完井优化

完井优化（精选7篇）

完井优化 篇1

2014年11月国土资源部的评价结果显示, 浅层地温能开发利用总能量折合标准煤4.67亿t。以浅层地温能开发利用能效率取35%计算, 可节约标准煤1.63亿t, 约是我国目前实际能源消耗的10%, 是目前建筑物供暖制冷消耗的1.42倍。由此可见, 地热资源开发是我国绿色低碳战略的重要组成;但由于受地热开发经济界限低、地热井井身结构及开发方式粗放等制约, 导致地热井采出过程中沿程热损失高, 地热能得不到充分利用, 单纯依靠提高产液量会造成产出水回注困难、污水处理费用高等难题。因此亟需对现有地热井热损失进行分析, 并研究出相应对策, 从而经济、有效的提高产出水温度和地热井热能利用效率, 减少污水产出, 实现节能及环保, 对于优化能源结构、加快开发应用新能源, 具有战略意义[1,2]。

自20世纪60年代开始, 国内外很多学者[3—10]对油气生产井、注水井、注蒸汽井等井筒温度场进行了研究, 理论模型与求解方法都比较成熟, 但地热井的井筒温度场研究还是空白。笔者结合现有地热井井身结构建立地热井井筒温度场计算模型, 并通过现场实测井温剖面数据对模型进行了验证。分析井温剖面数据找出地热井井筒热损失的主要原因, 在此基础上提出几种改进的完井管柱结构, 并通过温度模型对采用不同完井管柱结构的案例进行了计算, 由计算结果对比优选出最经济有效的完井管柱结构。

1 地热井井筒温度场模型

砂岩储层地热井的井身结构如图1所示, 一开下套管固井, 二开直接下套管, 仅封固一开与二开套管重叠区域的部分层段, 三开悬挂筛管或滤水管取水;泵室段在一开套管内, 热水潜水泵直接在套管内吸水, 并通过泵管 (普通油管) 输送至地面。

1.1 建立模型

对于井筒流体的温度分布, 在处理方法上, 一般均以第二界面 (即水泥环或套管外壁与地层之间的接触面) 为界, 将传热分为两部分:井筒中的传热和井筒周围地层的传热。第二界面处的温度是这两部分联系的纽带。将井筒中的传热看作是稳定传热, 井筒周围地层中的传热视为非稳定传热, 井筒热损失是一个非稳定过程[9,10]。

应用传热学知识与能量平衡原理, 在井筒上任意取一段长为dl的微元段建立地热井温度场计算模型。地热井生产过程中, 产液沿井筒上升时, 由于向周围岩石散热, 其温度逐渐降低。能量平衡方程式为:

式中, W为产出液水当量 (流量与比热容之积) , W/℃;T为产液温度, ℃;Kl为产出液与井筒外地层间的总传热系数, W/ (m·℃) ;Te为地层温度, Te=Ted-ml, ℃;Ted为井底地层温度, ℃;m为地温梯度, ℃/m;l为从井底向上起算的距离, m;Q为体积流量, m3;ρ为流体密度, kg/m3;C为流体比热容, J/ (kg·℃) ;ri为与流体直接接触的管壁内半径, m;U为基于单位面积的总传热系数, W/ (m2·℃) 。

1.2 总传热系数计算

井筒产液温度分布及井口温度计算的准确度与总传热系数的准确度相关, 因此, 总传热系数的精确确定非常重要。总传热系数的确定需要根据每口井的井身结构和环境参数进行实际计算。总传热系数值没有一个固定的大小, 它受很多因素的影响。总传热系数的计算过程与前人工作大体一样[10], 只是热传递的方式和热阻项的组成存在差别。如图1所示, 根据产出液与地层的传热热阻的不同, 将整个井身分为3段, 不同井段导致热损失的热阻项组成如表1所列, 由式 (4) ~式 (7) 分别计算总传热系数。

式中, ke为地层导热系数, W/ (m·℃) ;Us为基于单位面积的稳态传热系数, W/ (m2·℃) ;ro为与流体直接接触的管壁外半径, m;f (t) 为瞬态传热函数, 无因次;hf为内部对流传热系数, W/ (m2·℃) , 系数hf与流体和管道内壁之间的热量传递有关, 流体类型和性质、流速和管道直径决定了这个参数的计算[10];α为地层热扩散系数, 1.03×10-6m2/s;τ为加热 (或冷却) 作用的时间, s。

