塔河油田固井监督培训教材

塔河油田固井监督培训教材工程监督中心2008年2月塔河油田概况西北油田分公司目前已成为中石化第二大产油基地，2007年原油产量达536万吨，2008年原油产量目标为609万吨，新增钻井245口。西北油田分公司将在2010年达到千万吨级大油田的宏伟目标。地质概述及工程概况塔河油田位于塔里木盆地北缘沙雅隆起构造带，目前已形成了1到12个区块兼有盐膏层穿插的主力产油区和开发中的雅－大凝析气田，主要是以三叠系（4280～4830m）、石炭系（4700～5460m）、奥陶系（5450～6500m未穿）等为目的层，地温梯度为2.2℃/100m。油气井固井需要封固地层的类型比较多，有常规砂岩油层、灰岩溶洞型油层、盐膏层（高压盐水层）和高压气层等。简化井身开发井•常规井身开发井及评价井水平井井身结构图特殊井身开发井（雅－大构造DLK3井）盐膏层井身结构盐膏层井井身结构调整图塔深一井井身结构图现有工艺塔河油田固井技术目前已发展包含有内插法固井、长裸眼双级固井、大尺寸套管单级、悬挂固井、水平井及复合尾管悬挂固井、小间隙井眼固井、盐膏层固井、分枝井固井、高压气井固井、旋转尾管固井等一系列成熟或先进工艺技术，低密度、高密度、欠饱和抗盐盐水、防气窜等水泥浆体系普遍应用固井难点•（1）长裸眼多压力体系共存。固井易出现下套管粘卡及压差卡、井漏井壁垮塌、固井灌香肠等问题。•（2）长封固段导致同一裸眼水泥浆柱上下温差过大，造成超缓凝问题。•（3）特殊地层的存在如二叠系裂缝及破碎地层、奥陶系缝洞发育地层、侏罗系夹煤线（煤层）地层、石炭系纯厚盐膏层等，造成对固井工具及水泥浆体系的要求复杂化。•（4）长裸眼固井施工时间长，投入和动用的设备及物资庞大，对固井施工队伍的装备硬件要求高。固井难点•（5）长裸眼钻遇的地层复杂多变，井身质量不易保证，特别是对于高压气井，固井提高环空顶替效率的难度大。•（6）深井长裸眼固井的成功对双级箍、尾管悬挂器、管外封隔器等固井工具以及浮箍、浮鞋、套管扶正器等附件质量的依赖程度增加，从而使工具及附件的合理选择成为关键。执行标准和规范•API规范及国家标准、行业标准•西北分公司《固井实施细则》•工程监督中心《固井监督作业指南》•塔河油田《盐膏层固井技术》•塔河油田《水平井固井技术》•历年来下发的各种管理、规定固井监督现场检查内容•检查对象：参与下套管、注水泥作业的所有施工队伍•队伍资质：准入证、队伍资质证书•人员资质•设备资质单级固井—下套管•钻井队•a)井眼准备：起下钻顺畅，井眼稳定，无缩径，无垮塌，无键槽，无沉砂。•b)钻井液主要性能符合固井设计要求。•c)钻井队设备（提升系统、旋转系统、循环系统、动力系统、井控系统、发电机、钻井液罐及闸门）工况正常，满足施工要求，不允许钻机超负荷下套管。•d)套管头的生产厂家、型号、安装方法、说明书齐全。单级固井—下套管•e)套管的丈量（长度、坐卡瓦套管外径）、通径、检扣、洗扣、编号、记录工作和通径规规格（≥16in直径为套管内径减去4.76mm，长度为305mm；≥95/8in直径为套管内径减去3.97mm，长度为305mm；≤85/8in直径为套管内径减去4.76mm，长度为305mm）等符合规范要求，现场监督抽查套管丈量情况，抽查数量不得少于各类型套管总数的5％，套管上钻台必须带牢护丝和进行二次通径。•f)套管丝扣清洗应用柴油清洗，螺纹本体不得有锈蚀，现场检验符合SY/T5396-2000石油套管现场检验与运输要求。单级固井—下套管•g)现场套管长度应按入井套管长度的3％附加。•h)管串数据结构表内容包括：入井顺序、场地编号、钢级、壁厚、扣型、单根长度、累计长度、下深、生产厂家、余扣、灌浆、扶正器位置及套余，注明剩余套管的编号。•i)套管和送放钻具按照入井顺序排列。•j)管串组合与设计和地质要求相符。•k)替浆设备准备情况符合固井要求。单级固井—下套管•l)制定下套管技术措施，并落实到班组和个人。