1--大庆--2008年井身结构优化汇报材料10-wjy.ppt

大庆油田有限责任公司大庆石油管理局2008年1月 大庆油田井身结构优化方案汇报 根据中国石油天然气集团公司 股份公司领导关于钻井设计及钻井安全工作的批示精神 大庆油田已对全部设计井均下表层套管和安装防喷器 为了保证钻井生产安全 节省钻井投资 大庆油田对2008年规划钻井工作量进行了井身结构优化 前言 目录 一 井身结构现状二 井身结构优化三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四 保证措施五 建议 一 井身结构现状 大庆油田上部地层主要为第四系 第三系和明水组 各区块上部地层岩性各不相同 第四系地表主要为黑灰色腐植土 以下为灰黄色粉砂质粘土 杂色砂砾层 流砂层等 第三系主要为灰色泥岩 中部为灰色粗砂岩等 明水组主要为紫红 绿灰色泥岩与绿灰色粉砂质泥岩 泥质粉砂岩呈不等厚互层等 对部分区块第三系或明水组缺失 1 上部地层简述 一 井身结构现状 杏1 3区丙北块上部地层简述 一 井身结构现状 2 大庆油田上部地层含水层情况 已探明可开采含水层系五套 第四系砂砾石含水层第三系泰康组砂砾岩含水层第三系大安组砂砾岩含水层第三系依安组砂砾岩含水层晚白垩系明水组砂岩含水层晚白垩系四方台组砂岩含水层 大庆地区水文地质综合柱状图 2 大庆油田上部地层含水层情况 大庆长垣北部地区在北部地区以开采白垩系嫩江组砂岩含水层为主 该层埋深一般为70m 255m长垣两侧附近以开采白垩系明水组为主 埋深一般为70m 450m 大庆油田西部地区西部地区以开采泰康砂砾岩含水层为主 即克东 李家围子 扶余一线以西至山前 在富裕 泰康一带埋深为110m 185m至大安一带埋深达140m 200m让胡路 泰康一带埋深为175m 270m 大庆油田东部地区东起安达 西起龙风 北起明水 林甸一带 南至肇州北部的范围发育有明水组砂岩含水层 埋深一般为60m 500m朝阳沟油田一带 以开采第三系大安组含水层为主 埋深一般为50m 200m昌五油田附近以开采第四系和明水组含水层为主 含水层埋深为90m 340m 一 井身结构现状 3 大庆油田井身结构现状 一 井身结构现状 在实施全部井均下表层套管前 井身结构主要有两种形式 444 5mm钻头 139 7mm油层套管 339 7mm表层套管 J55 壁厚9 65mm 215 9mm钻头 339 7mm导管20m 215 9mm钻头 139 7mm油层套管 在实施全部井均下表层套管后 井身结构主要采用 444 5mm钻头 139 7mm油层套管 339 7mm表层套管 J55 壁厚9 65mm 215 9mm钻头 3 大庆油田井身结构现状 374 6mm钻头 139 7mm油层套管 215 9mm钻头 273 1mm表层套管 J55 壁厚8 89mm 主要 次要 目录 一 井身结构现状二 井身结构优化三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四 保证措施五 建议 二 井身结构优化 大庆油田除了深井 特殊工艺井外 井身结构均设计为两层套管 对于两层套管来说 井身结构优化主要是对表层设计优化 二 井身结构优化 一 表层套管设计原则 1 表层下深原则 表层下深在设计时主要考虑 表层底部下入在稳定的泥岩井段 主要封固 第四系 第三系或明水组 水泥浆返至地面 浅层流砂层 砾石层 易塌层 浅气层 浅水层 大庆油田对部分区块浅水层较深井没有封固 二 井身结构优化 一 表层套管设计原则 2 表层套管尺寸设计原则 大庆油田套损井 主要集中在 这些采油厂 套损层位不同套损程度也不同套损集中在各采油厂的不同区域 1 套损区 例1 一 表层套管设计原则 采油一厂共有油水井10200口 套损井数2851口 占总井数27 95 高于全油田套损率18 51 套损层位主要分布在标准层 标准层套损井数1024口 占总套损井35 92 其次是萨0 萨 分别占总套损井6 45 17 47 8 87 套损时间主要发生在1997年之后 共1648口井 占总套损井数的57 8 采油一厂 一 表层套管设计原则 采油一厂 