黄岩期(残雪油田 残雪北气田)完井工程施工设计AH井

黄岩一期（残雪油田/残雪北气田）完井#工程施工#（CX-A3H井）编写：邢洪宪刘春苗审查：李艳飞审核：张海山、李三喜审定：罗勇批准：关德中海石油（中国）有限公司上海分公司2013年9月黄岩一期（残雪油田/残雪北气田）完井工程施工设计（CX-A3H井）编写：邢洪宪刘春苗审查：李艳飞审核：叶俊放审定：郭士生批准：贾健谊中海石油（中国）有限公司西湖作业公司2013年9月目录前言 11. 基本数据 31.1. 油气田地理位置 31.2. 钻完井基本数据 31.3. 环境数据 51.4. 地层流体性质 51.5. 地层温压系统 61.6. 防砂管柱 61.7. 生产管柱 71.8. 井口装置 112. 施工程序 122.1. 出海前准备工作 122.2. 完井作业前准备工作 122.3. 主要作业步骤 122.4. 刮管洗井 122.5. 下防砂管柱，替封隔液 132.6. 回收抗磨补芯，下入生产管柱，替柴油，坐油管挂 172.7. 拆升高立管及防喷器组，安装采油树，坐封生产封隔器 202.8. 诱喷返排（不占钻机时间） 223. 健康安全环保措施 233.1. 施工前准备工作 233.2. 完井作业安全准则 233.3. 完井作业安全要求 233.4. 完井作业安全注意事项 243.5. 完井作业安全规定 243.6. 完井作业防火细则 253.7. 完井作业防台细则 263.8. 完井作业防爆细则 263.9. 完井作业防喷细则 263.10. 完井作业井口区安全细则 263.11. 完井作业起下钻事故的预防细则 273.12. 完井作业管线试压安全细则 273.13. 完井作业防污染及设施管理细则 283.14. 作业平台应急部署细则 283.15. 作业救生设施及有关安全管理细则 293.16. 海上作业管理组织网络图 293.17. 主要危险因素 303.18. 钻井船安全防护的主要措施 303.19. 健康安全环保管理要求 333.20. 联合作业所执行安全环保管理文件 364. 附录 374.1. 井口槽口图 374.2. 井身结构示意图 384.3. 测斜数据（设计值） 394.4. 井口防喷器组装图 404.5. 钢丝作业井口装置图 414.6. 生产管柱图 424.7. 采油树图纸 434.8. 放喷流程图 444.9. 完井工程质量 454.10. 作业安全风险评估及对策 464.11. 作业时间计划 484.12. 完井作业器材计划 494.13. 防腐油管作业注意事项 545. 附件 575.1. 《残雪油田A平台完井液设计》 575.2. 《CX-A3H井连续油管气举诱喷施工设计》 57前言黄岩一期含残雪油田和残雪北气田。残雪油田位于上海市东南方向约420km，舟山市东南方向310km的东海大陆架上，西南距天外天中心平台（TWT-CEP）22.90km，北距残雪北气田16.20km。残雪油田区域构造位于东海陆架盆地浙东坳陷西湖凹陷中央背斜带春晓气田群的北部。残雪北气田区域构造位于东海陆架盆地西湖凹陷中央背斜带苏堤构造带的北部，为断背斜构造，是残雪油田主体构造残雪构造向北的倾伏和延伸。残雪油田及残雪北气田揭示的地层自上而下依次为第四系东海群、第三系三潭组、柳浪组、玉泉组、龙井组及花港组。该区钻井揭示的含油气层系为花港组。黄岩一期（残雪油田/残雪北气田）共布开发井11口，其中残雪油田布井8口，残雪北气田布井3口（各井的分布及钻完井基本情况详见表0-1）。此次设计的CX-A3H井位于残雪油田的北块油气藏，开发H3b层位，为水平油气同采井，采用8-1/2″裸眼完井，下入7″优质筛管简易防砂，下入自喷合采生产管柱，由自升式钻井平台钻井结束之后立即完井，后期采用平台修井机修井。依据此完井工程施工设计，在确保安全、环保、质量、成本和进度的原则下进行完井施工。严格执行《中华人民共和国海洋环境保护法》、《海上油气田完井手册》、中海石油（中国）有限公司上海分公司《健康安全环保》和中海石油（中国）有限公司上海分公司《应急计划》、《溢油应急计划》以及上海分公司钻完井部的有关规定，以保护海洋环境、保障人身健康、确保完井作业的顺利进行。表0-1黄岩一期（残雪油田/残雪北气田）各井分布及钻完井基本情况表油气田区块开发层位井名井别井型套管尺寸防砂类型防砂层数生产管柱类型完井顺序完井机具修井机具残雪油田北块油藏H3cA1H采油井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"优质筛管1自喷合采1钻井平台修井机北块油气藏H3bA2H油气同采井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"优质筛管1自喷合采2钻井平台修井机A3H油气同采井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"优质筛管1自喷合采3钻井平台修井机A4H油气同采井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"优质筛管1自喷合采4钻井平台修井机北块气藏H3a~H6dA5采气井定向井9-5/8"套管不防砂2自喷分采5修井机修井机A6采气井定向井9-5/8"套管不防砂2自喷分采8修井机修井机南块油藏H2c~H6dA7采油井（按油气同采井设计）定向井9-5/8"套管7"优质筛管2自喷分采7修井机修井机A8采油井（按油气同采井设计）定向井9-5/8"套管7"优质筛管2自喷分采6修井机修井机残雪北气田只有一个区块H6B1H采气井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"打孔管1气举生产管柱2钻井平台钻井平台B2H采气井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"打孔管1气举生产管柱1钻井平台钻井平台B3H采气井水平井9-5/8"套管+8-1/2"裸眼7"打孔管1气举生产管柱3钻井平台钻井平台1. 