井身质量

2024-09-29

井身质量（精选5篇）

井身质量篇1

摘要：记分卡方法常用于油田和其他工业领域, 被认定是一种可对特殊工作做简单评价的方法。记分卡评价过程涉及观测和分析, 井身质量记分卡方法 (Wellbore Quality Scorecard, WQS) 主要是通过检查和记录钻井、起钻和下套管过程中的扭矩和摩阻数据的响应曲线来来评价井身质量的。

关键词：井身质量,质量评价,记分卡方法

井身质量是钻井界经常使用的一个术语, 一个高质量的井身井眼应该是光滑的、规则的、并且有最小的螺旋性。据称此种井眼可提高钻井绩效、有利于下套管、改善测井工具的响应并促成一个好的固井工作。WQS系统的评分范围是0-20分, 0分对应着非常低质量的井身质量 (通常是遇到了一个非常严重的卡钻事故) 而20分对应着最优的井身质量。对钻井响应来说最大的合理得分是5分;对于起下钻和下套管, 最大的合理得分是7分和8分。每种响应类型的不同最大得分可用来反映他们衡量井身质量的敏感性。在分析钻井和下套管的作业基础上, 该记分法使用了不同的权重系数。

1 钻井响应

钻井响应对井身质量的衡量是有一定局限性的。原因是在钻井过程中有许多工作参数 (例如钻压、转速、机械钻速和流量) 是很活跃的并且从不同方面影响着井身质量。这些参数大多是相互影响的, 造成对它们的分析非常复杂。

一个理想的钻井过程应该有对T&D数据和井底钻井参数例如ECD、WOB、钻头扭矩和振动不间断的检测。若一口井钻的近乎完美, 那么每一个响应参数应该遵循一条光滑和无异常的趋势线。一条精确的T&D趋势线上任何一个意外的差异都表明了一个潜在的问题。

钻井响应在记分系统的得分情况如表WQS钻井响应所示。可以注意到钻井响应最大的得分是5分, 占总井身质量得分的25%。

对钻井来说, 一个低级井身质量的原则指标是严重的卡钻事故或者近卡钻事故。这些情况的发生可能反映了操作上存在问题或者是在一个复杂地质环境中钻进瞬时或者临时的操作上的问题, 例如同类的钻屑聚集在一起形成一个可移动的钻屑床。在钻井阶段, 认为这些事件对井身质量的影响不大。它们被典型地归因于差劲的操作或者有时甚至时未知的问题。因为钻井过程能从这些偶然事件中正常恢复, 所以仅仅给这些事件安排了适度的得分。简单来说钻井过程中主要的响应参数被认为是地表扭矩。接单根过程中接杆和卸杆时所记录的上提和下放值趋向于多变的, 因此被认为是井身质量的一个不很重要的指标。若整个钻井过程中观测到所有的参数 (主要是T&D) 遵循光滑的趋势线则反映了一个优良的井身质量。除了光滑的趋势线外, 如果T&D值比探井的或正常预期的更低, 该阶段的井身质量被认为是极佳的。

2 最终的起钻响应

起钻响应的得分情况如表WQS最终起钻响应所示。起钻响应是衡量井身质量较有效的一种响应起钻响应, 也为决定井身质量是否适合下套管提供了最后的评价机会。该响应最大得分可达到7分, 即占到总井身质量得分的35%。

卡钻或近卡钻事故对应着最低的起钻响应得分, 接下来最低的响应得分是残余钻屑床或压差卡钻环境的存在。我们可通过一个连续间隔的超载提升来侦测到这两种情况。然后是由于地层改变发生的突出和键槽的响应得分最低。注意在起钻过程中发现情况可能在下钻过程中不会被发现, 反之依然。通常的策略是把钻具来回通过该突出几次来测试其严重性。井下能被矫正的问题在WQS系统里处罚仅是适度的。如果起钻时钻柱重量对应着小异常、光滑的趋势线 (即低超载提升) 则对应着一个高质量的响应。除此之外, 如果记录的摩阻比预期的更低, 可以认为井身质量是极佳的。起钻的过程中可以使用T&D软件来对摩阻进行量化分析。

划眼有时会被使用到, 用来在下套管之前作为尽量增加井眼清洁度的办法, 但井身的不足之处会被掩蔽掉。所以在使用划眼情况下, 记分系统的得分应该主要以扭矩响应为基础。因为不能有效的判断起钻响应, 所以在假定没有密封的情况下划眼作业可获得一个较高的得分, 但是不能获得最高的得分。

3 下套管响应

基于经验, 下套管响应被认为是衡量井身质量最重要的一个响应。下套管响应的得分情况如表WQS下套管响应。在这种情况下, 可能的最大得分是8分并且占总分数的40%。较高的得分权重是基于下套管响应对井身的缺陷更加敏感。套管的直径越大, 重量越重, 提高的刚度以及瞬态激动压力的升高都有助于井身质量的评定。

假定已经完成套管的阻力分析并且任何必需的减阻措施已落实到位, 就能预期所有的套管柱都下到预定深度。如果在起钻后有井身质量问题遗留下来, 下套管过程就很容易受到影响, 并且对下套管过程的影响程度主要依赖于井身质量遗留问题的严重程度。

下套管过程中压差卡套管事故对应着最低的下套管响应得分, 记分卡评价法通过静摩擦力的大小来打分。通过易发生压差卡钻区域的套管会受到静态摩擦力的影响可通过套管接头的摩阻检测。接下来的一些事故可以在下套管的过程中进行补救, 在这里的评分是基于优先的补救方法。第一种方法是清除一些接头来消除超额的摩阻;第二个方法是打断循环来净化环形空间或者给钻柱加润滑油;最后一种方法是如果还能旋转的话可以向下扩孔;等分依次由高到低。最后下套管过程中如无重大问题评分最高, 具体评分依据实测摩阻曲线与预测摩阻曲线的对比结果进行确定。

4 井身质量分级

为了给井身质量进行量化分析, 在这里设计了一个分类方法。整个井身质量的得分和每个响应类型有着重要的联系。通过使用一个简单的助记符来储存每个响应得分。这个方法最好是通过举例来说明。

在下面的例子中, 助记符D4T4C5代表4分的钻井响应得分, 4分的起钻响应得分和5分的下套管响应得分。井身质量的总得分是对助记符的每一数字组成部分求和。在这种情况下计算出来的结果是“WQS of 13”。类似地D3B5L3代表钻井响应得分是3分, 划眼响应得分是5分以及3分的下衬管响应得分, 总得分是11分。

建议使用表4的分级方法对井身质量进行分级。

5 结论

通过上文的描述可以看出 (WQS) 法减少了井身质量量化分析的主观性, 最终结果是形成了井身质量记分卡 (WQS) 方案。

WQS方案包含井眼任意区段的钻井、起钻、下套管的响应应得分。如果能够正确执行WQS方案, 操作员可以识别出生产作业的好坏并且WQS也可以作为评价钻井服务方工作的替代方法。

参考文献

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[5]McCann D P.The Integrated Solution:New System Improves Efficiency of Drilling Planning and Monitoring[C].Society of Petroleum Engineers, 1998, IADC/SPE 39332

井身结构优化设计及配套技术研究篇2

1.根据在不同情况下可能产生的井内最大压力,保证不致压裂地层。井内最大压力可能发生在钻遇高压油气层和塑性地层,需要增大泥浆比重时控制溢流或井喷的井控作业时其它特殊作业需要井口加回压时。

2.应满足平衡压力钻井要求,使井底压力最小,以获得较高的机械钻速,最大限度地减少对产层的污染和避免压差卡钻。

3.根据钻遇地层特点,如漏层、坍塌层、断层、高压水层及其它特殊地层,设计时应考虑钻井施工能安全进行。

4.设计时应考虑地质采油提出特殊要求,如大直径取心,先期裸眼衬管完井等。

5.钻井工艺技术水平、装备条件以及钻井人员的技术素质应予以高度重视。

2.深井井身结构设计的原理

设计的基本原理:根据裸眼井段的力学平衡关系,使每两层套管之间的裸眼井段满足以下四个力学平衡方程:

(1)ρd≥ρpmax+Sb+Δρ防井涌

(2)(ρdmax-ρpmin)×Hpmin×0.0098≤ΔP防卡钻

(3)ρdmax+Sg+Sf≤ρfmin防漏

(4)ρdmax+Sf+Sk×Hpmax/Hc1≤ρfc1防关井井漏

ρd--钻井液密度,

ρdmax--裸眼井段内使用的最大钻井液密度,

ρpmax--裸眼井段钻遇的最大地层压力的当量泥浆密度,

Hpmax--最大地层孔隙压力所处的井深,m

ρpmin--裸眼井段钻遇的最小地层压力的当量泥浆密度,

Hpmin--最小地层孔隙压力所处的井深,m

ρfmin--裸眼井段最小地层破裂压力的当量泥浆密度,

ρfc1--套管下入深度,m

Hc1--套管鞋处地层破裂压力的当量泥浆密度,

3.钻井液配套技术

深井超深井由于具有井深、井下温度高、地层压力高、流动阻力大等特点,钻井液必须:1)具有良好的性能和高温稳定性;2)较强的抑制性;3)良好的润滑防卡能力;4)良好的携砂、悬浮能力,确保能携净钻屑、井眼清洁;5)良好的流变性,以减少钻井液的流动阻力,充分发挥钻头水马力作用;6)良好的配伍性,以减少钻井液对产层的污染,有利于发现和保护油气层。

3.1防漏及堵漏

井漏原因有

①由于长期注采失调,孔隙支撑力削弱,上覆地层在重力作用下产生诱导力,使地层产生裂缝,为井漏提供了构造条件②主力油层经过注采流体反复冲蚀,渗透率提高③同一井眼中压力层系不均,纵向上压力紊乱,使得上涌下漏、下涌上漏矛盾突出。准确判断漏失层位和孔喉直径是防漏的关键。

3.2.防卡润滑

卡钻原因分析

定向井钻井卡钻事故,除井眼轨迹不柔顺、键槽原因外,许多卡钻与钻井液性能有关。①在上部地层钻井液滤失量控制不严,造成粘土地层吸水膨胀、缩径、产生小井眼。②钻井液润滑性差,加上高密度钻井液产生的高压差,使扭矩增加、摩擦力过大。③钻井液携砂能力差,斜井段存在“岩屑床”,起钻时产生砂卡。④抗污染能力弱,遇盐层后性能变化大,泥饼松软且厚,极易粘卡。

3.3.钻井液技术措施

1)调整好钻井液性能,实现近平衡压力钻井。

2)使用防塌润滑剂等提高钻井液的润滑性能,降低泥饼的厚度和泥饼粘滞系数。直井和定向井摩阻系数分别低于0.15和0.10。

3)加足防塌剂,提高钻井液的防塌能力,减小掉块卡钻和键槽卡钻的几率。

4)优化钻井液高温流变性,控制钻井液的高温高压滤失量低于12mL,防止因钻井液老化而引起的井下复杂情况。

5)使用好固控设备,控制钻井液低密度固相体积分数6%左右,最大不超过10%。

6)钻进易吸水膨胀或疏松地层时,要控制钻井液滤失,防止因井眼缩径、坍塌或泥饼过厚而引起阻卡。

结论

(1)合理的井身结构设计对于深井安全钻井、保护油气层、提高钻井速度、降低钻井的综合成本具有至关重要的作用。建议进一步开展井身结构优化设计特别对于地层压力难以准确预测以及地层具有不确定因素的新区探井。

(2)井身结构设计系数是随井深而变的,在设计中应采用随井深变化的设计系数值。

(3)对于深井应尽量加大开眼尺寸和套管尺寸,为顺利钻达目的层或加深留有余地。

(4)水平井中,抽吸和激动压力系数不为定值,它随井眼测深与垂深之比增加,在最终目标点垂深较小、水平位移较大的水平井中,尤其应该注意波动压力的影响。

(5)建议加快对井身结构优化相配套的工具、工艺研究的开发,使上述非常规井身结构充分发挥其潜能;需进一步开展新型井身结构优化研究与实践,使复杂深井有更科学、更安全、更经济的井身结构设计。

摘要：井身结构设计是钻井工程的基础设计。要实现科学、优质、经济、安全地钻井作业,取得预期的钻探目的和经济效益,最重要的前提就是要有合理的井身结构。井身结构优化设计,就是对下入井中的套管直径、深度、层数以及井眼直径、管外水泥上返高度等油气井构成元素做出最优的选择。在工程设计过程中,综合考虑地质分层、地层压力、油气层位置、固井质量、钻井液性能等因素,对其井身结构进行一系列筛选与优化,得出合理方案。本文通过对国内外井身结构优化设计调研与分析,对深井、水平井等井身结构设计原则,设计系数以及主要的设计方法等进行了主要对比和论述。

关键词：深井,套管,水平井,配套技术

参考文献

[1]唐志军,井身结构优化设计方法[J].2005.

[2]唐向阳,刘志伟.L1井井身结构优化设计[J].2005.

[3]管志川,李春山,等.深井和超深井钻井井身结构设计方法[J].2001.

巴什托构造井身结构优化设计研究篇3

中石化在巴麦地区注册区块14个,其中巴什托及其附近地区,钻井较多,勘探程度相对较高。巴什托主要勘探目标为石炭系、泥盆系、奥陶系,钻井揭示的地层从上到下依次为第四系、上第三系、二叠系下统、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系,缺失下第三系和中生界地层。该区新近系帕卡布拉克组、安居安组石膏及软泥岩夹层发育,石炭系地层压力高,泥盆系、志留系地层石英含量高,可钻性差,机械钻速低。复杂的地质条件带来一系列的技术难题,增加了钻井施工难度和作业风险。

巴什托前期进行的数十口探井普遍采用508 mm～399.7 mm～244.5 mm～177.8 mm的四层次井身结构,但是在钻井过程易发生涌、漏、卡等复杂情况。主要问题表现在:(1)地层压力信息具有不确定性,多套压力系统并存,尤其是巴楚、泥盆高压地层和下部低压地层在同一裸眼井段中,安全钻井液密度窗口狭窄,钻进困难;(2)部分地层易发生缩径。上第三系安居安组发育有膏泥岩和软泥岩,石膏岩、膏泥岩在高温高压下发生蠕变缩径和吸水膨胀缩径,软泥岩容易发生塑性流动缩径。(3)志留系下部井段多发生卡钻事故,数口井卡钻程度较为严重,处理时间超过了70 h。

针对上述问题,本文以BX井为例,按照以下思路对原有的四层次井身结构方案进行讨论和改进:(1)针对多套压力系统并存,压力信息存有不确定性的特点,通过对邻井地质资料、测井数据和实钻资料进行统计分析,建立较为准确地层压力剖面[1,2,3];为井身结构优化设计提供良好的基础。(2)针对此区域地质条件复杂的特点,通过对邻井实钻资料进行解析,确定地质必封点。(3)结合地层压力剖面和地质必封点,选择合适的井身结构设计方法进行方案的设计[4,5,6],对原方案进行改进和优化。

1 地层压力剖面的确立方法研究

地层压力剖面是进行井身结构设计的基础数据,主要包括上覆岩层压力、地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力。通过对已有邻井测井资料进行分析研究,得出此区域相关岩石力学参数的范围,依据本井的层速度数据,采用相应计算方法,从而得出预钻井的三压力剖面[7]。