例2 萨尔图油层三次采油 西块 区块 套损层位从第四系至高一组 主要集中 嫩二段标准层 80口 和萨一组及夹层 64口 分别占套损井总数的39 80 和31 84 其它各层位最高不超过10 00 套损类型主要是错断 96口 和变形 74口 一 表层套管设计原则 采油三厂北三区西部 大庆油田杏1 3区丙北块钻井与套损井分布特征 全部原始钻井 全部套损井 原始钻井500口 套损井233口 例3 采油四厂杏1 3区丙北块 例4 套损井类型主要为变形 56口 和错断 28口 套损层位从上部地层至高一组 套损层位主要集中萨二组油层 注水井套损层位主要集中在萨二组油层 34口 其次萨一 萨二组夹层 4口 萨三组油层 9口 和葡一组油层 3口 采油井套损层位主要集中在萨二组油层 19口 其次萨一 萨二组夹层 3口 和嫩二段 4口 行列 东块 三次加密调整区块 一 表层套管设计原则 采油四厂杏六区 例5 一 表层套管设计原则 采油五厂杏13区 收集采油五厂杏13区套损井 油水井基础数据资料并对其进行分析 杏13区共有油水井962口 套损井数230口 占总井数23 9 高于全油田套损率18 51 套损层位主要分布在S S 套损井数126口 在总套损井54 8 全区共有断层11条 断层倾角范围在45 60之间 套损时间主要发生在1998年之后 共134口井 占总套损井数的58 3 一 表层套管设计原则 采油五厂杏13区历年发生套损井柱状图 例6 一 表层套管设计原则 套损区位于51号断层以北 面积2 31km2 共套损176口井 其中注水井76口井 采油井91口井 未射孔新井9口井 采油六厂喇7 30井区 例7 加密井试验区 生产井套损率21 56 而对葡南区块基本无套损 一 表层套管设计原则 采油七厂葡北一断块 根据套损区内设计井在钻井后 可能产生套损 套损后要进行修井 因修井工具尺寸比较大 外径250mm左右 因此在套损区的井 要求下 339 7mm套管 结论 一 表层套管设计原则 2 表层套管尺寸设计原则 2 井深大于1700m的井和套损区不严重区域的井 对于井深大于1700m的井要求下 273 1mm表层套管 原因是 井深后钻井时间长 钻具会对表层套管有磨损 如直径小 磨损会严重 再是考虑井深后 如出现复杂或事故留有余地 对于套损不集中或不严重区域的井设计 273 1mm表层套管 3 其它井 对于其它井设计 244 5mm表层套管 由于现在全部井下表层套管 如表层套管下深按100m计算 按2008年钻井6122口数计算 需表层费用17 99亿元 需防喷器费用0 925亿元 18 92亿元08年需增加4592口井表层费用 约增加投资13 56亿元 增加防喷器费用0 619亿元 因此 要优化表层设计 降低表层费用 二 表层套管优化 2007年以前 现在 25 100 要求下表层套管井 二 井身结构优化 14 2亿元 1 表层下深优化 根据表层下深原则和根据多年钻井经验 以及对大庆油田各钻井区块钻井情况分析 分别对各钻井区块表层下深做了优化设计 只有采油九厂表层下深在200m左右 多数井深在100m左右 二 表层套管优化 2008年规划钻井工作量及表层尺寸 二 表层套管优化 2008年规划钻井工作量及表层尺寸 续 二 表层套管优化 2008年规划钻井工作量及表层尺寸 续 二 表层套管优化 2008年规划钻井工作量及表层尺寸 续 二 表层套管优化 2008年调整井区块表层下深为100m深层气井表层下深在300m左右表层套管下深最浅80m 最深240m 平均118 89m 二 井身结构优化 1 表层下深优化 2 套管外径的优化 经过对各区块套损分析 地层压力分析和钻井情况分析 确定了各区块表层套管尺寸 大部分井逐渐过渡到 273 1mm和 244 5mm套管 由以前全部下 339 7mm套管 表层套管外径 二 表层套管优化 二 表层套管优化 经过统计 下 273 1mm套管1438口占总井口数的23 49 下 244 5mm套管3340口占总井口数的54 56 下 339 7mm套管1314口占总井口数的21 95 2 套管外径的优化 3 套管钢级和壁厚的优化 过去表层套管 339 