则该钻杆满足抗挤要求。
（4）钟摆钻具组合设计
在二开井段出现易斜地层，需进行防斜钻具组合设计，本井采用钟摆钻具组合进行防斜，根据井眼直径选用215mm稳定器，并计算其到钻头距离，如下：
计算钻铤截面轴惯性矩
J=π/64（dc4-dci4）{dc-外径d-内径}
=π/64（）
=×10-5
计算水力半径
r=1/2（dh-dc）{-井径dc-内径}
=1/2（）
=
计算A,B,C
A=π2qmsinα
=π2×××sin5°
=
B==×160×=
C=π2EJr{E=}
=×π2×××10-5×
=
计算稳定器钻头距离
Lz=√（（√（B2+4AC）-B）/2A）
=（（（+4××
=
第二稳定器位置计算
计算钻铤截面轴惯性矩
J=π/64（dc4-dci4）{dc-外径d-内径}
=π/64（）
=×10-5
计算水力半径
C=1/2（dh-dc）{-井径dc-内径}
=
第二稳定器距离钻头最优长度
Lp=（16C×E/qm/sinα）
=（16××sin5°）
=
综上所述，在二开井深常规钻具组合如下：
Φ钻头，Φ钻铤21根，Φ随钻震击器，Φ钻铤3根，Φ127mm钻杆
易斜井段采用双钟摆钻具组合Φ钻头，Φ钻铤2根，Φ215mm稳定器，Φ钻铤1根Φ215mm稳定器，Φ钻铤18根，Φ随钻震击器，Φ钻铤3根，Φ127mm钻杆。
3钻井液设计
钻井液完井液设计
开钻次序
井段m
常规性能
流变参数
总固含%
膨润土含量%
密度g/cm^3
漏斗粘度s
API失水ml
泥饼mm
pH值
含砂%
HTHP失水ml
摩阻系数
静切力Pa
塑性粘度
动切力Pa
n值
K值
初切
终切
一开
0~500
~
60~90
≤10
≤1
8~9
~8
2~11
15~30
5~15
≤20
5~8
类型
配方
处理方法与维护
坂土-CMC钻井液体系
5%~8%坂土+%Na2CO3+%~%CMC-MV+重晶石
1）要求配制坂土浆，充分预水化24h以上，再加入CMC-MV
搅拌均匀，粘度达到60s以上开钻。
2）表层疏松，钻进中要求适当的控制坂含和粘切，注意防塌、防漏、防窜。
3）钻井液的维护以水化好的坂土浆和CMC-MV胶液位主，以细水长流的方式补充到井浆中。
4）保证固控设备运转良好，合理使用好固控设备。
钾钙基聚磺钻井液体系
3%~4%坂土+%Na2CO3+%KOH+%~%JT888（SP-8）+5%~7%KCl+%~%PMHA-2+%~%NPAN+%~%XY-27+2%阳离子乳化沥青+1%~2%SPNH+1%~2%低荧光润滑剂+1%~2%SPNH+1%~2%SMP-1（胶）+%~%CaO+重晶石
进入目的层前50m，加入2%QCX-1和1%WC-1,并确保阳离子乳化沥青含量达2%
1）将一开钻井液用清水和胶液冲稀至30~40g/l，再按配方要求转化，调整性能至设计要求后方可二开。
2）二开裸眼井段长，要求做好井壁稳定工作，加强钻井液的包被抑制和封堵作用，提高钻井液的防塌、防卡的能力。
3）保证PMHA-2的加量，配合使用KCl和CaO,以防止粘土矿物的水化膨胀，提高钻井液的抑制性和防塌能力；以JT888（SP-8）、NPAH和SPNH、SMP-1（胶）改善泥饼质量，降低滤失量；以低荧光润滑剂提高钻井液润滑性能。
钻进中根据井下实际情况合理调整钻井液性能。
将所需加入的处理剂按比例配成胶液以细水长流的方式补充，防止钻井液性能波动过大。
4）本井段钻井液密度设计为~cm^3。