将环空视为充满固体, 固体比环空实际流体的热传导率稍高。然后将环空热阻视为仅由热传导引起, 环空自然对流传热系数可由式 (7) 计算。

式 (7) 中, hc为自然对流传热系数, W/ (m2·℃) ;rto为泵管外半径, m;rci为套管内半径, m;kfc为环空中流体的导热系数, W/ (m·℃) 。kc=2.5。

1.3 边界条件

边界条件为:l=0 (在井底) 时, T=Td。

2 模型的求解方法

微分方程的通解为:

由边界条件得解析解:

选择合适的步长, 分别将3段井身从井底到井口分成等长的N3, N2, N1段, 以产水层顶部为起始点往上计算, 先求出每段的Kl, 再求对应的T, 直到井口。

3 温度场模型验证

为了验证所建立的温度场模型的准确性, 利用该模型对现场一口砂岩孔隙型地热井的井筒温度分布进行了预测, 计算用地热井参数如表2所示, 预测温度与实测温度进行了对比, 如图2所示。

由图2可以看出, 利用所建温度场模型可以精确预测地热井沿井筒温度分布, 整个井段温度预测误差均不超过1.66%, 产出液井口预测温度为61.3℃, 实测温度为60.3℃, 误差仅为1℃。

4 地热井完井管柱结构优选

对比图1和图2不难发现, 一开套管底端至泵口这一段有较大内通径, 产出液在此处与套管接触面积大, 即传热面积大, 因此总传热系数值大, 且近表地层环境温度较低, 导致产出液与环境温度温差较大, 最终导致热量损失严重;产出液流经该段时, 由于内通径大, 导致流速较慢, 滞留时间较长, 因此传热时间较长, 热量损失较多。

针对现有地热井井身结构的上述弊端, 在不改变井身结构、减小施工风险和成本的前提下, 仅通过改变完井管柱和环空介质而改变产液的环空传热方式, 如图3所示, 将热水泵由外吸水式改为内吸水式, 在其下端连接泵管至二开段, 且泵管与二开套管间用封隔器进行密封。在此基础上, 设计以下四种完井管柱结构, 其完井特征如表3所示, 利用所建的温度场模型进行计算对比。

环空中存在介质不同, 则从油管外壁向套管内壁的传热方式也不同。可能存在两种传热方式, 即热辐射及热对流。在大多数情况下, 油管和套管之间辐射的影响都会忽略掉。但当环空中含有气体或空气时存在例外, 会出现比较大的温度梯度, 这就是自然对流。环空中的温度差产生环空流体中的局部密度差, 从而引起自然对流的产生。假设油管壁比套管壁热, 最靠近油管的流体的密度会比更远处流体的低, 它会在环空中有向上流的趋势, 然而, 既然在环空中没有总体流动, 在接近套管壁处一定会有相应的向下流动。有限体积中的自然对流是一个复杂的现象, 尤其是在本质上代表无限高的管道的井内环空中会更加复杂。

当环空全部被空气充满时, 环空的传热方式为自然对流和辐射, 自然对流传热系数hc由式 (7) 计算, 式中kfc为空气的导热系数, 值为0.027 W/ (m·℃) ;辐射传热系数hr由式 (8) 计算。

式 (11) 中, Ftci为由油管外壁表面向套管内壁表面的辐射散热有效系数, 代表吸收辐射的能力;σ为黑体辐射常数, 5.67×10-8W/ (m2·℃4) ;εto, εc为油管和套管表面黑度, 取0.9;T*为相应的热力学温度, K。εto和εci的数值大小依赖于表面光洁度和其他变量因素, 进行精确计算比较困难。此外, 由于计算中套管外表和套管内温度都必须已知, 故计算过程必须采用迭代法。

泵管外隔热层的传热系数hi由式 (12) 计算。

式 (12) 中, ti为涂层厚度, 值为0.003 m;rio为涂层特定层的外径, m;ki为涂层材料的导热系数, 值为0.018 W/ (m·℃) 。

计算结果如图4所示, 由于只有0~450 m的井段采用了不同的完井管柱结构改变了传热方式, 因此, 450 m以下井段的温度剖面是一样的;井口温度从高到低对应的依次为方案4、方案3、方案2、方案1、原方案, 说明完井管柱和环空介质的变化能有效的改变传热系数, 减少热量损失, 提高井口温度;方案1相比原方案, 只是改变了完井管柱结构, 井口温度有大幅度提高;方案2、3、4在方案1的基础上改变了环空介质, 方案2、3的井口温度相比方案1的井口温度增幅较小, 方案4的增幅较大;虽然方案4的井口温度最高, 但从施工成本和材料成本考虑, 认为方案1最经济有效。