•m)制定施工预案，明确司钻操作权限及遇阻、遇卡处理程序。•n)套管专用密封脂和专用强力粘结剂符合SY5199套管螺纹密封脂标准要求。•o)下套管工具、灌浆管线准备情况符合固井要求。单级固井—下套管•p)人员安排合理、岗位明确，通径规专人管理，吊车专人指挥，现场跟班干部落实到人。严格控制套管下放速度，操作平稳，严禁猛提猛放，符合SY/T5412-2005下套管作业规程要求。•q)专人坐岗观察井口返浆情况。•r)通知套管队、吊车到场时间明确。•s)提供测井数据，包括井径、井斜、方位及井底静止温度数据。单级固井—下套管•固井队•a)下套管工具和固井工具附件交钻井工程师核实认可，《固井工程设计》在下套管最后一趟通井前到位。•b)水泥、配浆水应在下套管前井场准备齐备。•c)固井技术人员应在下套管最后一趟通井前到位，检查固井工具附件数量、材质、尺寸（内径、间隙配比）与入井管串相匹配。单级固井—下套管•d)提供入井固井工具附件质量检验合格报告，满足现场固井施工要求。•e)提供水泥头、套管循环头及下套管工具周期检验合格报告，满足处理井下复杂情况的要求。•f)根据钻机额定负荷、井架基座承载、回压凡尔承压能力、套管抗挤毁能力确定下套管合理掏空深度。•g)提供国家计量单位对流量计等仪器仪表的定期计量检定报告。单级固井—下套管•h)根据实测井径校核水泥浆量。•i)根据施工进度，所有固井设备、人员在管串到位前两小时到达现场。•j)冬季施工参照《固井实施细则》及西北油田分公司相关规定。•k)接用电应符合SY5727-1995井下作业井场用电安全要求之规定。单级固井—下套管•录井队•a)独立进行套管丈量工作，核对编号，与钻井队校核套管数据准确无误。•b)准确校核入井管串数据。•c)综合录井仪工况正常，能进行固井过程的全程监控，并做好下深校正。•d)下套管过程中录井队安排钻台值班人员坐岗，按照管串结构表进行入井检查，记录余扣，提示扶正器安放位置及灌浆，场地值班人员兼顾仪器房。单级固井—下套管•套管队及吊车•a)下套管应采用吊车进行作业。•b)人员、设备、工具和备用设备及时到位。•c)套管钳、动力系统、扭矩表、扭矩记录仪工况良好，保证施工连续。•d)套管钳牙上、下挡销齐备。•e)提供国家认证计量单位对扭矩表等仪器仪表的定期计量标定报告。•f)备有套管数据手册，明确本井套管上扣扭矩值和余扣标准。•g)扭矩记录内容齐全，包括：入井时间、序号、上扣圈数、扭矩值和扭矩变化曲线以及卸扣记录。单级固井—注水泥•钻井队•a)下套管至设计井深，清点场地余留套管，校核入井套管顺序及套管下入深度。•b)按固井要求甩一柱5″钻杆用于管线连接。•c)清理场地，预留固井设备摆放位置。•d)下套管作业完成后，钻井队（或泥浆技术服务公司）处理钻井液，循环钻井液一周以上，性能和钻井液储备符合固井设计要求。•e)参与固井施工人员分工明确，听从固井总指挥安排。单级固井—注水泥•f)参与固井设备工况正常，主要包括循环系统、动力系统、发电机、钻井液罐及闸门。•g)密度测量频次不低于3点/2分钟。•h)保证钻井液罐计量准确并有专人负责。•i)专人坐岗观察井口返浆情况。•j)替浆到量泄压时应缓慢平稳放压。•k)提前做好安装井口的准备工作。单级固井—注水泥•固井队•a)根据实际入井管串校核替浆量。•b)车辆（包括备用车辆）摆放合理、管线连接安全可靠，警示标志安放明显。•c)保持通讯系统畅通。•d)确定固井总指挥，确定人工计量配合人员。单级固井—注水泥•e)胶塞装入、释放准确无误。•f)施工连续，水泥浆密度控制均匀，波动范围±0.03g/cm3。•g)确定施工排量及压力计算。•h)流量计、水泥头压力表连接到位。•i)污水排放应符合GB8978-1996污水综合排放标准之规定。单级固井—注水泥•录井队•a)进行注水泥过程中的密度记录、统计。•b)进行泵冲累计统计并与流量计、人工计量校核。双级固井－下套管•钻井队•a)测井完通井时钻井队（或泥浆技术服务公司）认真处理钻井液，性能应符合固井设计，根据下部井眼条件合理注入封闭浆，保证套管到位后开泵正常。