石油工程设计大赛作品

石油工程设计大赛作品内容摘要：

51 923 172 黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩 防漏、防卡 J1b 923 1154 231 深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层煤夹层 防漏、防卡 T1j 1154 1384 230 黑灰色、绿灰色、深灰色白云质泥岩、泥岩、泥质白云岩、泥质粉砂岩 防漏 P3wt1 1384 未穿 / 细砂岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩 防塌 D1 井压力预测 由 D1 井 地层 压力预测结果可知 ， 本井 P3wt1 组 P1 油层 压力约为 ， 地层孔隙压力 当量钻井液密度 为。 P3wt1 组 P2 油层 压力约为 ， 地层孔隙压力 当量钻井液密度 为。 图 为 D1 井 压力预测结果图 地质概况 6 图 D1 井压力预测结果图 1387~ 为 ~， 1413~~。 1387~ 为 ~ g/cm3，1413~ ~。 表 为测井预测的压力预测数据 表 D1 井地层压力预测 地层 井深 Gp 当量钻井液密度 g/cm3 Gf 当量钻井液密度 g/cm3 N 312 E 487 J2t 667 J2x 751 J1s 923 J1b 1154 地质概况 7 地层 井深 Gp 当量钻井液密度 g/cm3 Gf 当量钻井液密度 g/cm3 T1j 1384 P3wt1 未穿 特殊情况提示： （ 1） J1s 段泥岩含量较多，钻井过程中容易出现卡钻，通过井史看出，钻井过程中容易发生井漏； （ 2） J1b 段泥岩含量多，且含有煤夹层，容易发生漏失和卡钻； （ 3） T1j 段容易发生憋漏。 （ 4） H2S 含量预 测及安全预防措施。 经查阅 D1 井天然气组份分析报告，天然气组份中均不含 H2S 气体。 在施工过程中 任然 要求特别注意加强对 H2S 气体的录井检测及防范。 旦发现 H2S 气体，立即书面通知钻井队长及甲方监督，现场人员严格按照上级有关规定和钻井安全操作规范果断处理，确保人身及钻井设备的安全 [24]。 D1 井试油 试采分析 D1 井试气射 开 P1 层位，井段 1387~， 采用自喷或直接泵抽采油 ， 日产 油 15t， 不产水 ，累积产 油 300t，工业 油 流井。 2020 年 8 月 12 日 试采，初期日产 油 3t， 2020 年 8 月 22 日采用 机抽，日产油上升到 15t 左右。 D2 井试气射 开 P2 层位，井段 ~， 采用自喷或直接泵抽采油 ， 日产 油 3t， 日产水 3t，累积产 油 33t，累计产水 35t。 2020 年 6 月试采，初期日产 油， 日产水 1t， 2020 年 7 月 2 日采用机抽，日产油上升到 3t 左右。 产油量上升的同时，产水量也在增加，此时采用螺杆泵抽水。 钻井数据 井号 按照地质设计，此次设计选取的井号为： P1 坐标 坐标以大地坐标为 依据， 井口及靶点坐标见表 地质概况 8 表 井口及靶点坐标 井口 靶 点 1 靶点 2 X 21431240 Y 4571936 海拔 m 垂深 m 距井口方位 330176。 330176。 距井口 水平 距离 井 身 结构设计 9 第 2 章 井身结构设计 井身结构设计依据 （ 1）根据《井身结构设计方法》（ SY/T54311996） [11]。 （ 2）依据 已钻 井实钻资料。 设计原则 （ 1） 能有效地保护油气层，使不同地层压力的油气层免受钻井液损害； （ 2） 能 避免漏、喷、塌、卡等 井下 复杂情况的产生， 为全井安全、顺利地钻进创造条件，以获得最短的建井周期； （ 3） 钻下部地层采用重钻井液时，产生的压力不致压裂上部最薄弱的裸露地层； （ 4） 下套管过程中，井内钻井液柱的压力和地层压力之间的压力差，不致产生压差卡套管现象； （ 5） 当实际地层压力超过预测值使井出现溢流时，在一定范围内，允许进行压井施工。 