钻井工程设计的主要内容与方法(下)ppt课件.ppt

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1、内 容,钻井液和油气层保护设计,钻井液 根据储层物性和地层岩性等对钻井液体系的要求，储层敏感性、流体特性等对钻井液性能的要求，结合室内试验分析，优选钻井液体系、钻井液配方及处理剂，优选钻井液性能参数，预算钻井液成本，制定复杂情况钻井及钻井液维护处理对策。,钻井液体系钻井液性能参数钻井液油气层保护技术,根据井别选择钻井液体系根据井型选择钻井液体系根据储层选择钻井液、完井液体系根据井身结构选择钻井液体系,5、钻井液 钻井液体系的选择,钻井液和油气层保护设计,不同井别其钻探目的不同，钻井液体系的选择应该利于钻探目的的实现。,探井：考虑获取地质资料的需要，钻井液体系：低荧光度,生产井：获取高产稳产为目

2、的钻井液体系：保护好油气层、提高钻速,根据井别选择钻井液体系根据井型选择钻井液体系根据地层选择钻井液体系根据储层选择钻井液、完井液体系,钻井液 钻井液体系的选择,定向斜井和水平井 该类井在钻进过程中钻具与井壁的接触面积大，摩阻高，井眼极易发生阻卡甚至卡钻。与直井相比，其井壁易坍塌。并且由于斜井段容易形成岩屑床，该类井的携岩问题也比较难以解决。针对以上情况，必须采取比直井要求更高的防塌、防卡和携屑等技术措施。 近年来，钻定向井的数量大幅度增长，从单个定向井向丛式井组发展。已钻成许多高难度大斜度井、大位移井和水平井。在该类井的钻井液技术方面，已研究成功各种聚合物钻井液，如正电胶乳化钻井液、聚合醇钻

3、井液，用于低压易漏层的泡沫钻井液等，在一定范围内较好地解决了井塌、携岩、润滑等问题。,钻井液和油气层保护设计,超深井 通常将深度超过5000m的井称作超深井。超深井的特点主要在高温和高压。因此，对其钻井液的基本要求是；热稳定性好，即经高温作用一定时间之后，性能不发生明显变化；高温对性能的影响较低，即高温下的性能与常温性能的差别不宜过大；高压差下泥饼的可压缩性好等等。为适应以上需要，必须使用抗温能力强的处理剂和钻井液体系。除选用油基钻井液最为理想外，目前国内对付超深井最有效的水基钻井液是聚磺钻井液体系，该类钻井液兼有聚合物钻井液和三磺钻井液的一系列特点，用于该类井中既可显著提高钻井速度和井壁稳定

4、性，又能有效地减少卡钻事故的发生。,根据井别选择钻井液体系根据井型选择钻井液体系根据地层选择钻井液体系根据储层选择钻井液、完井液体系,盐膏层、 易卡地层、易塌地层抗盐抗钙、 防卡、 防塌,钻井液 钻井液体系的选择,盐膏层 如钻遇的盐膏层很薄，或属于盐膏夹层，一般是选用抗盐、抗钙的添加剂及时进行维护处理，使钻井液维持设计所要求的各项性能。 如果属厚的复杂盐膏层，此时极易发生缩径、卡、塌和盐溶等一系列严重问题。为了避免这些问题的发生，一般选用饱和盐水钻井液，比如郝科1井使用正电胶饱和盐水钻井液。为了制止塑性变形，当盐层埋藏深度超过4000m时，应注意将钻井液密度提至2.00g/cm3左右，如钻遇纯

5、石膏层，一般选用石膏处理钻井液。,易漏失地层 对于容易发生钻井液漏失的地层，应采取以防漏为主的措施。比如,当钻遇低压裂缝性易漏地层时，应根据地层压力系数的不同,分别选用密度小于1.00g/cm3的泡沫钻井流体、充气钻井液和水包油乳化钻井液,以及密度小于1.10g/cm3的水基钻井液，以避免因钻井液密度过大而引起漏失。如果我们预先知道在某一层位会发生较严重漏失，则应尽可能使用组成简单、成本低的钻井液，待钻穿漏失层后再及时采取堵漏措施。,易卡钻地层 压差卡钻多发生在易形成较厚泥饼的高渗透性地层，如粗砂岩地层等。这类地层一般对钻井液有如下要求: 压差是防卡的有效措施，因此要求钻井液要有合理的密度。

