岩溶热储井身结构优化研究

京津冀地区地质条件复杂,裂缝溶洞发育,钻井过程中出现多起钻井工程复杂和事故,本次研究从已有地热井钻井工程中实际遇到的问题出发,总结京津冀地区成功井的成功经验,吸取事故井的事故教训,开展井身结构优化研究,形成适合京津冀地区钻井施工的井身结构设计,避免钻井事故的发生,提高成井质量和效率。

川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术

川西气田海相雷口坡组气藏埋藏超深、地质条件复杂,前期采用的四开井身结构难以满足钻井提速和经济高效开发的要求。通过分析工程地质特征,在保证雷口坡组专层专打的基础上,基于地层三压力剖面和井壁稳定性研究结果优化了必封点位置,设计了超深大斜度井三开井身结构。结合地层岩性特点,优化设计了井眼轨道,进行了高研磨性地层定向钻头和配套工具的优选,研制了复合盐强抑制聚磺防塌钻井液和强封堵高酸溶聚磺钻井液。超深大斜度井三开井身结构及钻井配套技术在PZ4-2D井进行了现场试验,解决了长裸眼复杂地层的井眼失稳问题,完钻井深6 573.77 m,钻井周期199.3 d,平均机械钻速3.53 m/h,提速40%以上。现场试验结果表明,三开井身结构设计科学、合理,钻井配套技术提速效果显著,可在川西气田海相气藏大斜度井钻井中推广应用。

煤层气多分支水平井井身结构优化

煤层气多分支水平井能有效增加控制面积，降低表皮因数，其井身结构优化对获得最经济有效的产能至关重要。为此，分析了煤层倾角、储层保护和井身结构对煤层气水平井产能的影响。采用数值模拟的方法，以沁水盆地南部某区块3#煤层为例，对多分支水平井的井身结构参数进行优化。优化结果表明：主支走向对产能影响较大，适宜的方向为垂直主渗透率方向；产能随着主支长度和分支长度的增加而增加，结合经济性和增产效果，主支长度宜控制在900~1300 m之间，分支长度宜控制在250~400 m之间；分支间距和主分支夹角在一定程度上影响产能，分支间距宜控制在200~300 m之间，主支和分支夹角宜控制在36＆#176;~53＆#176;之间。研究结果可为煤层气多分支水平井的井身结构设计提供参考。

渤海油田井身结构优化及钻采技术研究与应用

为了节省渤海油田钻完井投资成本,降低低效益新建油田和调整井项目开发门槛,提高机械钻速,达到降本增效的目的,在满足勘探开发需求的前提下,综合现场实践效果、成本测算和对危废物处理的影响,优化缩小了渤海油田常用井身结构。同时,针对井眼和套管直径缩小后,受管柱内通径限制,在油井分采、水井分注、压裂充填防砂和小间隙环空固井等方面面临的技术难题,开展了配套工具研发。优化后的井身结构主要适用于井深3500 m以内的浅井和配产在400~500 m^3/d以内的油井。通过配套工具研发及优化,形成了一趟多层压裂充填工艺技术、Y型分采电泵管柱及工艺技术、空心集成分注技术、小间隙环空固井技术等配套钻采关键技术及工具。该系列技术已成功应用于渤海多个油田基本设计,完成1口井海试和4口开发井应用,钻井提效34.5%,提速降本效果显著。应用结果表明,该系列技术有效保障了油井低成本、安全、高效开发,在低效益的新建边际油田和调整井项目中具有广阔的应用前景。

致密油1500m长水平段水平井井身结构优化设计

目前,国内水平段长度超过1 500 m的水平井,由于裸眼段长、钻完井摩阻扭矩大,存在漏失与坍塌等复杂层段、钻井风险高等因素,均采用下技术套管封固复杂层段、降低钻完井摩阻的三开井身结构。与二开井身结构相比,三开结构套管层次多、钻井周期长、钻完井成本增加30%以上。为降低长庆致密油开发成本,开展由三开简化为二开的井身结构优化设计研究,研发的强抑制低摩阻复合盐钻井液体系,解决了裸眼复杂层段的漏失与坍塌,提高了井壁稳定性;开展钻完井摩阻扭矩计算分析及降摩减阻技术研究,降低钻完井过程中的摩阻扭矩,国内首次实现1 500 m长水平段水平井采用二开井身结构的安全钻完井,钻井周期由原来52.1 d缩短至24.7 d。