设计步骤 （ 1）绘制待钻井的压力梯度曲线图 ； （ 2）确定井身结构 的 设计系数 ； （ 3）确定各层套管的 尺寸； （ 3） 确定各层套管的下入深度。 压力预测分析 综合分析本构造已钻井测井 资料 （ D1 井） ，预测出地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，由实钻资料可以看出，该构造属正常压力地层，且安全窗口 非常大。 预测的压力剖面如图 所示。 井 身 结构设计 10 图 压力 剖面 图 设计系数及取值范围 在井身结构设计中除计算作用在井内的液柱压力外，还应确定设计系数取值范围。 （ 1）抽汲压力梯度一般有井下实测得， 30 .0 2 4 ~0 .0 4 8 g /c mbS 。 （ 2）激动压力梯度一般有井下实测得， 30 .0 2 4 ~ 0 .0 4 8 g /c mgS 。 （ 3）地层破裂安全增值由地区统计资料得到， 30 .0 3 ~ 0 .0 6 g /cmfS 。 （ 4）井涌条件允许值由地区统计资料得到， 30 .0 5 ~0 .0 8 g /c mkS 。 （ 5）最大回压由工艺条件决定， 2 ~ 4wh aP MP。 （ 6）正常压力地层压差卡钻临界值， a 15 ~ 20 aP MP。 井 身 结构设计 11 （ 7）异常压力地层压差卡钻临界值由地区压差卡钻资料统计得到，aab MPP 23~21。 井身结构设计 按照井身结构的设计原则，根据实钻井 测井 数据提示，设计了 一 种井身结构 方案。 具体的设计数据如下所述。 由于该区块的安全窗口 非常 大，故可快速而安全地钻穿地层直到储层，为了简化套管层次、缩短钻井周期和节约钻井成本采用了三开的井身结构设计。 根据实钻资料显示， N 地层的 泥岩较多 ， 易发生水化膨胀，将会导致井壁失稳 ， 所以 将表层套管的下入深度设计为 320m， 技术套管下至目的层上部 1465m， 三开采用割缝衬管的完井方式，衬管下深 1467～ 1794m。 表 P1 井井深结构数据表 开 钻 次序 钻头尺寸 mm 井深 m 垂深 M 套管程序 水泥 返 深 m 套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 M 一开 322 322 E 0～ 320 地面 二开 1467 1387 P3wt1 0～ 1465 地面 三开 1794 1420 P3wt1 1467～ 1794 井身结构设计 图 该井的井身结构设计图见 图。 井 身 结构设计 12 图 P1 井井身结构设计图 井身结构设计说明 （ 1）一开 采用 的钻头钻 穿 N 层 至 322m，封隔 N 地层（该地层主要是以 泥 岩为主）， 下入 表层套管封堵 该泥岩 地层， 防止由于水化作用产生井壁失稳的复杂情况， 安装井口装置，为二开钻进提供井控支撑。 （ 2）二开采用 钻头钻穿 T1j 层至 P3wt1 层 上部 ，下入 技术 套管封堵易漏、安装井口装置。 （ 3） 三 开采用 钻头 在 目的层 钻进至 靶点 2，下入 割缝衬管完井。 水平井设计 13 第 3 章 水平井设计 P1 井 轨道 设计 设计依据 以地质设计给定的入靶点、终止点垂深及 大地测量坐标为依据。 设计原则 （ 1）轨道设计应根据油藏特性及地质要求、区域地质资料和工程资料，结合造斜工具的造斜能力、井眼轨迹控制技术水平以及地面、地下条件，选择造斜率、靶前位移、造斜点深度，调整井段长度及位置，并应经过多次循环调整，优选上述参数。 （ 2）在地层岩性及造斜工具的造斜能力都确定时，增斜段应选择单增斜轨道。 