基本数据1.1. 油气田地理位置黄岩一期含残雪油田和残雪北气田。残雪油田位于上海市东南方向约420km，舟山市东南方向310km的东海大陆架上，西南距天外天中心平台（TWT-CEP）22.90km，北距残雪北气田16.20km。图11 残雪油田/残雪北气田地理位置图1.2. 钻完井基本数据表11 钻完井基本数据井名CX-A3H平台名称WHPA平台井别水平生产井钻机海洋石油942自升式钻井平台槽口12#槽口井口坐标X：317678328°42’7.433"NY：705111125°5’58.627"E深度零点钻井转盘面（海拔高度46.00m）补心海拔46.00m平均水深102.00m井身结构井眼(″)斜深（m）套管(″)下入深度（m）钢级、重量（lb/ft）、扣型17-1/2152013-3/81515K55、61#、BTC12-1/436559-5/836503Cr/13Cr-L80×47PPF×BOSS/3SB，13Cr套管350.00m8-1/24095.54优质筛管————目的层位残雪油田北块H3b油气藏设计水平段长度424m完井方式8-1/2″裸眼+7″优质筛管防砂砾石防砂精度100μm生产管柱类型自喷合采井下测压设备毛细管井下压力计注：上述深度以钻井转盘面为基准。1.3. 环境数据黄岩一期（残雪油田/残雪油气田）所处海域水深94.40～108.30m，海底平缓，底质为细砂。每年7～9月为台风季节，12～3月气温较低，4～6月气候较佳。本区潮流为不规则半日周期旋转流，表层落差潮最大流速为0.92节，涨潮最大流速1.15节。中层落潮最大流速0.92节，涨潮最大流速0.85节，底层落潮最大流速0.92节，涨潮最大流速0.62节。1.4. 地层流体性质残雪油田地层流体性质如下：1) 原油物性基本特征(1) 原油密度低、油质较轻南块地面原油密度为0.8390g/cm3，CX4井区H3层原油密度为0.8299～0.8365g/cm3。(2) 粘度较低南块H4b层原油在50℃下运动粘度为2.60mm2/s。CX4井H3层原油在40℃下粘度为2.48～2.6mm2/s，地层原油粘度为0.16cP。(3) 凝固点变化大原油样品分析表明，南块H4b层原油凝固点达到17℃，而CX1～4井区H3层原油凝固点为7～8℃，变化较大。(4) 含蜡量稍高，基本不含硫，胶质、沥青质含量低。南块H4b层油样含蜡高达14.81%；CX1～4井区油样含蜡量5.34～6.56%。原油含硫量低（0.05～0.10%），胶质、沥青质含量低。(5) 原油族组成原油的饱和烃含量高（96.14％），芳烃含量低（<5%）。饱/芳比值为31.70和41.26，平均为36.47。综上所述，原油凝固点差异大，其低密度、低粘度、低含硫、低～中等含蜡、高饱和烃和低非烃+沥青质等显示煤成油特征。2) 凝析油性质CX1～4井区凝析油的特点为：低凝固点（-27～1℃）、低含硫（<0.05）、低含蜡及沥青质，凝析油密度为0.7910～0.8200g/cm3，凝析油含量一般在85～100g/m3。3) 天然气性质天然气相对密度低，为0.674～0.688，C1含量较高，为87.10～88.47％；C2～C4依次减少，N2和CO2含量低，一般在2％以下，H2S含量<1mg/m3。4) 地层水性质花港组地层水水型以CaCl2型为主。5) 高压物性分析及相态特征高压物性分析得到原油的地层体积系数为1.496，流体粘度0.16cP，压缩系数为24.14×10-4MPa-1，饱和压力为26.65MPa，地层压力为26.82MPa，即地饱压差为0.17。天然气的体积系数为0.0047，地层压力条件下的气体偏差系数0.9424，流体粘度为0.0152cP。气层的地层压力为26.73MPa，地层温度为116.1℃，临界凝析压力32.36MPa，临界凝析温度204.8℃，根据该层相态图计算：露点压力为26.73MPa，气藏地露压差大，处于欠饱和状态。1.5. 地层温压系统根据CX1井、CX2井、CX4井的测试资料，残雪油田花港组油气藏具有正常的温度、压力系统。地温梯度为3.7℃/100m，压力系数0.99~1.03。主力产层段地层温度在104.44℃～123.3℃之间。CX-A3H井目的层段的温度为117℃左右，压力为27.0MPa。1.6. 防砂管柱1) 防砂方式CX-A3H井为水平井，采用8-1/2″裸眼+7″优质筛管防砂。2) 盲管表13 盲管数据表OD(in)ID(in)接箍外径(in)磅级(PPF)钢级扣型备注76.1847.87529PPF13Cr-L80BTC带倒角3) 筛管（STARSE）表14 优质筛管数据表规格(in)基管磅级(PPF)基管外径(in)基管内径(in)接箍外径(in)最小通径规直径(in)最小通径规长度(in)防砂精度(μm)钢级扣型备注72976.1847.8756.05959.84310013Cr-L80BTC带倒角4) SSTP-1顶部封隔器（STARSE）表15顶部防砂封隔器参数表型号SSTP-1顶部封隔器（适用于95/8″47PPF套管）最大外径8.346″最小内径6.00″扣型7″BTCBOXDOWN压力级别5000psi材质13Cr-L80坐封方式液压坐封温度级别150℃丢手压力2000psi(13.79MPa)坐封压力500psi×2min，1800psi×3min，2500psi×5min，2900psi×5min5) STARSE密封延伸筒（STARSE）扣型7″BTCP×P，最大外径7″，内径6″，温度等级150℃，压力级别5000psi，长度3m，材质13Cr，钢级L80。