井身结构优化（精选5篇）
井身结构优化 篇1
1.井身结构优化设计的依据
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
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井身结构优化 篇2
为了捕捉扩张机遇，很多企业都会利用财务杠杆负债经营。债务控制在怎样的程度才算是合理的呢?本文提出，企业仅仅盯住资产负债率还不够，更要关注负债结构，尤其是短、长期债务的匹配，这样才能既发挥债务的最大经济效用，又能规避短期支付不能的风险。作者在本文中还提出，传统的偿债能力指标如速动比率等有诸多缺陷，为了优化债务结构，作者建议采用以流动资产与现金流量为基础的新的测算方法。
本文很适合财务总监和财务经理一读，你们不妨尝试采用本文中的负债结构的优化方法对公司的债务作一番梳理。
在西方财务中，资金结构一般是指长期资金中权益资金与负债资金的比例关系。在中国，资金结构主要是指在企业全部资金来源中权益资金与负债资金的比例关系。但仅仅关注权益资金和负债资金的比例关系是不够的,因为即使权益资金和负债资金的结构合理，如果负债资金内部结构不合理，同样也会引发财务危机。
关注负债结构
负债结构是指企业负债中各种负债数量比例关系，尤其是短期负债资金的比例，这是因为：
1.短期负债影响企业价值。短期负债影响企业价值。短期负债属于企业风险最大的融资方式，也是资金成本最低的筹资方式，因此，短期负债比例的高低，必然会影响企业价值。
2.短期负债中的大部分具有相对稳定性。有人认为，短期负债完全是波动的，没有任何规律可循。但事实上，在一个正常生产经营的企业，短期负债中的大部分具有经常占用性和一定的稳定性。例如，工业企业最低的原材料储备、在产品储备和商业企业中存货最低储备等占用的资金，虽然采用短期负债方式筹集资金，但一般都是短期资金长期占用。一笔短期资金循环使用，有一定的规律性，需要纳入资金结构进行研究。
3.短期负债的偿还压力。从负债的偿还顺序可以看出，企业首先要偿还短期负债，其次才是长期负债，而长期负债在其到期之前要转化为短期负债，与已有的短期负债一起构成企业在短期内需要偿还的负债总额，形成企业的偿债压力。权衡长、短期负债
当企业资金总额一定、负债与权益的比例关系一定时，短期负债和长期负债的比例就成为此消彼长的关系，所以很有必要权衡长、短期负债优缺点。
资金成本一般而言，长期负债的成本比短期负债的成本高。这是因为;(1)长期负债的利息率要高于短期负债的利息率。(2)长期负债缺少弹性。企业取得长期负债后，在债务期间内，即使没有资金需求，也不易提前归还，只好继续支付利息。
财务风险短期负债的财务风险往往比长期负债的财务风险高，这是因为：(1)短期负债到期日近，容易出现不能按时偿还本金的风险。(2)短期负债在利息成本方面也有较大的不确定性。利用短期负债筹集资金，必须不断更新债务，此次借款到期以后，下次借款的利息为多少是不确定的，因为金融市场上短期负债的利息率很不稳定。
难易程度相对来说，短期负债的取得比较容易、迅速，长期负债的取得却比较难。因为债权人在提供长期资金时，往往承担较大的财务风险，一般都要对借款的企业进行详细的信用评估，有时还要求以一定的资产做抵押。
负债结构的影响因素
在企业负债总额一定的情况下，究竟需要安排多少流动负债、多少长期负债呢?需要考虑如下因素：
销售状况如果企业 销售稳定增长，则能提供稳定的现金流量，用于偿还到期债务。反之，如果企业 销售处于萎缩状态或者波动的幅度比较大，大量借入短期债务就要承担较大风险。因此， 销售稳定增长的企业，可以较多地利用短期负债，而 销售大幅度波动的企业，应少利用短期负债，
资产结构资产结构对负债结构会产生重要影响。一般而言，长期资产比重较大的企业应少利用短期负债，多利用长期负债或发行股票筹资;反之，流动资产所占比重较大的企业，则可更多地利用流动负债来筹集资金。
