深水钻井喷射法安装表层导管极限下入深度确定

准确了解深水钻井导管喷射极限下入深度对安全、高效深水钻井具有重要的意义。根据导管喷射下入系统的受力分析,对影响导管极限下入的土质参数及施工参数进行了研究,土质参数的影响因素主要包括土体抗剪强度和土体摩阻力;施工参数的影响因素主要包括喷射钻压、喷射排量及导管垂直度。基于对喷射过程中导管下入系统合力为0 的工况进行研究,建立了深水钻井导管极限下入深度的预测模型;运用预测模型对南海某深水井的导管喷射进行了实例计算,得出了实际工况下导管喷射最小下入深度及最大下入深度。现场应用结果表明,该研究成果对安全喷射施工设计具有指导意义。     

深水海底浅层喷射钻进过程中钻压与钻速关系

深水喷射法下表层导管过程中机械钻速与地层强度、钻头结构和水力参数等因素密切相关,钻压是影响机械钻速的主要因素之一。为了研究喷射法钻进施工过程中钻压与机械钻速之间的关系,开展了一系列喷射法下导管的模拟试验,来探索喷射过程中钻压与钻速的之间影响规律。通过对大量试验数据的处理和分析,建立了适合南海白云区域海底浅层的钻压与机械钻速之间关系模型。利用建立的钻速计算模型,在白云6-1-1井进行了现场应用。利用理论模型推荐出的最佳钻压和最大机械钻速数据与实测数据吻合良好。现场应用结果表明,文中研究成果能够为海洋深水喷射法下表层导管施工提供科学依据。     

深水喷射扰动对表层导管承载力的影响规律

深水油气井表层导管下沉是深水喷射钻井作业面临的主要风险之一,喷射扰动对海底土承载力影响是导致表层导管下沉的主要原因。为保证建井及生产期间水下井口稳定,建立了考虑时间效应的表层导管承载力计算模型,并基于表层导管结构特征和喷射法安装表层导管技术特点,对表层导管承载力进行了实验研究。研究结果表明喷射施工参数对表层导管与海底土侧向摩擦力恢复影响明显:表层导管承载力随静置时间呈指数关系增长,表层导管喷射下入到位初期为摩擦力快速恢复期,随着时间增长,承载力增长速度减小;表层导管侧向摩擦力随着喷射排量、钻头伸出量的增大而急剧减小;钻头喷嘴完全伸出导管外部后,钻头伸出量对表层导管承载力影响减小。在深水表层导管设计与施工过程,充分考虑喷射施工参数及静置时间对表层导管承载力的影响,设计合理入泥深度,对于保证表层导管稳定具有重要意义。     

深水钻井司钻法压井过程中立管压力和地层受力变化规律

深水钻井地层破裂压力低、钻井液密度窗口窄,溢流时采用司钻法压井,往往未控制溢流却又诱发井漏事故。因此采用深水司钻法压井时地层受力显得尤为重要。考虑节流管汇影响,利用流体动力学,建立了深水钻井司钻法压井立管压力和地层受力计算模型,分析了深水司钻法压井中立管压力和地层压力变化规律,给出了司钻法压井过程中累计泵入长度对应的立管压力、套压、地层受力变化曲线,结合地层破裂压力极限值,确定压井过程中最优压井排量。对于压井排量和钻具组合相同的情况,司钻法压井时,套管鞋越深,套管鞋处地层受力越大;深度大的套管鞋位置出现最大压力时间要早于深度小的套管鞋位置;当天然气柱顶部达到井深某处时,某处地层受力最大;当天然气柱顶部达到井口时,套管压力最大,并且地层受力最大值总是早于套管压力最大值。     

深水表层导管喷射钻进过程中钻井液排量优化研究

通过喷射法下表层导管模拟试验,综合分析了深水表层导管喷射钻进过程中钻井液排量对钻进速度、表层导管承载力及钻井液携砂能力的影响规律,并在此基础上提出了钻井液排量优化方法。本文研究成果已在我国南海荔湾、流花,西非,以及赤道几内亚等深水钻井实践中取得了成功应用,经济效益显著。     

深水携表层钻井工艺技术

深水钻井通常采用喷射法下入表层导管和低压井口头.针对南海深水表层导管喷射钻井速度慢、时效低的问题,通过综合分析影响导管喷射钻井速度的因素,包括地层强度、导管外径、钻头大小、钻头伸出量、钻压、排量、导管上下活动次数和活动幅度等,找出了三个主要关键因素,分别是钻头伸出量、排量和导管上下活动幅度.在确保安全前提下,通过综合考...     

