下载文档原格式
控压钻井条件下井身结构优化设计要点分析控压钻井是一种常用的钻井方法，它通过精确控制井内的压力，来防止井底发生失控情况，保障井眼稳定并提高钻井速度。
在控压钻井中，井身结构的设计优化是必要的，它能够影响井眼稳定性、钻井速度、钻井成本以及人员安全等方面。
下面是关于井身结构优化设计要点的分析。
井身的强度和稳定性是优化设计的重要方面。
在井深较大、井眼直径较小的情况下，井身要能够承受来自地层侧压力和井液压力的巨大力量。
对于井身材料和结构的选择需要考虑强度和稳定性的要求。
合理选择钢管的规格和级别，采用加强井壁厚度或设置支撑环等措施，可以有效提高井身的强度和稳定性。
井身结构的设计要考虑尽量减小井眼直径变化，使得井筒的直径变化尽可能平滑。
因为井眼直径变化过大会容易导致井壁塌陷和钻杆卡钻等问题，增大钻井作业难度。
优化设计时要尽量减小井身结构中的直径变化，避免出现过渡段设计不合理的情况。
井身结构的设计还要考虑到井轴线与地层轴线的一致性。
井眼直径变化过大会导致钻井管与地层接触面积增大，增加井眼稳定问题。
在设计井身结构时，要尽量维持井筒的直径一致性，减小井轴线与地层轴线的夹角，保证钻井管与地层接触面积的最小化，提高井眼稳定性。
井身结构的设计也要考虑到井内液体的流动情况。
优化设计要点之一是减小井壁摩擦阻力，提高液体在井内的流动效率。
可以通过调整井身结构的粗糙度，减小井筒的光滑程度，来减小液体在井内的流动阻力。
井身结构的设计还要尽量减少有害气体的积聚，提高井内气体的排放效率，保障钻井作业的安全。
控压钻井条件下井身结构优化设计要点包括强度和稳定性、减小井眼直径变化、维持井轴线与地层轴线的一致性以及减小井壁摩擦阻力等。
通过合理的井身结构设计，可以提高钻井作业的效率和安全性，降低钻井成本。
井身结构优化设计方法摘要：分析了国内外井身结构系列的特点，讨论了井身结构设计原则和井身结构设计系数。
探讨了井身结构设计方法；提出了井身结构优化方案。
为钻井工程设计提供了参考依据，具有一定的实用价值。
关键词：井身结构；套管系列；优化设计；设计系数；原则；方法1 国内外井身结构系列分析评价1.1 国内常用井身结构系列的分析评价国内常用的井身结构系列在地质条件不太复杂的地区是适用的，这已为钻井实践所证明。
但在复杂地质条件下，如此少的套管和钻头系列便显示出局限性。
主要存在以下几方面的问题：（1）套管层数少，不能满足封隔多套复杂地层的要求。
目前采用的套管程序中仅有一至两层技术套管，在钻达设计目的层前只能封隔一至两套不同压力系统的地层，遇到更多的不同压力系统的地层只能把目的层套管提前下入，结果是提前下入了层套管井眼就缩小一级，最后无法钻达设计目的层。
（2）目的层套管（7＂和5＂）与井眼的间隙小，易发生事故。
在81/2＂（215.9mm）井眼内下7＂套管，其接箍间隙为9.1mm。
在6＂（57/8＂）井眼内下5＂套管，接箍间隙只有5.6mm（4.0mm）。
由于套管与井眼的间隙小，易发生下套管遇阻或下不到预定深度，且固井质量难以保证。
（3）下部井眼尺寸（6＂或57/8＂），不利于快速、优质、安全钻井，也不能满足采油工艺和地质加深的要求。
1.2 国外常用井身结构系列的特点（1）开眼直径大，导管和表层套管尺寸大。
大多数深井及超深井大都采用一层至两层较大尺寸的导管来封隔多套不同压力系统的复杂地层，给下部井段套管及钻头尺寸的选择留有充分的余地。
而且下部井眼可采用较大尺寸钻头钻进，有利于钻井作业。
（2）完钻井眼尺寸大。