1.1 上覆岩层压力剖面的建立

上覆岩层压力剖面主要依据密度测井资料通过统计拟合得出,本文采用式(1)对上覆岩层压力梯度进行拟合计算。

$ρ_{o} = A + B - C e^{- D Η} (1)$

式(1)中,ρo为上覆岩层压力梯度,g/cm3;H为井深,m;A、B、C、D为拟合系数。

1.2 地层孔隙压力剖面的建立

本文采用有效应力法对预钻井的地层孔隙压力进行预测。首先按式(2)计算正常压实层段的有效应力值:

$ρ_{e} = ρ_{o} - α ρ_{Η} (2)$

式(2)中,ρe为垂直有效应力梯度,g/cm3;ρo为上覆岩层压力梯度,g/cm3;α为有效应力系数,无因次量,砂岩层段一般取1;ρH为正常压实层段的地层孔隙压力梯度,取1.02 g/cm3。

根据正常压实层段的有效应力值和声波速度值拟合出如下关系式,

$V = a + k ρ_{e} - b e^{- d ρ_{e}} (3)$

式(3)中,V为声波速度,km/s;a,k,b,d为拟合得出的经验系数。

由全井的声波速度数据根据式(3)反算出有效应力值,再由式(4)得出地层孔隙压力值:

$ρ_{p} = \frac{1}{α} (ρ_{o} - ρ_{e}) (4)$

1.3 坍塌及破裂压力梯度的计算

坍塌和破裂压力梯度的计算公式分别如式(5)、式(6)所示。

$ρ_{c} = \frac{η (3 σ_{Η} - σ_{h}) - 2 C Κ + α Ρ_{p} (Κ^{2} - 1)}{(Κ^{2} + η) Η} \times 100 (5)$

$ρ_{f} = \frac{100}{Η} (3 σ_{h} - σ_{Η} + S_{t}) - α ρ_{p} (6)$

式中, $Κ = \cot (45^{°} - \frac{ϕ}{2})$ ,ϕ为岩石内摩擦角;ρc为地层坍塌压力梯度,g/cm3;ρf为地层破裂压力梯度,g/cm3;C为岩石的黏聚力,MPa;St为岩石的抗拉强度,MPa;η为应力非线性修正系数;σH和σh为最大和最小水平地应力,MPa。

$ρ_{f} = \frac{100}{Η} (3 σ_{h} - σ_{Η} + S_{t}) - α ρ_{p} (6)$

式(6)中,ρf为地层破裂压力梯度。

1.4 巴什托构造BX井地层压力剖面的建立

根据对邻井测井资料的分析,我们分别得出BX井地层压力预测所需要的相关岩石力学参数值和地层压力剖面,分别如图1～图5所示。

整体而言,巴什托构造压力明显地分为三部分,二叠系以上地层压力系数变化较为平缓,范围在1.3～1.5 g/cm3。石炭系为高压层段,各井最高压力系数均在1.6 g/cm3以上。泥盆系、志留系地层地层压力较低,在1.3～1.5 g/cm3之间。

2 安全钻井液密度窗口及压力必封点的确定

2.1 安全钻井液密度窗口的计算方法[8,9]

在地层压力剖面的基础上按如下关系即可建立用于井深结构设计的安全钻井液密度窗口剖面。

①防井涌钻井液密度下限ρk:

$ρ_{k} = ρ_{p} + S_{b} + Δ ρ (7)$

②防井壁坍塌钻井液密度下限ρpc:

$ρ_{p c} = ρ_{c} + S_{b} (8)$

③防压差卡钻钻井液密度上限ρsk:

$ρ_{s k} = ρ_{p} + \frac{Δ Ρ}{Η \times 0.009 8} (9)$

④防井漏钻井液密度上限ρL:

$ρ_{L} = ρ_{f} - S_{g} - S_{f} (10)$

在设计过程中,钻井液密度还需要满足以下条件,以防止井涌后关井井漏事故的发生:

$ρ \leq ρ_{f} - S_{g} - S_{f} - S_{k} \times \frac{Η_{p m a x}}{Η} (11)$

式(11)中,Sb为抽汲压力系数,g/cm3;Sg为激动压力系数,g/cm3;Δρ为附加钻井液密度值,g/cm3;Sf为地层破裂压力安全增值,g/cm3;Sk井涌允量,g/cm3;ΔP为压差卡钻允值,MPa;hpmax为裸眼井段最大地层孔隙压力处的深度,m;h为井深,m。

2.2 相关设计系数的取值

根据西北塔里木地区钻井工程统计数据,井身结构设计过程中所取的相关数据如表1所示。

2.3 巴什托构造BX井井身结构设计工程必封点(压力必封点)

根据此地区的钻井数据统计,表层套管下入深度设计为305 m,分别根据自上而下和自下而上的设计方法得出了仅以地层压力剖面为基础的BX井井身结构,结果如表2所示,安全钻井液密度窗口及设计方法示意图如图6所示。

3 地质必封点的确定

根据巴什托构造区域的地层情况,第三系阿图什组下部、帕卡布拉克组上部地层欠压实易分散造浆和水化膨胀、易发生阻卡现象;因此将1 600 m处设置为地质必封点,从而封隔阿图什组下部、帕卡布拉克组上部地层,以免在后续井段钻进过程中致使井下复杂情况的发生。

4 井身结构优化设计方案研究

结合工程必封点(压力必封点)和地质必封点,即可得出BX井按照不同设计方法得出的井身结构设计方案。

由于此构造地质条件复杂,邻井数量有限,获取相关参考资料并不十分丰富。考虑地层信息的不确定性问题,为了预防突发情况的发生,选用自上而下设计方法设计结果作为本井的井身结构设计方案。如表4所示。

5 方案对比及讨论

本井原井身结构设计方案如表5所示。

结合已经得出的钻井液安全钻井液密度窗口,可知原四层次的井身结构设计方案在四开井段4 900—6 040 m由于钻井液密度明显高于压差卡钻钻井液密度上限值,有发生压差卡钻的可能。为了维持原套管层次与下深的设计方案,若降低钻井液密度设计值至此井段防卡钻钻井液密度上限值1.4 g/cm3以下时,虽然能够有效避免压差卡钻的风险,但是在4 700—4 900 m巴楚、泥盆组高压地层又会因为钻井液密度低于防井涌钻井液密度下限值而导致井涌风险的发生。因此原井身结构设计方案不尽合理,没有将上部巴楚、泥盆组高压层和下部低压层分开,从而导致同一裸眼段压力体系相差过大,导致井下复杂情况的发生。

实际钻井过程中,由于采用了原井身结构设计方案,BX井在4 900—5 071 m发生卡钻,通过分析计算该裸眼段内压差过大,井内钻井液密度1.88 g/cm3,而本井段最小地层压力当量密度约为1.3 g/cm3,钻柱承受最大压差为25 MPa,从而导致压差卡钻的发生。钻进至5 172 m时,再次发生卡钻,此时钻井液密度1.99 g/cm3,钻柱承受最大压差高达24 MPa。这说明优化后的井身结构设计方案更为合理。

此后相继开钻相同构造上的BX1、BX2、BX3等邻井均在原有的四开次井身结构设计方案上进行改进,通过层位对比,以地层压力剖面为基础,建立安全钻井液密度窗口剖面,分别得出工程必封点和地质必封点,采用优化后的五开次井身结构设计方案,虽然增加了一个层次,但是后续井的钻井施工中尤其在巴楚、泥盆组以下井段没有井涌、卡钻等复杂情况的发生,取得了较好的效果,BX1、BX2、BX3等井的实际井身结构如表6所示。

6 结论及建议

(1)原有四层次的井身结构方案由于对地层压力信息认识程度有限,没有将巴楚、泥盆等高压地层和下部较低压地层封隔开来,从而导致高压层位井段易涌下部低压层段易压差卡钻等复杂事故的发生,因此不能满足巴什托地区钻井工程的需要。