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。     

南海深水钻井表层导管喷射作业实践

深水钻井表层导管喷射就是在钻井的过程中边钻孔边完成导管下入,导管下入到位后无需固井作业。结合中海油在南海白云、流花、荔湾区块的成功实践,介绍了在深水进行导管喷射施工的风险分析、作业准备、作业方法和风险防范等措施。深水导管喷射钻井技术能够有效地规避常规钻孔、下导管、固井的作业风险,且能显著节约钻机占用时间,降低成本,具有推广应用的价值。     

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。     

深水钻井表层导管喷射安全等候时间窗口设计

针对目前深水钻井表层导管喷射随钻下入工艺中,设计安全等候时间窗口时无理论计算模型依据,存在作业盲目性和风险性的现状,通过对表层导管喷射受力和侧向摩擦力进行分析,建立了安全等候时间窗口设计模型。该设计模型表明,在喷射管串重力已知的情况下,海底土质不排水抗剪强度和承载力时间效应模型为准确设计导管安全等候时间窗口的重要影响因素,在不同海域和土质条件下需分别考虑。深水钻井表层导管喷射安全等候时间窗口设计方法已在我国南海荔湾、流花、白云以及海外刚果、赤道几内亚等多个深水区块得到了成功应用,不仅保证了表层导管喷射施工的安全性,而且确保了较高的作业时效性。     

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.      

青海油田深探井优快钻井关键技术

青海油田柴达木盆地油藏勘探领域和深度不断加大,其主要勘探领域存在地层倾角大、高压盐水层发育、压力系统复杂多变、地层对比性差、地温梯度高、基岩目的层可钻性差等特点。为解决制约钻井提速、导致事故复杂的技术瓶颈问题,开展了非常规井身结构优化技术、防斜打快技术、高压盐水控制技术、优质钻井液技术、高含二氧化碳地层安全钻井技术、提速工具优化集成技术、深层基岩提速技术等方面研究工作,形成了青海油田深探井优快钻井关键技术。2020年成功钻探4口深探井,平均井深6 017 m,事故复杂率3.41%,平均井底位移110.88 m,应用效果良好。该研究为青海油田后续深探井施工提供了宝贵经验。     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

乌深1井?339.7mm套管固井技术

大港油田乌深1井设计井深6000m,二开?444.5mm井眼完钻井深2988m,?339.7mm套管下深2983.88m。由于套管尺寸大、下入深、悬重大,引起母接箍变形,上扣不到位;裸眼段长,地层压力系数低,虽采用双级注水泥,但全用普通水泥浆压力也将远超过地层破裂压力。通过采取有针对性的措施,保证了下套管作业和固井施工的顺利进行,固井质量优质,达到了设计要求。     

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。      

“接力式”免钻注水泥器在漏失井固井中的应用

大港油田港西油田一区二、四断块在加密钻井中,经常发生目的层井漏的问题。该断块油藏为明化镇组、馆陶组,埋深700~1 500 m,纵向上油层分布密集,许多小块油层常年枯竭式开采,造成地层低压,压力系数0.85,目的层承压能力满足不了原设计的二开井固井的要求,给后续固井质量带来了严峻的问题。为提高固井质量,针对漏失的原因,进行了免钻双级注水泥完井井身结构设计,研究开发了“接力式”免钻双级注水泥器和带档销套管外封隔器的联作技术,“接力式”免钻双级注水泥器成功地解决了双级固井与带档销套管外封隔器的配合、免钻等工艺问题,现场应用固井质量合格率大于90%。     

YD油田复杂地层井身结构的优化与应用

YD油田钻井中存在地质环境复杂、多套压力体系并存及高压沥青层溢漏同存等问题,给钻井施工和井身结构优化设计带来困难.在实钻资料分析、确定必封点及重新认识Gachsaran地层孔隙压力的基础上,采用自下而上的设计方法,先后形成了适合YD油田复杂地层钻进的3套井身结构.针对部分Gachsaran盐水地层存在异常高压层的情况,从安全钻进角度考虑,设计了高压盐水层井身结构;对于正常压力Gachsaran盐水层,为提高机械钻速和降低钻井成本,形成了简化高效的常规井身结构;对于Kazhdumi高压沥青层,从安全钻井实现地质目的考虑,形成了延长 244.5 mm技术套管和专打专封2种井身结构.优化后的井身结构在YD油田20余口开发井中进行了应用,取得了良好的应用效果.YD油田井身结构的优化,不仅为该油田"二期工程"奠定了基础,也对国内外同类型的碳酸盐岩油藏开发具有借鉴意义.      

深水钻井导管和表层套管横向承载能力分析

根据桩基和材料力学理论,建立了适于深水钻井的导管和表层套管横向承载能力分析模型。模型中考虑了深水钻井中横向和竖向载荷的共同作用、可变的管柱抗弯刚度以及管柱与地基间的非线性响应等特征。通过对模型进行数值求解,对不同影响因素下沿管柱的横向位移、转角、弯矩、剪力和地基反力进行了分析,结果表明:载荷对管柱的作用集中在管柱上部较短的一段区域;竖向载荷对管柱横向承载力影响不大;套管下入深度超过一定值后,较大的下入深度对其横向承载能力几乎没有影响;海底浅部地层地基类型对管柱的横向承载能力有一定影响;有必要通过现场取样获得浅部地层的地质资料,对深水钻井井口力学稳定性进行分析。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。