行业特点各行业的经营特点不同，企业负债结构存在较大差异。利用流动负债筹集的资金主要用于存货和应收账款，这两项流动资产的占用水平主要取决于企业所处的行业。
企业规模经营规模对企业负债结构有重要影响，在金融市场较发达的国家，大企业的流动负债较少，小企业的流动负债较多。大企业因其规模大、信誉好，可以采用发行债券的方式，在金融市场上以较低的成本筹集长期资金，因而，利用流动负债较少。
利率状况当长期负债的利率和短期负债的利率相差较少时，企业一般较多地利用长期负债，较少使用流动负债;反之，当长期负债的利率远远高于短期负债利率时，则会使企业较多地利用流动负债，以便降低资金成本。
优化负债结构
负债结构分析的基本假设在研究负债结构时，为了顺利地进行分析，我们可作如下假设;(1)利用短期负债可以降低资金成本，提高企业报酬;(2)利用短期负债会增加企业风险;(3)企业资金总额一定，负债与权益的比例已经确定;(4)企业的营业现金流量可以准确预测。上述假设中的两项假设说明在财务风险得到控制的情况下，应尽量利用短期负债。第三项假设排除了负债结构与资金总量、负债与权益结构同时变动的可能性，有利于简化分析过程。第四项假设说明的是现金流量的可预测性，因为企业的短期负债最终要通过营业现金流量来偿还，如果现金流量无法预测，我们便无法确定负债的结构。
规避传统分析方法的缺陷在中外财务管理中，一般都是通过一定的资产与流动负债的对比来分析短期偿债能力和流动负债水平是否合理。例如，通过流动资产与流动负债进行对比计算流动比率，通过速动资产与流动负债进行对比计算速动比率，并根据这两项比率来分析企业短期偿债能力以及流动负债的水平是否合理。采用上述指标来分析企业短期偿债能力，有一定的合理性，但这种分析思路存在两个问题：(1)这是一种静态的分析方法，没有把企业经营中产生的现金流量考虑进去。(2)这是一种被动的分析方法，当企业无力偿债时会被迫出售流动资产还债，这种资产的出售会影响企业的正常经营。
为了规避传统分析方法的缺陷，在确定企业的负债结构时，要充分考虑现金流量的作用。企业的短期负债最终由企业经营中产生的现金流量来偿还，以现金流量为基础来确定企业的流动负债水平是合理的。在确定企业负债结构时，
只要使企业在一个年度内需要归还的负债小于或等于该期间企业的营业净现金流量，即使在该年度内企业发生筹资困难，也能用营业产生的现金流量来归还到期债务，即有足够的偿债能力。这种以企业营业净现金流量
为基础来保证企业短期偿债能力的方法，是从动态上保证企业的短期偿债能力，比以流动资产、速动资产等从静态上来保证更客观、更可信。
合理确定负债结构由于流动资产变现能力较强，在实际确定负债结构时，还可以将流动资产与现金流量结合起来使用。这样，确定负债结构便有如下三种计算基础;一是以流动资产为基础;二是以营业净现金流量为计算基础;三是将流动资产和营业净现金流量结合起来作为计算基础。当把二者结合在一起时，又可细分为如下几种方法;(1)简单最低限额法。在采用此种方法时，流动负债不能低于流动资产和营业净现金流量中较低者。(2)简单最高限额法。在采用此种方法时，流动负债不能超过流动资产和营业净现金流量中的较高者。(3)加权平均法。在采用此法时，流动负债不能超过流动资产和营业净现金流量的加权平均法数(权数可根据具体情况确定)。
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。
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:
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,
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:
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。
式中,
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:
②防井壁坍塌钻井液密度下限ρpc:
③防压差卡钻钻井液密度上限ρsk:
④防井漏钻井液密度上限ρL:
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:
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
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井身结构优化 篇4
国外在井身结构设计风险评价方面已经取得了一定的成果, 具有代表性的是BP公司和Schlumberger公司联合开发的无风险钻井风险管理系统, 该系统能够快速地对钻前井身结构风险进行识别与评估[3]。国内目前虽然在井身结构风险评价方面做了大量的研究工作, 但主要集中在套管层次及下深的不确定性和不合理性等研究方面, 还没有形成系统的井身结构设计评价理论及方法, 也没有开发出对应的井身结构风险评价系统。为了充分发挥井身结构设计对钻井施工作业的指导作用, 本文通过对井身结构设计风险因素进行综合分析, 以层次分析法和模糊综合评价方法为理论基础, 开发了井身结构设计风险评价系统, 从而对井身结构设计进行风险评价。
1 系统工艺流程
井身结构设计风险评价系统是以风险因素为评价依据, 其中风险因素主要包括:地层压力因素、地质力学因素及工程设计因素三个部分。运用设计井的邻井风险事故信息统计数据, 并结合层次分析法和模糊综合评价方法对井身结构设计方案存在的潜在风险进行定量评价。井身结构设计风险评价系统工艺流程如图1所示。
2 风险影响因素分析及系统评价方法确定
2.1 风险影响因素分析
井身结构设计风险评价系统以地层压力因素、地质力学因素和工程设计因素三方面因素作为井身结构风险的直接影响因素, 在三大直接影响因素下包含具体风险因素。在总结影响井身结构设计安全性的相关风险因素逻辑关系基础上, 运用邻井风险事故统计数据信息, 对各风险因素进行分析计算, 确定井身结构设计风险模糊评价所需的因素数量, 以确保最终评价结果的可靠性。
2.2 系统评价方法确定
层次分析法 (AHP) 是一种多目标决策分析方法, 不仅可以定性分析, 而且可以进行定量计算, 它把数学处理和人的主观经验相结合, 可以有效地分析目标层、准则层以及方案体系层次间的非序列关系, 确定各风险因素之间的权重分配, 使得评价方法更可靠, 评价结果更科学、实用。模糊综合评价法是一种对多因素系统的特征进行总体评价的方法, 是解决多因素复杂问题行之有效的工具, 主要是采用了模糊集理论和最大隶属度原则, 能较好地考虑井身结构设计风险中的不确定性和模糊性, 它以专家的主观经验为参考, 根据数学模型进行定量计算, 可实现风险评价的定量化, 评价结果可为合理井身结构设计提供决策支持。系统确定以层次分析法建立风险因素权重为基础, 综合运用模糊综合评价法进行井身结构设计风险评价。
2.3 风险评价技术
根据井身结构设计风险的发生机理, 从三个主要方面进行因素分析, 并结合导入的井身结构设计数据和邻井风险数据的分析, 确定出具有针对性的风险评价因素。将确定的因素再次归类, 建立层次结构模型。采用层次分析法确定井身结构设计风险因素的权重, 确定井身结构设计风险因素权重系数矩阵。发挥专家作用, 结合钻井设计数据资料进行井身结构设计风险等级划分并选择风险评价计算算子。用已确定的井身结构设计风险因素权重系数集与风险评价系数集, 构造井身结构设计风险综合因素评价矩阵, 建立出井身结构设计风险因素模糊综合评价模型。利用井身结构设计风险因素模糊综合评价模型, 进行井身结构设计风险模糊综合计算和推理, 进而得出风险评价结果。井身结构设计风险评价技术工艺流程如图2所示。
3 实例分析
