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。     

基于安全风险评价的深探井井身结构设计方法研究

由于对地层压力的预测准确性较低,采用传统的井身结构设计方法不能设计出合理的深探井井身结构,致使井涌、井塌、井漏及压差卡套管等井下复杂情况频频发生。首先采用三角分布概率密度法分析了深探井所钻区块地层压力的不确定性,介绍了建立含可信度地层三压力剖面的方法;然后结合工程数据确定了预防井下复杂情况的钻井液密度,建立了含安全度的安全钻井液密度窗口;最后提出了一套基于安全风险评价的自上而下、由外向内的井身结构设计方法,并进行了实例设计与分析。实例设计与分析结果表明,采用该方法设计出的深探井井身结构能有效降低钻进过程中发生井下复杂情况的可能性,比常规方法更具合理性。     

元坝超深水平井井身结构优化设计

由于元坝区块地层压力系统复杂、储层高温高压、海相地层含H2S,元坝超深水平井井身结构设计时对必封点选择难度大,且钻头尺寸和套管尺寸选择范围窄。分析了四种常用井身结构设计方法及存在的主要问题,提出了优化设计方案,避免了因井身结构而导致的压差卡钻,为元坝地区实现优快钻井奠定了基础。     

塔河油田及周缘超深井井身结构优化设计

随着塔河油田及周缘勘探开发的深入及勘探领域的外扩,油藏埋深不断增加,原有井身结构开始显现出其局限性,并影响钻井提速和钻井安全。为解决这一问题,根据具体地层情况,结合"自下而上"和"自上而下"井身结构设计方法,根据地层压力分布情况和必封点确定表层套管、技术套管和油层套管的直径和下深,将四开井身结构简化为三开井身结构,将φ177.8 mm套管优化为φ193.7 mm套管,形成了适合塔河油田主体非盐区等地质条件相对简单区块超深井高效钻井的φ193.7 mm套管直下三开井身结构;采用φ265.1 mm或φ206.4 mm套管封隔盐膏层,形成了适合塔河油田主体盐体分布区超深盐层井优快钻井的"长裸眼穿盐"和"专封盐膏层"井身结构;采用φ273.1 mm(φ311.1 mm)、φ206.4 mm(φ241.3 mm或φ215.9 mm)等非常规套管-井眼尺寸,形成了适合地质条件复杂区块超深井安全钻井的井身结构。通过简化井身结构、优化套管直径及下深,实现了地质条件相对简单区块的钻井提速、提效目的;通过优化非常规井身结构,确保了在地质条件复杂区块的安全钻进。      

顺北油气田超深井井身结构系列优化及应用

随着顺北油气田勘探开发的不断深入,油藏埋深不断增加,原有井身结构逐步出现局限,并影响钻井速度与安全。为解决这一问题,依据地层特征,采用了“自上而下”或“自下而上”井身结构设计方法,根据地层压力分布与必封点位置确定各层套管下深及尺寸。针对相对简单区域,简化四级井身结构为?193.7 mm套管直下三级井身结构;针对含侵入体区域,考虑定向需求,优化六级井身结构为四级井身结构,并将?120.6 mm井眼优化为?143.9 mm井眼;针对古生界地层含盐水层、高压气层以及压力体系复杂区域,采用?184.2 mm、?206.4 mm、?219.1 mm非常规套管以及优化封隔位置,形成了适用于复杂地层的井身结构。通过简化井身结构与优化复杂区域的井身结构,实现了钻井提速、提效目的,确保了安全钻进。     

泰国呵叻盆地L31/50区块探井井身结构优化与实践

为确保安全钻进及减少井下故障,针对泰国呵叻盆地L31/50区块探井井身结构在施工中存在的问题,分析了区块地质特征及钻井难点,在原有井身结构评价分析的基础上,本着保证探井成功率的原则,采用以确定地质复杂必封点位置的方法对井身结构进行优化,优化后的井身结构方案在现场进行了应用,实现了安全高效钻井。     

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。     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

超高压气井井身结构设计技术

超高压气田在我国分布较为广泛,其主力产层因沉积环境一般埋藏较深,最深达到8 000 m以上,地层复杂,往往存在喷、漏、塌以及含H₂S等复杂情况,超高压气井钻井工程井身结构设计非常困难。为解决超高压气井井身结构设计主要存在的“深井或超深井,套管管材应力水平高,在含H₂S条件下安全余量小”的问题。提出超高压气井井身结构设计技术应根据地层压力系统和井下复杂情况来确定必封点,增大完井尺寸和提高上部大尺寸套管的强度,井身结构采用自下而上和自上而下相结合的方法进行设计;进行深部井眼钻具强度校核和水力参数计算时,应结合钻机选型和钻井工艺技术,对套管选型和强度校核以及套管安全下入技术进行评估。     

