渤海油田探井井身結構優化可行性研究

耿立軍蔡金亮王曉鵬馬立(.中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459；.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司， 天津 300459)

渤海油田探井井身結構優化可行性研究

耿立軍1蔡金亮1王曉鵬1馬立2(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300459；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司， 天津 300459)

在國際油價持續低位徘徊的大環境下，鉆井成本控制也越來越嚴格。本文著眼于小井眼鉆井技術，從井壁穩定性、固井質量、鉆井工藝、套管校核、水力參數、摩阻扭矩等方面，分別論證渤海地區優化后的小井眼井代替常規經驗井身結構的可行性。得出了小井眼井更有利于井壁穩定和提高機械鉆速；滿足固井質量要求；鉆具組合及配套工具無需特別定制；水力參數設計滿足要求；具有更小的摩阻扭矩值等結論。通過與常規井身結構井的對比分析，優化后的小井眼井極大降低了作業成本，可以在渤海地區逐步推廣應用。

小井眼;探井;井身結構優化;降本增效

Abstract:In the general circumstances of international oil price which remains lows,the control of drilling cost is more and more strict. This article focuses on the technology of the slim hole drilling,From the wellbore stability,cementing quality,drilling process,casing check,the hydraulic parameters,friction torque and so on,All of them prove respectively that feasibility of that optimization of slim hole which which conventional experience well structure in Bohai area.In conclusion; Slim hole is more conducive to the stability of the borehole wall and improve the drilling speed,meet the requirements of cementing quality,drilling tools and supporting tools are not required to be customized; meet the requirements of the design of hydraulic parameters and smaller friction torque.By comparing with the conventional well structure,the optimized slim hole can greatly reduce the cost of operation,and can be widely popularize apply in Bohai area.

Keyword:Slim hole; Exploration well; Well structure optimization; lowering cost and improving ef fi ciency

0 引言

科學、安全的鉆井和經濟有效的開采是井身結構設計的重要前提，合理的井身結構設計可以很大程度上避免鉆完井過程中發生復雜事故，保證作業安全快速的進行，從而縮短施工工期，降低工程作業成本。目前渤海采用的常用井身結構為：一、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8“套管)*12-1/4”井眼(9-5/8”套管)；二、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8”套管)*12-1/4”井眼(9-5/8”套管)*8-1/2”井眼(7”套管)；三、24”隔水管*17-1/2”井眼(13-3/8“套管)*8-1/2”井眼(7”套管)；此結構嚴格遵從API標準，較為成熟，也是目前國內應用最為廣泛的井身結構。

在國際油價持續低位徘徊的大環境下，鉆完井成本控制也越來越嚴格，小井眼井具有高鉆速、低成本的優點，可以在一定程度上滿足低成本施工的目的。據國外實驗數據統計，小井眼鉆井作業費用只占常規井眼作業費用的60%-70%，在探井和邊緣地區，甚至可以達到正常費用的30%-50%[1-2]。與此同時，小井眼消耗的材料也較少，降低了對環境污染[3]。小井眼鉆井技術具有常規鉆井技術的特點，卻因其較小的井眼尺寸而降低了施工成本，可以滿足渤海大部分探井鉆井施工。優化后的小井眼井身結構為：表層12-1/4”(10-3/4”套管)*9-1/2”井眼(7-5/8”套管)。本文主要從井壁穩定性、固井質量、鉆井工藝、套管校核、水力參數、摩阻扭矩以及經濟性等方面對渤海地區小井眼技術的可行性進行分析。

1 鉆井可行性分析

1.1 井壁穩定性

鉆井井壁穩定問題在全世界石油鉆井工程中廣泛存在[4-5]，縮小后的井眼井壁較原始尺寸井眼井壁穩定性方面是否有優勢，需要對地層破裂壓力和坍塌壓力與井眼尺寸之間的關系做相關分析。

根據Mohr-Coulomb強度準則，由于破壞面上的內聚力和法向力產生的內摩擦力變化，巖石發生失穩，當井壁巖體上徑向和切向應力差達到某一數值，發生剪切破壞，井眼坍塌[6]，此時對應的鉆井液密度為地層坍塌壓力下的鉆井液密度。相關公式為：

