复杂深探井井身结构设计方法及应用研究

针对传统井身结构设计方法不适应复杂深探井设计的问题,根据河坝区块复杂深探井井身结构设计及钻井实践,提出了以确定必封点为基础向两边推导的井身结构设计方法,并给出了设计原则。该设计方法通过确定必封点个数和深度来决定技术套管的层次和下深;根据井眼与地层压力平衡条件,向两边推导综合分析,以确定表层套管和完井套管的尺寸和下深。经河坝区块深井井身设计验证,该设计方法收到了较好的应用效果,说明该设计方法合理,为国内外复杂深探井井身结构设计提供了良好的借鉴。     

海上深探井井身结构优化设计

针对常规自下而上和自上而下两种井身结构设计方法的特点以及适应性分析,结合东海某区块探井井深大、地层复杂、深部地层存在低渗层与常规层、高压层与低压层的特点,提出了在充分考虑地质必封点影响基础上的自中间向两边的井身结构优化设计方法。该方法参考了常规探井自上而下井身结构设计原则,通过地质必封点和地层压力分布情况确定技术套管尺寸、层次和最大下入深度,根据地层压力条件、海上井控和完井作业要求确定表层套管和完井套管尺寸和下入深度。自中间向两边井身结构优化设计方法在东海深探井钻井施工中得到了成功应用,有效减少了井下复杂情况,提高了钻井机械钻速和钻井时效,取得了良好的应用效果。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计北大核心CSCD

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

琼东南盆地深水区探井随钻压力监测技术与应用

南海西部琼东南盆地深水区蕴藏着丰富的天然气资源,但钻进中面临着高温超压、水深、钻井液密度窗口窄等高风险难题,为降低探井施工作业风险,开展了随钻监测压力技术试验。在钻井过程中,以先进的随钻测量技术、数据传输技术作为支撑.将随钻测量的地球物理信息转换为井下地层3个压力数据,用于及时修正钻前压力预测模型,评估井眼稳定状况,调整钻井液密度;完井后,使用地层漏失试验、测压取样等资料再对地层压力进行计算,以便更新、完善钻前模型,为后续工作做好准备。该技术在深水区探井的实际应用表明,地层压力监测精度超过95%,同时,应用已完钻井的地层压力成果及实际钻井作业中实时监测获取的地层压力剖面,优化了后续滚动探井的井身构造,成功地减少了一层套管,极大地节约了钻井成本。目前该技术已在该盆地深水探井作业中被广泛采用.并取得了良好的经济效益。     

深水石油钻井技术现状及发展趋势

随着世界深水油气资源不断发现，近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件，对钻井工程提出了更高的挑战，钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发，对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述，对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。     

西非深水钻井实践与认识

JDZ B-1井是中石化作为作业者完成的第一口海洋深水探井,该井位于西非几内亚湾尼日利亚—圣多美和普林西比联合开发区内,作业水深1 655 m。井区地质情况较为复杂,地层破裂压力低,钻井作业压力窗口窄,井眼稳定性差。特别是该井目的层距海底泥线浅(只有778 m)以及目的层段长等,给钻井工程设计带来了诸多挑战。针对钻井施工中面临的挑战与深水钻井的特点,从井身结构设计到施工中均采取了合适的钻井技术和措施,有效地解决了问题,取全取准了各项资料,高效、优质地完成了该井的施工任务。该井的成功完钻,为中石化海洋深水钻井积累了经验,可供该区域及国内海洋深水钻井借鉴。     

深水钻井井身结构设计方法

深水钻井导管常采取喷射下入方式,表层套管井段为开眼循环钻进,浅部地层破裂压力梯度低,地层压力信息具有较大的不确定性。因此,其井身结构在套管层次、尺寸和设计方法上,与浅水及陆地钻井有着较大区别。在对目前深水钻井井身结构调研的基础上,重点从深水钻井水下井口力学分析及导管下入深度确定方法、表层套管下入深度确定方法、压力信息不确定条件下的套管层次及下入深度确定方法等三个方面,对深水钻井井身结构设计方法进行了阐述,并在此基础上探讨了深水钻井井身结构设计方法的下一步研究内容。     