5 结论

(1) 根据现有地热井的井身结构, 综合考虑传导、对流、辐射等传热方式, 建立了地热井井筒温度场计算模型, 并通过现场测试数据证实了模型的可靠性。

(2) 分析认为现有地热井热损失大的主要原因是一开套管底端至泵入口这一段传热系数大, 对此有针对性的提出了4种新的地热井完井管柱结构, 温度场模型计算结果表明这些方法均能有效减小井筒热损失, 提高井口产液温度。

(3) 使用隔热材料保温效果最为显著, 但价格昂贵是制约其在地热井应用的最大瓶颈。

摘要：地热井的保温增效及节约成本问题成为了制约我国地热产业规模扩大化、产业升级化、能源结构优化的瓶颈之一。为此, 结合地热井井身结构特点, 建立井筒温度计算模型, 通过现场测试数据对模型进行验证, 井口产液温度误差仅为1℃。针对地热井热损失严重的井段, 提出新的完井管柱结构, 建立与之对应的案例;并应用所建温度模型和传热系数计算方法对所建案例进行计算。计算结果表明:改变完井管柱和环空介质能显著降低井筒热损失, 仅改变完井管柱就能将井口产液温度提高6.1℃, 使用隔热材料的泵管更能将井口产液温度提高10.1℃, 最终从施工成本和材料成本考虑, 优选了最经济有效的完井管柱。研究成果对地热井保温增效开发具有指导意义。

关键词：地热井,温度场,完井管柱,传热方式,优化

参考文献

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完井优化 篇2

1 压力系统的优化和控制

1.1 对压力进行测试和预测

1.1.1 测试分层压力

桥式偏心分层测压, 就是在原来的分层注水器基础上增添桥式通路, 这样井下就可以瞬时关闭, 对任何一层压力都可以测量, 不会影响测试层和非测试层, 满足了固井质量压力测试的需求。

1.1.2 建立二维单相渗流模型

参照渗流知识建立底层压力场模型, 对分层压力测试技术和动态数据加以应用, 应用分层油藏数值模拟预测待钻井每层的压力变化。

建立的模型是:

x和y方向用kx, ky来表示渗透率, 粘度用μ表示, 油层厚度用H表示, 注水量用q表示, 注水井q为+, 生产井q为-, 小层压力用p表示。

1.1.3 预测小层压力

在调整区内以X井作为试验井, 验证数值的模拟结果。以此井为中心选取周围26口井的静、动态数据资料, 之后进行模拟计算, 得出待钻井各层压力与时间的关系曲线, 如图1。

根据图1, 可以明确看出, 在底层压力超出10兆帕斯卡时, 产生的最大误差为0.66兆帕斯卡, 这说明应用数值模拟预测底层压力较为准确, 可以用其进行钻前压力预测。

1.2 层间最小化压力差和控制策略

1.2.1 优化压力系统

优化压力系统主要就是尽可能在注水和采油影响较小的基础上降低层间压力。以往的办法就是在钻井前关闭油、水井来控制底层压力, 这种方法中存在两个问题, 其一, 对油田注水与采油量会造成影响, 其二, 层间依旧存在很大的压力差。如图2所示, 最先控制的应为G1层, 之后为S2层, P1层可以不进行调整, 在固井的过程中要控制3层间的压力差最小。

1.2.2 对压力系统进行控制和实施

利用压力预测技术来预测钻前调整井点的小层压力。可以变动采、注井的工作程序, 对钻井点每层压力与时间的变化关系进行预测, 对井层的注水情况和开关进行控制, 使地层压得到控制, 使待钻井点每层压力都趋向平衡。选取北A为试验区块, 在压力钻井前进行预测分析, 此区块PA组的油层为低压状态, SB、SC组的差油层高压异常。

2 固井工艺的优化和控制

2.1 固井压力系统的优化

以提高固井质量为目的, 从油藏、钻井、采油三个工程考虑, 对压力系统进行优化控制。据图3可知, 想要使固井质量得到提高, 一定要缩小出现油、水、气的危险范围。解决方法如下:其一, 改变地下情况, 减小层间差, 下移图3中的压力曲线;其二, 水泥浆失重产生的影响, 尽可能上移液柱压力曲线。

2.2 固井工艺的应用

在固井候凝时, 水泥浆抗窜能力会随着胶凝强度的增加而增加, 这时水泥浆压力已将减慢了降落速度。所以, 在K点之后, 水泥浆的抗窜能力增加速度比水泥浆压力下降速度高。因此可以利用水泥浆凝固的特点来判断固井侯凝时有无出现油、气水窜。