根據地層坍塌壓力對應的鉆井液當量密度關系(如圖1)所示，井眼尺寸越小，坍塌壓力越小而破裂壓力越大，安全泥漿密度窗口寬，有利于維持井壁穩定。但坍塌壓力變化幅度與井眼尺寸變化不成正比，井眼越大，變化幅度越小。井眼尺寸由12-1/4”減小為9-1/2”，有利于保持井壁穩定性，有利于提高機械鉆速。

圖1 井眼尺寸與地層坍塌壓力當量密度關系

1.2 固井質量

注水泥施工環節是固井工程中的關鍵環節，注水泥施工的成敗直接影響著油氣井的生命周期[7]。優化后的小井眼井，由于其較小的環形空間，套管不易居中，同時存在著較大的環空壓力和施工泵壓，頂替效率不高，容易壓漏地層等一系列問題，其固井施工難度較大，固井質量較常規井眼井不容易控制[8-9]。

表1 井身結構及套管程序設計表

從表1可以看出，小井眼對應的套管環空間隙最小為3/4”，根據《海洋鉆井手冊》固井質量要求：套管與井眼環空間隙一般應大于 19mm，滿足條件。

1.3 鉆井工藝

渤海常用的鉆具組合，表層12-1/4”井眼為常規鉆具，二開9-1/2” 井眼鉆具與8-1/2 ″井眼基本相同，只需調整扶正器尺寸。套管頭及套管附件，10-3/4”和7-5/8”套管為API標準套管，附件符合《SY/T5394-2004 固井水泥頭及常規固井膠塞》。陸地油田已廣泛應用，套管頭、套管鉗、吊卡水泥頭、膠塞、扶正器等能從市場上直接購得。測井所用的測井工具最大外徑3-1/2”，可滿足12-1/4”至9-1/2”井眼。

表2 9-1/2”井眼鉆具組合表

1.4 套管校核

套管強度包括抗內壓強度、抗外擠強度和抗拉強度，這3個強度指標是套管最主要機械性能指標。套管的抗內壓強度由內屈服壓力公式計算，如式(2)。式中0.875是考慮套管壁厚不均而引入的系數，即允許套管的最小壁厚比API標準的名義壁厚有±12.5%的誤差。套管抗拉強度即軸向強度是橫截面積(由名義尺寸計算)和屈服強度的乘積，可由管體材料的屈服強度公式(3)確定。根據套管不同外徑與壁厚比值D/t和屈服強度，API將套管的抗外擠強度計算分為屈服強度擠毀、塑性擠毀、塑彈性擠毀和彈性擠毀四種，這四種情況的應用范圍取決于D/t的比值。

優化后的井身結構套管規格選用為10-3/4”(45.5lb/ft)、7-5/8”(26.4 lb/ft)；套管試壓20MPa；固井碰壓20MPa；井口注入壓力30 MPa；表層鉆井液密度1.08g/cm3；二開鉆井液密度1.15 g/cm3；氣侵時全井掏空；鉆井時半掏空；套管下放速度0.5m/s；套管過提50噸。校核結果(如表3)：

從表3可以看出10-3/4”套管磅級應選用45.5lb/ft，7-5/8”套管磅級應選用26.4 lb/ft，以滿足套管強度要求。

1.5 水力參數

水力參數設計中最大鉆頭水功率或最大沖擊力的工作方式效果較好，廣泛應用于中石油和中石化等陸上油田。其特點是每種工作方式都需要對鉆井液流過的各個地方進行摩阻計算。小井眼較常規井身結構最大的不同就是其循環摩阻增大。小井眼井鉆柱內鉆井液流動方式一般為紊流，其環空有可能是層流也有可能是紊流。常規井水力參數優化一般把循環摩阻和排量規為簡單的指數關系，因此忽略了環空流動紊流時的影響，在小井眼井水力參數計算時，必須考慮周全，對常規水力參數設計進行改進和優化，以滿足工作要求。

本文所論述的小井眼是在原有的17-1/2”和12-1/4”井眼基礎上縮小至12-1/4”和9-1/2”，水力參數設計屬于按常規設計就可滿足要求。

1.6 摩阻扭矩分析

目前分析鉆柱扭矩和摩阻的數學模型有軟鉆柱和硬鉆柱模型。軟鉆柱模型是基于Dawson的柔索模型。在這個模型里，把管柱考慮為沒有剛性可延伸的柔索。假定摩阻與運動方向相反?？纱_定鉆柱彎曲變形的受力，顯示彎曲的類型(正弦、螺旋等)。硬鉆柱模型考慮了管柱的剛性。以上兩種模型能用來分析鉆柱、套管柱和尾管。采用Landmark鉆井軟件設計中的Wellplan模塊進行鉆進工況摩阻扭矩分析，得出如下結果：

