琼东南深水探井井身结构设计探讨

杨 焘，柯 坷，王 剑，秦丙林

琼东南深水探井井身结构设计探讨

杨 焘1，柯 坷2，王 剑1，秦丙林1

（1. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司石油工程技术研究院，上海 200120；2. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

深水钻井导管常采取喷射下入方式，在井身结构设计方法上与浅水及陆地钻井有着较大区别，为更好的完成琼东南探井的钻井工程设计，此文结合琼东南地区的地质环境资料，并充分考虑深水井身结构设计的难点、挑战及设计原则，进行了琼东南深水导管下深模拟计算、表层、技术套管设计，提出了针对琼东南深水探井的导管下深及导管串结构组成，形成了琼东南深水探井的井身结构设计方案，井身结构设计分析方法可为琼东南海洋深水钻井设计提供参考与借鉴。

深水钻井；井身结构设计；导管；喷射

1 深水井身结构设计的难点及设计原则

1.1 深水井身结构设计的难点

深水钻井井身结构设计与浅水及陆地钻井相比，主要难点及特殊性表现在以下三个方面：

（1）深水钻井导管井段普遍采用喷射下入方式，其下入参数设计方法与传统钻井方式存有较大区别。

喷射下入导管是针对深水作业特点发展起来的一种导管下入工艺[1]，该技术将钻井眼与下导管两项作业“合二为一”进行，在钻进的同时导管随之下入到位，利用地层与导管之间的摩阻力固定导管并承担后续载荷（钻头尺寸小于导管尺寸），保持井口稳定。在水深较大，海底表层地层较软的情况下，使用喷射方法下入导管要比常规方法节约大量时间，并且降低了表层作业风险。因此采用喷射方法下入导管不仅简化了下导管、固井及起下钻等作业流程，节省作业时间和成本，还能够有效降低深水作业风险。

由于作业方式发生改变，导管下入深度的设计在地层岩性等参数的前提下，主要以导管承载能力、水下井口承重及稳定性为依据进行。

（2）深水钻井表层套管井段采用开眼循环方式钻进，钻井液及岩屑从海底泥线处返出。因此，表层套管井段井筒中的钻井液当量密度由相应水深的海水和井筒中的加重钻井液（若采用钻井液密度大于海水密度）两部分构成。由于开眼循环钻进，钻井液密度调整能力有限，表层套管下入深度除受到地层岩性及地层压力等参数限制外，还受到钻井液存储能力、大尺寸井眼携岩能力等条件的限制，下入深度确定方法与常规浅水及陆地有较大差异。

（3）深水井筒温度分布与浅水及陆地井存有较大差异，其特有的低温环境会影响钻井液流变性能，从而使深水钻井安全钻井液密度窗口的确定方法与浅水及陆地不同。

1.2 深水井身结构设计原则

井身结构的设计是根据地层压力预测研究结果、钻井液密度窗口，结合邻井实钻情况，并考虑易坍塌层、易漏层、含特殊流体层、井眼轨迹特殊要求等因素，设计各层套管的下入深度和尺寸[2]。其在满足勘探开发要求的前提下，还应遵循安全作业和经济性的原则：

（1）满足勘探和开发要求

对于探井，井身结构设计应满足地质取资料要求（如：取心、测井、测试和加深等），满足地质封隔要求，能有效封隔地质要求必封层位，考虑探井作业的不确定性，需要时可预留一层技术套管或指定备用套管层次方案。

对于开发井，井身结构应满足完井、采油及增产作业的要求；为有效的保护油气层，可考虑必要时增加一层技术套管。

（2）压力平衡原则

压力平衡是井身结构设计的基本原则，在各井段均应满足压力平衡原则。

（3）安全作业原则

（4）经济性原则

在满足安全、高效作业的前提下，减少套管层数。

套管和井眼尺寸的优选应考虑不同井眼尺寸的钻井效率和材料消耗，以缩短钻井周期，降低建井成本。

2 琼东南深水探井井身结构设计

2.1 导管下入深度模拟设计

针对深水井身结构设计的特殊性和难点，对浅层上部井段设计，主要考虑导管喷射下入及表层开眼循环的特点[3]，重点对导管喷射下入深度进行模拟设计（海平面为深度零点）。

根据琼东南区域的水深分布特点以及井位的水深情况，本文模拟分析中施工井位水深为1 400 m。由于目前尚未获得琼东南海域的浅部地层土质参数调查数据，因此通过对相关资料文献调研结果，根据文献中给出的南海、渤海及墨西哥湾等海域的浅部地层土性质的特点及抗剪强度指标范围进行计算。

