构造名称：土库曼斯坦古诺尔塔·尤拉屯井别：探井井号：多莱古伊-1井井型：直井Φ250.8mm尾管悬挂+Φ244.5mm套管回接固井施工设计川庆钻探土库曼分公司井下项目部2011年03月03日设计人：李波日期：校核人：日期：前言多莱古伊-1井位于土库曼斯坦尤拉屯气田。
由中石油川庆钻探公司土库曼分公司CCDC-06钻井队承担的一口天然气探井钻探任务。
固井工程设计按多莱古伊-1井地质技术任务书与钻井工程设计完成，三开套管封隔J3km-tt的天然气和石油、盐岩石膏地层，套管鞋坐在第八层上部的硬地层。
主要技术难点在于此井段属高温高压盐水层，地层蠕变严重，极易造成阻卡，套管挤毁等情况发生；在套管设计时，选用厚壁、高抗挤强度的套管（9 7/8" 壁厚15.88mm 抗挤强度98.35MPa），防止挤毁套管的情况发生。
采取环空憋压候凝确保压稳气层，防止气窜发生，保证盐膏层固井质量。
水泥浆设计：两凝G级抗盐降失水水泥浆，裸眼段设计密度2.05g/cm3，套管重合段设计2.00g/cm3；回接固井水泥浆设计：两凝G级常规密度水泥浆，快干设计密度1.88g/cm3，缓凝设计密度1.80g/cm3为搞好该井的Φ250.8mm尾管悬挂+Φ250.8mm套管回接固井，确保施工质量，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，根据钻井实际情况进行校核数据、相关内容的补充，确保固井施工的顺利完成。
1 钻井资料1.1 基本数据钻井队: 川庆钻探公司CCDC-06钻井队钻机类型:70D三开设计井深: 三开完钻井深: 4575m1.2 井身结构说明：悬挂器上部为φ244.5mm回接套管，下部为250.8mm尾管套管。
尾管固井采用G级高密度抗盐降失水体系，回接固井采用纯水泥浆体系1.2 钻井液性能2.地质资料该井段属于高温高压盐水层，井底温度要依据测井真实数据得出；4556m电测井温为150℃，固井按照川庆固井标准取水泥浆实验温度为130℃，（系数0.85）回接固井实验温度取90℃。
2.3 电测井眼1、电测井径及容积、返速计算3 固井目的及方法3.1 固井目的封固高温、高压盐膏层井段及上部高压层，为产层钻井的安全钻进做好铺垫。
3.2 固井方法采用Φ250.8mm尾管悬挂+Φ244.5mm套管回接方式固井。
尾管固井：喇叭口位置3550m，重合段长200m，悬挂井段3550m～4575m，采用抗高温、抗盐抗钙降失水高密度两凝水泥浆体系，裸眼段密度设计2.05g/cm3；重合段及喇叭口上设计密度2.0g/cm3。
回接固井：封固0～3550m井段，采用规纯水泥两凝体系封固，快干设计密度1.88g/cm3，缓凝设计1.80 g/cm3。
4 固井难点及主要技术措施4.1 固井难点1.盐膏层蠕变严重，下套管易遇卡；2.对固井工具及附件在高温、高压下的可靠性要求非常高；3.水泥浆密度高，在配注过程中很难达到密度均一。
4.注水泥浆、顶替、候凝过程有发生井漏的可能。
5.盐膏层井段温度、压力高，水泥浆体系要具有抗高温、抗盐等性能，水泥浆各项指标既要满足施工安全，又必须满足强度要求；6.97/8"尾管悬重大，悬挂器的顺利座挂存在一定的风险性。
4.2 固井主要技术措施本次9 7/8"悬挂+9 5/8"回接固井，固井周期长，盐膏层施工难度大，为了保证固井施工顺利完成，决定采取如下措施：1.做好盐膏层通井钻具组合，在缩径井段反复划眼，并调节好泥浆性能，认真做好静止观察，掌握盐膏层蠕变周期，确保尾管的一次性顺利下到位。