從表5可以看出，12-1/4”井眼最大懸重出現在上提階段，最大上提拉力值為118.58t，最大扭矩在倒滑眼階段，最大扭矩為21.27 kN·m。9-1/2”井眼最大懸重出現在上提階段，最大上提拉力值為114.59t，最大扭矩在倒滑眼階段，最大扭矩為19.35 kN·m。優化后的井身結構較原常規井眼尺寸小，其摩阻扭矩值都普遍偏小，滿足條件要求。

2 小井眼井與常規井作業對比

10井為渤海地區一口采用小井眼鉆井技術作業的實驗井，其井身結構為一開30”井眼鉆進至115.50m，下24”隔水導管；二開12-1/4”井眼鉆進至510m中完，下10-3/4”表層套管；三開9-1/2”井眼鉆進至完鉆井深1725m，電測作業結束后棄井。為方便對比，引入9井。10井與9井均為三開式井身結構，主要區別在于二開和三開井身結構的優化。兩口井在相同區塊，巖性相近，井深相當，鉆頭選型、鉆具組合、鉆井液性能，鉆井作業程序、鉆井船作業能力都具有較強的可比性，即比對條件相當，排除天氣等外在因素的干擾，對比結果較為科學合理。

2.1 提速效果分析

通過井身結構優化，10井小井眼鉆速明顯高于9井如圖(2)。

表3 套管強度校核表

表4 兩種井眼尺寸水力參數計算

表5 鉆進摩阻扭矩計算結果

圖2 10井與9井平均機械鉆速對比圖

通過對比分析兩口井的平均機械鉆速，可以發現，二開進尺390m左右，12-1/4”井眼平均機械鉆速105.2m/h，比16”井眼提高了236%； 10井9-1/2”井眼平均機械鉆速46.7m/h，與9井12-1/4”井眼相比，提速效果明顯；通過井眼尺寸優化，10井整井平均機械鉆速比9井提高30.7%。

2.2 經濟效益評價

通過對比9井，發現10井無論是鉆井器材、散料、燃油、鉆井液費用、固井費用等方面均有相應的結余，包括鉆井船、供應船等費用，節約鉆井費用及材料費用共計314.62萬元，極大的降低了鉆井作業成本，提高了作業效率。

3 總結與建議

(1)優化后小井眼井的井眼尺寸越小，井壁越穩定，機械鉆速越高。套管與井眼環空間隙大于19mm，滿足固井條件。鉆具組合及配套工具無需特別定制。水力參數設計屬于按常規設計就可滿足要求。通過對套管強度校核選取合適磅級的管材。同時優化后的井身結構具有較小的拉力和扭矩，有效降低了鉆機負荷，節約鉆井費用。

(2)通過井身結構優化設計及實施，10井與9井相比，小井眼機械鉆速明顯高于常規井眼，大大提高了作業效率，獲得了良好的經濟效益。

(3)優化后井身結構可有效降低鉆機負荷同時節約鉆井費用，所需的鉆井材料均為標準材料，可直接從市場購得(套管、套管附件、套管頭、鉆頭等)，7-5/8”套管內測試工具需特殊設計，后期可側鉆6-3/4”井眼。

(4)井身結構優化為一項系統工程，需地質油藏、鉆完井、采油生產各專業取得統一認識，甲乙方共同推動(下套管、完井、測試、打撈、套銑工具等)，建議待方案論證成熟后，在探井先進行嘗試，逐步推廣。后續針對不同區塊對各層次套管下深進行梳理，得出各區塊標準井身結構，減少復雜情況。

表6 對比 9井10井節約費用統計

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Feasibility study on the optimization of wellbore structure in exploratory wells in Bohai Oilfield

Geng lijun1Cai jinliang1Wang xiaopeng1Ma li2
(1 CNOOC Engineering Co.,Ltd.Tianjin,Tianjin 300459;2 CNOOC Enter Teach-Drilling And Production Co.,Tianjin 300459)