钻进过程中先使用下限，根据实际钻井过程中的压力平衡情况及井壁稳定情况进行密度调整，做到近平衡钻井，严防井漏、井喷事故发生。
如果实钻中因地层复杂而需要钻井液密度超出设计时，为确保安全钻井和减少井下复杂事故发生，施工单位必须及时报请项目经理部按有关程序审批，批准后才能实施。
但若遇紧急情况，钻井队可先处理再及时上报。
5）入井的处理剂使用前应通知地质录井人员，对气测有影响的处理剂，补充时应停钻循环，直到气测现实稳定后再恢复钻进。
根据录井要求进行钻井液滤液分析化验。
6）保证四级固控设备运转良好，钻进中要求振动筛（筛布使用80目以上）开动率100%，除砂器、除泥器运转时率80%，离心机有效开动率应满足钻井液相关的性能要求，以“净化”保“优化”。
7）进入目的层前50m，加入2￥阳离子乳化液沥青、2%QCX-1和1%WC-1.以增强泥饼的防透性，形成致密高强度的“屏蔽环”，防止钻井液对油气层造成严重伤害。
8）风3井固井过程中井漏，固井完后未能封住油气水层，造成井喷，喷出物含硫化氢气体。
钻井施工中应加强硫化氢的监测和预报。
9）井场按设计品种和数量，储备足够的备用材料，施工井队应根据钻井实际情况制定合理详细的防漏、防喷预案。
10）固井下套管前，严格按照固井要求进行承压试验。
备注：
低荧光润滑剂荧光级别小于5级
钻井液材料用量设计
开钻次序
一开
二开
三开
钻头尺寸mm
井段m
0~500
~2450
井筒容积m3
57
97
钻井液用量m3
186
326
储备钻井液
密度g/cm^3
体积m3
材料名称
用量t（m3）
合计t（m3）
坂土
CMC-MV
NaCO3
KOH
JT888（SP-8）
PMHA-2
XY-27
NPAN
SPNH
SMP-1（胶）
低荧光润滑剂
阳离子乳化沥青
KCl
CaO
QCX-1
WC-1
重晶石
备用材料名称
用量t（m3）
合计t（m3）
重晶石
堵漏剂
碱式碳酸锌
4水力参数设计
钻头设计
序号
尺寸mm
型号
数量
钻进井段m
进尺m
纯钻时间h
预测机械钻速m/h
1
MP2G
1
0~500
500
25
20
2
HJ437
2
~1700
1200
92
13
3
HJT537GK
3
~2450
750
150
5
备注：
本井设计取心10m，设计胎体三角聚晶金刚石取心钻头1只。
钻井参数设计
本井一开使用钻井液密度ρd=g/cm3，粘度μpv=.井深D=m，井眼直径Dh=cm，钻铤直径dc=cm，钻铤内径du=cm，钻杆直径dp=cm，钻杆内径dpi=cm，钻铤长度Lc=m。
钻杆接头采用的平式，B=
（1）确定最小排量
①计算最低环空返速
=
本井要求环控返速为，所以Va取m/s。
②计算携岩最小排量
Qa=
（2）计算偏环系统压耗系数
①
②计算Kc
5套管强度设计
6固井设计
各层次套管串结构数据表
套管程序
井深m
套管下深m
套管串结构（套管刚级、壁厚、长度、浮鞋、浮箍、分级箍、悬挂器等位置）
表层套管
500
500
Φ引鞋+Φ套管（1根）（J55×）+Φ内注接头+Φ套管串（J55×）+Φ联顶节
油层套管
2450
2450
Φ引鞋+Φ套管（1根）（N80×）+Φ浮箍+Φ套管串（N80×）+Φ联顶节
套管扶正器安放要求
套管程序
套管尺寸mm
钻头尺寸mm
井段m
扶正器型号
扶正器间距m
扶正器数量个
油层套管
1450~1750
弹性扶正器
30
10
1750~2350
弹性扶正器
20
30
2350~2450