7mm J55 9 65mm 现在设计钢级为H40套管 见下表 从而降低了 同时也降低了 从而 可以在套管钢级和套管壁厚上节省成本 二 表层套管优化 套管性能表 二 表层套管优化 三种不同尺寸套管强度校核表 假设 调整井区块一开钻井液密度设计为1 25g cm3 二开钻井液密度设计为1 80g cm3 二开完钻井深按1250m计算 则三种不同尺寸套管校核情况见下表 三 表层套管强度校核 从表中可以看出 三种不同尺寸套管强度校核能满足规定要求 采油九厂所钻井打表层有200m和240m 240m表层井设计完钻井深600m 所以只对200m表层井进行强度校核 设计完钻井深按2100m计算 一开钻井液密度设计为1 15g cm3 二开钻井液密度设计为1 25g cm3 则二种不同尺寸套管校核情况见下表 二种不同尺寸套管强度校核表 三 表层套管强度校核 从表中可以看出 二种不同尺寸套管强度校核能满足规定要求 表层优化方案设计表 四 表层优化方案 二 井身结构优化 五 表层套管优化成本分析 1 表层套管费用分析 1 全部采用 339 7mm J55 9 65mm和全部采用 339 7mm H40 8 38mm套管费用对比分析 全部采用 339 7mm J55 9 65mm套管 则6092口井约需套管58357 0548t 总费用为 43242 57761万元 全部采 339 7mm H40 8 38mm套管 6092口井约需套管51348 1698t 总费用为 36146 54413万元 二 井身结构优化 339 7mm H40 8 38mm套管同全部采用 339 7mm J55 9 65mm套管比较 可节约钢材 可节约套管费用 7008 885t 7096 03348万元 1 表层套管费用分析 2 优化方案与全部采用 339 7mm J55 9 65mm套管费用对比分析 如果按优化方案 339 7mm H40 8 38mm套管下1314口井 表层进尺132800m 273 1mm H40 7 09套管下1438口井 表层进尺215200m 244 5mm H40 7 92m套管下3340口井 表层进尺370860m 需钢材37264 2452t 总费用25289 38023万元 1 表层套管费用分析 同全部采用 339 7mm J55 9 65mm套管比较 可节约钢材 可节约费用 21092 8096t 17953 1973 80万元 1 表层套管费用分析 表层套管附件主要为可钻式浮鞋和联顶节 如全部设计井都设计为 339 7mm可钻式浮鞋 联顶节 则需费用 4768 2084万元如按优化方案 339 7mm套管下1314口井 273 1mm套管下1438口井 244 5mm套管下3340口井 则需费用 4246 4508万元 同全部采用 339 7mm比较可节约费用 521 7576万元 五 表层套管优化成本分析 2 表层套管附件费用分析 全部采用 339 7mm套管水泥费用分析需A级水泥量 246171 9506t需水泥费用 13539 457283万元需水泥添加剂 492 34t需费用 118 1616万元优化方案水泥费用分析 339 7mm套管下1314口井 273 1mm套管下1438口井 244 5mm套管下3340口井需A级水泥量 160732 994t需水泥费用 8840 31467万元需水泥添加剂 321 45t需费用 77 148万元 五 表层套管优化成本分析 3 水泥用量分析 可节约添加剂费用 优化方案与全部采用 339 7mm套管水泥费用分析 可节约水泥费用 4699 14261万元 41 0136万元 3 水泥用量分析 如设计井全部采用 444 5mm钻头 则牙轮钻头按5口井使用一只 则需 钻头1219个 需费用976 7847万元如按优化方案 339 7mm套管下1314口井 273 1mm套管下1438口井 244 5mm套管下3340口井 也按5口井使用一只计算 则需 钻头为 444 5mm钻头263只 374 6mm钻头288只 311 2mm钻头668只 需要费用 577 2627万元 五 表层套管优化成本分析 4 表层钻头费用分析 同全部用 