3 分析应用效果

本文对北二、三次试验区的分层压力实施了调控, 对该区的9口井的压力资料进行了统计, 高低地层压力分别为21.2兆帕斯卡和6.9兆帕斯卡, 压力系数分别为2.2和0.74。调整实验区地层压力的剖面与二次加密井进行对比。具体如表1。

由表1可以看出, 三次钻井和固井洗井的平均液密度均有降低, 在钻井密度降低的基础上提高固井质量。其中应用三次加密调整井的固井质量优质率可到84.3%, 并且全部合格, 比二次合格率提高了4%。

4 结语

本文主要的结合了地质、钻井、油藏、固井等一系列技术, 优化和控制了固井压力系统, 提高了固井的质量, 本文对此工艺做了现场试验, 结果证明此理论正确, 工艺可以实行, 同区块进行比较, 固井质量的合格率可以提高4%。

参考文献

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完井优化 篇3

关键词：ANSYS,防砂完井,吊卡,结构优化

在防砂完井过程中,通常要在防砂完井管柱中下入小直径的冲管,冲管在下入过程中需要用两只专用吊卡进行交换使用,以实现冲管的持续下入。在长达几百米的油层段中,通常要下入配套的冲管长达几百米。因此在反复使用的过程中,要充分保证吊卡的强度和安全性能。文章从有限元分析的角度对吊卡工作过程中的受力情况进行了分析,并对吊卡进行了优化设计。

1 几何模型与网格划分

首先建立装配体几何模型,采用solidworks建立三维模型。对吊卡本体四周进行了倒角处理,对手柄进行了滚花设计,以增加摩擦力,方便拆装。

专用吊卡在施工过程中,主要起作用的部分是承载冲管重量的本体部分,这部分也是施工过程中容易出问题的部分,因此这里主要对本体部分进行网格划分,进行有限元分析。网格划分如图1所示。

网格划分在有限元分析中极为重要,高质量的网格是实现有限元计算的必要前提。这里采用Automatic Method方法,网格最小边长1.5mm,节点数4086个,网格单元数2187。网格质量评估结果如表1所示。

从网格评估结果看,网格质量较为优良,能够满足计算机进行计算的需要。

2 吊卡强度有限元分析

有限元模型是根据吊卡的实际形状和实际的载荷条件建立有限元分析的计算模型,从而为数值计算提供相应的数据。这里先利用solidworks软件建立吊卡三维模型,然后导入到ANSYS软件中,并运用软件自带的Design Modeler模块对几何体进行修整。

利用Engineering data功能进行吊卡本体材料的编辑,吊卡材料选用结构钢,密度为7850kg/m3,泊松比为0.3,弹性模量2×1011Pa,抗拉强度250MPa。

在Static Structural模块中添加约束并施加载荷,按照吊卡的工作状态将吊卡的下平面设置为固定平面,在承压环的表面施加载荷30kN。在Solution下求选择解等效应变、等效应力、总变形最大剪应变等参数。运行Slove求解得到各参数云图如图3-图5所示。

等效应力分布图2表明专用吊卡的最大应力发生在吊卡承压环弯曲的地方,最大应力为4.8121×106Pa,属于典型的应力集中现象,专用吊卡的其它大部分应力基本在2.2×106Pa以下,吊卡的静载荷强度足够,但为了更好地能够满足现场生产需要,有必要对承压环的结构进行优化。

等效应变的分布云图如图3所示,等效应变的分布规律与等效应力的分布规律很相似,较大的应变主要集中在承压环的内边缘和外边缘上,最大应变数值为2.1471×10-5。

总变形的分布云图如图4所示,从图中可以看出最大变形出现在吊卡承压环的外边缘处,最大变形量为4.5011×10-7m。其它部分的变形较为对称、均匀。

3 结构优化建议

(1)建议对吊卡承压环面积加大,减少单位面积上所受的压力,同时承压环两侧边缘处应力集中较为明显,是裂纹、断裂等情况发生的主要位置,可以采取底部圆角结构过渡,减少应力集中。

(2)对承压坐部分进行加硬处理,减少磨损和变形,增加使用寿命。也可以在承压环上采用弹簧钢材质的半圆环垫,在多次使用后,只需更换半圆垫即可。

图2等效应力分布

图3等效应变分布

完井优化 篇4

沙特-阿美石油公司Abqaiq油田位于Dhahran南30 km。该油田为东北_西南走向, 延伸的背斜南边有一个穹隆。该油田包括6个碳酸盐油藏及3个碳酸盐气藏。Abqaiq油田具有中等天然水驱能量, 通过实施边缘注水使其增强。