(2)通过对已钻邻井的地层岩性、测井和实钻数据或资料进行解读,对该构造不同层组地层的岩石力学参数进行了分析计算,在此基础上,按地层压力剖面的建立-安全钻井液密度窗口的建立-工程必封点(压力必封点)的确定-地质必封点的确定的顺序,优化设计得出了五层次的井身结构设计方案。

(3)以实钻资料为基础将优化改进后的井身结构方案和原方案进行了对比和讨论,结果表明,优化后的井身结构方案更为合理,能够有效减少下部井段涌、卡复杂情况的发生。后续三口探井均采用五层次井身结构方案,实钻数据表明改进后的井身结构设计方案能够满足钻井工程的需要,对降低钻井成本提高钻速具有重要作用。

摘要：巴什托构造是巴麦地区主要勘探区块之一。该构造工程地质条件复杂,多套压力系统并存,前期探井多采用的四层次井身结构设计方案,在实施过程中常有涌、卡等井下复杂情况的发生,明显减缓了钻井速度,增加了钻井成本。在已钻探井的基础上,通过对邻井地层岩性、测井和实钻资料进行统计分析,以BX井为例,对此构造的地层岩石力学参数进行了分析研究。优选地层压力预测方法并建立了其地层压力剖面和安全钻井液密度窗口,结合地层岩性条件综合提出了改进后的五层次井身结构设计方案,并进行了优选和对比分析。通过实钻资料对比,改进后的井身结构更为合理,能够避免下部井段易卡的复杂情况的发生。后续施工的三口井均采用了优化后的井身结构设计方案,取得了良好的效果,减少了井下复杂事故的发生,节约了钻井成本,提高了钻速。

关键词：巴什托,地层压力,安全钻井液密度窗口,井身结构,优化设计

参考文献

[1]樊洪海.地层孔隙压力预测检测新方法与应用.北京:中国石油大学.2001:92—99

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[8]周延军,贾江鸿,李真祥,等.复杂深探井井身结构设计方法及应用研究.2010;38(4):8—11,29

井身质量篇4

目前随着油田勘探程度的提高, 很多老油田进入加密井开发阶段, 加密井的不断增多, 使井距越来越小, 因此导致井眼相碰的事件时有发生。为了给钻井工程师提供一个方便实用的计算机软件, 实现一种运行在Windows操作系统下的基于老井数据和新井设计、实钻轨迹的三维可视化定向井软件。在存在井眼碰撞可能井的钻井过程之前或之中, 对各井眼的空间关系及运动趋势做出预测, 进而采取相应的针对措施, 尽量避免因各种原因导致的两井相碰, 具有非常重要的现实意义。

在钻井技术应用范围的日益拓展, 水平连通井的靶区面积越来越小, 进靶精度要求越来越高的前提之下。在连通井钻进过程中, 有这样的三维可视化软件对指导现场的施工, 精确引导钻进, 最终使水平井钻进靶区有很大的指导意义。

2 整体目标和技术方案的选型

2.1 实现目标

(1) 实现真三维虚拟现实的丛式井井网整体布置可视化。

(2) 结合现有轨迹数据或LWD/MWD等近钻头实测数据, 实现定向井、水平井导向定位, 为现场钻井人员决定下一步钻头钻探方向提供直观可靠依据, 实现实时钻进模拟。

(3) 建立三维可视化模型, 实现真三维的数据转换。

2.2 技术方案

基于真三维的井眼轨迹模型, 采取错层左右眼渲染技术, 结合三维投影和全息影像幕布的形式, 建立三维可视化室, 实现具有较强现场感的视觉效果, 根据需要配备三维服务器、三维投影仪、全息投影幕布 (或环形幕布) 、3D眼镜等技术建立三维可视化室。

2.2.1 虚拟现实的物理结构

3D服务器、3D投影幕布或者3D显示器拼接幕墙、3D投影机;数据手套或头盔、3D眼镜 (主动式快门眼镜、色差式眼镜)

2.2.2 虚拟现实软件的技术方案

虚拟现实的开发, 主要涉及前期的三维建模, 实时渲染模块的开发;控制系统接口的驱动开发等;实时渲染三维模型数据时, 先把三维数据转换为屏幕上可显示的数据, 专门提供了渲染多视角的四方体立体缓存, 而根据调研, 目前专业的Open GL显卡对Quad-Buffered已经提供硬件上的支持, 这意味着开发技术可以采用OPENGL接口的API。例如NVidia Quadro、ATI-Fire GL、3Dlabs Wildcat工作站显卡。可在显示驱动的高级选项设置里中启用Stereo选项并根据相关硬件做适当调整或者交换左右眼等。开发前需先在Open GL中进行宏测试, 以确定显卡是否支持stereo。

井眼轨迹的数据来源于公司已有的历史轨迹数据中心, 或者现场传输的实时轨迹参数, 数据是一组从[0, 0, 0]起点的三维数组 (井深、井斜、方位) , 数据已经过曲率半径法的运算处理, 可带入的数据有单井、从式井轨迹以及油区区块内的一组井眼轨迹等, 需经过精确的坐标变换所得到的立体井眼轨迹显示, 可以满足放大、缩小、平移、旋转, 以及满足鼠标停留在轨迹曲线上的数据提示功能;所得立体图能够直观立体反映井网布局, 轨迹及靶点穿越等现场的三维立体影像。

2.2.3 技术路线

开发语言:Dot Net Framework3.5 (C#) 、Open GL或VRP平台。

接口A P I:P l u g I n插件接口A P I, Web Service服务接口。

程序架构:Winform托盘程序, Win Form用户交互界面。

数据库:Sql Server、Access数据库。

硬件系统:三维投影机, 三维显示器、3D眼镜或全息投影幕。

目前可以采用较为成熟的真三维技术有红蓝3D和全息投影技术。以红蓝3D为例, 我们可以应用成熟的UNITY3D引擎, 绘制以红蓝眼镜为硬件基础的3D轨迹显示。Unity3D是由Unity Technologies开发的一个让玩家轻松创建诸如三维视频游戏、建筑可视化、实时三维动画等类型互动内容的多平台的综合型游戏开发工具, 是一个全面整合的专业游戏引擎。

全息投影技术也称虚拟成像技术是利用干涉和衍射原理记录并再现物体真实的三维图像的记录和再现的技术。全息投影技术不仅可以产生立体的空中幻像, 还可以使幻像与表演者产生互动, 一起完成表演, 产生令人震撼的演出效果。其第一步是利用干涉原理记录物体光波信息;其第二步是利用衍射原理再现物体光波信息。目前商业应用较为成功的伪全息投影分为两类:投影机直接背投在全息投影膜上的也就是初音演唱会那种应用的。另一种是采用投影机或其他显示方法光源折射45度成像在幻影成像膜的全息投影, 后者成像效果相对更炫一些, 不过成本相对会高出很多, 受场地限制也多一些。全息投影系统将三维画面悬浮在实景的半空中成像, 营造了亦幻亦真的氛围, 效果奇特具有强烈的纵深感, 真假难辩。

3 总结

井身质量篇5

卡塔尔North气田发现于1971年, 是世界上最大的非伴生天然气田, 总面积超过6 000 km2, 约有25.5×1012 m3的异常压力天然气储量。该气田分几个阶段进行开发, 由卡塔尔石油公司于1991年进行早期开发, 提供民用天然气。接着在20世纪90年代中后期由RasGas有限公司进行其他项目的开发, 提供液化天然气出口。

最近, 全球对液化天然气的需求急剧增加, 促进了对天然气的大规模开发。RasGas公司承担大规模开发North气田, 开发面积超过500 km2, 可为新型液化天然气火车和日益增长的民用天然气市场提供天然气。2002_2010年度, 要从几个新的平台上钻大量的井来完成RasGas公司的开发方案。

