一种深水丛式井工厂批量钻完井装备及钻完井方法

技术领域

本发明涉及一种深水丛式井工厂批量钻完井装备及钻完井方法，属于海洋油气钻完井技术领域。

背景技术

我国原油对外依存度逐年升高，远高于国际石油安全警戒线，油气供给面临极大挑战。我国海洋油气资源丰富，尤其是南海海域，油气资源地质储量达230-300亿吨，被称为“第二个波斯湾”，其中70％的油气资源蕴藏于深水区。深水油气已成为我国勘探开发的重要战略接替领域。

钻完井是深水油气勘探开发的第一步。由于深水特殊的环境条件，深水油气钻完井面临高投入、高风险等难题。深水油气钻井主要采用半潜式钻井平台或者钻井船进行单井钻完井，存在建井时间长、浪费时间多、单井钻完井效率低、钻井液用量大等问题，导致单井钻井费用高达上亿元。目前，尚缺乏一种经济高效的深水钻完井方法，这也是制约深水油气开发进程的技术难点。

因此，亟需开发一种具体的针对深水油气的高效钻完井方法，有效提高深水钻完井效率、缩短单井钻完井时间、降低单井钻完井成本，对深水油气高效钻完井具有重要的意义。为此，提出本发明。

发明内容

针对现有技术的不足，尤其是深水钻井单井建井时间长、成本高的难题，本发明提出一种深水丛式井工厂批量钻完井设计与施工方法。根据海洋钻完井理论，并结合深水区域的特点，确定了深水丛式井工厂批量钻完井设计与施工方法，进而为深水高效钻完井提供保障，显著降低深水钻完井成本。

本发明的技术方案如下：

一种深水丛式井工厂批量钻完井装备，该装备包括平台系统和水下系统；

平台系统包括钻井平台、信号执行机构、电脑终端、钻井液注入泵、钻井液注入管线、振动波接收器；所述的信号执行机构、电脑终端、钻井液注入泵、钻井液注入管线、振动波接收器均位于钻井平台上；所述的电脑终端一端与信号执行机构连接，另一端与钻井液注入泵连接，用于控制接收监测到的数据并发出指令；所述信号执行机构分别通过控制绳和电缆与水下机器人ROV和钻头连接，用于向水下机器人ROV和钻头传达指令；钻井液注入泵出口端与钻井液注入管线连接；所述振动波接收器安装于钻井平台井口隔水管头处；

所述的水下系统包括钻杆、隔水管、套管、随钻测量工具MWD、钻头、电缆、水下机器人ROV、控制绳；所述钻杆在泥线以上位于隔水管内，所述钻杆在泥线以下位于套管内，所述钻杆与隔水管或套管间的环空作为钻井液返出通道；所述随钻测量工具MWD位于井底钻杆上钻头后方，用于监测井眼轨迹数据；所述水下机器人ROV用于实时监测钻井和固井返出情况，精准监测和定位将钻具移位对接情况及水下井口安装。

优选的，平台系统还包括环空含岩屑钻井液排出管线、振动筛、泥浆池、海水吸入管线、泥浆储罐、钻井液混合器；

环空含岩屑钻井液排出管线、振动筛、泥浆池、海水吸入管线、泥浆储罐、钻井液混合器均位于钻井平台上；

所述的振动筛入口处与环空含岩屑钻井液排出管线连接，用于清除返出钻井液中的岩屑等杂质，所述的振动筛出口与泥浆池连接；所述泥浆储罐入口段分别与泥浆池和海水吸入管线连接，出口端与钻井液混合器连接；所述钻井液注入泵入口端与钻井液混合器连接。钻井液排出液经过过滤后可以再次投入使用。

优选的，水下系统还包括防喷器，所述防喷器位于泥线处、隔水管与套管的连接口处。

优选的，水下系统还包括导管、水泥环，所述水泥环位于套管外侧，所述导管位于水泥环外侧。

优选的，随钻测量工具MWD位于井底钻杆上距离钻头8米的位置。

一种深水丛式井工厂批量钻完井方法，包括步骤如下：

(1)深水丛式井工厂钻完井优化设计。根据所钻区块的地质资料、产生的效益及费用等参数，确定所钻区块内的深水丛式井工厂井组数量、钻井平台位置、井口分配、井眼轨迹、完井方式参数；