6) SDW双向洗井装置（STARSE）表16双向洗井装置参数表规格7″×3-1/2″配套插入密封3-1/2″密封筒内径3.500″长度2.1m扣型7″BTCBOXUP材质13Cr-L80打开方式液压或机械最大外径7.657″打开压力73-290psi1.7. 生产管柱1) 生产油管CX-A3H井采用3-1/2″9.2ppf13Cr-L80+2-7/8″6.4ppf13Cr-P110+2-7/8″6.4ppf13Cr-L80油管组合，上部3-1/2″L80油管下深200m，2-7/8″6.4ppf13Cr-P110油管下深200m~1000m。表17 油管参数数据表油管尺寸(in)公称重量(lb/ft)材质钢级壁厚(in)内径(in)外径(in)扣型抗挤强度(MPa)内屈服压力(MPa)丝扣屈服强度(T)3-1/29.213CrL800.2542.9924.295TS-3SB72.670.192.22-7/86.413CrP1100.2172.4413.668BEAR96.795.684.62-7/86.413CrL800.2172.4413.668BEAR77.072.964.52) 油管挂厂家：江苏金石机械集团有限公司扣型：3-1/2"EUEBOXUP×3-1/2"9.2#TS-3SBBOXDOWN3) 井下安全阀（惟其信）表18 井下安全阀型号惟其信3-1/2″×2.812″TR-5X最大外径5.394″最小内径2.812″扣型TS-3SB材质13Cr-L80设计下入深度200m压力等级5000psi全部开启压力1750psi+SHUT-IN温度级别150℃最大下入深度1300ft（396.2m）4) 流动接箍（惟其信）(1) 上流动接箍：3-1/2″9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P，外径4.250″，内径2.992″，长度4ft，压力级别5000psi，材质13Cr-L80；(2) 下流动接箍：3-1/2″9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P，外径4.250″，内径2.992″，长度4ft，压力级别5000psi，材质13Cr-L80。5) 变扣3-1/2"9.2PPFTS-3SBBOX×2-7/8"6.4PPFBEARPIN，外径4.250″，内径2.441″，长度0.5m，材质13Cr-P110。6) 化学药剂注入工作筒（惟其信）型号：2-7/8"扣型：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN外径：4.488"内径：2.441"材质：13Cr-L80压力等级：5000psi7) 化学药剂注入阀（惟其信）公称直径：1"（25.4mm）打开压力：500psi8) 2-7/8"循环滑套（惟其信）最大外径：3.78"台阶内径：2.312"台阶：WF扣型：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN最大额定压力：5000psi最大额定温度：300℉（150℃）打开方式：向下打开打开拉力：500LBS材质：13Cr-L809) 毛细管井下压力计氮气传压筒（采技服）扣型：2-7/8"BEARBOX×PIN外径：4-1/2"内径：2.441"材质：13Cr-L8010) 毛细管井下压力计（采技服）压力级别：10000psi(69MPa)温度级别：-30℃～150℃精度：0.05%毛细管材质：316L毛细管外径：1/8"毛细管内径：0.054"毛细管压力级别：10000psi11) 9-5/8"油管携带式生产封隔器（惟其信）表19 生产封隔器型号9-5/8"47-53.5PPFHS-6最大外径8.267″最小内径2.441″压力等级5000psi材质13Cr-L80温度等级150℃解封拉力过提40,000LBS（18T）坐封方式液压坐封扣型2-7/8"BEARB×P坐封压力500psi×5min，1000psi×5min，1800psi×10min，2500psi×10min，3000psi×10min12) WF坐落接头（惟其信）扣型：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN最大外径：3.5"密封筒内径：2.25"台阶：WF材质：13Cr-L8013) 2-7/8"油管扶正器（惟其信）适用套管：9-5/8"47PPF套管扣型：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN最大外径：8.310"内径：2.441"材质：13Cr-L8014) SLS插入定位密封（STARSE）表110插入定位密封参数表名称SLS插入定位密封（与SSTP-1顶部封隔器配套）定位密封外径（定位部分）7.09″材质13Cr-L80定位密封内径（定位部分）2.441″橡胶材质氢化丁晴橡胶定位密封长度（定位部分）0.3m连接扣型27/8″BEARB×P定位密封外径（插入部分）6″长度4.6m定位密封内径（插入部分）2.441″温度等级150℃定位密封长度（插入部分）3.54m压力等级5000psi15) WR坐落接头（惟其信）扣型：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN最大外径：3.5"密封筒内径：2.25"NO-GO内径：2.197"台阶：WR材质：13Cr-L8016) 剪切球座（惟其信）外径3-1/2″，扣型2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN，球座剪切压力4500psi（可调节），球外径1.77″，剪切后内径2.375″。