智能油井具有远程、独立操作的井下阀门, 具备了使产水最小化的同时最大化油藏其他部分产油量的能力。通过阀门切合每口井和每个分支预期的生产剖面使产量最大化。结果, 沙特-阿美石油公司对数口油井进行了远程控制阀完井, 允许对4～5条分支井进行层段隔离和选层生产。

对油藏数据进行分析之后, 考虑智能完井设备方案以满足沙特-阿美石油公司的主要目标, 但不限于此:

◇ 产量的提高和调控

◇ 生产的选择性调控

◇ 水锥后对产水的控制

◇ 降低成本, 使未来的修井作业最小化

◇ 最终油藏采收率的提高

2 油井设计和设备选择

这口井的钻井是典型的Abqaiq最大油藏接触 (MRC) 油井:钻井和完井时在油藏内使用95/8 in (1 in=25.4 mm) 套管和7 in加固尾管;特别在阿拉伯-D油层中水平放置了一个7 in尾管。然后从7 in尾管底部钻了一个61/8 in的水平裸眼。最后, 从7 in尾管钻了4个水平侧钻, 完成了分支井布局。

设计了使用多点位流动控制阀的智能完井提供自油井每个裸眼段的流入控制 (图1) 。这些阀门的操作相当于井下节流阀, 能够完全限制或停止出现早期水突破层段的生产。

所有的设备在油井开采期内都要正常运转。选择在顶部封隔器以上安放永久型数字仪表以监测流动压力、关井压力和温度。流动控制阀配备有多点位, 这些点位有一个是完全关闭的, 还有一个与油管过流面积相等。其余点位的过流面积分别代表层段或油井开采期的最优化节流设置。流动控制装置成功地检验了1 320次单循环, 安装时使用了多端口封隔器 (图2) 。

3 油井完井及安装

除了设计封隔器和流动控制工具, 也成功地解决了其他事宜:

◇ 油管移动运算

◇ 修井要求

◇ 控制线保护

◇ 人员培训

◇ 完井组件的组装及测试

◇ 第三方元件的试验匹配

◇ 安装程序及相关文件

◇ 部件的封装及运输

◇ 在图纸上对油井完井 (CWOP)

项目的最后一步是对完井设备进行安装和调试。

4 生产和油井优化

为了充分地了解生产潜力, 并且为了清洗的目的, 对每一个分支都进行了单独测试。随后使用位于完全打开点位的流动控制阀将上分支和下分支打开。一旦在满负荷状态下测试油井, 生产就会得到优化, 从而避免了早期水的突破, 并使油藏的波及系数最大化。定期开展稳定性测试以监测油藏压力和含水。可以关闭水侵的一边, 从而降低堵水投资并使得将来的修井作业最小化。在油井的开采期, 通过运用永久式井下监测系统监测流动压力能够使油井在泡点压力之上生产, 避免了井下两相流, 提高了油井采收率。

在产量需求较小的时期, 可以使用井下可变节流阀对每一个分支进行监测并有选择地进行生产, 而这一点是地面节流阀无法完成的。智能完井技术避免了两个分支之间的交叉流, 优化了生产。

进一步的发展包括:

◇ 从每一分支监测压力;

◇ 井下流动测量;