基于钻前风险预测的井身结构优化方法

考虑钻井工程风险、基于钻前风险预测的井身结构设计是钻井施工安全顺利进行的保证。钻井工程风险在实钻过程中的主要表现是:井漏、井喷、井塌、卡钻以及井下工具失效等问题。首先基于邻井资料求取了待钻目标井含可信度的地层压力剖面,再利用钻井风险评价方法对待钻目标井井身结构设计方案进行评价,在钻前预测出可能发生的工程风险,并基于预测结果优化井身结构设计方案,规避钻井风险的发生。新方法为合理规避工程风险、调整施工方案、安全快速钻井提供了科学的依据,可以有效降低钻井工程风险发生的概率和频度,缩短建井周期,对于安全、高效钻井具有重要意义。

渤海油田探井井身结构优化可行性研究

在国际油价持续低位徘徊的大环境下,钻井成本控制也越来越严格。本文着眼于小井眼钻井技术,从井壁稳定性、固井质量、钻井工艺、套管校核、水力参数、摩阻扭矩等方面,分别论证渤海地区优化后的小井眼井代替常规经验井身结构的可行性。得出了小井眼井更有利于井壁稳定和提高机械钻速;满足固井质量要求;钻具组合及配套工具无需特别定制;水力参数设计满足要求;具有更小的摩阻扭矩值等结论。通过与常规井身结构井的对比分析,优化后的小井眼井极大降低了作业成本,可以在渤海地区逐步推广应用。

元坝陆相水平井井身结构优化研究

元坝陆相地区钻井工程存在地质条件复杂、施工难度大、不确定因素多、井控风险高等难点,如何优化复杂地质条件下水平井井身结构是目前元坝陆相钻井工程所面临的突出问题。在分析元坝陆相地质特征与钻井难点的基础上,结合前期水平井实钻井身结构,明确了制约陆相水平井井身结构优化的关键问题,有针对性地采取"由内到外"和"由下而上"相结合的井身结构设计方法,形成了?139.7 mm套管射孔完井和?152.4 mm裸眼完井的井身结构方案,并指导了3口水平井井身结构设计,现场应用情况良好,复杂事故时效降低到0.55%,机械钻速和生产时效分别提高了113.95%和6.86%。

北部湾地区探井井身结构优化设计及应用

北部湾地区探井作业采用的五层次井身结构存在钻井工期长、套管及固井材料耗用量大、成本高等问题。综合考虑隔水导管结构稳定性及井眼清洁等因素,通过隔水导管与表层套管合一、表层套管和技术套管变径复合等优化设计,采用一层508 mm+339.7 mm变径复合套管将隔水导管、表层套管和技术套管多层合一,有效减少了井身结构层次,达到了缩短钻井周期与降低工程费用的目的,降本增效效果明显,从而为该地区探井井身结构优化提供了新的思路。

井身结构优化技术在开发井上的应用

通过对开发井井身结构优化技术研究,根据系统工程的原理及方法,进行建立准确的三压力预测,套管层次和下深、套管和钻头尺寸、套管钢级和壁厚优化等系列技术研究,形成一套系统的、低成本的适合吐哈油田的井身结构优化技术。2008-2009年现场应用213口井,直接节约钻井成本3800.67万元,取得了良好的经济效益。

推进井身结构优化 加强钻井成本控制

文章针对吉林油田的实际情况,对吉林油田原有的井身结构进行了系统优化和简化,并通过一系列的技术保障措施保证了井身结构优化简化工作的顺利推进,通过2008年和2009年的现场实施取得了令人满意的经济效益和社会效益。

储气库水平井井身结构优化技术及应用

长庆区域陕224区块储气库前期采用四开大尺寸井眼注采水平井施工过程存在各开次井眼尺寸大,机械钻速低,大井眼携砂困难,井壁稳定性差,井下垮塌严重,复杂故障频发,导致钻井周期及成本增加等问题。为此,在分析钻遇地质特性和工程难点,基于地层三压力剖面,确定套管必封点,将二开技术套管下深由进入石千峰组10~30m,调整为进入石千峰组地层50~100m,有效封隔漏层;利用钻速方程及岩石强度的尺寸效应理论,将原四开大尺寸井眼“一开Φ660.6mm+二开Φ444.5mm+三开Φ311.2mm+四开Φ215.9mm”优化缩小为四开小尺寸井眼“一开Φ444.5mm+二开Φ346mm+三开Φ241.3mm+四开Φ152.4mm”,从而形成了优化后井身结构,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25d,平均机械钻速5.24m/h,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%,井身质量合格率100%,钻井过程无井下复杂、故障。实践表明,优化井身结构后达到了提高机械钻速、实现井壁稳定性、减少井下复杂故障、缩短钻井周期的目的。

