2）钻具组合：
Φ120.65mm单牙轮钻头＋止回阀＋Φ118mm螺旋稳定器＋Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ73mm正扣钻杆（该钻具组合可根据定向井服务人员要求进行调整）
（3）钻进参数：
钻压50—60KN,转速50—60r/min,排量10-12L/s。
（4）试钻过程中应注意控制好钻压,足压钻进,严禁轻压吊打，防止开窗后无法脱离原井眼沿原井眼钻进，造成开窗钻进失败。
5、螺杆钻具钻进井段（1606—2200m）
重点工作：
打开油气层做好井控工作；使用MWD无线随钻监测井眼轨迹,注意井眼轨迹不超标；使用好固控设备降低含砂。
（1）增斜、马达稳斜钻具组合：
Φ120.65mm单牙轮钻头+Φ95mm单弯螺杆钻具+止回阀+MWD短节＋Φ88。
9mm无磁钻铤×1根（内带MWD仪器）+Φ81mm加重钻杆×14根+Φ73mm正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）
馆陶底砾岩钻进钻具组合:
Φ120。
65mm单牙轮钻头+止回阀+Φ118mm螺旋稳定器+Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ73mm正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）
（2）钻进参数：
钻压20—40KN，排量10-12L/s，转速：
马达＋转盘。
（3）钻具下井前逐根检查钻具水眼通径、丝扣的磨损情况、台阶的密封性以及接头的偏磨程度，严格按照推荐上扣扭矩紧扣,保证钻具在使用中的可靠性。
（4）螺杆钻具和仪器下井前要检查和试运转，防止下井后不工作。
（5）下钻遇阻时,应以上下活动钻具、冲通措施为主，不能动转盘旋转钻具或启动井下马达，如钻具遇阻而不能通过时，应更换稳斜钻具通井，通至无阻卡现象为止.
（6）该段在馆陶组、东营组、沙河街组地层钻进,在钻进过程中应注意控制好钻井液滤失量，提高钻井液防漏防塌性能,严格按要求进行短起下作业，及时清除井壁岩屑，防止卡钻等事故的发生.
（7）钻井施工中，每钻进100-150m或纯钻时间达到24h必须进行一次短起下钻作业；
（8）在定向过程中如进尺缓慢，要注意大幅度勤活动钻具，防止因钻具长时间小范围滑动发生卡钻。
如遇托钻压现象要及时加入润滑剂，并搞短起下,疏通井眼，增加井壁润滑性；
（9）加强与定向井沟通,定向至稳斜井段要测井眼轨迹与井眼趋势，尽可能实现少定多导，以提高机械钻速.
（10）起下钻进入窗口附近，切实观察好悬重变化，技术员要标明进入窗口时钻具编号。
（11）预计本井在1880—1910m钻至馆陶底砾岩,施工过程中控制好入井时间及纯钻时间，防止钻头磨损导致钻具事故及时效损失；起钻后对每只钻头使用情况进行评价，并根据起出钻头情况合理选择下只钻头型号.
6、常规钻具钻进井段（2200-2378m）
重点工作:
加强测斜，防止井眼轨迹超标;
（1）钻具组合：
Φ120.65mm单牙轮钻头+Φ118mm螺旋稳定器+Φ104.8mm短钻铤+Φ118mm螺旋稳定器+止回阀+Φ88.9mm无磁钻铤×1根+Φ118mm螺旋稳定器+Φ81mm加重钻杆×14根＋Φ73mm正扣钻杆（该钻具组合可根据现场实际情况进行适当调整）
（2）钻进参数：
钻压40-60KN，排量10—12L/s,转速60—80r/min
（3）加强测斜,每钻进100-150m进行单点测斜，以便及时掌握井眼轨迹变化趋势，防止井斜角和方位角急剧变化，如发现有脱靶迹象,应及时采取有效措施，确保中靶。
（4）每钻进100-150mm或纯钻时间达到24h必须进行一次短起下钻作业，以清除井壁岩屑。
（8）预计在垂深2200m（斜深2210。
21m）钻进油气层，进入油气层前调整好钻井液性能，按要求加入1％钻井液封堵剂及2％细目碳酸钙，做好油层保护及防喷、防漏等工作。
起钻前必须进行油气上窜速度监测，结合气测录井监测钻井液性能,根据显示及时调整好钻井液密度，确保施工安全.