◇ 通过一个SCADA (数据采集与监控) 系统连接所有的油井以监测实时数据, 这就完成了以实时数据进行实时决策的优化循环。

深层钻完井技术研究 篇5

一、提高深井机械钻速工艺技术

复合钻井技术通过将井口转盘或顶驱的动力和井下动力钻具的动力复合起来, 同时驱动井下钻头工作, 提高了井下钻头的工作效率, 有效的增加了钻井速度。钻井实践已经表明复合钻技术是提高钻井速度的重要方法, 特别是对于复杂结构井, 易斜井等, 具有良好的效果, 既能够防止井斜的发生, 同时还能提高钻井效率。井深五千米的现场试验, 利用井下动力钻具加高效PDC钻头技术, 和常规PDC钻头相比, 同等条件下深井钻速可以提高两倍以上。虽然这只是几口深井现场试验的数据对比, 但是也说明了井下动力钻具和PDC钻头复合钻进技术的优势。通过钻头优选技术, 选择适合深井地层的钻头, 提高钻头的地层适应性, 也可以有效的提高深井钻井的机械钻速。随着井深的增加, 钻井过参数变得越来越复杂, 随着钻井工艺和测井工艺的不断发展, 实现深井钻井参数的精确测量, 已经成为可能。通过对深井钻井参数的分析, 得到影响钻头钻进效率的影响因素, 从而选择出适合该地层的钻头参数, 进而选择出合适的钻头类型。钻头选型的方法主要包括, 利用测井数据, 选择出适合该地层钻进的钻头参数。通过室内钻头实验的方法也可以进行钻头的选型, 利用岩心开展实际钻头破岩实验, 得到钻头参数和类型对钻头破岩速度的影响规律, 从而优选出钻头类型。通过和临井的实钻数据对比, 也可以进行深井钻井的钻头选型, 通过对钻头类型、机械钻速、地层岩性、钻压、排量、泵压、转速等参数的对比分析, 可以得到哪种钻头类型最适合该地层的钻进。通过采用数学对比、神将网络等先进的数据处理方法, 也可进行深井钻井钻头的选型。利用欠平衡钻井技术可以有效的提高深井的机械钻速。由于钻井液在井下产生的液柱压力要小于地层的压力, 因此有效的降低了钻井液进入到油气储层的概率, 避免了钻井液对油气储层的伤害, 欠平衡钻井技术可以更好的保护低压储层。在欠平衡条件下, 钻井的液柱压力对地层的压实作用减小, 从而提高了钻头的破岩效率, 还能保证钻头产生的岩屑及时的离开井底, 避免了岩屑的重复切削。深井欠平衡钻井过程中, 设计合理的钻井液密度, 科学的进行钻井水力参数的计算非常重要。结合地层的孔隙压力等参数, 对实际的钻井参数进行及时的检测分析, 利用理论分析和实钻数据, 来确定实际地层的孔隙压力, 从而及时的进行钻井液密度的修正, 真正的做到深井钻井的欠平衡钻井。在欠平衡钻井中, 可能会存在井壁不稳定的问题, 因此需要判断井壁是否存在掉块, 如果存在掉块, 就需要改变钻井液参数, 保障井壁的稳定性。欠平衡钻井技术对于保护储层和提高钻速具有显著的效果, 但是在欠平衡钻井过程中, 容易出现井涌、井喷等现象。因此要严格做好深井欠平衡钻井的井控作业, 提前防范井喷和井涌事故的发生。

二、深井钻井复杂事故预防措施

深井钻井的成本高, 一旦出现钻井事故, 往往会带来巨大的损失。为了防止深井钻井过程中出现卡钻现象, 在下井之前, 要对钻具进行严格的检查, 不使用质量不达标的钻具。上扣前在螺纹连接处涂好丝扣油, 而且上扣的扭矩要合适。如果遇到钻速快的井段, 要经常的进行钻井液的循环作业, 及时的将井底的岩屑返出干净。在钻井过程中, 如果钻井泵压变化较大, 需要立即停止钻井, 分析原因, 直到故障排除后方能继续钻进。钻头下井之前要早进行测量, 如果尺寸达不到要求, 或者钻头磨损严重都不能下钻。在井斜率比较大的井段, 尽量采用低速钻进的方法, 如果在该井段遇卡, 按照操作规范仍然不能取出钻具时, 可以利用循环钻井液, 同时刮眼的方法, 来解决全角变化率较大井段的卡钻问题。钻井液要具有良好的携岩、防塌漏的性能, 如果钻遇到易坍塌的地层, 需要按照设计要求, 添加足量的防塌剂。钻井过程中要提前准备一定量的钻井液堵漏材料, 遇到井漏事故后, 可以及时的在钻井液中添加堵漏材料, 裸眼井段下钻需要开泵时, 尽量的避免在易塌漏的地层位置开泵。

结束语

深层钻井是钻井技术发展的一个重要方向, 随着井深的增加, 钻井的难度随之增加。因此需要不断的研究高效的深井钻井技术和工艺。利用复合钻技术是提高钻井速度的重要方法, 特别是对于复杂结构井, 易斜井等, 复合钻的效果更好。分析深井钻井参数, 得到影响钻头钻井效率的影响因素, 选择出合适的钻头类型。利用欠平衡钻井技术也可有效的提高深井的机械钻速。欠平衡钻井液在井下产生的液柱压力小于地层的压力, 降低了钻井液进入油气储层的概率, 避免了钻井液对油气储层的伤害。在钻具下井之前, 要对钻具进行严格的检查。深井钻井的钻井液要具有良好的携岩、防塌漏的性能。通过研究为提高深井钻井的效率和质量奠定了基础。

摘要：随着石油钻井逐渐向深层和复杂地层钻井方向发展, 如何提高深井的钻井速度, 有效的避免深井钻井事故的发生, 已经成为钻井工程领域非常重要的研究方向。文章通过研究分析了提高深井机械钻速的工艺技术, 研究了深井井下事故的预防措施。通过研究对于提高深井的机械钻速, 提高石油钻井的效率, 保护油气储层具有积极的意义。

关键词：深层,钻井,提速,事故,预防

参考文献

[1]蒋祖军, 肖国益.川西深井提高钻井速度配套技术[J].石油钻探技术, 2010.