6、固相含量应尽可能低，特别是无用低密度固相的体积分数不得超过0.06。 应根据钻井液类型的不同，选择有效的润滑剂。对探井、资料井，应选择对地质录井资料没有影响的无荧光润滑剂。 应储备足够的解卡剂。一旦发生卡钻，可及时浸泡解卡。,易塌地层根据地层特点，对确定钻井液方案有以下几点:对于强分散高渗透性的上部砂泥岩地层，应采用强包被的聚合物钻井液。对于硬脆性页岩及微裂缝发育的易塌层，应选用SAS等沥青类处理剂以封堵层理和裂隙，并起降低HTHP滤失量和泥饼渗透性的作用。对于存在混层粘土矿物的易塌层，必须选择抑制性强的钻井液，如阳离子聚合物钻井液、正电胶钻井液等，并最好加入封堵剂。对于用水基钻井液难以对付的

7、易坍塌层，可使用平衡活度的油基钻井液。井塌常发生在有异常压力存在或构造应力发育的地带，因此应根据裸眼井段最高的地层压力系数确定钻井液密度，防止负压钻井。,钻井液和油气层保护设计,根据井别选择钻井液体系根据井型选择钻井液体系根据地层选择钻井液体系根据储层选择钻井液、完井液体系,低渗储层中高渗透性储层裂缝性砂岩储层碳酸盐岩储层考虑储层特性，兼顾储层敏感性，优选适宜的钻井液完井液体系。,5、钻井液 钻井液体系的选择,钻井的主要目的是探明储量，拿到产量。因此，发现和保护好油气层是首要的任务。这就要求在进行油气井钻井液设计时，首先，必须以油气层的类型和特征为依据，考虑可能导致油气层受损的各种因素，然后有

8、针对性地采取有效措施以防止和减轻损害。钻井液与完井液类型的选择 总的原则是，应根据储层类型、储层压力系数、渗透率、完井方法和潜在的损害原因来选择钻井液与完井液的类型，并确定其合理的密度。 对特低渗透性储层，钻井液、完井液中的固相及滤液不易进入储层，可依据裸眼段地层特点选用有利于安全快速钻进的聚合物钻井液，加快钻速,缩短油气层浸泡时间，降低钻井成本。,对低压低渗储层，应根据储层压力系数的大小选用气体类钻井流体、无固相完井液或油基完井液，也可采用水包油或低固相完井液。 对于中、高渗透性储层，应尽量使用清洁盐水完井液和聚合物低固相完井液，并根据储层的敏感性实施各种暂堵技术，提高渗透率恢复值。 对裂缝

9、性砂岩和碳酸盐岩储层，因极易发生漏失，必须严格按储层压力系数选择完井液类型，应尽可能实现近平衡压力钻井，并使用合适的暂堵剂以防止、减轻对储层的损害。 此外，钻井液与完井液类型的选择，在一定程度上还与储层的敏感性有关。例如，对于速敏性储层,应选用HTHP滤失量较低的钻井液，使进入油层的滤液量较少，流速不超过临界速度。而对于蒙脱石含量较高的水敏性储层,应采用具有较强抑制性钻井液，必要时也可采用气体钻井流体或油基钻井液。,钻井液与完井液组份的确定 在确定打开油气层的钻井液与完井液的组份时，一般应考虑的因素有：储层中粘土和无机盐的种类及含量、储层敏感性的类型、孔喉直径以及地层水的矿化度和离子组成等。例