17) 自动导向引鞋（惟其信）扣型：2-7/8"6.4#BEARBOXUP最大外径：3.50"内径：2.405"材质：13Cr-L80底部扣型：斜口引鞋1.8. 井口装置1) 本井采用金石油管四通和采油树设备。2) 产品标准：APISPEC6A，TwentiethEdition3) 材料等级：CC4) 温度等级：PU5) 产品等级：PSL3G6) 压力级别：5000psi7) 性能级别：PR18) 采油树设备主通径和旁通径均为：3-1/8"9) 油管头封隔9-5/8"套管47磅级（2道BT密封）10) 油管挂连接3-1/2"9.2PPFTS-3SB油管11) 油管挂和采油树可穿越1/4"液控管线、3/8"注化学剂管线和1/8"毛细管压力计管线，每套油管挂和采油树配齐各个控制管线接头和堵头（穿越式）。12) 采用双翼采油树，在采油树主阀和一侧翼手动平板阀前分别设置地面安全阀，主地面安全阀要具有钢丝剪切功能。13) 地面安全阀额定工作压力2500psi，采用液动控制方式。14) 气密性：CX-A3H井为油气同采井，采用气密井口。1.9. 完井液残雪油田储层砂体以细砂岩为主，呈厚层状，分选较好，泥质胶结，较疏松，根据岩心分析和测井解释成果，主力储层花港组，属于中孔中渗储层；残雪油田储层地饱压差小，原油含蜡量较高，基本不含硫，胶质、沥青质含量低；CO2含量较高。根据《黄岩气田钻井液优化及配伍性研究》，推荐采用隐形酸完井液体系。完井液密度1.10~1.18g/cm3，压井液最高密度根据实际情况调整。工作液使用隐形酸完井液体系，该体系的基本配方为：海水＋0.7％HTA＋2.0％粘土稳定剂HCS＋2％缓蚀剂CA101＋1.0％防水锁剂HAR。该完井液体系配方见表1-11。表111完井液体系配方名称配方加量（kg）工作液破胶液封隔液套管清洗液射孔液过滤海水1m31m31m31m31m3烧碱410PF-ACA2PF-HCS2020PF-CA101201520PF-JWY30PF-HTA77PF-OSY2PF-JPC40PF-HAR101010KCL按比重要求按比重要求按比重要求按比重要求备注：1) 各完井作业液配制过程中，可能会起泡，井场要备用一定数量的消泡剂PF-DEF-1；2) 如需提密度则用KCl来调整；3) 配方中的PF-HCS为粘土稳定剂，PF-CA101为防腐杀菌剂，PF-HTA为螯合剂，PF-OSY为除氧剂，PF-ACA为pH稳定剂，PF-JWY为套管清洗剂，PF-JPC为破胶剂。1.10. CO2分压及防腐策略根据残雪区块流体特点，CO2含量高，不含H2S，经计算，残雪油田的CO2最高分压值为1.60MPa，对比中海油油套管选材图版，在考虑CO2分压和温度影响情况下，残雪油田4口水平井落在9Cr区间，其它井都落在13Cr区间，考虑到油田管理和采办因素，推荐防砂筛管/打孔管、生产油管、套管及井下工具均选择13Cr防腐材质，封隔器橡胶件的选择也应考虑抗CO2腐蚀（见表1-12、图1-2）。表112CO2分压计算结果井号开发层位地层压力(MPa)地层温度（℃）CO2含量（%）CO2分压（MPa）A1HH3c27.11181.650.45A2HH3b271171.650.45A3HH3b271171.650.45A4HH3b271171.650.45A5H6d32.51384.911.60A6H6d32.51384.911.60A7H6d32.51384.911.60A8H6d32.51384.911.60图12残雪区块中海油图版防腐材质选择图2. 施工程序2.1. 出海前准备工作1) 至少出海前5天（特殊情况除外）将详细的作业施工设计交材料总监安排备料。2) 出海前检查落实作业用主要动力设备、高压容器、防喷器以及主要完井工具的密封性能和安全性能，要求有关部门提供有效合格证书，并逐一确认。3) 所有井下工具要进行地面试压，并检查丝扣合格后出海。4) 出海前根据出海器材清单和施工设计要求备好完井设备及完井器材。易丢失、怕海水浸泡的器材、小型设备和工具应装箱或打包。5) 要做好所有出海人员的资格认证，包括海上安全作业“五小证”、“健康证”，特殊作业人员要求具有岗位操作证。具体要求：按照中国海洋石油有限公司《钻完井健康安全环保管理体系》及《出海人员和设备的安全检查及认证要求》标准执行。2.2. 完井作业前准备工作1) 对钻井平台、泥浆泵、固井泵、防喷器、地面管线等所有完井作业设备进行系统的检查，存在问的地方根据情况进行整改。2) 作业前，现场完井监督组应对参与作业人员进行技术交底，召开现场完井前动员会。2.3. 主要作业步骤1) 刮管洗井2) 下防砂管柱3) 回收抗磨补芯，下入生产管柱，替柴油，坐油管挂4) 拆升高立管及防喷器组，安装采油树，坐封生产封隔器5) 诱喷返排2.4. 刮管洗井1) 工具及设备(1) 9-5/8″套管旋转刮管器（监督监理）：1个(2) 8-1/2″牙轮钻头（无水眼）：1个(3) 8方污油罐：2个(4) 抗磨补芯：1个2) 准备工作(1) 检查套管刮管器牙板无松动，丈量长度及内外径；检查牙轮钻头牙轮无松动，水眼无堵塞。