全井能用5＂或更大尺寸钻杆钻进，能使钻头类型及钻井水力参数得以优化，有利于采油和井下作业。
（3）套管与井眼尺寸选配合理。
较小井眼尺可能选用大尺寸钻头，大尺寸井眼尽可能选用较小尺寸钻头，利于充分发挥钻头的破岩效率，提高机械钻速，降低钻井成本。
是卡钻的风险。
在高速钻进时，易造成PDC 钻头的损坏和定向工具的磨损，主要为螺杆扶正器衬套或旋转导向推靠装置的磨损，PDC 钻头保径齿的破坏，因此，为保护PDC 钻头和定向工具，一般做法是通过降低钻进参数，但导致机械钻速低。
(3)油田不同区域储层压力差异大，油田中部该层位属于低压油藏，北部的Basal Tena 地层压力系数为1.366，属于高压油藏，储层类型为中低孔、中高渗类型，南部区域开发程度低，油藏压力保持良好，接近原始地层压力，在北部和南部钻井井控风险增大，有一定井喷风险。
如果与Napo 组的两套低压油藏同存，会存在高钻井液密度污染损害Napo 组储层的情况，并且容易诱发上喷下漏的问题，需要有针对性的调整井身结构。
(4)Napo 组下部有多套含油砂岩，该层段页岩、灰岩和砂岩交替发育，页岩具有裂缝发育，松散破碎，容易垮塌，产层砂岩孔隙度大，渗透性高，井壁容易堆积较厚泥饼，容易发生压差卡钻。
(5)Napo 、Hollin 地层含高岭石层段的岩石极易水化膨胀，造成井眼缩径失稳，因此，在下入尾管过程中，存在下入困难，甚至未下到预定位置的情况，造成井下风险增高、钻井周期增长等不利。
2 井身结构优化设计2.1 地层必封点确定根据P 油田地质工程特点，结合油田开发需求，参考目前相关工艺技术水平，加上对同区已钻直井、定向井的实钻情况进行研究，分析得出本区块纵向上存在三个必封点：(1)必封点1：井深10～50m 左右。
地表浅层疏松，易窜漏，若长时间浸泡，还可能出现垮塌，造成钻机底座不平稳等风险。
(2)必封点2：Tiyuyacu 组上部。
一方面，上部第三系地层新，欠压实，存在大段泥岩和页岩，易水化膨胀，井壁稳定性差；另一方面，虽然上部泥、页岩层和下部大段砾石层防塌需求高，但二者防塌机理不同，钻井液性能差异大。
因此，将必封点设在Tiyuyacu 组上部，以适时封隔晚第三系高水敏性垮塌层。
(3)必封点3：Napo 组上部。
钻井技术的综合运用及效果分析综合运用钻井新工艺、新技术，不断提高钻井质量和效率，优质高效地完成了钻井，赢得了甲方的高度认可，同时为钻井公司开拓外部市场，提高经济效益做出了积极的贡献。
标签：钻井技术；综合运用；效果分析充分利用现有设备的基础上，通过认真分析钻井地下情况，全面加强技术管理，使钻井新工艺、新技术得到推广应用，实现了降低成本，提高效益、提升质量的多重效果，在实践中获得了较好的成绩。
1 提高综合钻进效率的措施1.1 高压喷射钻井在钻井速度的提速中，应用高压喷射技术进行钻井是重要措施之一，也是钻井工艺科学化的重要标志。
我们通过合理配备钻头水眼，减少钻头对钻屑的重复切削，同时优选钻进参数，适当强化转速和钻压。
对于上部泥砂岩地层，以转速提高作为主要手段，通过深层以加大钻压为主，达到最优的水力破岩与清除岩屑效果，钻头的钻进机械钻速得到提高。
1.2 PDC+螺杆高效复合快速钻进技术PDC钻头+螺杆钻具组合在多口油井中的上部砂岩、含砂泥岩的使用和定向稳斜、降斜中的使用，明显地提高机械钻速，极大的节约了柴油，降低了成本。
PDC钻头+螺杆高效复合钻进技术的应用根据井身结构选择螺杆的型号利于定向纠斜，减少了变换井底钻具组合的次数，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，带来了可观的经济效益。
