全国石油工程设计大赛钻完井工程设计

钻完井工程设计汇报汇报提纲1.概述2.钻机选型3.井壁稳定性分析4.井身结构设计5.钻柱组合设计与强度校核6.钻头选型及钻井参数设计7.钻井液设计8.固井方案设计9.井控设计10.完井方案设计11.钻井提速方案12.钻井周期预测13.HSE作业指导A区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8°，层内存在夹层。区块顶部构造图、剖面图如下图所示。1.1区域地质情况A断块顶面构造图A断块油藏剖面图1.2钻遇地层情况代号自m止m岩性描述备注N0312棕黄色、灰黄色砂质泥岩、泥岩防塌E312487棕褐色、棕黄色、桔红色泥岩、泥质砂岩，底部为深灰色小砾岩防塌J2t487667深灰色、绿灰色、黑灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩夹薄层砂砾岩、不等粒砂岩防塌J2x667751黑灰色、灰黑色泥质砂岩、粉砂质泥岩、泥岩防塌J1s751923黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩防塌、防漏J1b9231154深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层及煤夹层防塌、防漏T1j11541384黑灰色、绿灰色、深灰色白云质泥岩、泥岩、泥质白云岩、泥质粉砂岩防塌P3wt11384未穿细砂岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩防漏防塌钻遇地层表D1井D2井D3井井身结构套管程序外径/mm长度/m下深/m外径/mm长度/m下深/m外径/mm长度/m下深/m表套339.73324324339.73351.3351.3339.73328.4328.4技套244.4813751375244.4813541354244.4812361236油套139.7551430139.7631405139.7951325固井情况套管程序固井方式水泥种类水泥返高固井方式水泥种类水泥返高固井方式水泥种类水泥返高表套插入G类地面插入G类地面插入G类地面技套常规G类300m常规G类323m常规G类314m油套1.3已钻井情况分析泥煤互层段井壁稳定性差岩石可钻性差、机械钻速低井下复杂情况频繁多发，钻井液性能要求高稠油热采开发中后期井筒完整性难控制直井开发效果较差存在问题DX井井深设计1839.49米，考虑到预应力固井和上提解卡的需要，选择30钻机。2.1钻机选择依据2.2ZJ30主要设备简介ZJ30部分设备表名称型号规范或特征功率或载荷数量钻机ZJ301960kN1井架TJ1701311960kN1天车TC-250七轮2450kN1游车YC-250六轮2450kN1大钩DG-2502450kN1水龙头SL-225中心管内径1转盘ZP-520A通孔1960kN1井架底座高4m1柴油机PZ12V190B-1882kW3发电机AS14-8380kW2……………3.1地应力分析地应力分布图①该区块地应力分布呈现：最小水平主应力垂直地应力最大水平主应力；②沿着最大主应力方向(N55°E)的水平井眼最为稳定。①储层段上部地层T1j层段，石英含量较高，地层整体强度抬升。结合井史卡分析，该层段严重制约着机械钻速的提高；②储层段岩石结构强度下降明显，由地质资料可知该层段为砂砾岩互层，估计该层位胶结疏松，且发育有天然裂缝导致了地层整体强度下降；③J1b组为泥煤互层段，泥岩水化引起了地层岩石强度的降低，再加之煤层的力学不稳定性，地层整体强度降低。3.2岩石力学参数分析岩石力学参数分析图机械钻速低泥煤层段储层段三压力剖面图泥质含量、实测井径扩大率曲线3.3D1井实例分析区块地层失稳机理分析液相侵入裂缝导致岩石强度下降泥岩水化膨胀失稳泥煤层段相互影响失稳3.4泥煤互层段井壁稳定性分析采用Hoek-Brown准则计算泥煤互层段的坍塌压力当量密度。