10、如，对于粘土含量较高的强或中等水敏性储层应使用强抑制剂；对于需进行酸化的储层应尽量选用易酸溶的处理剂和加重材料；对于碱敏性储层，应采用较低的pH值；对于盐敏性储层，钻井液的矿化度应超过储层的临界矿化度，并要求钻井液滤液与地层水相配伍；如储层中含有可溶性无机盐，应选用与盐不产生沉淀的处理剂；而酸敏性储层应避免使用酸溶性的处理剂或加重材料，因为这类储层不能用酸化来解堵及增产。对于所有储层,均可按照“三分之二架桥规则”分别选用适合本储层特点的酸溶、水溶或油溶性暂堵剂。衡量所选钻井液和完井液体系和配方是否合格的一般标准是；渗透率恢复值应大于60%。,钻井液和油气层保护设计,根据井别选择钻井液体系根据井

11、型选择钻井液体系根据储层选择钻井液、完井液体系根据井身结构选择钻井液体系,5、钻井液 钻井液体系的选择,钻井液和油气层保护设计,钻井液常规性能包括：,钻井液 钻井液性能参数,密度马氏漏斗粘度塑性粘度,含砂量固相含量膨润土含量,动切力静切力,API滤失量HTHP滤失量pH值（酸碱度）,钻井液和油气层保护设计,(1)选择适宜的钻井液类型,钻井液 钻井液油气层保护技术,(2)优化和控制钻井液主要参数,(3)采用暂堵技术及适合的油层保护剂,钻井液和油气层保护设计,钻井过程中的储层保护,储层物性储层敏感性,钻井过程中储层损害因素,优选暂堵剂分析粒度分布、暂堵深度评价强度,储层保护技术对策,分析,确定,屏

12、蔽暂堵技术适应性可行性经济性,放弃,采用,钻井液粒度控制指标实施措施,确定,钻井液和油气层保护设计,内 容,固井设计,固井设计,套管管柱设计,注水泥奖设计,套管强度外载安全系数。设计的原则应考虑以下三个方面：应能满足钻井作业、油气层开发和产层改造的需要；在承受外载时应有一定的安全余量；经济性要好。,1、套管柱强度设计原则,等安全系数法、边界载荷法、最大载荷法、AMOCO法、西德BEB方法及前苏联的方法等。,2、套管柱设计方法,抗挤系数：1.00-1.125，抗内压系数：1.05-1.15，抗拉系数：1.6-2。,固井-套管柱设计,强度试验值与API名义值比的均值按年份分布,以往套管强度试验统计

13、分析,抗挤强度 试验值与名义值比值在1.1以上； 抗内压强度试验值的比值都在1.2以上按照API计算的套管强度是否趋于保守？,3.现有套管设计方法评述,固井-套管柱设计,以API为代表的规范将套管的抗挤安全系数规定为1.00-1.25，抗内压安全系数为1.05-1.15，抗拉的安全系数取为1.60-2.00.套管载荷的安全系数是建立在一定的认识水平和技术水平之上的，带有很大的经验性与局限性。传统的安全系数偏大偏小的可能性都存在。套管类型很多，但具体到某种钢级、某种尺寸的套管，尤其是非API标准套管，其失效实例的历史资料有限，安全系数的选取缺乏确定性的依据。由于具体情况的不同，取同样安全系数的井

14、其安全可靠性是不一样的。 在套管设计时，是否需要考虑不同井载荷（计算准确程度、载荷的分散性）的具体情况？,3.现有套管设计方法评述,固井-套管柱设计,套管的载荷与强度的概率密度函数需要用过大量样本统计得到，统计应该是基于同类数据进行的，但是不同类型的井、不同的套管存在这很大的差异性，不能指望一个概率密度函数模型解决所有的问题。尤其是对非API标准套管。采用概率密度函数计算出来的可靠度难以考虑具体井的情况，特别是套管载荷的情况。,3.现有套管设计方法评述,固井-套管柱设计,在现有的技术水平下，不确定性因素除随机性（模糊性），还有一类未确知性（信息不足引起的不确定性 ）对于未确知性，不能按照随机的