2.选用性能可靠、稳定的套管串工具附件，要求附件钢级壁厚与入井套管保持一致，并做好必要的地面检查。
3.采用批量混浆撬配注密度均匀的18m3水泥浆，确保井底套管脚以上300-400m的封固质量，确保生产层的顺利钻进。
4.合理设计液柱压力，采取环空憋压弥补水泥浆失重时的压力损失，压稳地层，有效防止高压盐水窜，憋压侯凝时压力涨到8-10MPa要及时卸压，以免压力过大压漏地层。
5.盐膏层固井采用G级高密度抗盐降失水体系，优化水泥浆配方，要求做到抗盐抗高温、零析水、低失水、近直角稠化，并配置优质性能隔离液：T Y ≥35Pa，U P：40-180mPa，失水≤100ml；有效隔离钻井液，冲刷井壁，调节液住压力，达到平衡压力固井。
6.认真做好尾管称重、回缩距、方余等数据的计算，按操作规程认真操作悬挂器，确保尾管顺利座挂；并认真做好5"钻杆通径，保证顶替时钻杆胶塞顺利于尾管胶塞重合。
5 套管柱设计校核与扶正器加法5.1 管串组合5.1.1 Φ250.8mm尾管管串组合强制复位可钻浮鞋+1根套管+强制复位可钻浮箍+1根套管+强制复位可钻浮箍+1根套管+球座+套管串+转换短节+悬挂器（带回接筒3550m）+ 送井钻具回接插入装置＋2根套管 +自灌式浮箍 + 套管串5.2 套管强度校核5.2.1 Φ250.8mm尾管强度校核5.2.2 Φ244.5mm回接套管强度校核5.3 扶正器加法悬挂器下加放1只刚性扶正器，出上层套管前加放1只刚性扶正器，裸眼段不加扶正器。
螺纹密封脂选用耐高温、高压的CATTS101，附件及附件以上5根套管全部用CATTS102密封脂固化。
回接插入装置上连续加放2只刚性扶正器，0-2000米每10根套管加放1只弹性扶正器，井口第3根套管加1只刚性扶正器，共计3只刚性扶正器，20只弹性扶正器。
螺纹密封脂选用耐高温、高压的CATTS101，附件全部用CATTS102密封脂固化。
6固井工艺设计6.1 注替水泥浆量计算a．尾管固井注：高密度水泥浆封固裸眼段3750～4575m，套管重合段3550～3750m，尾管水泥塞长度为40m注：纯水泥水泥浆封固段为0～3550ma)具有良好触变性、悬浮钻屑及固体颗粒能力；b)在120-150℃/60Mpa条件下，TY ≥35Pa，UP：40-180mPa，失水≤100ml；c)密度1.7g/cm3；回接固井替量计算6.2.1 尾管悬挂固井工艺流程6.3施工压力计算6.3.1 Ф250.8尾管悬挂固井a．管内外流动阻力：P1= 8.3MPa（依据流变模式、雷诺数计算）b．环空静液柱压力P外1）起钻拔出插入管前管外液柱压力P外1=0.00981×(3400×1.96+150×1.7+200×2.0+825×2.05)＝88.4MPa井底当量密度ρ1= 1.97g/cm32）倒扣、上提钻杆循环后管外液柱压力P外2=0.00981×(3550×1.96+200×2.0+825×2.05)=88.8MPa井底当量密度ρ2= 1.98g/cm33）尾浆失重后管外液柱压力P外3=0.00981×(3550×1.96+200×2.0+825)=80.2MPa井底当量密度ρ3= 1.79g/cm3备注：为了弥补候凝时压力损失，采取井口憋压方式，初始憋压值为4MPa。