(2) 2个8方污油罐吊上甲板，并连接好回收管线。3) 组下9-5/8″套管刮管洗井管柱：8-1/2"牙轮钻头（无水眼）+9-5/8"套管刮管器+变扣（430×HT55B）+5-1/2"加重钻杆4柱。4) 下入5-1/2"钻杆，在生产封隔器和顶部封隔器座封位置上下30m范围内刮管3次。5) 继续下钻至9-5/8″套管浮箍以上10m，测上提下放悬重值。6) 接顶驱，用清洁过滤隐形酸完井液正循环顶替出套管内PRD泥浆。7) 正循环清洁过滤隐形酸完井液洗井，直至连续半小时返出NTU值小于30。8) 停泵，观察井筒液面，测漏失。9) 起钻至井口，检查牙轮钻头及刮管器状况是否良好，期间环空补液，保持液面。10) 组下防喷器组冲洗工具，大排量冲洗防喷器组和油管四通，直至返出干净。刮管洗井注意事项：1) 下钻前检查刮管器牙板是否松动，确认钻头水眼是否通畅。2) 下钻时保护好井口，严禁任何井下落物。3) 下钻时每柱钻杆要通径。4) 确保刮管管柱不出套管鞋，以防止污染裸眼井段内液体及上提卡钻。5) 洗井前对泥浆池、泥浆循环系统进行彻底循环清洗，以免造成对地层的污染。6) 根据钻杆的具体情况可以配置一定量的清洗剂来清洗钻杆内外壁。7) 替入和灌入井筒内的隐形酸完井液的密度要与8-1/2″井眼完钻时的钻井液的密度相同，确保裸眼段井壁稳定。2.5. 下防砂管柱，替封隔液1) 工具(1) 筛管台架：1座（油服套管队提供）(2) 2-7/8″倒角油管卡瓦：1套(3) 安全卡瓦：1套(4) 提丝：1套(5) 套管钳及7″套管钳牙：1套(6) 7″BTC优质筛管：450m(7) 7″BTC盲管：200m(8) 7″BTCBOXUPSDW双向洗井装置1个(9) 洗井插入密封总成：1个(10) SSTP-1顶部封隔器：1个(11) 密封延伸筒：1套(12) 卡瓦式吊卡、卡瓦：1套(13) 410×7"BTCP×2-7/8"EUEP，411×HT55B防喷变扣：各1个2) 作业准备(1) 按照防砂管柱下入表排摆、丈量、检查筛管及内层中心管。(2) 按照丈量数据重新精确配防砂管柱。(3) 安装套管钳并试运转。3) 作业程序(1) 准备合适尺寸的筛管支架、筛管、盲管和冲管提升短节，并按下列顺序连接下入防砂管柱外层管柱：①　7"BTCBOXUPSDW双向洗井装置②　7"29#BTCBOX×PIN100μm优质筛管③　7"29#BTCBOX×PIN盲管(2) 将最后一根盲管用卡瓦坐在转盘上，并打好安全卡瓦。(3) 安装冲管工作台，更换吊卡、卡瓦等下冲管设备。(4) 连接并下入中心管柱：洗井插入密封+冲管。(5) 将洗井插入头插入密封插入到位。下钻至最后一根中心管时，测上提、下放悬重。缓慢下放管柱，加压2吨探底将洗井插入头插入到双向洗井阀，完全拔出，再次插入，最少重复两次，根据悬重及插入位置确认插入到位，做好标记，准确丈量，按照要求配管。注：洗井插入头抛光部分均匀涂抹黄油。(6) 连接下入9-5/8″顶部封隔器总成：9-5/8″顶部封隔器+封隔器服务工具+5″短钻杆+变扣（411×HT55B）。(7) 下入1柱钻杆，观察钻杆内液面，确认自动灌浆正常，接顶驱，用低泵速正循环泥浆检查防砂管柱循环是否正常，记录排量、泵压。测量并记录管柱上提下放悬重。注意事项：a) 控制下放速度、锁好转盘、防止管柱转动；b) 禁止溜钻顿钻，坐卡瓦时下放速度要慢；c) 所有钻杆及变扣等均要求通径，通径规外径大于46mm；d) 接顶驱要打好背钳，防止管柱转动；e) 如用B型大钳紧扣，每次接立柱要打紧背钳再拉扣；用液压大钳上扣则检查液压大钳背钳能咬住不打滑；f) 保护好环空井口及钻杆口，严防落物；g) 顶部封隔器进入转盘面、喇叭口、防喷器、油管四通等时井口扶正，缓慢下放，控制下放度小于0.1m/s，严防磕碰。(8) 下钻，下钻速度要求缓慢（90秒/柱），下入过程遇阻不能超过2T（如遇异常情况，根据具体情况再定）。下入过程每10柱观察钻杆内液面确认自动灌浆正常。注：若未能确认灌浆正常，则每300m打通一次（结合实际井液比重），避免压差过大导致封隔器提前脱手。(9) 进入裸眼段后，要操作平稳，控制下钻速度；下钻至井底，到位前测量并记录管柱上提、下放悬重。上提至中和点坐封位置，配管，确保钻杆接箍在防砂期间避开万能防喷器。注意事项：a) 丝扣油要均匀涂抹在公扣端，控制丝扣油的使用量，防止堵塞筛管。b) 基地按设计标准送筛管到现场后，及时进行丈量、检查清洗丝扣和通径。c) 在筛管入井之前不准去掉筛管塑料保护套，防止污物堵塞筛管。d) 吊装时要拴尾绳，保护好筛管和顶部封隔器，严防撞击或受力不均而损坏。e) 注意保护好井口，严防落物。f) 筛管入井时，仔细检查每根筛管的外观、丝扣是否良好。g) 下防砂管柱过程中，要观察、保持液面；钻台必须备有筛管、中心管等管柱的防喷变扣。h) 在连接顶部封隔器时，应检查其密封胶皮、卡瓦及其销钉的完好情况。i) 确保封隔器内无杂物堵塞球座。j) 入井油管和钻具逐一通径，并只能在公扣端涂抹少量丝扣油，以免坐封球不能到位和污染地层。k) 下入1柱钻杆后，应做试循环，以免不能建立循环。l) 下钻过程中避免提／坐卡瓦时的猛提猛放，严禁旋转管柱、顿钻，以免脱手或提前坐封封隔器。m) 下钻过程中，锁死转盘，严禁转动管柱。n) 下钻时若遇阻，只能上下活动管柱，或接循环头循环，再缓慢放过，不能旋转，不可猛压猛放。o) 控制下钻速度，避免压漏地层。(10) 浸泡破胶① 清洗泥饼前，配好完井液和破胶液。② 对地面管线试压500psi×5min，5000psi×15min压力不降为合格，合格后放压至零。③ 优质筛管到位后，用1.10~1.18g/cm3完井液（实际比重根据现场情况确定）替出钻井液。