该气田的产层为Khuff大块碳酸盐岩储层, 包括几个产层段 (K1、K2、K3、K4) , 垂深约3 048 m。该产层与20世纪90年代初期开发的产层段不同, 当时只开发了部分Khuff储层。这次RasGas公司将开发整个产层, 计划在90多口井上共开采2.27×108 m3/d天然气。

由于地层性质优良、地层压力接近原始储层压力、产层有效厚度较大等原因, 从K1到K4储层的供气能力非常高。非烃类气体含量随每口井以及整个气田4个Khuff储层段的不同而变化。

在卡塔尔石油开发的早期方案中, 从封隔器/油管完井演化而来的井身设计计划开采1.70×106 m3/d天然气, 最初的液化天然气开发方案中, 高产的ϕ177.8 mm井眼可采产量超过undefined。不过, RasGas公司、RasGas公司的主要股东卡塔尔石油公司, 以及前Mobil石油公司 (目前的ExxonMobil公司) 所希望的是可采产量超过4.25×106 m3/d的更高产能井身设计, 这种设计适用于RasGas公司的大规模开发方案。尽管个别井的建井费用较高, 但有两个显著优势可使该方案获得更高的经济效益, 具体如下:

◇ 需钻的井口数较少 (降低了开发总成本) ;

◇ 可形成较高的井口流动压力 (可延长高产稳产期, 推迟在气田开发后期安装压缩装置的时间) 。

这种井身设计不仅要有ϕ177.8 mm井身设计的优势, 还要具有简单、可靠、经济的特性, 同时还要满足预计井眼容积较大和作业环境腐蚀性较强的要求。确定井身设计的FEED (前期工程设计) 工作认为应选择OBB概念, 油管结构呈ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm×ϕ177.8 mm的锥形特性, 设计产能为5.67×106 m3/d。

为及时完成这种新型井身设计, 进入下一阶段的钻井作业, 需要解决很多难题, 具体如下:

◇ 开发以前未进行过工业应用的大井眼高压完井装置;

◇ 选择适用于流体环境和高流速的材料;

◇ 完成设备的设计评价、性能试验、质量程序等工作, 使所有部件的目标设计可靠性大于25年;

◇ 改进钻井技术, 实现水力参数控制并减少套管磨损。

目前已成功地完成了40多口这种井的钻井和完井作业, 还有很多这种井待钻。

2 优化大井眼设计

2.1 设计原则

新型井身设计应能满足安全、井身结构、供应能力、井眼可靠性等多个目标。首先要求在设计中, 井眼的钻井、建井及以后的作业过程中不能存在安全、健康、环境方面的重大风险。建井目标是钻穿Khuff K4储层至垂深3 048 m以提供天然气供应能力, 定向位移高达3 048 m, 平均最大偏角50°～55°。增产作业期间, 要求这种设计能够满足多次大量高压酸化的完井要求。这些井的初始生产能力超过4.25×106 m3/d, 但更重要的是能够达到足够的生产油管头压力, 实现长达25年的高产稳产, 推迟安装压缩装置的时间。设计的井眼安全性需达到25年, 与ϕ177.8 mm井眼相同。

2.2 概念选择

从一开始, 人们就认为应采用单一井眼结构。在单一井眼完井中, 所有内部尺寸, 包括地面控制的井下安全阀 (SCSSV) , 都要尽可能保持一致, 以最大限度地提高完井设计的适应性, 减少压力损耗, 提高生产压力, 提高产能。

单一井眼技术的优势如下:

◇ 提高作业的可靠性和安全性;

◇ 提高供应能力;

◇ 减少生产压差;

◇ 消除开采紊流区域;

◇ 井眼通道畅通;

◇ 使用过油管修井方法;

◇ 如果需要, 可以替代油管柱。

在早期方案中, RasGas公司采用了ϕ177.8 mm井眼设计, 将ϕ177.8 mm生产尾管用作下部生产油管。需要专门设计尾管悬挂器卡瓦, 使之能够支撑生产油管柱的载荷。带有下部密封装置和上部PBR (抛光孔座) 的尾管顶部层间隔离封隔器可用于确保生产环空和油管柱的压力完整性。油管上部下入作为回接, 悬挂在尾管顶部封隔器PBR上, 以确保完井开采期内不产生密封失效问题。

RasGas公司发展项目的最初完井设计是已得到证实的ϕ177.8 mm井眼以及ϕ244.5 mm井眼的变化形式, 这些完井方式已由Mobil公司应用于印度尼西亚Arun气田。ϕ244.5 mm大井眼能够显著降低方案的费用, 但也存在着许多风险。大直径井眼要求每个井眼的尺寸和套管柱都要大于North气田以前所使用的。一个真正的ϕ244.5 mm井眼需要有更大的钻机, 这就减弱了定向钻井的能力, 而且扭矩和摩阻较大, 对泵也提出了要求。预期电源设备也会出现问题, 难以确保ϕ244.5 mm生产油管回接, 难以全径通过SCSSV。

对锥形套管/油管设计的评价表明, 可采用一种折衷的解决办法, 即采用与ϕ177.8 mm井眼相同的井眼尺寸和套管下深, 同时满足生产能力较高的井眼的所有设计标准。ϕ339.7 mm×ϕ244.5 mm×ϕ177.8 mm生产套管/尾管结构能够提供ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm的生产导管。如果没有ϕ244.5 mm这么大的单一井眼, 这种优化的大井眼设计能够提供远远高于ϕ177.8 mm单一管柱的生产能力, 只是或多或少地存在一些钻井风险。

储层和井眼模拟结果表明, RasGas公司开发方案的第一阶段可以用8口OBB井替代11口ϕ177.8 mm井眼。接下来的几年中, 可能对开发计划进行很多修改, 但OBB设计的优势是相似的。

2.3 套管设计

在ϕ177.8mm井眼中, 所有井眼和套管尺寸均保持不变, 主要差异在于挂ϕ244.5 mm尾管而非下入ϕ273.1 mm×ϕ244.5 mm全井眼油层套管。OBB套管设计的这一关键特性就形成了ϕ339.7 mm×ϕ244.5 mm的锥形油层套管结构。这种井身结构的特点如下:

◇ 油层套管强度较低;

◇ 如果钻更深的井段, 由于磨损油层套管的强度可能还会降低;

◇ 钻更深的井段时, 不能提供足够的水力参数以便将钻屑携带出ϕ339.7 mm套管段;

◇ 要求ϕ339.7 mm的管柱能够满足油层套管的功能要求, 包括优质气密连接;

◇ ϕ244.5 mm尾管与所推荐的ϕ193.7 mm油层套管之间间隙严密。

ϕ339.7 mm、107 kg/m的油层套管是井眼中强度较低的构件。由于会与ϕ244.5mm的SCSSV间产生间隙, 因此不能下入较重的套管。根据已证实的酸性条件下的作业经验以及高强度管柱制造能力的局限性, 仍然希望使用屈服强度为5 625 kg/cm2的管柱材料。根据ExxonMobil公司可靠的基础套管设计技术可以确信, 107 kg/m、5 625 kg/cm2的套管可以支撑设计载荷;不过, 还需考虑钻更深的井段时减少磨损。包括以下几方面:

◇ 用钻杆保护器钻ϕ311.2 mm井段, 以减少对ϕ339.7 mm套管的磨损;

◇ 一旦下入ϕ244.5 mm尾管, 在继续钻进之前, 安装ϕ244.5 mm临时回接。这样, 在钻至完钻井深时就足以保护ϕ339.7 mm套管, 同时还可以解决内径增大至ϕ339.7 mm的油层套管中的钻屑携带问题。