基于非概率可靠性的喷射导管下入深度设计方法

在深水探井设计中,由于钻孔取土壤样的费用高,设计导管下入深度时往往缺少所需的土壤参数,而海底土壤参数又存在较大的不确定性,此时采用确定性方法进行导管下入深度设计存在一定的难度和风险。为此,以区间分析方法和结构可靠性理论为基础,通过分析喷射下入导管的载荷,建立了喷射下入导管的功能函数,形成了一种基于非概率可靠性的喷射导管下深设计方法。通过实例对比了该设计方法与确定性导管下入深度设计方法的设计结果,发现该方法的设计结果大于确定性方法的设计结果。这说明,采用该方法设计导管下入深度可以保证导管系统安全可靠,而且有一定的安全余量。该方法克服了缺少土壤参数情况下确定性方法存在的不足,降低了对土壤参数的需求,有助于降低深水钻井作业成本,同时可以保证深水钻井作业安全。      

采用双梯度钻井优化深水井井身结构

针对深水钻井中因地层压力和破裂压力间隙过小引起的井身结构设计问题,提出采用双梯度钻井技术。介绍了双梯度钻井技术的基本原理,给出了海底泥线下井眼钻井液当量密度公式。根据传统井身结构设计方法和双梯度的井眼钻井液当量密度的变化规律,推导出套管下入深度的计算公式。结合深水钻井的特点,考虑钻井施工的特殊要求,开发了深水双梯度钻井井身结构设计及优化程序。实例分析表明,与常规钻井方法相比,双梯度钻井井眼钻井液压力很好地匹配了地层压力和破裂压力之间的间隙,将去除使用2～3层套管鞋深度点,减少井眼和井口尺寸以及降低套管费用。双梯度钻井为深水钻井井身结构设计提供了一种新的优化方法,具有显著的经济效益和工业实用价值。     

深水超深井钻井井筒温度剖面预测

在深水海域进行超深井钻井时,钻井液温度变化幅度较大,温度剖面的准确预测对于深水超深井的安全钻进至关重要。为了准确预测深水超深井钻井温度剖面,为深水超深井钻井设计提供借鉴,通过能量守恒原理建立了钻井温度剖面的计算模型,考虑不同井段的传热方式不同,将井身结构分为海水段、套管段、裸眼段进行分析,并通过数值法求解。通过实例计算对影响温度剖面的因素进行了分析。结果表明,钻井液循环300 min后,钻井液温度剖面趋于稳定;钻井液在整个循环过程中,温度差可达150 ℃;排量对井壁温度的影响较小,对井底钻井液温度的影响较大,且排量越大,井底温度越高;由于目的层较深,入口温度对于井底温度的影响较小。研究结果可为我国深水超深井安全钻井提供参考。     

深水钻井喷射下导管模拟试验装置的研制

深水钻井下喷射导管的钻井参数与陆地及浅水钻井存在较大不同.为了模拟喷射下导管过程,为深水钻井喷射下导管作业参数计算提供试验数据,根据深水喷射下导管的特点,以其工具及组合形式为基础,结合土力学基础理论,研制了深水钻井喷射下导管模拟试验装置.该装置主要由土箱、管柱系统、起吊系统、循环系统、加载系统和测量系统组成,可以模拟喷射下导管全过程,通过改变模拟试验中的喷射参数和岩土性质,并对导管的下入速率、承载能力(横向应变、竖向应变及承载能力)进行测量,进而可以研究深水钻井导管喷射作业过程当中,不同岩土性质条件下的喷射参数与导管下入速度和承载能力之间的相互关系和影响规律,建立导管作业参数优化设计方法,为深水油气钻探中导管喷射下入的优化设计提供参考.      

超深水浅层建井关键技术创新与实践

中国南海油气资源丰富,但70 %分布在深水区域。深水钻井实践表明,60 %的钻井事故源自海底以下几百米的未成岩浅层,因此浅层建井是整个深水钻井成功的关键。针对超深水浅层存在海底土力学参数不易获取、浅层地质灾害精确预测困难、井身结构精准设计和作业安全控制不易等难题,从理论模型、室内模拟实验和现场实践等方面开展了研究。根据土体固结理论及声速梯度特征,基于浅层地震剖面数据,创建了深水浅层土体密度、抗剪强度关键参数预测模型。基于超深水模拟实验装置,建立了水下井口实时承载力模型,形成了深水浅层精准井身结构设计方法。基于地震纵波在深水浅部含气或含水地层中产生不同声速响应的特征,建立了含浅层气、浅水流地层纵波速度随水深、地层密度的双参数方程,形成了超深水浅层地质灾害预测模型。基于浅层喷射下表层导管的原理,提出了"表层导管+表层套管"二合一复合钻井作业模式。研究成果成功应用于西太平洋第一口超深水井——荔湾22-1-1井(水深为2 619.35 m)。其中,南海超深水表层导管下入深度达100.1 m,浅层表层导管安装时间仅为2.25 h,保障了荔湾22-1-1井的高效、安全作业。     

深水深层井钻井关键技术发展与展望

随着海洋油气勘探开发的不断深入,深水深层井(简称双深井)已成为全球勘探开发热点.双深井比常规深水井面临更加复杂的井下地质环境、海洋环境,作业的风险更大.近年来,随着深水钻井作业的不断进步,当前已初步形成了一套双深井钻井关键技术,包括井身结构、控压钻井、钻井液体系、固井工艺、井控、水下井口、井筒完整性等7个方面.双深井钻...     