弹性扶正器
10
10
1500~2450
旋流扶正器
10
备注：
旋流扶正器安放在井径扩大较为严重的井段，提高环空顶替效率，保证封固段固井质量。
各层次套管固井主要附件
名称
尺寸mm
型号
壁厚mm
钢级
数量
备注
浮箍浮鞋
Φ
1套
内管注接头
Φ
1套
带引鞋
固井胶塞
Φ
1个
弹性扶正器
Φ
50个
旋流扶正器
Φ
10个
标节
Φ
N80
4个
LCSG
水泥浆配方及性能
套管程序
表层套管
油层套管（微珠）
配方
G级+4%DS-B1+44%H20
G级+20%WZ+10%WG+4%SW-1A+2%JB-1+2%KQ-C+[2%ST300C+%SXY-2+8%ST300L+%ST200R]（湿混）+%ST500L+%DL500+52%H20
实验条件
×30℃）
（28MPa×68℃）
密度g/cm3
稠化时间min
90~120
130
API滤失量ml
<150
自由水ml/250ml
流变性能
塑性粘
动切力Pa
n值
K值
抗压强度MPa/24h
>13
注：
现场施工前必须根据实际情况做复核试验。
水泥用量
套管程序
套管尺寸mm
钻头尺寸mm
环空容积m3
水泥浆返深m
水泥塞长度m
水泥等级
纯水泥（或者矿渣）t
备注
表层套管
381
地面
10
G级
50
生产套管
1500
15
G级
40
微珠
前置液用量设计
材料名称
数量（m3）
套管层次
表层套管
生产套管
合计
冲洗液
10
10
隔离液
5
5
固井主要材料消耗
序号
名称
型号规格
单位
数量
备注
1
套管
Φ×
t
国产（天钢）
Φ×
t
国产（天钢）
2
水泥
G级
t
90
微硅
WG
t
4
微珠
WZ
t
8
3
水泥外加剂
促凝剂
DS-B1
t
降失水剂
ST300L
t
分散剂
SXY-2
t
防窜剂
KQ-C
t
早强剂
SW-1A
t
消泡剂
ST500L
t
交联剂
ST300C
t
堵漏剂
DL500
t
缓凝剂
ST200R
t
4
冲洗液
m3
10
隔离液
m3
5
5
套管附件
内注接头
Φ
套
1
（带引鞋）
浮箍浮鞋
Φ
套
1
弹性扶正器
Φ
个
50
旋流扶正器
Φ
个
10
固井胶塞
Φ
个
1
标节
Φ×
个
4
7钻井施工要求
开钻前要求
（1）严格按要求安装设备，达到平、稳、正、全、牢。
天车、转盘、井口中心在同一铅垂线上，偏差小于10mm。
经动负荷试运转2h正常并对高压管汇进行的25MPa流动试压，且经验收合格后方可开钻。
（2）开钻前要求进行地质、工程、钻井液、固井技术交底，贯彻重点技术措施和施工要求，按设计要求做好开钻准备工作，切实做到准备充分、思想明确、措施落实。
（3）振动筛罐区安装位置不得影响节流管汇的安装，井口距泥浆罐中心线7-18cm。
各次开钻前要进行设备、井控、钻井液净化设备等工作的整改。
（4）圆井防塌挡管不得高于地面。
（5）导管埋深6~8m，导管外用鹅卵石填埋，用水泥浆灌缝，要求导管必须找中。
一开钻进要求
（1）为保证井身质量，刚开钻时钻压10~20KN,以后逐渐增加钻压，其原则为不超过钻铤浮重的80%。
每钻完一根单根洗井2~3min，上下划眼2次修好井壁再接单根，提钻时抓好灌泥浆工作，确保井内压力平衡。
（2）导管鞋附近钻进是采用低钻速、低钻压、小排量，以防导管鞋处发生垮塌、漏失。
一开期间严禁在导管鞋处划眼或洗井。
（3）做到早开泵、晚停泵，接单根要迅速，防止堵水眼憋泵。