通过现场应用，对于五道翼PDC钻头使用效果更好，在部分井段使用机械钻速高达35m/h。
对部分直井段普遍使用PDC+螺杆，加欠尺寸的稳定器的定向导向系统钻进，效果明显。
同等条件下，使用PDC+螺杆要比牙轮和转盘钻的综合效益和速度要高30%左右。
1.3 配制合理的钻井液，采取预防措施，保证电测顺利针对辽河油区地层岩性特点，二开、三开使用钾铵基聚合物体系，KCL-两性金属离子聚合物防塌钻井液有着良好的抑制粘土分散和井壁稳定的作用、独特的流变性能、较强的携岩能力和较好的静止悬浮能力。
稳斜段钻进中不断补充润滑剂和聚合物胶液加入腐钾改善泥饼质量和增加泥浆抑制性，确保井眼稳定，确保施工过程的万无一失。
钻井井身结构优化设计的实践应用及成效
作者：邵松林
来源：《现代经济信息》2013年第10期
摘要：近年来，大庆油田针对单位产能投资不断攀升的实际，结合不同区块地质特点，在保证钻井安全的前提下，相继采用减少套管层数、降低井筒用钢等级、实施小井眼作业等办法对钻井设计进行了优化、简化，减少了钢材、水泥等材料用量，提高了机械钻速，使大庆油田完钻井的钻井经济技术指标较以往大幅度改善，提高了油田勘探开发的综合效益。
关键词：大庆油田；井身；设计
中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）05-0-01
井身结构设计是钻井工程设计的重要内容，优秀的井身结构设计在保证钻井作业安全顺利进行的同时，又能合理降低钻井费用，使产能投资费效比趋近合理。
一、直井井身结构优化及效果
大庆油田在直井设计优化上遵循“小、少、薄”的原则来优化井身结构：“小”——应用小井眼技术，使用小口径套管；“少”——减少套管层数，减少表层及技术套管下管深度；“薄”——精确计算套管安全系数的前提下，采用低等级钻管。
按照上述井身结构优化原则，分别组织在方正区块、海塔区块以及中浅层欠平衡井、深层天然气直井进行了设计优化应用，并取得了良好效果。
1.方正区块结构优化
方正区块地处松辽盆地边缘，其地质结构地层成岩性较好，没有浅层气，地层相对稳定。
因此2010-2011年针对方正地区地层特性，重点围绕达连河组以上地层井壁稳定性和宝泉岭组成岩特征开展了技术攻关，并结合现有测井、录井资料开展三压力预测，最终确立了3800米内井身结构由三层套管改为二层套管，减少表层套管下管深度的结构优化设计方案。
实钻结果表明，方602#通过三层套管改为两层的井身结构优化方案，机械钻速提高至5.2米/小时，建井周期相对原设计减少12天，节约费用118万元；节约套管53.63吨、34.86万元；节约水泥等其它费用约21万元，合计单井节约直接费用173.86万元，相对原设计节约成本近10%，经济效益明显。
2.海塔区块结构优化
海塔区块地层力在（0.91-1.05）之间，属于正常压力地层，井径不易塌陷，井控风险低。
因此根据地质条件在井身结构优化设计上采用缩小井眼尺寸，调整技术套管下深的办法来进一步提高钻速，降低成本。
通过采用小井眼井身结构优化方案，不仅解决了原设计中存在的大井眼返速率低、电测和下套管遇阻、套管环空不畅等的问题，还取得了较好的经济效益。
其中钻速平均提高18.7%，建井周期节约3.57天，同比节约费用31.75万元，节约套管费用8.89万元，节约其它费用3.22万元，平均单井节约投资43.84万元。
3.中浅层欠平衡井结构优化
在朝、芳、永区块选定3口低压、低渗泡沫欠平衡井实施优化。
原设计方案技术套管下到欠平衡井段上部（1500m左右），经研究和风险论证，技术套管深度可下到嫩江组（1000m左右）。