15、理论进行处理（未确知数学）。在套管设计中，井下的复杂情况,（地层错动，地层水腐蚀、黏土遇水膨胀、岩石塑性流动、岩石蠕变、固井质量以及地质构造运动 ），存在一定的未确知性，难以用随机可靠性理论进行处理。,3.现有套管设计方法评述,固井-套管柱设计,胜利油田套损井历年发现数量,4.胜利油田套损现状,历年套管情况,截止2009年年底，全油田共发现套损井数4617口，占总井数的11.7。,固井-套管柱设计,胜利油田各采油厂累计套损井数(2009),各采油厂总套损井数,固井-套管柱设计,胜利油田各采油厂当年套损井数(2009),09年各采油厂套损井数,固井-套管柱设计,不同井别套损情况,固井-套管柱设计

16、,套管损坏类型,套损类型主要以变形为主，比例为53.6%，其次是破漏，错断。破漏比例为26.6%，错断井比例为17.2%。,固井-套管柱设计,5.胜利油田套损规律,（1）套损在纵向上分布规律,套损平均深度及所在地层,套损点主要位于射孔井段内和射孔井段以上泥页岩地层中。套损部位在油层上界以上的占41%，位于油层上下界之间的占55%，位于油层下界以下的占4%。其中位于射孔井段及其上下界50米以内的套损井占81%。,固井-套管柱设计,（2）断层附近套损井多,断层或地层倾角大的区域，容易出现套损。以东辛油区辛10断块为例，断层附近套损11口井，进一步统计套损深度发现，套损深度和断层深度基本吻合。,辛1

17、0断块套损井与断层的关系,固井-套管柱设计,以永三断块为例，在发现的45个套损点中，泥岩盖层套损点为38个，占总套损点的84.4%，砂岩部位套损点为7个，占总套损点的15.6%。,这是因为套管损坏主要来自于非对称的孔隙压差，非对称的孔隙压差造成局部地区应力集中，砂泥岩过渡段岩性差异最大，因此更容易产生应力集中。另外，长期注水过程中，注入水一旦沿裂缝或者固井胶结面差的地方进入泥岩层，将使泥岩层岩石内摩擦系数和抗剪强度大幅下降，地层变形量增大，从而加剧套管损坏。,（3）泥岩段套损点多，砂岩段套损点少,固井-套管柱设计,（4）疏松砂岩油藏出砂井套损井多,该类套损主要发生在孤岛油田、孤东油田，统计孤岛

18、、孤东油田2009年套损的61口油井，其中42口都有不同程度地出砂。,这是因为一旦生产层段出砂，将会使上覆岩层在垂向上失去岩层的支撑或者支撑力变小，原有平衡被打破，特别地，当油层大量出砂后，上覆地层局部失去了下部岩层的支撑，将引起上覆地层塌陷、压实、甚至坍塌，并在垂直和水平方向产生较大的位移，使套管发生损坏。,固井-套管柱设计,（5）固井质量差、未封固浅层段容易套损,统计滨南2009年42口套损井中，其中有12口发生在未封固井段，比例为28.6%，套损类型主要为套漏。,固井施工顶替效果不好，水泥未充满环空，或者第二胶结面胶结不好，则会使注入水或地层水进入未封固层，长期的浸泡溶蚀套管，同时由于长

19、期的浸泡，泥岩地层可能发生坍塌，与套管产生点接触，形成点载荷或非均匀载荷，使套管发生损坏。,固井-套管柱设计,6、出砂井套管损坏机理及数值计算,上覆岩层在垂向上失去岩层的支撑或者支撑力变小，原有平衡被打破，将引起油藏塌陷、压实、上覆地层下沉，产生垂直位移。,如果地层出砂不均匀，产生非均匀的径向载荷。尤其是在定向井、大斜度井或水平井中，载荷的非均匀程度会大幅度增加，轻则使套管产生椭圆变形或单向挤扁变形，重则套管将被挤毁。,引起层面滑动或断层复活，在水平方向上产生很大的水平位移，从而发生套管被剪断的情形，剪断一般发生在断层或地层弱面结构附近。,（1）套损机理,套管受压,套管受挤,套管受剪,固井-套