坍塌压力当量密度最高处的岩石力学参数泥煤互层段坍塌压力变化示意图井深H(m)坍塌压力(g/cm3)钻井液密度(g/cm3)弹性模量E(MPa)泊松比μ(MPa)内聚力(MPa)内摩擦角(°)剪切强度(MPa)10941.681.2227782.570.19120.9223.5728.9810971.591.2228048.470.19120.9223.5628.94坍塌压力当量密度最高井深1094m处的井筒Y方向位移云图井深1097m处的井筒Y方向位移云图3.4泥煤互层段井壁稳定性分析(续)Y-displacement位移mmY-displacement位移mm井深1094m处的井筒剪应力分布云图井深1097m处的井筒剪应力分布云图3.4泥煤互层段井壁稳定性分析(续)剪切强度：28.98MPa剪切强度：28.94MPa只考虑力学作用的前提下，采用密度1.22g/cm3的钻井液可以成功穿越煤层段。4.1井身结构设计井身结构设计图钻井性质：开发井(水平井)；目的层位：P1层(1387m～1411m)P2层(1414m～1424m)；设计井深：地面海拔264m，补心高4m，设计井深1839.49m，设计垂深1434m；完钻原则：水平段钻达实际靶点，目的层水平段长300m；4.2井身剖面设计(直—增—稳)井身剖面参数DX井井身剖面相关图测深(m)井斜角(deg)方位角(deg)垂深(m)南/北(m)东/西(m)造斜率(deg/30m)井段长度(m)0.00.055.000.00.00.0//1209.00.055.001209.00.00.00.01209.01539.588.055.001424.0119.1170.17.99330.51839.588.055.001434.5291.1415.70.0300.05.1钻具组合设计钻具组合设计序号井段(m)钻具组合一开直井段0-325Φ444.5mm钻头+Φ228.6mm无磁钻铤×1+Φ440mm稳定器×1+Φ228.6mm钻铤×1+Φ203.2mm钻铤×1+Φ177.8mm钻铤×1+Φ127mm钻杆二开直井段(325-1208)Φ311.2mm钻头+Φ279mmTorkBuster扭力冲击器×1+Φ228.6mm无磁钻铤×1+Φ228.6mm钻铤×1+Φ203.2mm钻铤×2+Φ300mm稳定器+Φ177.8mm钻铤×2+Φ127mm钻杆造斜段一(1208-1380)Φ311.2mm钻头+Φ197mm1.5°(1.75°)单弯螺杆+Φ300mm稳定器×1+定位接头+Φ197mm无磁钻铤×1+Φ203.2mm钻铤×2+Φ177.8mm钻铤×4+Φ127mm加重钻杆×10+Φ127mm钻杆造斜段二(1380-1539)Φ311.2mm钻头+Φ197mm1.5°(1.75°)单弯螺杆+Φ300mm稳定器×1+定位接头+Φ197mm无磁钻铤×2+Φ203.2mm钻铤×2+Φ127mm钻杆×10+Φ127mm加重钻杆×10+Φ159mm钻铤×13+Φ127mm钻杆三开水平段(1539-1839)Φ215.9mm钻头+Φ165mm1.25°单弯螺杆+Φ195mm稳定器+Φ159mm无磁钻铤×1+MWD仪器总成+Φ159mm无磁钻铤×1+Φ210mm球形稳定器+Φ127mm钻杆×40+Φ127mm加重钻杆×15+Φ165mm震击器+Φ127mm加重钻杆×15+Φ159mm钻铤×10+Φ127mm钻杆二开斜井段一段(1208m-1380m)分析条件：作业模式为滑动钻进，钻进套管内摩擦系数Cf=0.25，裸眼内摩擦系数Cf=0.30，钻井液密度=1.18g/cm³，起下钻速度V=7m/min。下图分别为滑动钻进时轴向拉力与钻柱弯曲分析结果。5.2钻柱强度校核与摩阻扭矩分析滑动钻井轴向拉力与钻具弯曲分析结果图二开斜井段二段(1380m-1539m)：作业模式为滑动钻进，套管内摩擦系数Cf=0.25，裸眼内摩擦系数Cf=0.30，钻井液密度=1.18g/cm³；起下钻速度V=7m/min。下图分别为滑动钻进时轴向拉力与钻柱弯曲分析结果。