海总钻采技术介绍及前期研究钻采设计要点石油工程专业委员会.pdf

　　一、海上钻采技术特点二、海上钻完井作业程序三、主要钻采技术四、前期研究钻采设计要点按水深主要分成三个大的区域：小于6米区域、300米区域及300米以上区域，一般称水深小于6米的区域为滩涂区，水深在6~300米的区域为浅海区，米博体育水深大于300米的区域为深海区域。水深小于6米的区域为滩涂区，由于在潮差下很多地方会露出水面，对钻井船及支持作业的设施来说都出现了很多的困难。水深在6~300米的区域的浅海区域，现在海总开发的绝大部分装备都是为这样的海区设计的，也是目前绝大多数在开发油气田的所在区域。在水深大于300米的区域，在钻井和完井的过程中，要求钻完井设备相对平稳地“固定”在一个位置上。1、海油陆采：即从海岸边打定向井开采海上的油气。2、人工岛3、导管架平台4、水下井口+FPSO/处理平台+FPSO1011海上油气田投资高：钻完井、工程设施、施工机具平台空间有限：操作费用高：支持费用少井高产：多层合采、水平井单平台控制面积大：井斜大12隔水：解决在海水中钻井的问题1、隔水导管2、隔水管隔水导管的主要作用是隔离海水，建立一开的循环通道，支撑必要的井口设施重量。在浅海环境区域，隔水导管的下入通常有两种方式，一种是目前使用量最大的叫做锤入法，另外一种方法叫钻入法。13隔水导管下入深度研究：与石油大学合作对隔水导管的下入深度进行了深入细致的研究，在国际上首次提出了隔水导管的定量下深问题，目前这一成果已经广泛地应用于中国海域的油气田的开发建设中，取得了良好的效自重海浪流井口压海冰海风14183/415KPSIWellheadConnector183/4“Wellhead21LowPressureRiserTelescopicJoint183/415KPSIBOPLowerMarineRiserPackagethGenerationSemiLowerFlexJointConventional21”RiserSystem15（1）钻井的数量（5）生产管理16（1）钻井的数量在一个平台上钻多少井最合适并不完全是个定数，要看油田开发的具体要求和特点。通常情况下和选择的钻井方式是有直接关系的，如果是用自升式钻井船来作业，就受到井口覆盖区的影响。井口覆盖区一般在60英尺X24英尺。鉴于受到钻井船覆盖面积的限制，这样的钻井方式即便是采取两次靠船方式，总的钻井数量一般在50口以内。采取平台钻机，覆盖区域一般没有限制，但是受井深，井斜，防碰等问题的限制，井数通常在50口井左右。17井深的增加，意味着需要的钻井能力加大，如果是平台钻机钻井，那么所选择的平台钻机就有可能上升一个档次；井深的增加，意味着钻井难度的加大，同时也意味着钻井工期加长，钻井成本的增加；井斜的增加，意味着固井难度的加大，电测难度的增加，甚至是常规的电测方法不能正常使用，从而对取得有效资料造成困难；井斜的增加，意味着很多的完井方式的使用受到了限制，如钢丝作业、滑套的使用等；当然也带来一些意想不到的好处：储层的暴露面积增大，产能可能提高。18（3）钻井干扰一个平台上的井数过多会导致钻井的干扰问题，主要的影响是对钻井设施和定向井工艺技术的挑战：一方面是要控制井口间距，从而有效地控制井口区的面积和跨度，使得满足于钻机底座的跨距对梁和桩的受力合理，或者在有限的空间内使悬臂梁钻机能够覆盖率更高。另一个方面是定向井工艺方面的影响，一个是测量方面，由于井间距小引起的磁干扰作用，我们通常使用的测量方位的技术就很难用上，用陀螺仪器在技术上又很难随钻测量，或者说成本相当的高。19数据传输20受到多方条件的限制，海上的修井成本也相当的高，改变采油方式就意味着增加投资，因此，在完井的设计上一般强调一次到位。但是，实际上做到一次到位是相当难的，因此需要设计者能够在最初的设计中考虑问题尽可能的周到。21生产管理虽然不属于我们钻完井的工作范畴，但是在这里我们还要提到它，因为在我们的完井管柱设计中，我们的任何设计功能都要体现在以后的管理中见效。如：压力监测，分层控制等。