南海琼东南X井作业水深为1 400 m，采用喷射方法下入36"导管，选择设计外载加适当钻井载荷情况下的安全系数1.5，进行导管下入深度设计所需的各项参数如表1。求得当表层套管悬挂在导管上时，导管需要承担的安全载荷随导管下入深度的变化曲线（图1），分别采用API RP 2A中的α法和β法计算黏性土和砂性土中的单位面积极限侧摩阻力，运用黏性土和砂性土的单位面积端阻力计算方法，得到导管的单位面积极限承载能力设计指标（表2）。由得到导管的单位面积极限承载能力设计指标做出导管的单位面积极限承载能力剖面[4]，以及导管在地层中的极限承载力随导管下入深度的变化曲线（图2）。

导管静止4 h、8 h、24 h、2 d及4 d后的实时承载能力随导管下入深度的变化曲线如图3a和图3b所示，其中导管的承载力增长系数分别取0.1和0.15。

根据以上分析叠加得到不同恢复时间及不同承载力增长系数条件下的导管的安全下入深度（图4）。从图4中可以看出，当导管的承载力增长系数取0.1时，导管在24 h、2 d、4 d恢复时间条件下的安全下入深度分别为70 m、62 m和56 m；当导管的承载力增长系数取0.15时，导管在24 h、2 d、4 d恢复时间条件下的安全下入深度分别为58 m、48 m和42 m。为保证作业安全，设计过程中选择导管承载力增长系数为0.1。悬挂表层套管前的恢复时间取24 h，导管设计下入深度为70 m，同时参照邻井经验（附近陵水区块已钻深水井导管大多选择70 m左右的下入深度），三口井导管设计为下入泥线以下70 m。考虑到入泥上部导管受到的弯矩最大，上部3根选用导管壁厚为1.5"，下面导管选用壁厚为1"。

表1 琼东南X井导管下入深度设计所需参数

图1 导管的单位面积极限承载能力剖面图

表2 琼东南X井导管单位面积极限承载能力设计指标

图2 导管的安全载荷随下入深度变化曲线

2.2 表层套管、技术套管设计

表层套管：深水钻井过程中，表层套管是开眼钻进，钻完之后再下入防喷器组和隔水管及其相应系统装备，因此在钻进的时候都是海水钻进。表层套管的下深要求是，首先，保证浅层地质灾害地层必须封隔，第二，尽可能的加大套管下深，这样有利于下一步的钻进，有利于增加下一层套管的下深，有利于尽量减少套管的层次[5]，节约操作成本。

图3 导管的实时承载能力剖面图

图4 导管下入深度设计结果

技术套管：深水钻井技术套管的下深确定方法和常规的设计方法基本相同，根据压力约束条件进行，考虑地层的必封点，得到下深值。由于作业窗口狭窄，遇到复杂地质情况时，不可一味封隔地层，不断下入套管（套管层次的增加，会影响后续的尺寸，并增加作业成本）。

（1）3井

36"结构套管下至1 330 m

下该层套管的主要原因是为了泥线处的结构整体性，支撑井口和隔水管载荷。根据导管入泥深度和井口稳定性分析与评估，为了保证井口稳定，导管外径应为36"，下至泥线以下70 m（水深1 260 m，井口高出泥面约3.5 m）。

20"表层套管下至1 960 m

下该层套管的主要原因是封固浅层松散地层。这层套管需要保证套管鞋处能承受安装防喷器（BOP）及隔水管后继续钻进的强度。水泥需返至海床。

13-3/8"技术套管下至3 220 m

封固上部疏松地层。保证套管鞋处的强度满足本开井段及下开井段的井控要求。

9-5/8"技术套管下至4 360 m

9-5/8"套管尽量下至预测储层上部，封隔异常压力层段，保证含油气层段集中在后续井段中。然后用8-1/2"钻头钻至完钻深度。

7"技术套管下至5 170 m

保证后续井眼进行miniDST作业的顺利进行，需下7"套管封固8-1/2"裸眼井段。 7"套管座挂至4 210 m，与9-5/8"套管重叠150 m。

（2）4井

36″结构套管下至1 440 m

下该层套管的主要原因是为了泥线处的结构整体性，支撑井口和隔水管载荷。根据导管入泥深度和井口稳定性分析与评估，为了保证井口稳定，导管外径应为36″，下至泥线以下70 m（水深1 370 m，井口高出泥面约3.5 m）。