完井管柱载荷和强度分析 篇6

1.1 稳定力的计算。关于稳定力的定义为:

1.2 真实轴力的计算。真实轴力FZ包括管柱活塞力, 温度变形, 坐封力和流体摩阻引起的轴向载荷。

1.2.1 自重和浮力引起的轴向载荷。管柱任意点所受活塞力为:

式中Pd—井底油压, Pa;q—单位长度管柱自重, N/m;z—管柱井底距离井底的高度, m;

1.2.2 温度变形引起的轴向载荷。井内温度变化导致管柱变形, 变形转化为附加轴向力, 既管柱处于超静定状态[2]。

由温度改变引起的变形为:

由虎克定律, 可得

式中α—管柱材料的温度因数, m/℃;Tb—井底温度, ℃;

Ts—井口温度, ℃;To—地面温度, ℃;A—管柱的横截面积, m2。

1.2.3 流体摩阻引起的轴向载荷。计算可得流体摩阻引起的轴向载荷为

式中Ai—管柱内圆的面积, m2;λ—单位长度管柱的压力降, Pa;

L—管柱的长度, m。

1.2.4 坐封力引起的轴向载荷。设坐封时的压强为P, 管柱的横截面积为A, 则坐封力为:

式中Ai为管柱的内圆面积;AO为管柱的外圆面积

1.3 等效轴力的计算。等效轴力为真实轴力和稳定力的和[3], 公式如下:

2 应力分析

2.1 轴向应力分析。轴向应力为

式中F—实际轴向载荷, 包括真实载荷和附加轴向载荷, N;

A—管柱横截面积, m2。

2.2 周向应力和径向应力分析。管柱的周向和径向应力的计算, 通过拉美公式得[4]:

式中σθ—管柱周向应力, Pa;σr—管柱径向应力, Pa;Pi—管柱内部压力, Pa;

P0—管柱外部压力, Pa;D—管柱外径, m;d—管柱内径, m;

R—管柱半径, m。

2.3 强度校核。第四强度理论校核条件为:

则由公式, 将合成应力和管柱材料的许用应力进行比较, 即可即校核完井管柱的安全性。

3 结论

射孔完井产能的影响 篇7

射孔技术是利用地面仪器及设备、井下仪器、辅助设施将不同的射孔器按照工程、地质及井眼条件要求组合匹配, 实施作业的技术。作用是沟通井筒与油气藏之间油气流通道以获取产能。不同的射孔方法对产能有直接的影响, 对影响因素进行分析, 研究出提高产能的方法。影响射孔完井的因素有很多, 主要有射孔参数、地层 (油层) 损害等。

二、射孔参数对产能的影响

(一) 孔深对产能的影响

射孔的深度是影响产能的一个重要因素。射孔深度深使生产率比值显著的增加。但是随着孔深的增大, 射孔产能增加的幅度会越来越小。有采用大的射孔穿透深度是提高产能最有效的方法。现场一般的射孔深度在400mm左右。

(二) 孔密对产能的影响

产能随孔密的增加而增加, 在孔密较小时, 孔密对油井产能影响较为明显。当射孔密度增加到一定值时, 射孔密度对油井产能的影响就很小了。但是孔密太大会造成套管损害, 严重影响产能, 所以因根据井的条件和其他射孔参数来选择一个合适的射孔密度。目前, 用12-14孔/米的密度射孔最为合适。

(三) 孔径

孔径是射孔枪在地层中产生的孔眼直径。孔径对产能也有一定的影响, 孔径越大, 油层和井筒连通的面积就越大, 就越有利于油层产能的提高, 但不如孔深和孔密的影响大。当孔径较小时, 加大孔径可明显提高油井产能, 但当孔径达到一定值时, 再增加孔径, 产能提高不大。