红河油田水平井井身结构优化技术探讨

红河油田是鄂南致密砂岩油藏的主要区块,针对该油田开发过程中存在钻井周期长、机械钻速慢、生产成本高等问题,采取相应的水平井井身结构优化技术,包括三级井身结构优化技术(井眼轨迹控制技术和套管安全下入技术)以及二级井身结构优化技术(完井方式和配套技术的优化)。现场施工表明,实施水平井井身结构优化技术后,钻井周期明显缩短,生产成本下降,取得了良好的开发效益。

福山油田美台区块井身结构优化

分析研究福山油田美台区块历年井的井史、测井数据、试油数据和地层压力预测,统计分析完钻井井身结构、施工参数、复杂情况和技术指标,随着认识的不断深入,钻井经验和技术水平的不断提高,可进行优化设计福山油田美台区块井身结构,降低钻完井综合成本,实现经济有效开发。

玛湖油田艾湖1井区井身结构优化技术试验

玛湖油田艾湖1井区位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡区,平均井深3 950m,是2015年新疆油田增储上产的主力区块。为加快钻井速度、降低作业成本,开展了井身结构优化试验。重点介绍了艾湖1井区井身结构优化试验过程,从工程施工角度分析了井身结构调整对钻井施工带来的不同影响,对其它区块井身结构优化具有一定借鉴价值。

川西地区超深井井身结构优化研究与应用——以双鱼石构造为例

川西地区地质条件复杂,纵向上发育多个含油气层系,深井超深井机械钻速慢,纵向上多压力系统,钻井故障、复杂时效高,钻井周期长,严重制约着川西地区深层油气勘探开发进程。深井、超深井通常采用五开五完和六开六完的井身结构,套管层次有限,同一裸眼井段常面临多套压力系统,井身结构设计难度大。井身结构通过前期的几轮优化,形成了六开六完的非常规井身结构,结合前期已钻井实钻情况和压力系统研究,合理优化了井身结构,并通过运用承压堵漏技术提高了易漏失层位的承压能力,双鱼石构造节约了一层套管层次,有效缩短了钻井周期,为加快川西地区天然气勘探开发进程起了重要作用。

小集油田井身结构优化研究及应用

随着勘探程度的不断加深,油气勘探对象日益复杂,控制投资的压力越来越大。钻井作为勘探开发过程中的重要环节,其费用占勘探开发投资的60%以上,而钻井的井身结构是影响钻井费用的主要因素之一。通过几年的实践,在保证钻井安全的前提下,对钻井的井身结构进行了优化、简化,并对其配套技术进行了研究,使得大港小集油田的钻井经济技术指标较以往大幅度改善,降低了油田勘探开发的综合成本。

顾桥矿煤层气地面井稳定性分析及结构优化

针对淮南顾桥矿煤层埋深大、地应力高、煤层气地面井易错断、瓦斯抽采效率低等问题,采用数值模拟方法研究地面井失稳时空演化规律.结果表明:水平地应力均一性越差,套管挤压破坏程度越高;顶板水平速度越快,套管剪切破坏越严重,适当减小管径并增大壁厚有利于防止地面井剪切破坏;将地面井布置在采空区内侧10~20 m处,有利于井身维持稳定及瓦斯抽采.提出在围岩与护壁套管之间、护壁套管与技术套管之间、技术套管与产气套管之间注入G级油井水泥固井方案,该矿采用此方案后,地面井钻井成功率显著提高,稳定性增强.

陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化

针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点,通过分析钻遇地层特性和工程难点,基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究,形成了储气库水平井钻完井关键技术,包括:“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25 d,平均机械钻速5.24 m/h,井身质量合格率100%,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%。该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。

垦利10-1油田沙河街地层井身结构简化及配套技术

垦利10-1油田沙河街地层砂泥岩存在互层多、井壁稳定性差、易坍塌、起下钻效率低等诸多问题,导致下177.80 mm(7″)尾管及固井时风险大,易发生复杂情况。针对这一问题,结合区块地质特征及已钻探井情况统计,通过压力曲线进行必封点位置验证、钻具强度以及不同摩阻系数条件下套管下入悬重计算,对优化后的二开井身结构进行可行性分析;同时进行海水膨润土浆深钻、改进型PEC钻井液体系及等壁厚马达和水力振荡器深钻等配套技术,提高井壁稳定性,保证安全快速钻进。目前已应用共10口井,累计节约工期22.3 d,累计节省费用达2899万元,经济效益显著,应用前景广阔,值得进一步推广应用。