20、管柱设计,套管水泥环地层三维有限元模型,模型顶面网格图,取一边长为10 m的立方体，其中底层、出砂层、盖层高度分别为3.5，3，3.5m，中心建立井眼，利用几何对称性，取出1/4作为计算模型。模型中包含套管管体、水泥环和射孔孔眼，模型的一个棱边建立套管、水泥环，套管外径139.7mm，壁厚7.72mm，水泥环厚度30mm，射孔直径16mm，孔深为1.5m。,（2）出砂井套损数值计算,固井-套管柱设计,模型材料参数,位移边界：模型底面采用z方向的位移约束，在2个对称面，即面1、面2施加对称位移约束。,应力边界：该模型顶层按照盖层的层位深度施加上覆岩层压力，两个外部立面分别施加x，y方向的两个主应

21、力，在套管内壁施加5MPa的内压。,模型的边界条件与材料参数,固井-套管柱设计,套管不同部位管体应力分析,盖层,固井-套管柱设计,出砂边界套管管体有效应力随出砂量的变化关系,随着出砂量的增加，出砂边界套管管体有效应力增加，增加幅度较大,当出砂量从零增加到10m3时，出砂边界套管有效应力由290MPa增加到374MPa。,边界,固井-套管柱设计,出砂段套管管体有效应力随出砂量的变化关系,随着出砂量的增加，出砂段套管管体有效应力逐渐增加，当出砂量为10m3时，出砂段套管有效应力为303MPa。,出砂段,固井-套管柱设计,射孔孔眼附近套管管体有效应力随出砂量的变化关系,随着出砂量的增加，射孔孔眼管体

22、有效应力逐渐增加，当出砂量由零增加到10m3时，射孔孔眼套管有效应力由325MPa增加到485MPa。,射孔孔眼,固井-套管柱设计,7、热采井套管损坏机理及数值计算,（1）套损机理,a、热采井高温产生的热应力导致套管损坏。,b、油井出砂导致套管损坏。,c、套管本身材质问题：螺纹、丝扣、微裂缝等。,d、水泥封固质量不好或水泥环缺失、滑脱导致套管损坏。,固井-套管柱设计,（2）热采井套损数值计算,固井-套管柱设计,不同隔热措施下套管温度场、应力场分布规律,未下封隔器或封隔器失效时，套管内壁温度350，当使用普通油管时，套管内壁温度为302，若使用视导热系数为0.001的隔热油管，套管内壁的温度为4

23、1。,固井-套管柱设计,从图中可知，采用隔热效果好的隔热油管，可使套管壁上的等效应力大大降低，对套管具有明显的保护作用。,固井-套管柱设计,注汽温度对套管内壁温度及应力的影响,从图中可知，无封隔器、采用普通油管两种情况下，随着注汽温度的增加，套管内壁的温度及等效等效应力急剧增加。无封隔器（封隔器失效）时，当注汽温度为350 时，套管内壁等效应力为576MPa。,固井-套管柱设计,不同注汽压力下套管应力分布规律,随着套管内注汽压力的增加，套管壁上的Mises应力会降低，当注汽压力为25MPa时，套管上的Mises应力为548MPa，相比套管内无压力情况下，套管应力降幅为11.6%。这是由于温度不

24、变，增大内压时，套管增大了径向变形，套管的径向变形抵消了部分轴向热胀位移，从而降低了轴向压应力。,固井-套管柱设计,套管壁厚对套管应力的影响,随着壁厚的增加，套管上的Mises应力逐渐减小，当壁厚增加到增加到13.72mm时，相比壁厚为8.05mm时，套管Mises应力减小8.5%，增加套管壁厚可提高热采井套管抗屈服破坏能力。,固井-套管柱设计,套管弹性模量对套管应力的影响,随着套管弹性模量的增加，套管上的等效增加，两者之间呈线性变化关系。在保证套管屈服强度的条件下，热采井应使用低弹性模量的套管材料。,固井-套管柱设计,8、低渗透注水开发油藏高压注水导致套管损坏机理,（1）套损机理,a、高压注