(四) 相位角

目前, 国内外射孔作业最常使用的相位角有5种, 分别是0º、60°、90º、120°、180º。

在有污染和压实的情况下不同相位角的产率比, 在相位角在90º时产率比最高, 0º的产率比最低, 在120º和90º相位角的产能是相同的。因为当射孔密度相同时, 射孔中布置的相位越多, 油流进入井筒时的流动路径越短, 油流在流动过程中的阻力就小, 能量损失小, 从而油井产能增加。

(五) 射孔格式对产能的影响

常用的射孔格式有平面、交错和螺旋排列。通过电模拟实验可知, 射孔格式对油井产能的影响较小, 无论是在孔眼穿过损害带还是未穿过损害带, 射孔格式是影响都是次要的。最有效的射孔格式是交错排列, 螺旋排列和交错排列的产率比相同。

三、地层 (油层) 损害对产能影响

地层 (油层) 损害是指井眼周围的地层和井眼之间所形成的阻碍油层达到最大产出率的限制和障碍的现象。在油气田开发的各个环节, 例如钻井、固井和射孔等都会对油层造成损害, 它们产生的原因和对油气井产能的影响各不相同。

(一) 钻井、固井损害及对产能的影响

在钻井过程中, 由于泥浆中固相颗粒的侵入和泥浆滤液的侵入, 使地层的渗透率变差, 是地层造成损害。在固井过程中, 由于水泥颗粒相对较大, 通常不能传入地层孔隙, 但是在注入水泥之前和工程中滤失到地层中的滤液, 有可能造成地层损害。

油层损害的程度有两个参数表示, 损害程度和损害深度, 他们对产能的影响较大。

1. 损害深度对产能的影响

当孔眼深度超过钻井、固井损害带深度, 损害深度对产率比的影响不大。当孔眼不完全穿透损害带时, 损害深度对产能的影响较大, 随损害深度的增加, 油气井产能下降。

2. 损害程度对产能的影响

损害程度一般用损害地层平均渗透率和为损害地层的渗透率的比值表示, 表达式为:

在条件相同的情况下, 损害程度越大, 产能越低。孔密较低情况下, 损害影响更严重。所以, 在有害井中, 增加孔密可以改善井的产能。

(二) 射孔损害及对产能的影响

根据射孔损害的原因可以归纳为以下几个方面:

1. 射孔过程中岩石颗粒的破碎和压实作用

2. 孔眼的堵塞

3. 破碎岩石颗粒的运移

4. 射孔液中固相颗粒的侵入

射孔损害的严重程度, 用损害带速度和损害度表示

1.损害带厚度

射孔完井的产能随损害带厚度的增大而降低。

2.损害程度对产能的影响

射孔损害程度是射孔孔眼周围损害带的渗透率和无损害时渗透率的比值表示, 其数学表达式:

射孔过程中岩石的破碎和压实阻碍了射孔孔眼中流体的流动, 使油井的产能下降。最好的射孔工艺只能达到理想无损害完井产能的80%。

通过对油层损害因素的分析知道, 当射孔损害程度相同时, 钻井损害程度越大, 产率比下降;钻井损害相同时, 射孔损害程度越大, 产率比下降也越大。射孔损害程度要比钻井损害程度对油井产能的影响大。

五、结论

通过本文我们知道影响射孔完井产能的因素有射孔参数、油层损害等, 油井的产能随孔深、孔密的增加而增加, 相位角在90º时产率比最高, 交错排列的产率比最高。根据这些分析, 为制定出不同地层不同的产能方案, 使产能提高提供依据。

摘要：随着几十年的发展, 射孔技术有着突飞猛进的进步。射孔的目的是沟通套管内腔和地层, 保证油井获得应有的产能。影响射孔完井产能的因素有很多, 主要有射孔参数 (孔深、孔密、孔径、相位角、射孔格式) 、地层 (油层) 损害等。分析研究这些因素以及和产能间的关系, 就可以针对不同的井, 采用不同的方案, 提高油气井产能。

关键词：射孔完井,产能,因素

参考文献

[1].张琪.采油工程原理与设计.[M].北京:中国石油大学出版社, 2006:398.[1].张琪.采油工程原理与设计.[M].北京:中国石油大学出版社, 2006:398.

[2].牛超群.油气井完井射孔技术.[M].北京:石油工业出版社, 1994:62-70.[2].牛超群.油气井完井射孔技术.[M].北京:石油工业出版社, 1994:62-70.

[3].郝志兴等译.射孔.[M].北京:石油工业出版社, 1986, , 114.[3].郝志兴等译.射孔.[M].北京:石油工业出版社, 1986, , 114.