(2)深水丛式井工厂批量钻井；采取批钻方式对整个区块的井进行钻井，减少反复更换钻具造成的时间损失，并通过重复利用钻井液来降低钻井成本；同时，在换井过程中，通过水下机器人ROV来对海底井口对接过程进行精准监测和定位，提高对接效率。

(3)深水丛式井工厂批量完井；批钻完成后，根据设计的不同井的完井方式，对同一类完井方式的井进行批量完井作业。

优选的，步骤(1)中深水丛式井钻完井优化设计步骤为：根据所钻区块的地质资料、产生的效益及费用参数，优化设计所钻区块内的深水丛式井井组数量；根据“水平位移之和最小”标准，优化设计钻井过程中深水钻井平台的位置；以海底井口到靶点在水平投影平面连线和最小为优化指标，优化设计海底井口与靶点的分配，确定海底井口与靶点的对应关系；以井身长度最短为目标，优化设计丛式井井眼轨道；

考虑深水丛式井钻井产生的经济效益及费用，根据下式中的井数优化模型对深水丛式井工厂的井数进行优化设计：

ΔC

式中，ΔC

其中，钻深水丛式井增加的费用取决于定向和斜井段的钻井水平，计算如下式所示：

C

式中，α为考虑井斜角增加的钻井费用增加系数，无因次；C

海底井口-靶点间的水平位移直接影响钻井工程量，深水钻井平台位置优选的标准是“水平位移之和最小”，根据下式中的优化模型对深水钻井平台位置进行优选：

约束条件为：

其最优解为：

式中，N

在海底井口与靶点连线在水平投影平面上不相交或少相交的前提下以水平位移之和最小为优化指标，根据下式中的井口分配模型优化设计深水丛式井井口与靶点的分配，确定海底井口与靶点的对应关系：

式中，N为井口匹配靶点的组合数；x

以井身长度最短为优化指标，根据下式中的井眼轨道优化模型优化设计深水丛式井井眼轨道：

式中，L为轨道总长度，m；L

针对不同井的储层性质，根据贝叶斯分类原理，选择岩石类型、孔隙类型、层间差异、井壁稳定、是否出砂、地层砂分类、地层砂均匀系数、是否底水、是否分层、渗透率等完井方式的影响因素，对深水丛式井不同井的完井方式进行优化设计，选择目前比较成熟的射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井方式之一进行完井。

优选的，步骤(2)中，深水丛式井工厂批量钻井的过程为：首先，将预先准备好的导管送到海底，以海水为钻井液，对疏软的海底浅层通过喷射的方式(边喷射开孔边下入导管，且环空中钻井液直接排到海底)进行导管段的钻井和固井作业，并通过水下机器人ROV来进行实时监测海底钻井返出和固井返出情况；在完成第一口井的喷射下导管钻井和固井作业后封井，然后通过水下机器人ROV来进行精准监测和定位，将钻具移至下一口井继续完成这口井的喷射下导管钻井和固井作业；其次，当完成所有井喷射下导管钻井和固井作业后，将钻具返回到第一口井的位置，下入隔水管并安装水下防喷器，建立钻井平台井口-钻杆-井底-环空-隔水管-井口的钻井液循环通道，再按照上述顺序依次完成所有井表层套管段、中间套管段及油层套管段段次的钻井和固井作业，直至完成所有钻井和固井作业；为保证钻井安全，各井的钻井顺序应遵循“先外后里，先浅后深”的准则。

进一步优选的，步骤(2)中，进行导管段的钻井和固井作业时，其中导管井口头露出泥线2m。

进一步优选的，步骤(2)中：在进行表层套管段及其以后段次的钻井作业中，通过平台上的振动筛清除返出钻井液中包含的岩屑等杂质，当完成当前井当前开次的钻井工作后，保留从井筒环空中返出的钻井液，用于下一口井同开次的钻井作业，以此实现钻井液的重复利用，降低丛式井钻井作业成本；

导管段钻进时，由海水吸入管线将海水吸入泥浆储罐，进而进入钻井液混合器，通过钻井液注入泵将其作为钻井液经由钻井液注入管线注入钻杆，流经钻头后到达井底将钻头剥离的岩屑经由钻杆和套管之间的环空携带返回海底，随钻测量工具MWD实时监测井眼轨迹数据，水下机器人ROV实时监测钻井和固井返出情况；表层套管段及其以后段次钻进时，泥浆储罐中的钻井液经钻井液混合器混合调制后经由钻井液注入泵通过钻井液注入管线注入钻杆，流经钻头后到达井底将钻头剥离的岩屑依次经由钻杆和套管之间的环空与钻杆和隔水管之间的环空携带返回平台；通过环空含岩屑钻井液排出管线进入振动筛清除岩屑等杂质，进而进入泥浆池，然后进入泥浆储罐进行循环利用；当一口井的当前开次钻完后，保存当前开次所用的钻井液，用于后续批钻井中同一开次钻井。