25、水时砂岩垂向变形导致油层部位套管受拉。,b、注水条件下有效地应力减少，局部地层错动导致套管受剪 。,c、注采过程中砂体在横向上发生膨胀、收缩导致套管受挤。,固井-套管柱设计,（2）非对称注水导致套管损坏数值计算,模型：建立一个长为高10m，半径为10m的圆柱体地层模型，中间布一口油井，建立套管、水泥环、地层有限元计算模型。 载荷：侧面四个方向施加来自不同注水井的注水压力，套管内部施加10MPa内压，通过改变一口井的注水压力。,固井-套管柱设计,9、水泥环不连续导致套管损坏机理,（1）套损机理,油水井完井后，套管通过水泥环与地层紧密结合为一体，水泥环的作用就是封隔地层、减小地层围岩对套管的作用力

26、，改善套管的受力状况。 然而，随着开发时间的延长，固井水泥环难免出现局部缺失现象，从而使套管的受力状况发生了改变，造成局部应力集中从而导致套管损坏。,固井-套管柱设计,（2）水泥环缺失导致套管损坏数值计算,在地层深度1200m附近，取一边长为10m的立方体，中心建立井眼，利用几何对称性，取出1/2作为计算模型。模型中包含套管管体、水泥环，套管外径139.7mm，内径124.26mm，壁厚7.72mm，水泥环厚度30mm，并假设套管、水泥环及地层间各界面无脱开和相互滑移。,固井-套管柱设计,在水泥环缺失0-90之间时，随缺失程度增加，套管内壁Mises应力先急剧增加，后急剧降低，大约缺失40左右

27、时，套管Mises应力均增到最大值。,固井-套管柱设计,10、钻井、作业过程中套管磨损导致套管损坏,（1）套损机理,在井下作业过程中，套管易受下井工具的刮削、磨损，套管磨损后，壁厚减薄，抗挤毁能力、抗内压能力、抗腐蚀能力等都有所降低，从而导致套管损坏。,（2）套管磨损导致套管损坏数值计算,取套管为N80套管，壁厚7.72mm，套管内施加15MPa内压。,固井-套管柱设计,Von Mises应力最大值集中于套管被磨损最严重区域，随着磨损量的增加，套管上的Von Mises应力增加。,固井-套管柱设计,11、腐蚀造成套管损坏机理,套管腐蚀也是胜利油田套损的一个主要机理，例如广利油田目前套损的26口

28、井，主要就是受电化学腐蚀（CO2、O2、Cl-）、细菌腐蚀（SRB菌）引起的。套管腐蚀主要有电化学腐蚀、化学腐蚀、细菌腐蚀、氢脆及结垢腐蚀等。,套管腐蚀典型例子,固井-套管柱设计,12、套管柱优化设计,（1）常规生产井优化设计,对于常规地层、常规生产、无特殊工艺措施井，强度系数会存在一定的“浪费”。因此，对于常规生产井，选择N80钢级，壁厚为7.72mm套管就能满足要求。,固井-套管柱设计,（2）高压注水井套管柱优化设计,对于低渗透油藏，注水压力一般都比较高，因此，采用常规方法进行套管柱设计很难满足后期注水开发。尤其是抗挤强度设计，研究认为，应按后期开发最危险的情况进行设计，即注水井突然放压情

29、况设计，套管外挤压力按最大注水压力计算(井口注水压力为20MPa)。,对于高压注水井，为防止套管损坏，当井深大于2500m时，必须选择高钢级、厚壁厚的套管才能满足高压注水的要求。,固井-套管柱设计,（3）热采井套管柱优化设计,稠油注蒸汽温度高达350，除了按照SY/T 5322-2000标准设计和校核之外，要考虑注汽开采过程中套管受热产生的非线性热应力和温度对套管强度的影响。 采用屈服强度对套管强度进行校核。,对于热采井，通过计算套管上的等效应力，并采用屈服强度进行校核，结果表明，应优选TP120H外加厚套管，其次是TP110H，而TP90H及N80套管材料很难满足热采井的要求。,固井设计,（

