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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。
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。
149提速提效是钻井技术发展的趋势，通过技术攻关切实解决油田勘探开发面临的难题，从而为油田高效开发保驾护航[1-4]。
随着全球能源结构的不断变化和天然气需求量的不断增加，储气库的建设越来越受到人们的关注，而储气库水平井作为一项新兴技术，具有储层渗透性好、储气能力强、钻井周期短等优点，在储气库建设中得到了广泛应用。
储气库水平井井身结构的设计是一项复杂的工作，需要考虑多种因素，如储层的地质条件、储气能力、钻井设备、材料强度等[5]。
因此优化储气库水平井井身结构，提高储气能力和钻井效率，是当前储气库建设中的一项重要任务。
1 技术研究背景储气库水平井井身结构优化技术应用价值非常高，能为我国能源工业的发展和进步做出重要贡献。
首先，优化后的井身结构，可以更好地适应储气库的地质条件和生产环境，避免传统受到外部因素干扰导致产能下架的弊端，进一步储气库的储气能力。
同时由于结构得到优化，干扰因素减少，钻井效率提高，这对于提高储气库的经济效益和社会效益具有重要意义[6]。
其次，保护储气库的地质环境。
优化后的井身结构能减少对储气库的地质环境的破坏，避免出现渗漏、坍塌等问题，减少对地层的破坏和污染，便于储气库水平井可持续发展[7]。
最后，满足储气库产能扩大的需求。
优化后的井身结构得到稳固，储气能力和储气效率显著提升，满足日益增长的储气量需求，对于保障国家能源安全和能源战略的实施具有重要价值。
2 储气库钻井技术介绍随着技术的革新换代，如今储气库水平井井身结构优化技术已经演化出很多技术分支。
2.1 套管钻井技术套管钻井技术是指在套管中钻井，减少钻井液对储层的污染和破坏，提高储气库的储气能力。
该技术适用于储层较稳定、地层压力较高的储气库。
在套管钻井过程中，使用套管作为钻井的支撑结构，能够避免钻井渗漏的情况产生，降低污染和能源浪费，保证生产安全[8]。
2.2 欠平衡钻井技术欠平衡钻井技术是指钻井在钻进过程中，保持欠平衡状态，通过控制钻井液的压力，使其低于地层压力，减少对储层的压力和破坏，优化储气库的地质环境，确保安全生产。
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。
梨树断陷SW水平井优化钻井技术应用摘要:十屋(SW)水平井属于梨树断陷中央构造带车家窝堡圈闭构造,设计井深2600m,设计常规井眼和非常规井眼二种井身结构,钻井过程中钻遇地层岩性复杂,研磨性强,造斜段和水平段轨迹控制难度大,机械钻速低。
本文介绍了PDC钻头的优化和钻具组合、钻井参数的优化在五口井上的应用,取得良好效果,大幅度提高机械钻速。
关键词:PDC 钻头钻具组合钻井参数优化(SW)水平井十屋(SW)水平井属于梨树断陷中央构造带车家窝堡圈闭构造,设计井深2600 m,设计的井身结构有二种类型,一是常规井眼,Ф311.2 mm钻头一开,下入Ф244.5 mm表套,Ф215.9 mm钻头钻达设计井深,下入筛管完井,水平段长400 m,水平位移800 m左右;二是非常规井眼,Ф215.9 mm钻头二开,钻达设计造斜点开始定向,达到A点后下Ф177.8 mm技术套管,使用Ф152.4 mm钻头三开钻达地质目的层完钻,下入Ф114.3 mm5～8级压裂滑套封隔器尾管完井,水平段长400～600 m,水平位移800～1000 m。
钻井过程中钻遇青山口组、泉四段、泉三段、泉二段、泉一段、登娄库组和营城组,其地层岩性复杂,研磨性强,造斜段和水平段轨迹控制难度大,机械钻速低。
为提高机械钻速,钻井过程中对钻头、钻具组合和钻井参数进行了优化,现场应用五口井,取得良好效果。
1 钻具组合与钻井参数的优化1.1 常规井眼(1)PDC钻头+钟摆钻具组合。
φ215.9 mmbit+φ177.8 mmDC×2根+φ214 mmSTB+φ158 mmNMDC+φ158 mmDC×9根+φ127 mm斜坡加重钻杆×18根+φ127 mmDP。
钻井参数:钻压30 kN,转速110 r/min,泵压10 MPa。
(2)牙轮钻头+钟摆钻具组合:φ215.9 mm3Abit+φ177.8 mmDC×2+φ214 mmSTB+φ158 mmNMDC+φ158 mm DC×9根+φ127 mm斜坡加重钻杆×18根+φ127 mmDP。
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。
