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表A-1 钻井工程课程设计任务书一、地质概况29：井别：探井井号：设计井深：3265m 目的层：当量密度为：g/cm3表A-2设计系数石工专业石工（卓越班）1201班学生姓名：木合来提.木哈西图A-1 地层压力和破裂压力一．井身结构设计1.由于该井位为探井，故中间套管下深按可能发生溢流条件确定必封点深度。
由图A-1得，钻遇最大地层压力当量密度ρpmax=1.23g/cm³，则设计地层破裂压力当量密度为：ρfD=1.23+0.024+3245/H1×0.023+0.026.试取H1=1500m，则ρfD=1.23+0.024+2.16×0.023+0.026=1.33 g/cm³,ρf1400=1.36 g/cm³> ρfD 且相近，所以确定中间套管下入深度初选点为H1=1500m。
验证中间套管下入深度初选点1500m是否有卡钻危险。
从图A-1知在井深1400m处地层压力梯度为1.12 g/cm³以及320m属正常地层压力，该井段内最小地层压力梯度当量密度为1.0 g/cm³。
ΔP N=0.00981×(1.10+0.024-1.0)×320=0.389<11MPa所以中间套管下入井深1500m无卡套管危险。
水泥返至井深500m。
2.油层套管下入J层13-30m，即H2=3265m。
校核油层套管下至井深3265m是否卡套管。
从图A-1知井深3265m处地层压力梯度为1.23 g/cm³，该井段内的最小地层压力梯度为1.12g/cm³，故该井段的最小地层压力的最大深度为2170m。
Δp a=0.00981×（1.23+0.024-1.12）×2170=2.85Mpa<20 Mpa所以油层套管下至井深3265m无卡套管危险。
水泥返至井深2265m。
3.表层套管下入深度。
基于安全屏障的井完整性问题分析方法何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【摘要】海洋石油钻完井作业风险高,极易发生井漏、井喷等井完整性事故.在役生产井生产年限越来越长,高温高压气井越来越多,环空带压问题日益突出.为了有效预防井完整性问题,提出基于安全屏障的井完整性问题分析模型,采用安全屏障、蝴蝶结、故障树与"人机物环法"5要素分析相结合的方法,分析事故发生及处理过程.%Offshore oil drilling and completion has high risk, easily occuring accidents of lost circulation, blowout and other well integrity problem. The production well age becomes longer and longer,and more HPHT wells bring more sustained casing pressure(SCP) problems. In order to effectively prevent and systematically analyze the cau-ses and treatment of the well integrity problem,a model of well integrity problem analysis based on safety barrier is proposed. Combined with safety barrier,bow-tie,fault tree and"people,machine,material,environment,regu-lation"five element analysis,this paper analyzes accident occurrence and treatment process.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)002【总页数】5页(P28-31,53)【关键词】安全屏障;井完整性;故障树;蝴蝶结【作者】何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【作者单位】中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE21井完整性管理是指综合应用管理及技术措施，以降低地层流体发生非控制泄漏风险，贯穿整个井的生命周期。
阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用引言地热是来自地球内部的一种能量资源。
地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。
这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。
地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。
通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。
由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。