④ 替入破胶液，替入顺序：工作液+破胶液+工作液，破胶液替入量以覆盖裸眼段以上100m为标准。⑤ 顶替到位后，停止泵入，浸泡泥饼4~6小时，随时观测漏失量，根据漏失量大小决定是否进行下步作业。⑥ 如果浸泡6小时仍不漏，则根据现场实际情况，重新替入新的破胶液浸泡。⑦ 破胶成功后（若有漏失），用完井液将破胶液顶替出井筒，正循环洗井。注意事项： 工作液的密度要与8-1/2″裸眼段完钻时的钻井液的密度相同，防止井壁坍塌。 为防止环空固相造成胶皮冲蚀，筛盲管刚下到位和浸泡破胶后的初始两个裸眼容积循环排量不超过4BPM，泵压不超过1000psi。 循环两个裸眼容积后可逐渐提高洗井排量，最高不超过6BPM，泵压仍不超过1500psi。 密切注意返出量变化，根据情况调整替入措施。 浸泡时，监测漏失和井口情况。(11) 坐封9-5/8″顶部封隔器① 投直径45mm坐封球，开泥浆泵用完井液小排量（1～2BPM）送球到位。注意观察压力变化，起压后，及时停泵。② 待球落于球座后缓慢正打压500psi×2min，1800psi×3min，2500psi×5min，2900psi×5min坐封顶部封隔器，缓慢放压至零。③ 上提管柱，过提10T，下放钻柱，下压5T，确认卡瓦已坐封，在过提10吨和下压5吨位置均要做好标记。④ 在下压5T位置，关万能防喷器，环空打压1000psi稳压5min后，继续打压至2000psi稳压15min验封。同时脱手服务工具，然后放压至零，打开防喷器。注意事项： 关防喷器前管柱悬重必须保持在下压位置，禁止在坐封工具过提状态验封脱手。 应严格控制低压不超过1000psi，避免低压验封压力打太高而导致脱手。⑤ 缓慢上提管柱确认工具已脱手，若直接上提不能脱手，则将管柱置于中和点或下压3～5吨位置，正转15-20圈脱手服务工具。注意事项： 禁止在坐封工具过提状态旋转脱手，正转之前设定好最大扭矩，要保证停止旋转时能锁定憋住扭矩，防止管柱猛烈反转导致钻杆倒开。 正转期间数好圈数，同时观察悬重和扭矩的变化。 到达指定旋转圈数后停转锁定，憋住扭矩2～3min，等待扭矩传递到位，缓慢释放扭矩，记录回转圈数，扭矩释放采取缓慢多次的方式，避免快速回转钻杆倒扣。 若旋转扭矩达到设定最大扭矩无法转动，则缓慢释放扭矩，调整管柱悬重，再次旋转，尝试脱手。⑥ 缓慢上提管柱确认工具已脱手。服务工具和顶部封隔器总成脱手后，上提5米，正打压4300psi左右剪切球座。注意事项： 剪切球座的管柱位置要保证环空畅通，避免压力释放直接冲击地层。 若超过4500psi未能剪切球座，可放压后重新打压，重复打压可降低剪切压力。(12) 大排量正循环1.10g/cm3工作液（实际比重根据现场情况确定，下同）清洗筛管内壁。(13) 起钻至顶部封隔器以上位置，大排量正循环1.10g/cm3工作液清洗井筒，直至返出NUT值小于30。(14) 起钻10柱，测漏失。(15) 继续起钻至1000米左右（深度根据井筒漏失速度确定），期间连续灌注1.10g/cm3工作液。(16) 正循环顶替1.10g/cm3封隔液（实际比重根据现场情况确定，下同）至上部井筒。(17) 起钻，期间连续灌注1.10g/cm3封隔液。(18) 甩顶部封隔器服务工具及中心管，做下生产管柱的准备。2.6. 回收抗磨补芯，下入生产管柱，替柴油，坐油管挂1) 工具及设备(1) 油管钳，3-1/2″TS-3SB、2-7/8″BEAR卡瓦和吊卡：2套；(2) 配套单根吊卡、钳牙、通径规：2套；(3) 护罩气动扳手：1套；(4) 扭矩监控设备：1套；(5) 手压泵：1个；(6) 液压油：1桶；(7) 气密扣丝扣油：1桶；（油服套管队准备）(8) 防喷变扣：3-1/2″TS-3SBP×410、2-7/8″BEARP×410、411×HT55B，各1个。2) 准备工作(1) 作业前完成生产管柱的初步配管及生产管柱图（见图4-5）。(2) 油管钳设备、扭矩监测仪器及柴油机提前就位并进行试验，动力钳与引线应该成90度，而且在同一水平高度上，确保扭矩监测仪器的精确性，在钻台上面准备好油管通径规、入扣导向器、丝扣油等辅助器材且必须要有备用。(3) 各种尺寸的卡瓦、吊卡（均为无牙痕类型）提前吊至钻台，并作详细检查。丈量油管（必须用钢卷尺）及其他相关下井工具，对油管进行编号，检查油管有无伤痕、弯曲变形、丝扣损伤等。(4) 有计划下井的工具必须认真清点，下井前对下井工具核实内径、外径、长度、扣型、通径、作开关等功能试验。(5) 井口所使用的任何小工具必须系有尾绳至固定位置。(6) 井队人员准备好抗磨补芯取出工具。(7) 钻台准备油管防喷变扣及防喷考克。(8) 丈量6根不同长度的短油管备用配管。(9) 在采油甲板找合适位置就位污油罐。(10) 采油树提前吊至采油甲板，井口工程师负责检查好采油树各配件齐全、完好。3) 卸顶丝，回收抗磨补芯，井队队长测量油补距，下钻杆冲洗油管四通。