c．替浆完管内液柱内压力P内=0.00981×(4505×1.96+30×1.1+40×2.05)＝87.7MPad．施工最高泵压P最高＝P1+ P外1-P内+5＝8.3+1.1+5=14.4MPa （附加5MPa）e．拔出中心管，喇叭口上部管内外压差P= 0.00981×（3550×1.96-3400×1.96-150×1.7）=0.38MPa6.3.2 Ф244.5mm回接固井a．管内外流动阻力：P1=0.001×3550＋1.6=5.1MPa.b．环空静液柱压力P外P外=0.00981×（2770×1.8+780×1.88）=63.3MPac．管内钻井液液柱压力P内P内=0.00981×3550×1.7＝59.2MPad．施工最高泵压P最高＝P1+ P外-P内+5＝5.1+4.1+3=12.2MPa （附加3～5MPa）7 水泥试验实验数据7.1尾管水泥浆实验数据（大样灰+小样液体）7.2回接固井水泥浆复核实验7.4 水泥浆污染实验污染试验养护条件: 130(℃)×0.1(MPa)×7:00(h)8 施工技术要求8.1 Ф250.8mm尾管固井施工技术要求8.1.1 通井作业a)加强通井措施，起钻前注清扫液清洁井底沉砂及钻屑，适当控制循环时间，确保井眼畅通及井下安全。
b)针对盐膏层特性，必须通井、静置，观察盐膏层蠕变速率（测井井径），不可盲目下套管，确保盐膏层蠕变时间≥1.5倍下套管及固井时间。
a)针对深井及盐膏层固井特殊性及难点，选用性能优越、质量可靠的固井工具及管串附件，确保现场施工正常、顺利、安全，要求固井附件抗外挤、抗内压性能与套管保持一致，并在地面进行必要的检查和测试。
b)严格按照下套管操作规程进行下套管作业，认真检查固井工具及管串附件，合理加放扶正器，确保套管居中度，必须使用套管钳、扭矩仪及螺纹密封脂（CASTTA101 、CASTTA102），螺纹扭矩必须符合要求（扭矩值套管厂家提供）,确保丝扣的密封性。
c)套管柱强度、管串结构、套长、下深及管串附件位置认真计算核实,满足钻井设计及地质设计。
d)悬挂器的附件（钻杆胶塞、密封件、丝扣、中心管、送入工具等）必须由专人进行严格检查，确保井下工作正常。
e)套管长度准确丈量, 取小数点后两位数，精度掌握在2mm内,入井套管顺序号及长度与记录本原始数据核对无误，尾管送入钻杆入井前必须用通径规通径。
f)在井眼畅通、井下安全,不存在漏失、垮塌、缩径及循环正常的情况下方能进行下套管作业。
g)下套管时必须平稳，一般情况下在15～20秒/根，不准猛提、猛放、猛刹，应保证井眼稳定，避免井涌、井喷、井漏和井塌。
h)下套管过程中应及时灌浆，一般灌浆每15～20根灌一次，较长时间的灌浆要上下活动套管。
在浮箍浮鞋入井后，应开泵低排量顶通，并检查井口返出情况。
i)接入悬挂器：悬挂器吊上钻台时应系尾绳，注意防止磕碰；先用链钳将悬挂器引扣，确认无误后将悬挂器接入尾管串；向回接筒里灌满准备好的混合油，压紧并固定好防砂罩；记录称重，下放悬挂器时注意井口是否居中，必要时用绳子拉至居中位置。
接入悬挂器后适当控制下放速度，特别是进入裸眼段后控制下放速度应不少于1.5分钟/柱。
下钻操作要平稳，严禁猛提、猛放、猛刹。
锁死转盘，严禁转动钻具。
接送入钻杆时打好背钳，尾管坐挂前严禁下部钻具转动。
要求送入钻杆边通径边下钻。
第一柱钻杆要缓慢下放，注意保护液缸和卡瓦，待悬挂器顺利通过防喷器等井口装置后再转入正常下入速度。