另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。
增加施工难度和施工成本。
为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。
为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。
1.辽北地区地质特征1.1地层内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。
1.2地质构造本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，为一东缓西陡的不对称向斜构造。
盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。
断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。
既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。
据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。
1.3地温场特征根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。
文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇井别：预探井－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：_ _(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：__ _四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：_ _四川石油管理局审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：_ _(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：_ _西南油气田分公司审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要……………(15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
石油天然气钻井固井操作规程1.1 固井设计1.1.1 固井施工应有施工设计，并按规定程序审批后方能施工。
1.1.2 套管设计1.1.2.1 套管柱强度应按SY/T 5322规定，同时考虑井眼情况进行设计。
1.1.2.2 套管选择1.1.2.2.1 在强度满足设计要求的情况下，选用通径与钻头尺寸匹配的套管。
1.1.2.2.2 高压气井及特殊要求的井，应选用金属密封套管。
1.1.2.2.3 含硫油气井，井温低于90℃的井段，应使用抗硫套管。
1.1.2.2.4 套管附件和固井工具应与选用套管的钢级、壁厚相匹配，强度性能满足设计要求。
1.1.2.3 套管柱强度校核1.1.2.3.1 套管柱受力分析应采用SY/T 5322中的计算方法。
1.1.2.3.2 应考虑套管弯曲、碰压、分级箍开关孔、悬挂器坐挂时造成的轴向载荷对套管强度的影响。
1.1.2.3.3 塑性地层，套管柱外挤压力应以上覆地层压力梯度计算。
1.1.2.3.4 对特殊的压裂酸化、注水、开采等技术要求，应由开发、地质部门在套管设计之前提出，作为设计依据。
1.1.2.3.5 深井、超深井及复杂井固井，设计中应综合考虑各方面因素，计算套管的剩余拉力、下压力和最大蹩泵压力，并对钻机有关部份进行校核。
1.1.2.4 安全系数1.1.2.4.1 抗挤安全系数：常规钻井一般取1.125，技术、油层套管最低不小于0.80；有效外挤力按表层套管85%、技术套管65%、油层套管100%掏空计算。
气体钻井一般取1.125，相应层次套管最低不小于1.00；有效外挤力按100%掏空计算，管外按固井时泥浆密度（若存在塑性地层则按上覆岩层压力梯度）计算。
1.1.2.4.2 抗内压安全系数不小于 1.25，环空按清水或地层水计算外支撑力。
1.1.2.4.3 直径小于等于244.45mm的套管，抗拉安全系数应大于等于1.80；直径大于244.45mm的套管，抗拉安全系数应大于等于1.60。
波动压力对套管与井眼间隙的要求利用环空瞬态波动压力模型对一般工况下不同尺寸套管下套管时的套管与井眼间隙要求进行了研究。
计算结果表明：下入13 -3/8"套管的最小间隙可以为16mm；下入10-7/8"套管的最小间隙可以为13mm；下入9-5/8"套管的最小间隙可以为12mm；下入7"套管的最小间隙可以为8.5mm。
4固井对套管与井眼间隙的要求（1）避免形成水泥桥的最小间隙美国的几家注水泥公司建议套管的最小环隙为0.375in~0.5in，最好为0.75in。
（2）顶替效率与环隙的关系研究表明，要从窄边处把泥浆充分清除，居中度必须大于或等于67%，在直井段，0.4375in的环空间隙内仍可以获得界面胶结较好的水泥环。