钻进中必须开动振动筛、除砂器，控制固相含量，防止坍塌和沉砂。
二开钻进要求
（1）钻套管附件时，钻压20~40KN，转速60r/min，以防止部套管脱落；用好振动筛，防止钻套管附件产生的碎屑堵塞钻头水眼。
（2）二开第一只钻头开始50m要求用小于50~80KN钻压钻进，待新井眼形成后再用设计钻具加至设计钻压钻进，以防套管鞋处井眼曲率过大。
（3）二开段上部泥岩地层易水化膨胀而发生缩径和垮塌，必须调整好钻井液防塌抑制性能，保持井壁稳定，预防卡钻事故发生。
（4）优选钻头类型，强化钻井参数，提高钻井速度。
（5）施工井队要落实好钻井液液面坐岗制度，及时发现、处理井漏；钻速较快时，合理安排单根循环洗井时间，防止环空沉砂过多而开泵憋漏地层。
漏失井段采用堵漏泥浆钻进，钻过漏层后做承压试验，承压能力满足要求后方可筛出堵漏材料，再继续钻进。
（6）要求严格控制提下钻速度。
在使用钻井液密度下限时，在油气层井段和井底，注意控制提钻限时大于30s/单根，防止抽汲压力造成井涌、井喷；在易漏井段和井底，注意控制下钻限时大于30s/单根，防止激动压力造成井漏；在表套鞋以下附近井段发生过漏失的井，自井口至表鞋套以下250m井段控制下钻限时大于30s/单根。
井漏严重的井段控制下钻限时大于60s/单根。
气油比较高的井段控制提钻限时大于60s/单根。
提钻按规定灌好钻井液，下钻时注意观察井口返出钻井液情况。
（7）对于钻开油气层（目的层）后每次起钻、溢流压井后起钻、钻开油气层（目的层）后发生井漏且尚未完全堵住起钻、钻进中发生严重气浸起钻、需长时间停止循环进行其他作业起钻等情况，要求必须进行短程起下钻，并测油气上窜速度。
如果油气上窜速度大于50m/h则不得进行起钻作业，而必须压稳油气层后方可起钻。
本区部分井气油比较高，施工队在起钻等相关作业时必须予以重视。
（8）钻井中发现地层压力有异常应及时调整钻井液密度，保证井下安全，并及时向开发公司汇报。
（9）钻进时接单根前应留有一定的返屑时间，避免井下岩屑沉积过多，接好单根后应以小排量柔和开泵，待正常后再使用钻进排量；钻井排量在保证足够的环空返速前提下应采用较小排量。
从多方面尽量减小激动压力，减轻对油层污染。
（10）全井坚持短程提下钻制度，每钻进200~250m必须短程起下钻一次，保证起下钻畅通。
起钻过程中如果遇阻要反复修井壁或划眼，直到畅通无阻再下到井底继续钻进。
没钻完一根单根先上提划眼一次再接单根。
（11）钻具在井内的静止时间不得超过3min，钻具活动范围3~5m。
如遇特殊情况钻具必须静止或停泵、停钻时间较长时，应将钻具提到安全井段，尽可能进行不停转盘洗井，防止井下事故或其它井下复杂情况发生。
（12）钻进中加强防斜措施，钻地层软硬交界面时要注意调整钻井参数，灵活采用吊打、均匀送钻等措施。
每钻进150~250m应用单点照相测斜仪测井斜一次，随时掌握井身质量变化动态。
（13）二开后每提下钻一次要活动一次防喷器，将活动记录入班报表中，定期开展防喷演戏，落实好液面坐岗制度。
（14）加强钻具管理，建立健全钻具记录卡，严格执行钻具管理有关规定。
接头在井下工作300h后必须更换。
（15）要求固井前做地层承压试验，确保固井施工不发生漏失。
（16）要求做好固井前的通井、循环钻井液、调整钻井液性能等工作。
控制下套管速度，单根套管下方速度控制在30~50s之间，以防憋漏
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