JLS区块L101井位于四川盆地川西地区北部, 设计井深4300m, 井身结构设计四开。大地构造位置处于上扬子陆块北缘与秦岭造山带接合部的米仓山台缘隆起断褶构造带前缘的川北低平褶皱带, 属地台北部边缘凹陷带中印支期的三级局部构造。JLS构造地质环境比较复杂, 既有多井段异常高压气层, 也有盐膏地层, 在钻井过程中, 钻井事故发生频繁, 尤其是井漏、井涌、气侵、卡钻和井壁坍塌等复杂事故比较严重。通过对该井已完钻12口邻井的井史资料进行详细分析, 统计出了这12口井发生井漏、溢流、井壁坍塌、卡钻等风险事故数据, 建立了该区块的风险因素数据库。结合井身结构设计风险递阶层次结构模型, 以及L101井相关设计及风险信息数据, 建立L101井的基于专家知识的井身结构设计风险递阶层次模型, 并分别根据不同的开次和地质特征建立每一开的井身结构设计评价模型, 然后分别对每一开次进行风险评价, 评价结果显示在254-370m井段, 3805-3910m井段有井漏风险;在2710-2920m和3080-3580m井段有溢流风险;在450-610m和1810-2710m井段有井塌风险;在1610-1800m, 1840-2710m和3000-3060m井段有卡钻风险。评价结果与现场发生的风险事故统计数据基本相符, 应用表明该系统可用于井身结构设计评价。L101井井身结构设计风险评价结果如图3所示。
4 结论与建议
(1) 井身结构设计风险评价系统可以用钻井设计方案中井身结构设计的钻前风险评价, 可以为井身结构设计优化和钻井过程控制提供参考, 预报钻井风险, 提高钻井效率, 减少钻井周期。
(2) 井身结构设计风险评价系统是建立区块风险因素数据库的基础上结合模糊数学方法建立风险评价模型进行设计评价的, 准确地建立风险数据库和风险评价模型是风险评价的前提。
(3) 由于数据源本身的不确定性, 建议把概率学理论及方法应用到井身结构设计风险评价, 从而减少由于风险因素数据不确定性带来的误差。
摘要：随着钻井综合信息采集技术的不断发展, 综合数据管理、分析和应用技术的不断提高, 使得钻井工程设计更加有据可循。井身结构设计对钻井施工质量有着重要意义, 为了保证钻井工程实施作业的安全性, 提高钻井效率, 减少钻井事故复杂, 在分析总结井身结构设计影响因素及其事故发生原因的基础上, 建立了基于层次分析法和模糊综合评价方法的井身结构设计风险评价模型, 对井身结构设计进行量化分析。介绍了井身结构设计风险评价系统的工艺流程, 风险因素分析和评价方法确定及其评价技术。该系统在川西北JLS地区进行了测试应用, 应用结果表明, 该系统能够很好的进行井身结构风险评价分析, 为井身结构设计优化提供技术支撑。
关键词：井身结构设计,风险因素,风险评价,层次分析法,模糊数学理论
参考文献
[1]曾勇, 郑双进, 等.井身结构优化设计研究[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2011, (09) :60-62
[2]张桂林.钻井设计的基本思路及相关问题探讨[J].石油钻探技术, 2005, 31 (1) :66-70
井身结构优化 篇5
青东5井组是建立在人工岛上的丛式井,人工岛布局为150m×85m。井组分为东西两排,设计部署共61口定向井,动用四部钻机,采用“井工厂”的钻井模式进行整体施工,由东向西整拖、由西向东整拖各两部钻机,井间距为2m,施工的61口井全部为定向井。
2 井身轨迹控制难点及影响因素
①井身结构,设计多采用一开大井眼定向。大井眼定向点浅、地层松软、钻时快,定向时实际造斜率跟不上设计的造斜率,容易造成轨迹偏差。②地层因素,上部地层松软,下部地层坚硬含砾石。定向时井眼扩大率大,造斜率不易掌握;砂砾岩地层坚硬、可钻性差、钻时慢,定向钻进困难,难以有效控制和调整井眼轨迹。③轨迹复杂,井斜、位移大。井斜、位移大、摩阻大,定向托压现象严重,不利于定向控制和调整轨迹。④井场布局的限制。井组所在的人工岛面积狭小,场地有限,一口井的轨迹走向不可能占用其它井位的轨迹走向,轨迹大幅度调整的可能小。⑤施工队伍的差异问题。井组采用“井工厂”施工模式,四部钻机同时施工,施工过程中,各施工井队的差异,对轨迹控制的精准度、防碰扫描的精度等造成一定影响。⑥钻头使用与钻具结构的影响。