（3）水泥环强度与间隙的关系资料调研表明，0.75in的环空间隙可以保证水泥浆的充分水化和有足够的水泥环强度；要达到要求的水泥环强度，管子每边最小的环空间隙为0.375in~0.5in教你如何用WORD 文档 (2012-06-27 192246)转载▼标签： 杂谈1. 问：WORD 里边怎样设置每页不同的页眉？如何使不同的章节显示的页眉不同？答：分节，每节可以设置不同的页眉。
文件――页面设置――版式――页眉和页脚――首页不同。
2. 问：请问word中怎样让每一章用不同的页眉？怎么我现在只能用一个页眉，一改就全部改了？答：在插入分隔符里，选插入分节符，可以选连续的那个，然后下一页改页眉前，按一下“同前”钮，再做的改动就不影响前面的了。
简言之，分节符使得它们独立了。
这个工具栏上的“同前”按钮就显示在工具栏上，不过是图标的形式，把光标移到上面就显示出”同前“两个字来。
3. 问：如何合并两个WORD 文档，不同的页眉需要先写两个文件，然后合并，如何做？答：页眉设置中，选择奇偶页不同与前不同等选项。
4. 问：WORD 编辑页眉设置，如何实现奇偶页不同比如：单页浙江大学学位论文，这一个容易设；双页：（每章标题），这一个有什么技巧啊？答：插入节分隔符，与前节设置相同去掉，再设置奇偶页不同。
文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：__(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：___四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：__四川石油管理局审批意见：审批人：__(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：__(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：__西南油气田分公司审批意见：审批人：__(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要 (15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
根据2月1日川东钻探与井下作业公司现场联合办公会议精神，针对该井Φ244.5mm套管固井裸眼井段属于低压易漏失井段的实际井况，为有效封固裸眼复杂井段，确保固井一次性成功，拟采用堵漏提高地层承压能力、单级双胶塞、两凝低密度堵漏水泥浆、一次性正注水泥浆返出井口固井工艺技术，两凝、低密度、堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
为搞好该井的Φ244.5mm套管固井，确保施工质量，提前完成本次固井工程设计并按一类井履行设计审批程序，施工各方应严格按审批后的设计要求作好施工前的各项准备工作，施工工程技术人员到现场后，再根据井下的实际情况对设计相关数据进行校核、内容作必要补充，以科学指导现场施工。
1 钻井资料基本数据钻机编号: 川钻28队钻机类型:ZJ70L本开设计井深:3258m本开完钻井深:3245m本开开钻日期:2006年12月19日完钻日期: 2007年2月日井身结构1.2.1井身结构图地面说明：Φ(mm)套管固井水泥浆浆柱结构：密度1.30 g/cm3微硅漂珠缓凝水泥浆，封固0～2700m井段，密度1.90 g/cm3G级快干水泥浆，封固2700～3243m 井段。
钻井液性能钻具组合12 1/4"钻头×0.29m+630×730双母×0.90m+9"钻铤6根×55.16m+731×630接头×0.76m+8"钻铤3柱×81.92m+曲性长轴×2.64m+8"随震×6.99m+631×410接头×0.46m+61/2"钻铤1柱×27.26m++5"加重钻杆3柱×82.77m+5"钻杆油气水显示2646~2651m ，2656~2660m，2871~空气钻进气测异常；2889~2890.22m 密度1.21g/cm3钻进气测异常。
钻井复杂情况描述氮气钻进至2875.86m 替入ρ1.21g/cm3泥浆钻进至2878m井漏0.4m3/h，继续钻进至2943.39m井涌控回压循环排气出口点火焰高3～4m，漏速3.5 m3/h，三次注入桥浆66.8m3堵漏后不漏,关井蹩压不降。
其后钻进至3049.5m，有0.5 m3/h的微漏。
2.地质资料地质分层井温预测井底温度：根据区域地温梯度推测该井井底温度为80℃，水泥试验（稠化）温度暂定65℃，水泥大样复查试验（稠化）温度应根据完钻电测井底温度为准作调整。
电测井眼情况电测井径、井斜方位数据：待测井后补；3 固井目的及方法固井目的封固低压易漏、易垮塌、气显示裸眼井段，确保下步安全钻进。
固井方法采用单级双胶塞固井工艺、两凝低密度堵漏水泥浆工艺、一次性正注水泥浆返出井口固井技术方法。
两凝低密度堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
4 固井难点及主要技术措施固井难点1、地层压力低,存在井漏井段，下套管、循环、注水泥浆、顶替、候凝中极易发生井漏。
2、裸眼段长，采用氮气钻进井段井壁粗糙、摩擦阻力大，大尺寸套管下至设计井深难度大。
3、油气显示好，气体钻进井径偏大，顶替效率较低，易气窜。
固井主要技术措施1、提高地层承压能力，要求全井筒做当量密度1.42 g/cm³的承压试验。