（5）起至窗口前,切实观察好悬重变化，技术员要标明进入窗口前的钻具编号。
（6）钻进进尺较慢时应定期活动钻具，并在钻井液中混入原油、SAS等润滑防卡材料防止粘附卡钻，防止出现井喷、井漏、卡钻、气侵等复杂事故。
五、完井阶段
1、钻完设计井深后，调整循环泥浆2周,起钻前进行短起下钻并测量油气上窜速度，确保压稳地层,满足后续施工作业要求。
2、为保证完井电测的顺利，完钻后充分洗井，调整好钻井液的性能，加大润滑材料的投放。
3、电测完通井进行多点测斜。
4、因井眼小，钻具与井壁的摩阻较大，下套管前加强泥浆的润滑，缩短套管在井内的静止时间，防止压差造成复杂情况。
5、组织召开好下套管前和固井前的技术措施交底会。
6、下套管前,要认真检查到井的套管，对套管进行通径、清洗、检查、长度丈量（与录井分别丈量）、编号,并好坏分开。
六、中7—47K井钻头顺序排列
序号
钻头类型
数量
井段
进尺
钻井水力参数
钻压
KN
转速
r/min
排量
l/s
备注
1
Ф120mmGYD517
2
1583-1860
277
20—40
马达
马达+（15～20）
10—12
增斜
2
Ф120mmGYD617
3
1860-1910
50
40-60
60—80
10—12
稳斜
3
Ф120mmGYD537
2
1910-2200
290
20—40
马达
马达+（15～20）
10-12
增斜、稳斜
4
Ф120mmGYD537
1
2200-2378
178
40—60
60—80
10-12
稳斜
七、中7-47K井生产运行计划
工序
工作内容
井段（米）
计划工期
（h）
钻机月速
m/台月
机械钻速
m/h
1
侧钻队搬家
0
12
639
1.30
2
修井机搬安
0
15
3
开工准备
0
48
4
通井
0-1586
10.94
5
修整灰面
0-1586
12
6
刮削、替钻井液、管柱试压
0—1586
14.83
7
井筒试压
0—1586
1.8
8
下导斜器、测陀螺
1583
14.98
9
开窗、修窗
1583—1586
26.53
11
裸眼钻进
1586-2378
738.4
12
裸眼通井
2378
15.57
13
裸眼电测
1583—2378
9.9
14
裸眼通井
2378
15。
57
15
下套管固井
2378
50.82
16
套管通井及替泥浆
2378
19。
62
17
声放磁测井
17。
5
18
井筒试压
1.8
19
侧钻收尾
43.2
合计
钻井周期（d）
31.87
合计
建井周期（d）
44。
52
八、中7-47K井邻井实钻情况
井号
井型
完钻日期
完钻井深（米）
机械钻速
（米/小时）
钻井周期（天）
完井时钻
井液密度
施工情况
中7-47
直井
1983
2378
8。
90
37。
08
1.31
全井顺利
中8-42-1
定向井
2003
2618
11。
29
24。
1
1。
20
全井顺利
中8—43—1
定向井
1993
2310
10。
42
40.25
1.27
全井顺利
滨80x1
定向井
2008
3732
11。
93
49.63
1。
1—1.48
全井顺利
九、中7-47K井提速运行计划
工序
工作内容
井段（米）
阶段运行计划
时间
（h）
计划工期（天）
钻机月速
m/台月
机械钻速
m/h
1
搬迁、安装设备
0
搬迁、安装设备
72
3
614
1。
08
2
通井
0—1586
1
配钻具,下单根通井
7
0.42
2
起钻
3
3
修整灰面
0—1586
配钻具，下钻
4
0。
5
修整灰面
2
洗井
2
起钻
3
刮削
0-1586
1
配钻具，下钻刮削
4
0.54
2
洗井，试压,替钻井液,投球试压、洗球
6
3
起钻
3
4
下导斜器
0-1583
1
配钻具,下钻
4
0。
5
2
洗井
1
3
测陀螺
3
4
坐挂导斜器
1
5
起钻
3
5
开窗、修窗
1583—1591
1
配钻具，下钻
4
1
2
开窗
10
3
修窗
2
4
试钻
3
5
循环钻井液
2
6
起钻
3
6
试钻
1591—1606
1
配钻具,下钻
4
0.58
2
试钻
6
3
循环钻井液
1
4
起钻
3
7
裸眼钻井
1606—2378
1
配钻具，下钻
5
25.25
2
1606-2200m钻进
470
3
循环钻井液、短起下、测后效
8
4
起钻
6
5
配钻具，下钻
6
6
2200-2378m钻进
90
7
循环钻井液、短起下、测后效
14
8
起钻
7
8
电测、通井
1583-2378
1
裸眼电测
9
1.38
2
配钻具，下钻
8
3
循环钻井液、短起下、测后效、投多点
9
4
起钻
7
9
固井
1513—2374
1
配套管附件，下套管
9
3.0
2
下钻
3
3
循环
2
4
固井
4
5
候凝
24
6
探悬挂器，起钻
3
7
通井,替泥浆
10
8
起钻
6
9
测声幅,试压
7
10
安装完井井口
4
侧钻收尾
侧钻收尾
35
1。
46
合计
钻井周期（天）
26.83
建井周期（天）
37.63
升级会员 