4) 由下至上按顺序连接、下入生产管柱组合：(1) 自动导向引鞋：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARBOXUP(2) 2-7/8″倒角油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(3) 剪切球坐：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(4) 2-7/8″倒角油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(5) 2.25″WR坐落接头：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(6) 定位密封总成：① 2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P② 6″SLS插入定位密封：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P③ 2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(7) 扶正器：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(8) 2-7/8″油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(9) 2.25″WF坐落接头（下入井斜小于55°）：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(10) 2-7/8″油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(11) 油管携带式HS-6封隔器工具组合（下入井斜小于55°）：①　2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P②　油管携带式HS-6封隔器：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P③　2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(12) 2-7/8″油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(13) 毛细管井下压力计氮气传压筒（内装毛细管井下压力计）：① 2-7/8″油管短节：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN② 毛细管井下压力计氮气传压筒1个：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN③ 2-7/8″油管短节：2-7/8"6.4#BEARBOX×PIN(14) 2-7/8″油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(15) 循环滑套工具组合：① 油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P② 2.312″循环滑套（向下打开，关闭下入）：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P③ 油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(16) 2-7/8″13Cr-L80油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(17) 化学药剂注入工作筒组合（内装1"注入阀）：① 2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P② 化学药剂注入工作筒（内装1"注入阀）：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P③ 2-7/8″油管短节：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(18) 2-7/8″油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P(19) 2-7/8″13Cr-P110油管：2-7/8″6.4PPF13Cr-P110BEARB×P（上部200m~1000m油管为2-7/8″13Cr-P110油管）(20) 13Cr-P110变扣：3-1/2"9.2PPFTS-3SBBOX×2-7/8"6.4PPFBEARPIN(21) 井下安全阀工具组合：① 3-1/2"油管短节：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P② 流动接箍：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P③ 2.812″井下安全阀：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P④ 流动接箍：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P⑤ 3-1/2"油管短节：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P(22) 3-1/2"油管：3-1/2"9.2PPF13Cr-L80TS-3SBB×P(23) 油管挂及双公短节工具组合：① 双公短节：3-1/2"TS-3SBP×3-1/2"TS-3SBP② 油管挂：3-1/2″EUEB×3-1/2″TS-3SBB5) 下至毛细管井下压力计氮气传压筒时，连接1/8"毛细管至传压筒，连接1/8"毛细管至氮气增压泵，用检漏剂确认各接头无刺漏，监测毛细管压力计信号正常。6) 连接2-7/8″6.4PPF13Cr-L80BEARB×P油管，每根油管接箍处打过接箍专用保护器，每3根油管中部打毛细管专用保护器，下入过程中监测毛细管压力计回压上升正常，每500m对毛细管补充一次氮气。