22一、海上钻完井的特点二、海上钻完井作业程序三、主要钻采技术四、前期研究钻采设计要点23常规钻完井作业内容：24所需天数累计天数钻前准备0.220.2一开钻36井眼2450.220.4下30隔水导管、固井、候凝1.321.8移井架、钻前准备0.222.0二开钻26井眼4450.612.6下20套管、固井、候凝4400.693.30.443.7二开钻17-1/2井眼15052.506.2下13-3/8套管、固井15001.017.210移井架、钻前准备0.227.411钻12-1/4井眼410520.0327.512下9-5/8套管、固井41001.8929.413移井架、钻前准备0.2229.614钻8-1/2井眼44235.9235.5序号作业内容时间（小时）累计时间（小时）3636.0下打孔管1854.01064.0起管柱1482.0下生产管柱，插入，坐封72154.0156.0折合天数(天)6.525一、海上钻完井的特点二、海上钻完井作业程序三、主要钻采技术四、前期研究钻采设计要点26常规海洋钻采技术大位移井高温高压井深水非常规：页岩气/煤层气/致密气271.顶部驱动技术；2.海水钻进技术；3.专用的PDC钻头技术；4.PDC钻头＋井下导向马达＋MWD全井段钻井技术；5.旋转导向及LWD随钻测井井眼轨迹控制技术、实行各专业联合办公、无缝链接的实时可视决策技术；6.满足快速钻井要求能保护油层及生态环境的钻完井液技术；7.组合测井技术及不占用钻机作业时间进行固井质量检测技术；8.钻井固井交叉作业和无候凝时间固井技术；9.同段同尺寸井眼集中钻进和表层套管同深段的钻井工艺；10.泥浆固相含量高效控制技术；11.油井高效清洗技术；12.超完善射孔工艺技术；TCP负压射孔及隔板传爆技术；13.优质筛管/梯级筛管适度防砂技术；14.一趟多层高速水充填完井技术；15.压裂充填防砂技术；16.及时返排零浸泡工艺技术；17.电潜泵和电潜螺杆泵机采工艺技术；18.低频启泵控制生产压差投产工艺技术；19.一变多控/一对一地面机采设备技术；20.多层配注技术；21.酸化解堵技术；28大位移井是一种具有自己技术特点和条件的特殊定向井测量深度与垂直深度（水垂比）

　　＝2的大斜度定向井或水平井流花和西江24-1油田生产调整井均为大位移井，部分井属于高水垂比大位移井范畴11-1-3PRELIMINARYWELLDESIGNSUMMARYSCHEMATIC008000 10000 12000 14000 Throw (feet) VS(feet)大位移井水垂比：测量深度VS/垂直深度TVD 29 大位移井开发模式成为南海东部海域油气田开发的重要途径 1997-2007年，共实施了21口大位移井，西江24-1边际油田和流花11-1东高点3井区油藏得到开发，并延长了整体油田经济开发寿命 1997－2006年，流花和西江油田应用的大位移井项目实现：投资18亿元，新增产油54百万桶，新增产值160亿元 30 目前世界记录: BP Wytch Farm-M16井 水垂比（Step－outratio）=6.55 2007年该记录被打破国内： 大位移井记录：西江油田24-3-A14井 水垂比＝2.7高水垂比大位移井：流花11-1-B3ERW4 水垂比＝4.58（泥线 根据《海洋钻井手册》的定义，地质预计 或实测井下温度高于150、井底压力大于 68.9MPa或地层孔隙压力梯度超过1.80g/cm 井，称为高温高压井。32 高温的影响：橡胶配件、测井仪器、钻井液、固井、固控设备、完井测试工具、套管及丝扣 高压的影响：台阶多、过渡快、压力预测难、高密度钻井液的流变性控制、完井液类型选择、储层保护措施 33井身结构设计： 破裂压裂小 安全密度窗口较窄 表层开路钻进 采用优质钻井液 34 智能完井： 两层选择性生产 液压控制阀门开关 On/off控制 35 36 一、海上钻完井的特点 二、海上钻完井作业程序 三、主要钻采技术 四、前期研究钻采设计要点 37 前期研究阶段 油田开发 阶段 生产阶段 勘探阶段 预可行性研究 可行性研究 ODP研究和编制 储量报告 可研审查 ODP审查 投产准备 废弃 基本设计和单井钻完井设计 钻采设计 探井设计 钻采工程设计贯穿油气田全寿命周期。 一、钻采设计概述 钻采工程设计包括：预可研、可研、ODP、基本设计、单井施工设计、油气井弃置 38 二、前期研究钻采设计要点 （二）钻井工程 1、腐蚀预测及防腐方案； 2、岩石力学及井壁温定性 （一）设计基础 井口及钻井井控设计10. 临时弃井及井口回接 11. 钻井器材清单、进度计划及费用 39 （二）钻井工程 临时弃井及井口回接10. 钻井器材清单、进度计划及费用 可能涉及到的专题研究 40（三）、完井工程 1、完井方式 主要分为: 满足油藏开发要求，选定的完井方式应能满足正常生产过程中： 经济因素考虑的因素 41 2、防砂设计——出砂影响因素 不适当的增产措施(酸化和压裂)。