444 5mm井眼比较可节约钻头费用 399 5220万元 5 优化方案同全部采用 339 7mm J55 9 65m方案各项费用比较 优化方案同全部采用 339 7mm J55 9 65m方案各项费用比较表 五 表层套管优化成本分析 目录 一 井身结构现状二 井身结构优化三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四 保证措施五 建议 三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理 三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理 一 井控风险分类及分级管理 根据地层压力分析和有关井控技术规定 按照井控分类分级管理的原则 大庆油田进行了风险评估与分级 类风险井发生过井喷 环境敏感区块 含超标有毒有害气体的井 以开发气藏为目的的井 探井 松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井除外 超深井 采用欠平衡等特殊工艺技术施工的井 类风险井含有浅气层或气顶的井 松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井 含不超标有毒有害气体的井 类风险井未发生过井涌区块 无浅气层 不含有毒有害气体的井 对井控实行三级管理 级管理属于 三高井 范畴的井 由钻井公司负责实施 管理局和油田公司主管部门重点监管 级管理 类风险井和 类风险井中不属于 三高井 范畴的井 由钻井公司全面负责实施 钻井公司和采油厂进行监管 管理局和油田公司主管部门抽查监管 级管理该类井由钻井公司和采油厂进行监管 一 井控风险分类及分级管理 根据井控风险划分和井控分级管理 对 八年钻井井控风险级别 井控设备进行了划分和 井控风险分类 井控装置表 一 井控风险分类及分级管理 井控风险分类 井控装置表 续 一 井控风险分类及分级管理 井控风险分类 井控装置表 续 一 井控风险分类及分级管理 井控风险分类 井控装置表 续 一 井控风险分类及分级管理 二 2008年开发井钻井增加井控费用情况 根据2008年规划开发井钻井工作量 结合钻井井控风险分级管理标准 对井控设备增加成本进行以下分析 按照钻井井控风险分级管理标准对开发井进行井控风险分类 一类风险井1836口二类风险井1319口三类风险井 增加井控费用部分 2967口 三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理 合计6122口 按照井控风险分类对安装防喷器组合进行划定 一类 二类风险井安装FZ35 21防喷器 JG 21节流管汇 YG 21压井管汇或更高一级 三类风险井安装FZ35 07防喷器 按照目前井控设备租用标准及付费方式 一类 二类风险井检修费用5 8337万元 次 试压0 2536万元 次 租金93元 天 三类风险井检修费用2 803万元 次 试压0 1500万元 次 租金47元 天 二 2008年开发井钻井增加井控费用情况 费用分析 按每月平均钻井3 5口计算 一 二类风险井每口井费用 不含简易套管头 2 0001万元 总费用 6310 3155万元三类风险井每口井费用 0 9911万元 总费用 2940 5937万元 2008年钻井6122口井总费用 9250 9092万元 如按25 下表层计算 08年需增加4592口井表层费用 约增加防喷器费用6190万元 其中三类风险井安装防喷器增加费用2940 5937万元 二 2008年开发井钻井增加井控费用情况 2008年表层套管费15 63亿元防喷器费0 925亿元总计16 56亿元 如果将339 7mm表层套管改为273 1mm表层套管还可节约0 302亿元2008总计 16 26亿元 目录 一 井身结构现状二 井身结构优化三 大庆油田钻井井控风险分类及分级管理四 保证措施五 建议 四 保证措施 四 保证措施 为有效地实施井身结构优化工作 相应地成立了组织机构和职责 确保井身结构优化工作的贯彻落实 组长 隋军钟启刚副组长 刘合刘富成