东海西湖区块高温高压深探井井身结构优化

为解决东海西湖区块原有井身结构存在的问题及井壁稳定差、井下故障多等问题,参考海上常规探井自上而下的井身结构设计方法,根据地质必封点和地层压力分布确定技术套管的尺寸、层次和下入深度;根据地质目标、井控能力和完井测试要求确定表层套管和完井套管的尺寸和下入深度.优化后的井身结构为:φ508.0 mm表层套管下至井深600.00 m左右,封固不稳定地层并建立井口,提供充足的井控能力;φ339.7 mm技术套管加深下至井深2 400.00 m左右,封固不整合面和煤层等不稳定地层;φ244.5 mm技术套管加深下至井深4 000.00 m左右,封固压力过渡带,保证打开储层时具有良好的承压能力;同时,在2 400.00~4 000.00 m井段备用φ298.4 mm技术套管封隔特别复杂地层,避免深部出现小井眼井段和储层测试困难的现象.东海西湖区块的2口直井采用了优化后的井身结构,与采用原井身结构的邻井相比,优化后的井身结构成功封隔了复杂地层,有效减少了井下故障,避免了钻井工程事故的发生,实现了安全高效钻井.      

渤海渤中区域深井井身结构优化

深井钻井需要考虑对不同压力层系和复杂地层封隔,井身结构是确保钻井作业优快钻达目的层的重要影响因素。以渤中区块深井为例分析了井身结构优化设计过程,通过渤中区域深层地质分析和随钻测井实时数据,基于多源数据融合技术对钻前压力预测模型不断实时更新,得到较为精确的钻前孔隙压力,再根据地质特点、井控、三压力剖面等因素对井身结构进行优化设计,通过减少技术套管的层数、优化套管下深,将原六开井身结构优化为五开,形成一套适合该区域的井身结构。该技术可以在保证钻井安全的前提下,有效地规避作业中可能出现的复杂事故,以达到缩短钻井周期和提高机械钻速的目的,也可以为后续海上深层钻井作业井身结构设计提供参考。     

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。     

浅谈胜利油田浅层气藏开发井的井身结构优化设计

井身结构设计是钻井工程设计的重要内容,它不仅关系到钻井施工的安全顺利,而且还关系到钻井经济效益。合理的井身结构设计既能最大限度的避免漏、喷、塌、卡等工程事故的产生,使得各项钻井作业得以安全顺利进行,又能最大幅度地减少钻井费用,使工程成本达到最低。根据胜利油田浅气藏开发井钻井的特点,分析浅气藏的钻井地质环境,研究套管的合理下入深度和层次、合理套管与井眼间隙、不同条件下的下套管载荷,以确保钻井施工顺利进行、满足浅气藏开发要求、简化套管程序、降低成本为原则,通过技术经济评价,确定出适合于胜利油田浅气藏开发井的井身结构以及合适的钻机类型,实现浅气藏的低成本钻井和开发。     

深层海相气井井身结构优化及应用

针对于南方海相深层油气钻探过程中储层埋藏深、压力高、钻井难度大的特点,对国内外井身结构应用进行了分析,结合深井井身结构设计方法,重点讨论了井身结构的优化思路及应用效果,优化了井身结构的套管尺寸及增加套管层次,达到提高综合钻井速度,加快勘探步伐的效果。
     

南海流花超大位移井井身结构设计方法

超大位移井井身结构复杂,为合理设计其井身结构,从垂直井井身结构设计的压力平衡原理出发,针对大斜度井段垂深变化小且裸眼井段很长、大斜度裸眼井段最容易在测深最大处被压裂的特点,通过计算钻井液的当量循环密度,研究了超大位移井大斜度裸眼井段的地层压力、破裂压力和环空压耗之间的关系,得出套管最大下深及允许最大环空压耗的计算公式。研究结果表明,在一定的地质条件下,超大位移井井身结构设计的重要可控因素是环空压耗。采用文中推导的公式分析一个超大位移井井身结构设计及当量循环密度监控的案例,验证了该公式的正确性,为大位移井的井身结构设计提供了理论依据。