ϕ177.8 mm井眼使用ϕ244.5 mm、70 kg/m的油层套管。OBB井段如采用ϕ244.5 mm尾管和ϕ193.7 mm油层套管会发生超覆, 因此决定使用质量较轻的ϕ244.5 mm、65 kg/m尾管。这样间隙较大, 但设计套管强度较低。ExxonMobil公司的套管设计技术再次确认, 65 kg/m、5 625 kg/cm2的套管适用于预期的井眼载荷。不过, 还需研究ϕ244.5 mm尾管的磨损问题。钻ϕ215.9 mm井段时, 为保护ϕ244.5 mm尾管, 目前还需要使用钻杆保护器。

2.4 油管设计

从几个不同角度研究了所推荐的ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm锥形油层套管。井眼性能模拟结果显示, 其供应能力远远高于ϕ177.8 mm井眼。结果还表明, 在预计的储层压力衰减范围内, 这一优势保持相对稳定, 这种井身设计还能提供所期望的25年高产稳产。

锥形油管设计的一个特点是井眼内的有效流动区域随天然气产量的增加而增加。由于管柱直径增大, 气体的膨胀得到补偿, 从而使腐蚀速率降低。

2.5 优化大井眼设计小结

OBB井身设计能够满足所有设计准则。井眼相比, 采用这种井身设计, 在与ϕ177.8 mm井身设计所钻的同样井眼内, ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm结构的井眼通道较大, 从而能够提供更高的供应能力。采用锥形套管设计能够达到这一目的, 这种设计在强度上弱于ϕ177.8 mm井眼, 需要进行测试以防止钻进中由于套管磨损而发生情况恶化。

ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm锥形油层套管可以与ϕ177.8 mm生产尾管、尾管悬挂器、尾管顶部回接封隔器和PBR装置共同使用。为实现全井眼连接到油管, 需要使用带有适用的ϕ228.6 mm采油树的新型API ϕ244.5 mm SCSSV。

实施OBB井身设计可以利用从ϕ177.8 mm井眼中获得的经验曲线, 由于采用了与ϕ177.8 mm井眼相同的井眼尺寸, 应用该经验曲线可以减少钻井风险, 有利于成功地实施各种新的井身设计。对实施这种井身结构的评估表明, 与ϕ177.8 mm井眼相比, 每口井的建井周期约需增加6天。时间增加主要是因为安装和回收ϕ244.5 mm临时回接以及处理较大的采油树和完井管柱。

3 North气田的钻井难题

在North气田的钻井作业中, 每个井段都会遇到许多难题。需要开发专门的实施办法与稳定的优化措施。OBB井中预期会遇到的钻井难题以及推荐做法的要点如下。

3.1 ϕ609.6 mm井眼

在许多实例中, 427m以下地层钻进时返出的钻井液完全漏进孔状灰岩地层, 造成盲钻。由于漏失层段以上地层中较大的钻屑不能携带出井眼, 并趋向于封堵在钻具组合顶部, 导致黏附钻杆, 会使井眼净化产生问题。可通过频繁通井、倒划眼、高黏钻井液洗井、重新钻进钻屑聚集层段等措施来解决这一问题。

3.2 ϕ444.5 mm井眼

该井段为主要造斜段, 具有地层含气、地层漏失的特点。必须精确控制当量循环密度 (ECD) , 以控制狭窄的钻井密度窗口。

这一井段的水泥浆设计很重要。必须设计低密度水泥浆以防止固井时发生漏失, 同时还要防止环空气窜, 确保能够很好地封固ϕ339.7 mm油层套管。在RasGas公司的早期方案中, 采用了泡沫水泥设计。为满足技术要求, 膨胀水泥能够解决安全和作业难题。在OBB方案中, 选择了一种使用空心微珠、密度为1.20～1.32 g/cm3的新型水泥浆设计。这种设计能够显著减少安全问题, 消除由于氮气溢出在水泥浆内发生气体窜槽的可能性。

成功地完成了这种新型固井设计, 但需要进行严格的质量控制。包括监控最初的干混、水泥罐的清洁度, 用固相成分监控 (SFM) 装置进行低密度测定, 密度计作备用。

3.3 ϕ311.2 mm井眼

钻井液密度超过1.14 g/cm3时就会发生漏失直至钻达设计井深。必须保持尽可能低的钻井液密度以减少漏失。在该层段的50°～55°斜井段, 可能存在井眼净化问题。

3.4 ϕ215.9 mm井眼

在斜井中, 这一井段测深 (MD) 超过1 524 m, 其中有一长段穿过Khuff天然气储层, 井斜角高达55°。在ϕ215.9 mm井眼顶部附近有一段构造应力页岩层段, 要求钻井液密度在1.44～1.56 g/cm3以实现井眼稳定。这导致穿过Khuff天然气储层下部的过压高达12.4 MPa。必须精确地控制水力参数, 以实现足够的井眼净化, 减少Khuff地层可能发生的漏失以及由此产生的井控问题。

上部页岩层段也有可能存在高压、低流量水层, 这在许多井中已出现过。孔隙压力可能超过1.92 g/cm3。已开发出一套钻井方案, 通过细致地应用并控制当量循环密度 (ECD) , 从而能够钻过Khuff下部储层段, 同时控制上覆页岩中的水侵。

3.5 井眼设计

井的目的层一般在Khuff K4储层顶部的一个半径为300 m的圆周内。为实现3 048 m的水平位移, 比较简单的造斜-增斜设计是在ϕ609.6 mm井段的244 m处设计造斜点 (KOP) , 在钻达ϕ444.5 mm井段的总井深之前达到造斜终点 (EOB) 。这些井以55°的最大偏角钻达2 987 m垂深/3 962 m测深。这种井斜还使重力下井电缆测井仪能够通过储层段。

偏角为55°的ϕ311.2 mm长裸眼段主要存在井眼净化问题。最初考虑应用旋转导向系统, 但North气田的实践认为, 比较常规、费用较低的旋转钻井方式可获得成功。资料表明, 旋转钻井装置的偏差可以预测。由于漂移速率已知且靶点区域较大, 因此方位控制无须很精确。须使用一套AGS (可调仪表稳定器) 系统, 该系统可控制垂向漂移但不能控制方位。为补偿方位控制的偏差, 将ϕ339.7 mm套管对准靶点直线的左侧, 以实现期望的钻井装置向右偏移。

3.6 套管磨损

套管磨损控制是OBB井的难题, 但最终可以得到有效的优化。在钻进较深的井段时, ϕ339.7 mm油层套管和ϕ244.5 mm生产尾管的组合有可能发生磨损。由于套管设计所允许的强度降低非常小, 需要开发专门的测量方法以减少管柱磨损。钻进ϕ311.2 mm和ϕ215.9 mm井段时, 建议使用钻杆保护器以减少对套管的磨损。下入ϕ244.5 mm生产尾管后, 可安装ϕ244.5 mm的临时回接以保护ϕ339.7 mm油层套管。这种回接装置还可以提供较高的环空流速以改善水力参数和井眼净化能力。

4 装置的关键设计、规格和制造

4.1 指导原则和程序

如果选择ϕ244.5 mm的OBB井身概念, 首先要考虑必要的装置。目标是能够适合最佳设计方案, 装置的材料和制造技术均能满足或超过所有方案的要求, 而且要达到25年的设计寿命。一旦可能, RasGas公司和ExxonMobil公司的联合方案组就可以在以前Mobil方案 (如Mobil Bay、North气田单一井眼方案、Arun大井眼方案) 的基础上制定相关方案, 以应对恶劣环境。所开发的所有装置都需要在高流速、高温、高压、高腐蚀环境下作业。以前的临界方案经验表明, 需要有一套高水平的资质/检验/确认系统。要达此目的, 需要对以下关键装置进行一系列详尽的设计审查、装置性能测试、严格的质量控制:

◇ 井口装置和采油树装置

◇ 油层套管悬挂器

◇ 尾管顶部隔离封隔器

◇ 生产尾管回接密封装置

◇ 井下安全阀装置

◇ 套管和油管的连接

工业实践表明, 现有技术可以为优化的大井眼方案提供所需装置。不过, 某些领域的技术还不能满足先进设计的要求。

4.2 作业环境

由于存在高压、高流速、腐蚀性流体等因素, 这些井的作业环境恶劣。

特别是需要严格控制流动润湿完井装置。除了能够承受恶劣环境外, 该装置还需满足过油管修井的作业要求, 包括电缆测井和射孔、高速酸化增产、连续油管作业。

4.3 材料选择

以前曾对ϕ177.8 mm井眼进行过综合室内试验和定量风险分析, 以选择费用最合理的油管材料。由于存在H2S、CO2、HCl、氯化物导致应力断裂、电化学腐蚀等因素, 还进行了腐蚀方面的研究工作。研究结果表明, 应选择预期设计寿命长于25年的5 625 kg/cm2碳钢油管和尾管材料, 以及抗腐蚀的合金 (CRA) 完井附件。

不过, 这些工作仅有助于部分Khuff储层和气田主要区块的生产;RasGas公司的开发方案要对全部4个Khuff储层进行开发, 覆盖的开发区域很大。需要进行更多的研究, 以确定碳钢油管是否能够可靠地应用于K1～K4储层的开采条件和OBB井身设计。尤其是目前制造的ϕ244.5 mm CRA油层套管尚未达到商业化生产的规模。必须论证碳钢油管是否适用于OBB井身设计, 所用方法与以前的腐蚀性研究相似。

应用油管液压和储层模拟来预测油管和生产尾管将要承受的环境条件。由于这些井远离气-水界面, 预计不会出现地层出水。储层模拟显示, 产出水仅为冷凝后的低矿化度水。

对4.25×106～5.67×106 m3/d的开采速率进行了评价。应用单井储层模拟模型和油井动态程序来预测需要进行腐蚀性分析的产层液流的流体性能。包括压力梯度、表观流速、持液率、剪切应力、液膜厚度和流速、液态烃含量、水含量、流体密度和流速。分析表明, CO2和H2S的分压 (pCO2、pH2S) 、液态水与液态烃的比值 (H2O/HC) 仅在所考虑的开采速率范围内有少量变化。

用连续搅拌的Hastelloy○R高压釜进行腐蚀性试验。根据油管液压模拟结果选择高压釜内的试验条件。室内试验结果可以确定碳钢腐蚀速率, 用于平均寿命分析和风险定量评价。平均寿命分析是根据腐蚀最快的点蚀所需时间计算出的, 假设这些点蚀是立即形成且逐渐加深至井壁, 达到规定的深度。

在研究的同时, 预计RasGas公司开发区域内的冷凝物及地层水成分在所有储层中都是相似的。预计K1～K4储层段的混合烃冷凝物的腐蚀性较低。压热试验可以证实这一点, 因此推荐使用碳钢材料作OBB井的油管和尾管, 使用CRA材料的完井附件。

ϕ177.8 mm井眼设计的一个重要特性是可以消除井眼中的限流, 减少紊流和压耗区域。OBB设计使井眼尺寸变化较多, 需要对此进行评价。另外, 还完成了侵蚀腐蚀研究, 着重研究了从ϕ177.8 mm油管转换为ϕ244.5 mm油管的情况。研究证实, 从侵蚀腐蚀的角度来说, 碳钢油管和转换接头仍然适用于OBB井的设计。

4.4 井口和采油树装置

采油树设计须提供可通往油层套管和ϕ244.5 mm SCSSV的全井眼通道。供应商已为重点工程提供了几年的ϕ228.6 mm采油树, 从印尼Arun气田超过44套装置和10年的实际经验表明, 这种尺寸的阀门可靠适用。采油树为“T”型结构, 包括一个带有ϕ228.6 mm上、下控制阀和一个ϕ228.6 mm抽汲阀的主体部分, 一个带有两个ϕ179.4 mm阀门的蝶形开采部件, 以及一个ϕ103.2 mm的蝶形压井阀门。ϕ228.6 mm主体部件由单个实心部件与3个内阀槽锻造在一起, 在第二个与第三个阀槽间带有一个支承十字。采油树按照API 6A 的17th标准制造, 产品规格为3级 (PSL-3) , 通过PSL-4气体测试。所有阀门均为金属-金属密封。采油树、油管悬挂器、油管头的工作压力均为44.8 MPa, API标准规定为34.5 MPa。

采油树和油管悬挂器的材料规格为CRA (铬镍铁合金718或同类产品) 或所有裸露表面为CRA镀层 (铬镍铁合金625 HIP——均衡加热挤压) 。铬镍铁合金625镀层的最小厚度为0.32 mm, 最少2次焊接, 通过湿浸超声波测试 (US) 检测。“T”型规格不同于ϕ177.8 mm井眼的“Y”型结构设计, 选择“T”型结构有利于制造和CRA镀层的操作, 还可降低总高度。

油管头指定使用碳钢材料, 但所有环形垫片槽上都要有CRA镀层, 而且油管悬挂器主要以金属-金属密封。

如前所述, 征购程序还包括设计确认评估 (DVR) 。在井口和采油树装置方面, 包括详细的设计审查、有限元分析 (FEA) 、API 6A、附录F、PR-2性能确认试验, 以及包括所有部件叠加试验的工厂验收试验 (FAT) 。

4.5 水下安全阀和附件

人们最关心的是开发一种能够满足RasGas公司的可靠性要求的ϕ244.5 mm油管可回收井下安全阀。1998年, 没有制造商有这个资格或能够制造一种符合OBB要求的全井眼ϕ244.5 mm SCSSV。到1999年底, 设备制造商表示取得了显著的进步。那时, RasGas公司作出最终决定, 将所有资源用于开发和评价API规定的全井眼ϕ244.5 mm SCSSV。

需要进行高水平的工程分析, 以使SCSSV装置适合RasGas公司的作业要求。RasGas公司对SCSSV装置规格的主要要求如下:

◇ 油管可回收, 非自动补偿, 具有嵌入能力的活瓣型;

◇ 工作压力34.5 MPa (破裂和挤毁压力) ;

◇ 最大外径ϕ304.8 mm (适用于内径ϕ339.7 mm的套管) ;

◇ 金属-金属 (MTM) 活瓣密封;

◇ 耐酸 (无需隔离装置) ;

◇ 所有流动湿润部件均用耐腐蚀合金制造;

◇ 可为ϕ244.5 mm油管提供全井眼通道;

◇ ϕ244.5 mm、80 kg/m油管的抗张率为5 625 kg/cm2;

◇ 金属-金属密封或非合成橡胶密封;

◇ 非合成橡胶动态密封;

◇ 具有电缆可回收嵌入阀性能。

还需开发能够满足相似要求的应急电缆可回收SCSSV。

根据工业实践经验, ϕ177.8 mm井眼选择了非自动补偿油管可回收活瓣阀设计, 打算为OBB井制造同样规格的阀门。阀门按照API 14A制造, 产品级别有2级 (适用于砂岩) 、3级 (适用于应力破裂) 、4级 (适用于质量损耗腐蚀) 。与其他关键装置相似, SCSSV须进行详细的设计审查, 包括有限元分析、综合载荷、冲击、热循环性能试验。性能确认包括在较高的气体流速 (相当于12.75×106 m3/d) 下的冲击闭合试验, 以及热循环时的1000次阀门闭合试验。对于电缆可回收井下安全阀, 还完成了相当于11.33×106 m3/d的气体流速下的冲击闭合试验。性能试验的验收准则是测得漏气速率低于0.14 m3/min。