3 井身轨迹控制与优化
(1)表层定向造斜率灵活调整一种方案是先放弃设计要求的造斜率,随着钻压的跟进量增长再逐步跟回落后的井斜、方位,这样钻出的井身轨迹并不影响后期的轨迹控制;另外一种方案就是根据钻时的变化、钻井液性能的变化,采取尽量跟进钻压、尽可能提高造斜率,但必须进行复合划眼的措施。施工过程中,根据不同情况分别采取这两种措施,最终的轨迹控制达到了设计要求。
(2)防碰井身轨迹优化与监控①同台井确保直井段打直。②优化井身轨迹设计,调整造斜点、预定向或变化初始定向方位进行防碰绕障优化。③二次开钻前,收集邻井井口、靶点坐标及井眼轨迹资料,搞清楚已施工老井的轨迹走向。④施工过程中根据测斜数据及时计算,绘出单井设计与实钻轨迹投影图,并绘出防碰井与邻井在同一坐标系下井眼轨迹水平投影叠加图。⑤每测一点都要扫描,搜索出正钻井与邻井的最近空间距离,预测出井眼轨迹的发展趋势以及与邻井是否有相碰的危险。⑥施工过程中,严格控制实钻轨迹,使其与优化好的设计轨道最大限度贴近。
(3)斜井段轨迹精细控制①直井段打直,为下步斜井段施工做好准备。选用塔式钻具组合和大、小钟摆钻具组合,控制好钻压、转速等钻井参数。②尽可能减小滑动钻进的进尺比例。滑动钻进会对井眼轨迹的圆滑性产生负面影响,也可能会使井眼质量下降,减少滑动钻进比例提高定向井施工效率和井眼质量。③配备先进的设备。大井斜、较大位移井配备顶驱钻机,在定向施工过程中能够较稳定的控制工具面,提高定向效率,从而精准的控制井身轨迹。④简化和倒装钻具。针对斜井段长、井斜大、位移大、裸眼段长的井,简化钻具结构和逐步实施钻具倒装,确保钻压有效传递。
(4)整体部署井网的优化和调整①施工顺序整体优化钻井施工顺序整体优化从防碰和井位优化分配方面考虑,优化调整原则如下:a.井组间的整体防碰与井组内邻井防碰统筹兼顾,减少平面交叉点。b.井位分配遵守“就近”原则,即每部钻机尽量施工靠近断块的井位,降低施工难度。c.先施工较大位移的井,造斜点由浅到深。②每轮次单井轨道优化设计单井轨道优化设计从提高钻井效率和降低施工难度方面考虑,设计优化原则如下a.轨道剖面以“直—增—稳—降”为主,增斜段造斜率15,/100m以内,轨道平滑,降低摩阻扭矩。b.采取变造斜率轨道设计,井深200m以内软地层造斜率设计为8～12°/100m;井深200m以上造斜率设计为15°/100m,提高轨迹控制主动性。c.降斜段设计造斜率贴近地层自然降斜率2～3°/100m。d.尽量减少稳斜段最大井斜角,一般在50°以下。e.对于在断块边缘或位移有特殊要求的井,按照地质要求过靶点后进行降斜,但最大降斜率不能超过5°/100m。
4 实施效果
①无一起相碰事故发生。井组历时10个多月共施工完成了61口定向井,最近防碰距离仅2m,施工过程中没有发生一起相碰事故,较好的保证了完井质量。②无一起因轨迹的起下钻或完井作业事故发生。井组大井斜、较大位移井多,较好的化解了因复杂轨迹带来的起下钻、完井作业问题,没有发生一起起下钻或完井作业事故。③完成井身轨迹状况优良。通过轨迹的优化和调整,完成井最大狗腿度小于7°/100m,井身轨迹优良。
5 结论与认识
①对于大型丛式井组,提前做好轨迹的整体优化和调整对于整个井组的安全、优快施工十分重要。②整体井网部署的优化调整、单井造斜点的优化、施工顺序的选择是实施大型井组井身轨迹优化和控制的关键和前提。③青东5井组通过合理的井网部署,通过“井工厂”施工模式,利用最小的井场布局使钻井开发井网覆盖区域达到最大化,成功实现了全部61口井的钻井施工任务。
摘要：青东5人工岛采用“井工厂”模式施工了61口定向井,面对地理位置特殊、地面条件受限、地下井网密集、井身结构轨迹复杂等不利因素,通过一系列有效措施,很好的完成了井组的优快施工,为大型丛式井组定向井井身轨迹的控制和施工提供了良好的借鉴。
关键词：青东5,轨迹控制,优化,影响因素,效果
参考文献
[1]刘永亮.垦东12区块4号岛丛式井钻井技术[J].石油钻采工艺,2014,36(5):24-27.