注意：毛细管在下入过程中，要确保毛细管无挤、碰、砸、打拧等损伤。7) 2.312″循环滑套下入后，每下入500m油管就钢丝作业在循环滑套内投入堵塞器对油管试压5000psi×15min，试压结束之后打捞出堵塞器。8) 连接化学药剂注入阀之前，对3/8″注入管线试压5000psi×15min合格，下至化学药剂注入阀时，接3/8″注入管线，整体试压1500psi×15min（根据破裂盘的破裂值可以相应改变试压值），管线放压至500psi，带压下入，时刻关注压力变化（监测注入管线在下入过程中是否损坏）。打好化学药剂注入阀注入管线护罩。9) 下至井下安全阀时，接1/4″控制管线对其试压5000psi×15min合格，另外记录好其地面打开压力，地面完全打开压力及关闭压力，合格后带压3500psi下入（安全阀处于打开状态）。打好井下安全阀控制管线护罩。10) 当引鞋下至防砂封隔器以上约1柱油管距离时，测管柱上提及下放悬重值。11) 试插入，配长：连接变扣组合(3-1/2″TS-3SBP×410+411×HT55B)+1柱5-1/2″钻杆，接顶驱，测上提下放悬重，缓慢开泵，控制泵压不超过500psi，环空见返出后缓慢下放管柱，待环空无返出后迅速停泵，控制泵压不超过500psi，继续下放管柱，缓慢下压不超过2吨，记录环空无返出至最大下压时管柱的下行距离，停泵放压；开泵，控制泵压不大于3MPa，缓慢上提管柱，记录环空见返出时至开始上提管柱的距离，并与定位密封长度相校核，确认管柱定位密封是否到位，配长。12) 连接油管挂，穿1/8"毛细管过油管挂，连接1/8"毛细管至氮气增压泵，用检漏剂确认各接头无刺漏，监测毛细管压力计信号正常；连接安全阀控制管线至油管挂，对安全阀控制管线试压5000psi×15min，压降<2%为合格，泄压至3500psi；连接化学药剂注入阀注入管线至油管挂，对注入管线试压1500psi×15min，压降<2%为合格，泄压至0psi。注意：毛细管做好保护堵头，防止送挂过程中液体堵塞毛细孔。13) 到位前5m连接循环头，固井泵正替柴油，用海水清洗管线，将柴油顶替至井下安全阀以下，停泵后观察固井泵回压，关闭井下安全阀。14) 拆甩循环头，投背压阀，连接提升油管，缓慢下放油管挂到位，上紧顶丝，倒扣，起出提升油管。注意事项： 上扣过程中严密监视扭矩，严防因扭矩过大造成管柱缩径。 井下安全阀等工具须做地面开关试验，耐压试验，并提供地面试验报告。 控制管线任何连接头处必须使用肥皂水检查是否完全密封。 注入管线任何连接头处必须使用肥皂水检查是否完全密封。 整个作业过程中钻台必须备有防喷接头及其他相关防喷设备。 替柴油期间，固井泵排量不超过5bbl/min。 严格控制柴油替入量，防止进入环空。 严防井下落物。 生产管柱配长时，在允许范围内尽量少配长0.1~0.5m。 生产封隔器及坐封用坐落接头要下在井斜小于55°的深度，确保钢丝作业能够顺利进行。 剪切球座下入作为备用。2.7. 拆升高立管及防喷器组，安装采油树，坐封生产封隔器1) 拆防喷器组和升高立管。2) 清洗油管四通，换好钢圈，检查油管挂与采油树的密封圈完好，装好油管挂上的油管密封套和液控管线密封杆，端面放满液压油。3) 吊装采油树，注意采油树安装方向要符合工程安装的要求，上紧下部螺纹连接。4) 对采油树底端法兰试压5000psi×15min，压力不降为合格。5) 对化学药剂注入管线试压1500psi×15min，压力不降为合格，管线打压（高于破裂盘破裂压力值）打破破裂盘（打破破裂盘之前务必先将3/8″截止阀接至采油树），生产时可正常注入。6) 对井下安全阀控制管线试压5000psi×15min，观察采油树树帽压力，压力不降为合格，缓慢泄压至0。7) 连接1/8"毛细管至压力传感器，对压力传感器进行零点漂移校正。8) 打捞出背压阀。9) 接固井管线，对管线试低压500psi×5min，高压5000psi×15min。10) 连接固井管线至油管四通，固井泵对油套环空试压500psi×5min，1000psi×15min，压力不降，验证定位密封插入到位。11) 钻台连接3-1/2"EU油管至采油树帽并配长，连接变扣（3-1/2"EUP×5"ACME）+三通+钢丝作业防喷管，连接固井管线至三通。12) 关闭采油树清蜡阀，固井泵对清蜡阀门及钢丝作业防喷管试压500psi×5min，5000psi×15min，压力不降，合格。13) 打开清蜡阀，关闭采油树主阀、生产翼阀及测试翼阀，固井泵对采油树本体及阀门试压5000psi×15min，压力不降，合格；关闭采油树所有阀门。14) 手压泵打开井下安全阀，打开采油树主阀及清蜡阀，组合钢丝投2.25"WFB-2型堵塞器工具串，工具组合如下：1-7/8"绳帽+旋转节+1-7/8"加重杆+万向节+1-7/8"加重杆+万向节+1-7/8"机械震击器+2.25"WFB-2型堵塞器。15) 固井泵正打压500psi×5min，1000psi×5min，1800psi×10min，2500psi×10min，3000psi×10min，坐封惟其信HS-6生产封隔器，坐封生产封隔器的压力要考虑管柱内替入柴油后的压差。16) 固井泵环空打压1000psi×15min，压力不降，确认惟其信HS-6生产封隔器已坐封。17) 钢丝作业捞2.25"WFB-2型堵塞器，关闭井下安全阀，关闭采油树所有阀门。18) 拆甩钢丝作业防喷管及3-1/2"EUE配长油管。19) 如果坐封不成功，则采用剪切球座坐封生产封隔器。(1) 导通流程，投直径1.77″球，固井泵正打压500psi×5min，1000ps