制造出的SCSSV的设计审查和鉴定试验于2000年中期开始, 于2001年中期成功完成, 装置于2002年早期交付, 按时应用于首次OBB完井作业。

4.6 ϕ177.8 mm生产尾管悬挂器和附件

任何单一井眼完井的重点都是尾管悬挂器/尾管顶部封隔器/油管回接密封装置的组合配置。已证明ϕ177.8mm井眼体系的配置可用于新型OBB井眼, 但还需解决一些差异。由于热载荷增加 (在开采和增产作业期间) , 封隔器和锚栓结构上的载荷更高, 并影响了在内径较大的ϕ244.5 mm、65 kg/m套管内下入ϕ177.8 mm×ϕ244.5 mm封隔器。主要的系统规格和功能要求如下:

◇ ϕ177.8 mm×ϕ244.5 mm尾管悬挂器:碳钢, 带有下部CRA抛光座圈 (PBR) , 无液压调整部件 (液压调整装置包含在调整工具中) ;

◇ ϕ177.8 mm独立的尾管顶部隔离封隔器:CRA材料, 重力坐封, 下部密封杆啮合尾管悬挂器的下部PBR;

◇ ϕ177.8 mm的开采密封装置:CRA材料, 密封尾管顶部封隔器的上部PBR, 优质密封组合包括压缩坐封和压力自紧密封;

◇ ϕ177.8 mm镶底座/锚泊密封装置:CRA材料, 可预防密封装置移动, 889840 N直线牵引释放;

◇ 能够液压坐封;

◇ 工作管柱无需旋转尾管悬挂器即可坐封;

◇ 配备二级释放装置的尾管悬挂器;

◇ 全井眼通至尾管柱的设计与制造;

◇ 所有会弄湿的部件都用耐腐合金制造;

◇ 悬挂器和封隔器可满足或超过尾管和回接管柱所施加的规定载荷要求;

◇ 能够满足或超过规定的作业压力和温度;

◇ 能够满足公司提出的所有设计要求。

完成了设计确认和装置的性能试验, 以确定OBB井的适用性。包括有限元分析、设计评审、性能检验和性能试验。性能试验包括张力/压缩轴向和径向的综合载荷试验。密封装置也须进行刺入和冲击试验。在热采最高温度和冷却增产温度条件下进行了热循环试验。

4.7 ϕ244.5 mm尾管悬挂器和附件

OBB井设计的创新点在于引入了ϕ244.5 mm尾管以形成锥形生产套管结构。这种尾管悬挂器系统还需要为ϕ244.5 mm的临时回接提供PBR性能。为确保油层套管使用中的气密完整性, 决定接入一个完整的尾管顶部封隔器。由于这种尾管悬挂器/封隔器系统通常不会暴露在产出液中, 可以用所允许的低碳钢制造。大多数其他系统的规格和功能要求与ϕ177.8 mm井眼系统相似。

以前对RasGas公司的ϕ244.5 mm尾管悬挂器/封隔器系统规格未进行设计验证和性能试验。设计评审和装置确认试验的要求与ϕ177.8 mm井眼系统非常相似, 并已成功完成。

4.8 油管和套管连接

ExxonMobil上游研究公司承担了连接评审的主要责任。需要根据新的《ExxonMobil连接评价程序》检验几种连接 (油管和套管) 。公司合并后, 人们认为, 只要没有发生过现场连接故障, Exxon公司和Mobil公司以前考核的连接就只是“部分评估”。ExxonMobil公司标准的连接评价程序包括有限元分析 (FEA) 和物理性能试验。FEA可评价金属-金属的密封能力和标称与极端误差下连接的结构完整性。物理性能试验局限于少量实例, 其结果须附加FEA结果。油层套管连接的物理性能试验要比套管连接更严格, 需要达到和超过更高的载荷试验, 热循环次数增加1倍。

连接评价程序中面临的一些难点如下:

◇ 协调——在四个不同国家办理资质认证工作;

◇ 适用于对较大管柱进行极高载荷, 即破裂载荷性能测试的全球性的装置局限性;

◇ 难以成功地测试套管尺寸的OCTG是否符合油管要求 (ϕ244.5 mm和ϕ193.7 mm油管) ;

◇ 在招标截至日期规定期限内有限的技术评价条件下, 难以按要求修改设计, 修改后的技术需要重新试验。

评价程序可鉴定选定数量的连接质量, 适用于North气田储层条件下的OBB设计。

5 设计和作业优化

通过多口OBB井的钻井实践, 对井身设计和钻井作业进行了许多改进。其中最显著的改进如下所述。

5.1 采用S形井身设计

最初尝试在ϕ609.6 mm井眼段大角度造斜, 证明难以完成。因此将造斜点改在549 m, 接近设计垂深, 已钻过大多数严重漏失层段。由于造斜点较深, 最大偏角增加至60°, 仍在储层段重力下井电缆测井仪所允许的范围内, 但在井眼净化方面会出现问题, 会形成岩屑床。使用ϕ139.7 mm钻杆可以改进所有钻井水力参数。

许多井原先都需要用钻杆下入电测工具, 因此采用“S”形剖面。在到达储层顶部靶点后允许降斜, 这样有助于减少下入电测工具的钻杆。

最近所钻的几口井水平位移高达3 658 m。除了最初的OBB井之外, 这些井的最大偏角高达65°, 但需要用钻杆下入电测工具。

5.2 取消临时回接

引入ϕ139.7 mm钻杆改善流变参数的结果是, 使大钻杆橡胶护箍与ϕ244.5 mm临时回接之间的摩阻增大。在几口井中, 临时回接的连接松扣, 打捞作业费用昂贵。在临时测量中引入了无旋转钻杆保护器, 但重点在于取消临时回接。用ϕ139.7 mm钻杆和钻杆保护器钻井但没有临时回接的试验表明, 这种方式可以获得足够的循环速率, 有利于携带ϕ339.7 mm套管内的钻屑。

使用超声波测井仪证实, 套管磨损低于估计值。将材料分析和壁厚要求综合后认为, 可以用ϕ346.1 mm、131 kg/m、77 341 kg/cm2套管替代ϕ339.7 mm套管。这种管柱与ϕ339.7 mm管柱的内径几乎相同, 但壁厚和强度显著增加。这种新型套管结构无须改变ϕ244.5 mm尾管悬挂器/整体封隔器设计。近来所有的井都下入这种较重的油层套管, 并取消了临时回接和钻杆保护器。

5.3 改变尾管材料

第一批OBB井的最初完井方案中, 气田某些区块的H2S和CO2含量明显高于预期。所有井口、完井装置及其附件的设计都可满足这些要求, 但碳钢油管材料不能满足要求。因此又进行了腐蚀性试验, 以评价储层含水和不含水时, CO2/H2S含量较高情况下碳钢油管的使用期限。这项工作始于2003年, 目前仍在进行。作为一项防范措施, 根据固井尾管不可替代的原则, 决定将ϕ177.8 mm生产尾管的材料规格从碳钢改为28-铬材料。推荐使用28-铬材料而非CRA材料主要是因为其抗硫化应力断裂 (SSC) 性能较好。在第七口OBB井上实施了这一改变。腐蚀性研究工作仍然推荐使用碳钢油管, 除非有地层水产出。已将完井与监督机制相结合, 以减少地层水产出的可能性。如果发生地层水侵, 可以采用过油管技术进行堵水。

6 结论

开发卡塔尔North大型气田是石油公司致力于满足世界上日益增长的液化天然气需求的中心议题。RasGas公司成功地应用了一种独特的高容量井身设计, 以大规模开发North气田。这些优化的大井眼具有ϕ244.5 mm×ϕ193.7 mm×ϕ177.8 mm的锥形油层套管, ϕ228.6 mm采油树, 以及首次工业应用的ϕ244.5 mm SCSSV。这种井身结构最初是在2002年钻井并完井, 2004年初投产。后来在40多口井上进行了优化, 显著节省了时间和费用, 目前OBB井的钻井和完井周期比以前的ϕ177.8 mm井眼大大缩短。

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