5.2钻柱强度校核与摩阻扭矩分析(续)滑动钻井轴向拉力与钻具弯曲分析结果图三开斜水平段(1539m-1839m)分析条件：作业模式为复合钻进，钻进套管内摩擦系数Cf=0.25，裸眼内摩擦系数Cf=0.30，钻井液密度=1.18g/cm³，起下钻速度V=7m/min。下图分别为拉力、扭矩及钻柱弯曲分析结果。5.2钻柱强度校核与摩阻扭矩分析(续)复合钻进时轴向拉力、扭矩及钻柱弯曲分析结果图J2t组至T1j组地层段，岩石可钻性级值高，机械钻速低，是影响钻井周期的主要层段，该层段具有巨大的提速潜力。储层段存在砂砾岩、含砂砾岩层，PDC钻头在该地层钻进时易过早失效，因此在该层段选择了江钻的MD437高速马达钻头。围压下的可钻性级值6.1钻头选型钻头选型表序号钻头尺寸mm井段m层位进尺m钻头型号1444.50-325N325GJ115G2311.2325-1539E-T1j1214UD5133215.9215.91539-完钻MD4376.2钻进参数设计开钻层序钻头直径mm钻进参数钻速预测(m/h)设计钻头数量钻压/kN转速/rpm排量/L/s泵压/MPa一开444.520-12050-7045-5013-18201二开(一段)311.250-12070-12030-3516-20103二开(二段)50-120螺杆30-3516-1881二开(三段)50-120螺杆30-3516-1871三开215.950-120螺杆+3030-3516-1861机械参数设计井段m井径mm喷嘴组合排量L/s泵压(MPa)钻头压降MPa循环压降MPa钻头水功率kW0-325444.518×345-5013-183-515.18220.59325-1539311.218+17+1630-3516-181-1.514.30161.061539-1839215.915×330-3516-181-1.515.3420.50水力参数设计7.1钻井液性能设计钻井液性能设计表钻井液体系坂土+CMC低固相聚合物低固相聚合物低固相聚合物低固相聚合物井段/m0-325325-923923~11541154~15391539-1839常规性能密度(g/cm3)1.02~1.051.07~1.121.18~1.221.16~1.171.17~1.18漏斗粘度(s)40~6045~6034~3645~10050~60API失水(ml)12~1514555泥饼(mm)1.5~2.00.50.50.50.5pH值7~7.59.5~10.58.5~9.59.5~10.59.5~10.5HTHP失水(ml)14141414初切力(Pa)2~52~52~52~4终切力(Pa)3~103~103~107~15流变参数PV(mPa·s)15~3020~2615~3015~25YP(Pa)5~1514~225~1515~20膨润土含量40~5030~6020~3030~6030~60固相含量≤15≤12≤15≤157.2钻井液维护、处理和储层保护措施钻井液维护与处理储层保护措施钻开储存段之前提前调整好钻井液性能，保持近平衡钻井。钻井液中加入油溶性暂堵剂，完井后利用热蒸汽解堵。一开井段(0~325m)：防止疏松表层坍塌二开井段(325~1539m)：泥煤互层段注意封堵煤层裂隙，抑制泥岩水化。三开井段(1539~1839m)：防塌、润滑防卡，做好储层保护措施减少滤液和固相颗粒对油气层的损害。8.1套管设计表层套管设计参数外径mm钢级壁厚mm扣型套管下深m抗拉安全系数抗挤安全系数抗内压安全系数339.7K-559.65长圆扣32517.952129.84外径mm钢级壁厚mm扣型套管下深m抗拉安全系数抗挤安全系数抗内压安全系数244.5N-807.92BTC6-15365.542.0714.85技术套管设计参数8.2固井工艺设计施工项目套管尺寸mm管鞋位置m上返深度m固井方式备注表层套管339.7323地面预应力固井注前置液→注水泥浆→压碰压塞（上胶塞）→替钻井液→碰压→候凝技术套管244.51530地面预应力固井双级箍位置1209m±，安放在井眼规则、致密层段光管177.8