（三）、完井工程 42 3、射孔设计 射孔是利用高能炸药爆炸形成射流束射穿油气井的套管、水泥环，建立油气层和井 筒之间的油气流通道的工艺: 高压喷射和喷砂射孔（三）、完井工程 43 4、完井液设计 完井液体系应与钻井液优选作为一个整体考虑，完井液体系不仅要对储层 特性具有很好的适应性和优良的储层保护效果，而且要求与其它的入井流 体（地层水、钻井液、水泥浆）的配伍性好，具有改善前面作业中可能产 生的污染的能力和很好的综合保护储层效果。 设计原则 （三）、完井工程 44 5、完井管柱 满足后期修井(包括大修井)作业的要求 考虑到平台空间等条件的限制，管柱的设计结构尽可能简单，便于操作施工设计原则 设计特点 （三）、完井工程 45 （三）、完井工程 6、井口装置及采油树——分类 单管采油树安装在单油管完井的井口装置上，除了有分体式和整体式之外,还分单翼和双翼 双油管采油树安装在双油管完井的井口装置上，用于两个油层同时而又独立开采的生产控制 46 （三）、完井工程 7、投产方式 投产是油气井完井后投入正常生产前的最后一道工序，一般在采油树安装及地面管线连接作业 结束后进行。海上油气井投产方式可分为以下几种： 替柴油诱喷投产。通过替柴油造井底负压，诱导地层流体进入井筒，适用于储层物性较好的气井。 连续油管氮气气举诱喷投产。通过连续油管氮气气举作业排空部分管内液体，造井底负压，诱导地层流体进入井筒，一般用于储层物性较差、难以用替柴油方法喷活的气井。 气举排液投产。通过气举阀排空部分管内液体，造井底负压，诱导地层流体进入井筒。适用于气举管柱井。 投产作业时，若生产流程已安装完毕，则产出液可直接进入流程，否则需要额外的容器来盛放 投产产出液。 47 （四）、采油工程 1、油管选择---设计原则 （1）在给定的地面工程条件下能满足配产要求，避免发生冲蚀； （2）减少流体的滑脱损失和摩阻损失，充分利用油气井自身能量，维持较长的自 喷生产期； （3）对于气井，减少气体的滑脱和摩阻损失，充分利用气井自身能量携液； （4）对于机采井，油管下深与尺寸选择，要充分考虑节能。 48 （四）、采油工程 2、机采方式选择 人工举升方式设计原则 1）从技术上能够满足油田配产要求； 2）油井免修期长，保证生产时率高，修井作业方便； 3）机采地面设备占地面积小，对地面工程影响小； 4）易于日常生产管理和调产灵活方便； 5）机采效率较高，投资较低。 49 3、流动安全保障---防蜡措施 （四）、采油工程 析蜡温度 优点 缺点 化学药剂 初期投资低 操作费高、平台增加配注系统 隔热油管 效果较好 操作简单 初期投资高、受强度及防腐限制 电伴热+隔热油管 效果较好 初期投资较高，增加电负荷，井下施工较复杂，增加修井 频率 金属防蜡器 操作简单方便 使用效果需进一步检验 机械除蜡 根据生产情况灵活处理 作业成本高，需定期处理 通过对比井筒温度剖面与析蜡温度， 计算析蜡位置，根据油田特点与周边 相类似在生产油田类比，优选和是的 防蜡措施。 50 3、流动安全保障---防垢措施 （四）、采油工程 根据地层水物性，以及井筒压力温度剖 面以及配产指标预测结垢的可能性，并 类比周边类似在生产油田的生产状况。 并分析结垢发生的位置，优选合适的防 垢措施。 优点 缺点 化学药剂 初期投资低 操作费高、平台增加配注系统，需根据不同地层水 特征实验优选药剂 机米博体育 米博官网械除垢 效果较好 操作灵活 需关井停产，作业成本高 金属防垢器 操作简单方便 使用效果需进一步检验 51 在没有流动的情况下，地层流体进入井筒的量较小，不会产生较长的凝固段。 若地层流体进入井筒，在凝固段不长的情况下，可通过电潜泵解除凝固段恢复油井生产。 即使出现地层流体（纯油柱）充满井筒凝固后无法启井的情况，也可以通过修井作业恢复油井的生产。 安全阀第一步：处理后生产水替换井筒内流体 第二步：挤入柴油(3m 地层原油 凝固安全阀 ：原油屈服强度，pa；L:凝固管段长，m； 惠州25-8油田，凝固长度560m，再启动压力：4.5MPa，电潜泵能够实现再启动 3、流动安全保障---防凝措施 （四）、采油工程 关注点： 柴油需挤入安全阀以下52 3、流动安全保障---水合物 水合物 生成区域 井筒温度压力剖面 对于气井，需要计算正常生产期间与生产后期的井筒温度剖面，若生产期间存在水合物生成条件，则需采取水合物抑制措施（保温、加热、注化学药剂） 在关井工况下，井口温度降至海床温度，可能达到水合物生成条件，为保障安全阀的安全，要求安全阀下入地温高于水合物生成温度的位置 （四）、采油工程 关注点： 化学药剂的选取53 4、井口压力温度计算 （四）、采油工程 dp sin dE dv dzdZ dZ 海水段（空气段）的影响电泵影响 原油乳化影响（稠油） 考虑总传热系数 凝析现象 流型流态变化 应该考虑： 54