•b)对于气井要求更换防喷器闸板芯子，井控装置正常，工具配套。•c)通报钻进过程中井漏、油气水侵、掉块等复杂情况及测井、通井情况，提供井径、井斜、方位数据。双级固井－下套管•d)钻井队或钻井液公司配制重浆，体积、密度符合固井设计要求。•e)钻井队大泵安全销压力设定符合要求。•f)下套管速度控制要求单根下放速度30s，对于含有二叠系地层速度要求不低于45s。•g)套管到位后小排量顶通水眼，注水泥施工前循环洗井不得低于两周。•h)下套管施工预案齐备。双级固井－下套管•固井队•a)工具服务人员提前到位并检查入井工具，对关键部位（外径、通径）尺寸进行丈量，阻流环、挠性塞、关闭塞尺寸配套，现场指导工具操作。•b)扶正器数量及安放位置符合固井设计。•c)特殊扣套管工具、变扣短节与套管匹配，检测合格证齐全。双级固井－下套管•录井队•a)提供定位短节下入位置符合地质设计要求。•b)管串结构表中工具、附件、定位短节下入深度符合设计要求。•c)提供油气显示情况、后效、层位及本井实钻地层表。•套管队及吊车•要求用卡盘的应在套管进入裸眼前安装到位（133/8″下深超过1200m的，95/8″下深超过4500m的，以及无接箍套管）双级固井－注水泥•钻井队•替浆排量控制服从固井总指挥进行降、升调整，过渡应平稳。双级固井－注水泥•固井队•a)水泥浆大样复查，7″双级一级、95/8″套管下深超过5000m的要求提供由西北油田分公司质量检测站出示的全性能大样复查检测合格报告。•b)一级固井应设计双凝水泥浆体系，前置液体系设计应采用冲洗液＋加重高粘隔离液复合体系。•c)注水泥前校验回压凡尔。•d)根据设备能力、回压凡尔工况合理设计重浆密度与体积。•e)固井施工预案齐备。尾管悬挂固井－下送套管•钻井队•a)通井完起钻时对每柱钻柱正确编号，注明下入和剩余钻柱数目。•b)循环接头和钻杆止回阀和现场实施井控措施齐备。•c)送放钻具符合QSHXB20-2005钻具管理标准规定。•d)送放钻柱应每柱进行通径，钻杆通径规符合规范要求。•e)尾管送放速度符合SY/T5475-92尾管固井技术要求规范。•f)套管出上层套管鞋前应灌满钻井液。•g)下尾管施工预案齐备。尾管悬挂固井－下送套管•固井队•a)水泥浆附加数量及设计应符合SY/T5475-92尾管固井技术要求规范。•b)调整短钻杆每次使用应提供探伤（超声波、磁粉检测）合格报告并建立短钻杆档案。•c)工具服务人员提前到位并对入井工具、附件进行检查，钻杆胶塞、球座等尺寸与入井钻具、悬挂器配套，坐挂、球座憋脱销钉剪切压力级别设定符合固井要求。•d)尾管送放到位后小排量顶通水眼，悬挂器坐挂前保证井眼清洗干净，坐挂完成后憋通球座，应继续循环容积达到井底沉砂返至悬挂器以上500m方可进行注水泥作业。尾管悬挂固井－注水泥•钻井队•a)尾管送放到位后立即清点场地余留套管及钻台剩余钻柱，保证入井管串无误。•b)按照固井设计要求进行连续起钻或循环冲洗、憋压候凝作业。尾管悬挂固井－注水泥•固井队•a)提供由西北油田分公司质量检测站出示的全性能大样复查的检测合格报告及污染试验报告。•b)施工连续，水泥浆波动范围控制在±0.02g/cm3。•c)尾管注水泥施工预案齐备。水平井复合尾管固井－下送套管•钻井队•a)现场井眼轨迹应按照地质设计或得到甲方主管处室认可或批复。•b)管串结构按照固井设计进行编排。对于筛管顶部注水泥固井工艺要求盲板与旋流短节之间必须有1根套管相隔。•c)下套管施工预案齐备。水平井复合尾管固井－下送套管•固井队•a)管串设计、扶正器规格及安放应符合水平井固井技术要求。•b)工具服务人员提前对入井工具、附件进行检查，止回装置必须采用弹簧式。•录井队•管串结构应符合地质要求。水平井复合尾管固井－注水泥•钻井队•按照尾管固井程序执行•固井队•a)水泥浆设计及大样复查性能应符合水平井固井技术要求。•b)前置液体系应采用不混油钻井液＋化学冲