在地层岩性及造斜工具的造斜能力都较稳定时，应选择靶前位移较小、造斜率较高和增斜段较少的轨道。 反之，在确定造斜率、靶前位移和增斜段的数量时要留有充分的控制余地。 （ 3）造斜点应选可钻 性较好，无坍塌、无缩径的地层。 （ 4）调整井段的位置应放在最后一个增斜段之前。 （ 5）对确定的井眼轨道，应进行典型钻具组合的摩擦阻力和扭矩计算，并以此为根据进行钻机选型和钻具强度校核。 具体设计步骤 见附表 2 基础数据 表 井口及靶点坐标 井口 靶点 1 靶点 2 X 21431240 Y 4571936 海拔 m 垂深 m 距井口方位 330176。 330176。 水平井设计 14 距井口 水平 距离 为了提高产量，选定 P1 井的水平井段 327 米，井斜角 176。 井身剖面设计参数 根据设计 ，选定造斜率 / 30oKm ， 根据最大水平主应力和最小水平主应力的关系，确定井斜方位角为 330176。 轨迹 数据结果见表 表 轨迹主要数据表 井段 测深 L(m) 井斜角 α(176。 ) 方位角  (176。 ) 垂深 D(m) 南北坐标NS(m) 东西坐标WE(m) 水 平位移 S(m) 造斜率 K(176。 /30m) KOP1 靶点 1 靶点 2 表 设计轨道详细点数据表 井段 测深 L(m) 井斜角 α(176。 ) 方位角  (176。 ) 垂深 D(m) 造斜率 K(176。 /30m) 造斜点 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 水平井设计 15 井段 测深 L(m) 井斜角 α(176。 ) 方位角  (176。 ) 垂深 D(m) 造斜率 K(176。 /30m) 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 靶点 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 水平井设计 16 井段 测深 L(m) 井斜角 α(176。 ) 方位角  (176。 ) 垂深 D(m) 造斜率 K(176。 /30m) 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 靶点 2 备注： 施工前请 地质、监督部门和定向井服务单位认真做好基础数据、包括海拔、钻机补心高的复核工作，以确定实际井深，以确保钻井施工顺利进行。 井眼轨迹控制 表 控制计划表 井段 井 深 m 垂深 M 闭合距 M 造斜率 (176。 /30m) 钻井 方式 监控方式 直井段 0～ 0 0 转盘钻 单 /多点测斜仪 直井段 ～ 0 0 转盘钻 单 /多点测斜仪 增斜段 ～ 定向增斜 无 线随钻测斜仪 水平段 ～ 0 转盘稳斜钻 进 多点 /无线测斜 仪 水平井设计 17 井眼轨迹控制主要措施 一、 直井段 (0～ ) （ 1） 本井区上部井段易发生井斜，开钻前必须对设备进行全面检查；循环系统试压合格；天车、转盘，井口三者的中心线在一条垂直线上，偏差不大于 10mm；钻井仪表灵敏、准确、记录清晰、可靠 ； （ 2） 钻进时每加一根单根，必须用平衡锤对方钻杆校直，保证开直上部井眼。 （ 3） 直井段采用防斜钻具组合，防止起步井斜 ； （ 4） 要求上部直井段 必须打直，坚持每钻进 30m 监测井斜及方位。 并根据监测结果及时合理地调整钻具组合和钻进参数 ； （ 5） 直井段钻进时应坚持打完单根 应 划眼再接单根，以利于修整井壁和满足带砂保证井下安全 ； （ 6） 发现井漏、垮塌等复杂情况，应及时倒出稳定器，待处理完恢复正常钻进后再加入稳定器；每次起钻必须检查稳定器磨损情况，并按稳定器磨损限制标准进行更换；每次更换稳定器或调整下部钻具组合后，下钻要特别注意遇阻卡，遇阻后不能硬压，要划眼通过。 与稳定器连接的钻铤必须坚持每只钻头更换一次，预防断钻铤事故发生。