30、4）技术套管优化设计,技术套管的设计不同于油层套管的设计，技术套管的损坏主要是磨损造成的。由于高强度套管磨损较快，在技术套管设计中可优先选择钢级低而壁厚大一些的套管。 技术套管可按标准要求的最低强度系数要求进行设计，即抗拉安全系数：1.6、抗挤安全系数：1、抗内压安全系数：1.05。,固井-套管柱设计,固井水泥浆设计,固井技术,固井水泥浆技术,固井工具,固井前置液技术,固井工艺技术,固井水泥浆主要由水泥、水泥外加剂、水按一定比例混拌而成,固井-水泥浆工艺设计,双击添加标题文字,固井水泥浆,水泥,外加剂,波特兰G级水泥,波特兰H级水泥,水,主剂,辅剂,固井-水泥浆工艺设计,固井-水泥浆工艺设计,

31、主要以技术服务和销售为主,胶乳防气窜水泥浆超高密度水泥浆低密度水泥浆高效顶替前置液,MTC固井技术胶乳防气窜水泥堵漏水泥浆与堵漏前置液高密度防气窜水泥浆体系高强低密度水泥浆体系,抗高温（抗盐）水泥浆体系胶乳水泥浆体系塑性微膨胀水泥浆体系高密度防气窜水泥浆体系低密度水泥浆体系钻固一体化固井技术,固井-水泥浆工艺设计,哈里伯顿,斯伦贝谢,侧重固井工具研发与技术服务,侧重固井水泥浆外加剂、水泥浆体系研发与技术服务,CO2STOP 抗CO2侵蚀水泥,ChannelSeal 防窜水泥体系,GASBLOK* 防气窜水泥,LiteCRETE* 低密度水泥,EverCRETE*抗CO2侵蚀水泥,AccuSET

32、*长封固段水泥,Futur*自愈合水泥体系,New,DensCRETE* 高密度水泥,FlexSTONE* 柔性水泥,固井-水泥浆工艺设计,1.特殊结构井完井工艺及工具技术,按不同的分类原理，油气藏可分为不同类型：按储集空间、流动通道孔隙型、裂缝型、裂缝孔隙型、孔隙裂缝性、洞隙型等按油藏几何形态块状、层状、断块、透镜体等按原油粘度常规油、稠油、超稠油等按岩性砂岩、页岩、碳酸岩等特殊结构井完井：即是除常规直井完井方式外依据不同油气藏勘探开发需要，具有特殊井眼轨迹或井身结构井的完井。,复杂结构井完井设计,特殊结构井完井,定向井,多底井,裸眼完井,筛管防砂完井,筛管+砾石充填完井,侧钻井,水平井,大

33、位移井,分支井、鱼骨井,井型,完井方法,套管射孔完井,完井工艺,先期裸眼防砂,后期防砂,防砂解堵一体化工艺,均衡供液完井工艺,筛管分段完井工艺,固井射孔,完井工具,顶替效率,各种扶正器自膨胀辅助固井工具井下膨胀式扶正器等,裸眼分段压裂,施工工艺,压裂封隔器压裂滑套悬挂器+管串工具,分级箍、封隔器、热补、洗井阀、筛管、免钻塞、悬挂器等,分支井丢筛管工具,丛式井,固井设计,（1）水平井固井技术,提高水泥浆顶替效率,提高固井质量技术关键,有效控制游离水水窜槽,有效清除岩屑床固相窜槽,保证套管居中,加拿大ESSO能源公司,复杂结构井完井设计,（1）水平井固井技术,解决手段,提高钻井液悬浮能力,流态选择

34、,国外HALLIBURTON和EXXON,工艺技术,固井工具,顶替时间控制,隔离液和冲洗液,双密度冲洗液,潮汐流顶替工艺,双密度水泥浆固井工艺,紊流器,套管扶正器,漂浮接箍,旋转尾管下入工具,水泥浆胀封封隔器,遇烃膨胀封隔器,滚珠式,井下打开式,鳍状实心,复杂结构井完井设计,（1）水平井固井技术,国内,工作液技术,高效冲洗液、高粘加重隔离液、高效抗污染隔离液，多功能完井液、钻固一体化等；,套管居中技术、井口脉冲振动固井技术、旋转套管固井工艺 等；,提高顶替效率技术,高温高压防气窜固井工艺、管外封隔器辅助固井工艺技术等；,防窜技术,安全下入分析技术、固井模拟及施工监测技术、分级固井工艺、套管漂浮