20″表层套管下至1 895 m

下该层套管的主要原因是封固浅层松散地层，在预测浅层气之前50 m完成该井段。这层套管需要保证套管鞋处能受安装BOP及隔水管后继续钻进的强度。水泥需返至海床。

13-3/8″技术套管下至2 795 m

封固上部疏松地层，保证套管鞋处的强度满足本开井段的要求。封固油气层段以上200 m地层。

9-5/8″技术套管下至3 475 m

用12-1/4″钻头直接钻至本井设计井深，预测油气层均在此井段，同时12-1/4″井眼可得到较好的测井效果。

备用8-1/2″井眼

若本井有较好的油气发现，可提前结束钻进，进行电测，取得地质资料，或地层孔隙压力异常，压力窗口不满足继续钻至设计井深，下入9-5/8″套管封固主要目的层，用8-1/2″钻至完钻深度。

（3）5井

根据本井完钻井深比较浅，且目的层在井底的风化壳，本井的井眼和套管尺寸确定如下：

36"结构套管下至1 462 m

下该层套管的主要原因是为了泥线处的结构整体性，支撑井口和隔水管载荷。根据导管入泥深度和井口稳定性分析与评估，为了保证井口稳定，导管外径应为36"，下至泥线以下70 m（水深1 392 m，井口高出泥面约3.5 m）。

20"表层套管下至1 990 m

下该层套管的主要原因是封固浅层松散地层。这层套管需要保证管鞋处能承受安装BOP及隔水管后继续钻进的强度。水泥需返至海床。

9-5/8"套管下至2 590 m

签于本井主要目的层为基底风化壳及不整合覆盖在前第三系基底之上地层，为防止钻遇不整合面及基底风化壳时发生严重漏失，确保上部井眼的稳定与安全，所以在未钻入风化壳之前，下套管把上部井眼封固，同时考虑用12-1/4"钻头钻本井油气层段，12-1/4"井眼可得到较好的测井效果，钻达设计井深后，下9-5/8"套管。

7"套管下至2 700 m

用8-1/2"钻头钻基底风化壳至完钻深度。保证后续井眼进行miniDST作业的顺利进行，需下7"套管封固8-1/2"裸眼井段。7"套管座挂至2 440 m，与9-5/8"套管重叠150 m。

3 结论

本文根据深水钻井的特点及难点，结合琼东南地区的地质环境资料，提出了琼东南3口井的井身结构设计方案：导管下深模拟计算得到的导管下深数据与附近区块已钻井导管下深接近（均在70 m左右），说明导管下深模拟计算方法是可行的；在技术套管设计中对4井井位浅层气问题、9井基底风化壳漏失等问题均予以考虑和应对。最终形成了琼东南深水探井的井身结构设计方案，井身结构设计方法可为琼东南海洋深水钻井设计提供参考和支持。

[1]JEANJEAN P. Innovative Design Method for Deepwater Surface Casings[R]. SPE 77357， San Antonio， Texas： Society of Petroleum Engineers， 2002.

[2]管志川，柯珂，苏堪华. 深水钻井井身结构设计方法[J]. 石油钻探技术，2011，39（2）：16-21.

[3]徐荣强，陈建兵，刘正礼，等. 喷射导管技术在深水钻井作业中的应用[J]. 石油钻探技术，2007，35（3）：19-22.

[4]柯珂，张辉，周宇阳，等. 深水钻井喷射下导管模拟试验装置的研制[J]. 石油钻探技术，2015，43（2）：33-37.

[5]钱锋，孔祥吉，唐小雯. 深水钻井井身结构设计参数的选取[J].科学技术与工程，2014，14（13）：163-165.

Discussion about Bore Hole Structure Design of Deep Water Exploration Well in Qiongdongnan Basin

YANG Tao1, KE Ke2, WANG Jian1, QIN Binglin1
（1. Institute of Petroleum Engineering Technology, SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China; 2. SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China）

Deepwater drilling conductor is usually run by special jet-in technique. The design method of borehole structure design method for deep exploration well is quite different with that in shallow water and onshore drilling. In order to finish the design of Qiongdongnan deep exploration well， on the basis of geological environments， the difficulties， challenges and design principles of deep water borehole structure design have been considered fully, and simulation calculation for detailed conductor setting depth and design of surface technical casing have been conducted for Qiongdongnan deepwater drilling. The design scheme for deep water wellbore structure in Qiongdongnan basin has been decided, and this design method can provide experiences and

for Qiongdongnan deepwater well borehole structure design.

deepwater drilling; well borehole structure design; conductor pipe; jet-in

TE22

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.098

1008-2336（2016）03-0098-05

2016-04-28；改回日期：2016-06-02

杨焘，男，1983年生，工程师，2005年本科毕业于西南石油大学，主要从事钻井工程工作。

E-mail:yangtao.shhy@sinopec.com。