三口井比原设计少下表层套管2728m，共节约钢材162.14吨，节约直接费用135.9万元。
经过钻井实践，3口井全部安全顺利完井。
4.深层天然气直井配套优化
在徐深区块深层天然气直井钻井设计中，通过钻头优选，2011年7口井实现2只PDC完钻，同比邻井平均机械钻速提高31.80%、单井节约钻头1.14只、缩短钻进周期11天。
合计节约费用47.05万元。
二、深层水平井井身设计优化方案及效果
1.优选套管钢材
徐深区块地层二氧化碳含量高，对套管腐蚀严重，原设计井管柱全部采用13Cr防腐套管及油管，成本费用高。
为降低成本，组织力量进行了针对性研究，根据地层区域CO2富积区域及分压压力情况，将井管柱优化设计为：封隔器+普通碳钢套管方式+13Cr套管方式，既封隔器座封井段采用13Cr材质套管，其余井段采用普通碳钢套管。
经设计优化后，减少了13Cr 套管的使用量，有效降低了钻井投资。
该设计方案先后在徐深1、徐深6、徐深22区块的三口天然气深井中得到应用，节约
13Cr套管8514米、215吨，降低直接费用771.85万元。
2.缩小井眼尺寸
在徐家围子地区天然气深层水平井设计工作中针对登娄库组地层段井壁易剥落，营城组及其以下地层硬度高、温度高等地质特点和水平井施工中存在的大井眼造斜难、钻速慢等问题，从“缩小井眼尺寸、优化井眼曲率”两方面出发，精细计算管柱在不同井眼曲率条件下的岩层通
过能力，将先期开展的降摩减扭技术研究应用于实际，形成了小井眼水平井钻完井优化设计方案，并在徐深平34井成功应用，显著提高了钻井速度。
应用小井眼优化设计方案后，徐深平34井的机械钻速达到了2.65m/h，较邻近徐深平32井提高31.84%，较徐深平1井提高18.3%。
徐深平34井钻井周期为179.8天，较邻近徐深平32井缩短87.95天，比徐深平1井缩短20.78天，缩短10.36%。
通过缩短建井周期，相比设计优化前节约直接成本1065万元，降低投资达22.1%。
三、中浅层水平井设计优化方案及效果
垣平1井是中浅层水平井井眼轨道优化代表性方案。
此井位原初步方案布置多口水平井，虽技术上较易实现，但投资大，单井产量低。
对此相关人员在井眼轨道优化、井身结构优化、钻井参数优化、摩阻扭矩优化等方面进行了充分的研究分析，确定了水平段长达2660米的单口水平井设计方案，并成功应用，刷新了当时中国陆上最长水平段纪录。
根据垣平1井水平段长和压裂情况来看，该井至少相当于三口常规水平井产量，减少约5000m直井段施工量，节约钻井施工费用约1750万元，在投资与收益方面都取得了显著成效。
四、侧钻井技术的应用及效果
油田开发中后期，为了提高低产老井利用效率，降低开发成本，组织开展了侧钻小井眼水平井技术研究，并在宋深102等3口井上进行了实际应用，使低效井得到了新生，在产量增长的同时，也节约了重新布井的费用。
井身结构优化设计所产生的良好效果，使得上述各项技术措施在油田生产中得以大面积应用。
据不完全统计，2012年，大庆油田完成4000余口开发井井身结构优化设计及应用工作，累计节约钢材9130吨，节约水泥4.08万吨，减少岩屑排放量2.43万立方米，因设计优化因素提升钻速0.5%以上，节约钻井综合成本近3亿元。
通过近几年井身优化设计工作，油田产能建设投资的降本增效工作取得了一定的成效，由于受诸多客观因素的限制，部分优化设计的应用范围还有待提高。
但相信随着自有技术逐步突破，通过钻井设计优化实现油田开采后期的产能投资的有效控制还有很大空间可为。