35、技术等,施工安全技术,复杂结构井完井设计,（1）水平井固井技术,套管安全下入分析技术；新型前置液；胶乳水泥浆技术；钻井液顶替工艺；泥饼转凝饼固井技术等。,胜利油田,复杂结构井完井设计,（2）低渗透油藏水平井分段压裂技术,国外分段压裂方面,ZoneSelectTMMoNobore压裂系统,水平井多段压裂完井系统,水平井多级压裂改造技术，StageFRACTM,复杂结构井完井设计,（2）低渗透油藏水平井分段压裂技术,水平井管内分段压裂技术,水平井裸眼分段压裂技术,油管不动管柱水平井喷射压裂工艺（长庆）连续油管喷射压裂（华北、胜利）复合桥塞分段封隔压裂技术（页岩气）（江汉）固井滑套分段压裂(大庆、长

36、庆)限流压裂技术（胜利、华北）机械封隔分段压裂技术（华北、西南、胜利）,分段压裂,国内,筛管完井滑套水力喷射分段压裂技术（东北）水平井裸眼封隔器+多级滑套压裂技术（安东）拖动管柱水力喷射分段压裂技术 （华北）裸眼预置管柱机械封隔分段压裂技术（华北）,复杂结构井完井设计,（3）特殊结构井完井工具,固井工具,完井工具,复杂结构井完井设计,分级箍,分级箍,机械式,液差式,碰压自通式,堵水泥一体式,免钻式,内管式（国外、辽河）,打捞式（胜利）,固井设计,管外封隔器,热敏封隔器,充填式封隔器,压缩式,自膨胀式,固井设计,重要完井附件,刚性扶正器,弹性扶正器,旋流扶正器,水泥伞,浮鞋,浮箍,自灌浆式浮鞋浮

37、箍,固井设计,重要完井附件,热采井用伸缩补偿器,套管滑套开关,固井设计,内 容,油气井压力控制设计,油气井压力控制设计,井身结构,井控装置,钻井液设计,固井设计,油气井压力控制设计,油气井压力控制设计,SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程,SY/T 5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程,SY/T 5964-2006 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护,SY/T 5087-2005作含硫化氢油气井安全钻井推荐法,集团公司井控管理规定,胜利油田井控实施细则,海洋石油安全管理细则,AQ2012-2007石油天然气安全规程,油气井压力控制设计,第二十三条 井位选址基本要求 （

38、一）井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。矿区选址应考虑矿井坑道分布、走向、长度和深度等。 （二）井场道路应能满足标准要求，不应有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。 （三）油气井井口间距不应小于3m；高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。 （原规定第十九条钻前井场及井场道路布置，应能满足井喷或硫化氢溢出时人员和设备撤离的要求。）,油气井压力控制设计,第二十四条表层套管下深应能满足井控装置安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m；山区“三高”气井表层套管下深

39、应不少于700m；固井水泥应返至地面。（增加条：Q/SH 0033 3.3.1井身结构设计要求）,第二十五条钻井井控基本要求 （一）钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。 AQ2012、行业标准、安监总局石油天然气安全规程专家研讨会议纪要,油气井压力控制设计,（二）区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。(SY5964 3.3.2.8、

40、中石油第二十三条第五款） （三）钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。 （Q/SH 0033 5.3硫化氢监测、5.4呼吸保护设备条款要求） （四）每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。（SY6246 5.3 ）,油气井压力控制设计,（五）新区第一口探井和高风险井应进行安全风险评估，落实评估建议及评审意见，削减井控风险。 （六）“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装置。,油气井压力控制设计,结束语,胜利油田设计技术状况,专业设计部门人员配备软件配备设计业绩,结束语,工程设计面临的难题（）设计依据欠充分、资料误差、匮乏、有些根本就无法取得；（）现有的装备配套、工具仪器、管材等限制设计选择，更谈不上优选；（）勘探、开发对钻井要求超出现有的工艺技术水平和成本定额；（）钻井基础理论、数学模型、设计方法还不能很好地解决错综复杂的实际问题等。,