2、认真通井，要求井眼畅通，无垮塌、无沉砂，在井深2000m以下垫含3～5%固体润滑剂的高粘钻井液，确保套管安全下至井底，留2.0m口袋；严格按局工技【2006】14号文要求模拟套管刚性通井两次，具体如下（尺寸单位：mm）；第一次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤2根+原钻进钻具组合第二次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤1根+Φ290～300扶正器1只+钻铤1根+Φ290～300扶正器1只+原钻进钻具组合。
3、采用双胶塞固井技术，提高水泥浆的顶替效率。
4、根据井下井径、井斜、方位角变化情况充分使用套管刚性扶正器：重合段加Ф≤308mm刚性扶正器15只；裸眼段根据井身质量加入Ф≤300mm宽棱大倒角全封闭螺旋刚性扶正器30只，提高套管的居中度。
5、试验优选两凝、低密度、堵漏水泥浆配方：快干水泥浆设计为纯G级水泥，密度1.90g/cm3，封固3243-2700m 主要油气显示段同时是漏失井段，要求水泥浆具有防窜防漏性能；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；设计推荐在水泥浆中加入高效堵漏纤维以切实增强水泥浆防漏堵漏性能，具体根据试验优选配方定。
6、优化地面施工工艺。
采用以70－30水泥车为主体的双套设备施工，采用Ф127钻杆立柱作注浆通道，严格控制水泥浆密度和施工排量。
5 套管柱设计校核与扶正器安放位置管串组合(1)管串结构引鞋+管鞋+套管1根+回压凡尔1只+套管4根+回压凡尔1只+套管串+套管挂+联入（2）套管排列强度校核6固井工艺设计注替水泥浆量计算水泥浆、水泥与配浆水用量:注：1、裸眼段按340mm井径计算，考虑空钻井径偏大，环容附加15%，重合段按320mm计算，不附加, 水泥浆总容积166m3；2、预计水泥量：G级纯水泥60吨（其中，30吨准备反打）；漂珠130吨（按方低密度水泥浆计算，考虑地面损耗）。
6.2.1 施工工艺流程施工压力计算管内外流动阻力：P1=×3245＋=.注水泥浆前后，全井液柱压差△P1:注水泥浆后，全井液柱压力P外P外=×[×(3243-2700)+×2700]= （不考虑飘珠破碎引起水泥浆密度增加）P外=×[×(3243-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）全井钻井液液柱（即地层）压力P内P内=××3245＝井底液柱压差：△P1= P外-P内= ，正压差压稳；井深2943.39m显示层1.21 g/cm3钻井液堵漏后承压MPa不漏，能承压，当量密度约1.30 g/cm3；1.26 g/cm3钻井液安全钻达中完井深；注水泥浆后，全井液柱压力P：P=×[×(2943-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）施工最高泵压：P最高＝P1+△P1+5＝5++= （碰压附加3～5MPa）7 水泥试验设计水泥浆性能要求注：设计要求在水泥浆中加堵漏纤维，试验应充分考虑其对水泥浆性能及施工条件的影响。
水泥试验条件试验条件：升温升压65℃×40MPa常温常压—————→————————→ 测稠化时间60min 恒温恒压升温80℃×常温常压—————→————————→ 测凝结时间60min 恒温水泥浆污染试验要求:污染试验养护条件：×80℃×3:00Hrs污染试验要求：注意：对污染试验最严重者取样做稠化试验，试验条件同水泥浆稠化试验。
8 下套管计算. 下送套管的允许掏空深度按回压凡尔试压值5MPa,计算允许掏空高度为：397 m. 允许下套管速度计算套管本体处允许钻井液上返速度取钻杆本体处的环空上返速度计算, 当钻进排量为42l/s 时，上返速度为:0.54m/s，套管柱允许下放速度计算为:0.59m/s. 下套管遇卡时允许的最大上提力下套管时最上一根套管是管串中最薄弱点，考虑的抗拉安全系数，套管上提悬重不得超过307ｔ。
9 施工技术要求固井前期准备9.1.1施工车辆在出发前要进行一次彻底的台上和台下检查，特别是要对柱塞盘根、凡尔胶皮等作重点检查，并试运转正常，台上台下易损件准备1套作备用件；9.1.2井下固井工具附件送往井场前，川东分公司工程技术人员要做好检查，确保其能正常工作；9.1.3到井场后，工程技术人员按有关标准与规定检查套管附件（如引鞋、套管鞋、回压凡尔、上下胶塞、承托环、扶正器等）和固井工具（水泥头、循环头、灌浆帽等）的尺寸、扣型、质量、性能、确保工作状况满足施工要求；9.1.4按照《固井设备操作规程》检查和确认固井作业所用设备和其气、水、灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求；检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求；9.1.5水泥和干混外掺料在现场严格按比例小批量混配，并倒灰三遍，保证混灰的均匀性；9.1.6根据固井施工设计的要求和现场作业进度，配制抗钙隔离液和固井药水，为确保混合液的性能与试验相近，要求尽可能缩短混合液配制完后至注水泥作业之间的等候时间，同时应满足留有复查时间的要求；9.1.7现场对水泥浆进行大样复查，确认无问题后方可施工。