西非深水钻井完井关键技术

中国石化围绕国家 "走出去"的发展战略,积极参与海外海上油气风险勘探开发,以作业者身份在西非尼日利亚JDZ区块完成水深超过1 600 m的深水油气井5口,初步形成了以浅层危害物识别与控制、井身结构优化、深水钻井装备优选、导管喷射下入、深水井控、深水钻井液和深水固井等钻井完井关键技术,有力地推进了中国石化海外油气勘探开发项目的进展,并产生了良好的经济效益与社会效益。以我国石油公司作为作业者完成的第一口深水油气井——Bomu-1 井为例,介绍了西非深水钻井完井关键技术的研究与应用情况。      

深水油气井表层导管下入深度计算方法

深水表层导管是深水油气钻井与生产的重要通道,是水下井口装置的主要持力结构,表层导管下入深度直接影响到水下井口的稳定性以及海上作业安全。基于表层导管基本功能和主要安装方法,针对不同海底的土力学特性,开展了钻入法和喷射法安装表层导管适应性及选择方法研究。基于油气井表层导管垂向受力分析,揭示了表层导管及上部井口载荷与表层导管外表面摩擦力之间关系,建立了钻入法和喷射法表层导管合理下入深度模型。从油气井表层导管横向受力分析出发,揭示了井口载荷、表层导管尺寸、表层导管钢级壁厚、表层导管出泥高度对水下井口稳定性影响规律,建立了水下井口出泥高度设计方法和计算模型。表层导管下入深度计算方法已在中国南海水深300~2 619 m的几十口深水井得到成功应用,该研究成果支撑了这些油气田的钻完井安全高效作业和后期油气生产安全运行。     

深水油气井表层导管下入深度计算方法

深水表层导管是深水油气钻井与生产的重要通道，是水下井口装置的主要持力结构，表层导管下入深度直接影响到水下井口的稳定性以及海上作业安全。基于表层导管基本功能和主要安装方法，针对不同海底的土力学特性，开展了钻入法和喷射法安装表层导管适应性及选择方法研究。基于油气井表层导管垂向受力分析，揭示了表层导管及上部井口载荷与表层导管外表面摩擦力之间关系，建立了钻入法和喷射法表层导管合理下入深度模型。从油气井表层导管横向受力分析出发，揭示了井口载荷、表层导管尺寸、表层导管钢级壁厚、表层导管出泥高度对水下井口稳定性影响规律，建立了水下井口出泥高度设计方法和计算模型。表层导管下入深度计算方法已在中国南海水深300~2 619 m的几十口深水井得到成功应用，该研究成果支撑了这些油气田的钻完井安全高效作业和后期油气生产安全运行。     

南海深水钻完井技术挑战及对策

南海深水区海洋环境恶劣,台风和孤立内波频发,深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。为提高我国深水油气勘探开发技术水平,实现海上钻完井技术研发、工程设计和作业能力由浅水向深水和超深水的跨越式发展,经过十余年技术攻关和作业实践,形成了具有自主知识产权的深水钻完井关键技术体系,首次建立了深水钻完井作业指南、技术标准和规范体系,克服了南海特殊环境条件下的技术挑战和作业难题,满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求,并钻成了最大作业水深近2 500 m的第1批自营深水井,开启了我国油气勘探开发挺进深水的新征程。     

海洋深水救援井钻井关键技术

深水钻井具有较高风险,在救援井设计方面,国内外没有相关标准规范可参照,深水井实施救援井作业的数量也很少。为了保证深水油气田安全高效开发,结合中国南海深水钻井的需要,对深水救援井的井位选择、井眼轨迹设计方法、探测定位技术、连通技术、动态压井方法等一系列关键技术进行了整理和分析。救援井的井位选择需考虑海底地质条件、洋流、风向、热辐射、商业保险等因素,救援井井眼轨迹需根据连通点位置、探测定位工具的要求、轨迹实施难度进行设计,连通方式首选直接钻通事故井井眼,动态压井方案的制定应结合钻井船的能力优选最高效安全的压井方案。研究结果对于建立深水救援井设计体系具有一定的参考价值。