优选的，步骤(2)中，深水钻井实时监测和调整；深水钻井过程中，利用随钻测量工具MWD(MWD，Measurement While Drilling)实时监测井斜角、方位角、工具面角等定向数据和伽马射线、电阻率等地层数据及井底钻压、扭矩等钻井数据，判断钻井井眼轨迹是否偏离预定设计，即将监测到的井眼轨迹和设计的井眼对比看是否一致，若是发生偏离，则通过电脑终端及时进行调整修正，避免和邻井或其他障碍物发生碰撞。

进一步优选的，步骤(2)中，还通过安装在平台井口的振动波接收器实时监测钻头产生振动波的衰减规律，判断在钻井与已钻井或障碍物间的距离，若是发生偏离或存在钻头前方存在障碍物，则通过电脑终端及时进行调整修正；

根据监测到的钻井过程中钻头产生振动波的衰减规律，根据下式计算钻井过程中与已钻井的井间距差值：

式中，Δr为所钻井与邻井的井间距差值，m；β为振动波在套管中传播的衰减系数，m

优选的，步骤(3)中，待所有井批钻完成后，在前期完井优化设计的基础上，针对不同井的储层性质，将同类完井方式的井归为一类，采取相应的完井方式依次进行批量完井作业，打通井眼和产层的连接通道，并采取砾石充填+化学防砂的综合防砂措施；最后，将水下井口下入到海底，并通过水下机器人ROV协助对接井口，进而完成水下井口的安装，等待后期的测试作业。

本发明未详尽说明的，均按本领域现有技术。

本发明的有益效果在于：

本发明的深水丛式井工厂批量钻完井设计与施工方法，优化设计了深水丛式井的钻完井参数，按开次顺序批量完成不同井的钻完井作业，实时监测并调整钻完井过程中的偏差，可显著减少深水油气钻完井过程中的时间损耗，提高深水油气钻完井的效率、降低钻完井成本，为深水油气高效钻完井提供了理论和技术支撑。

附图说明

图1是一种深水丛式井工厂批量钻完井设计与施工方法的流程图；

图2是一种深水丛式井工厂示意图；

图3是井眼轨道段示意图；

图4是一种深水丛式井工厂批量钻完井施工装置示意图；

图中：1、海平面；2、海底；3、地层；4钻杆；5、隔水管；6、防喷器；7、导管；8、水泥环；9、套管；10、随钻测量工具MWD；11、钻头；12、电缆；13、信号执行机构；14、电脑终端；15、水下机器人ROV；16、控制绳；17、环空含岩屑钻井液排出管线；18、振动筛；19、泥浆池；20、海水吸入管线；21、泥浆储罐；22、钻井液混合器；23、钻井液注入泵；24、钻井液注入管线；25、振动波接收器；26、钻井平台。

具体实施方式

下面通过实施例并结合附图对本发明做进一步说明，但不限于此。

实施例1：

如图1-4所示，一种深水丛式井工厂批量钻完井装备，该装备包括平台系统和水下系统。

所述的平台系统包括信号执行机构13、电脑终端14、环空含岩屑钻井液排出管线17、振动筛18、泥浆池19、海水吸入管线20、泥浆储罐21、钻井液混合器22、钻井液注入泵23、钻井液注入管线24、钻井平台25；所述的信号执行机构13、电脑终端14、环空含岩屑钻井液排出管线17、振动筛18、泥浆池19、海水吸入管线20、泥浆储罐21、钻井液混合器22、钻井液注入泵23、钻井液注入管线24均位于钻井平台26上；所述的电脑终端14一端与信号执行机构13连接，另一端与钻井液注入泵23连接；所述信号执行机构13分别通过控制绳16和电缆12与水下机器人ROV15和钻头11连接；所述的振动筛18入口处与环空含岩屑钻井液排出管线17连接，所述的振动筛18出口与泥浆池19连接；所述泥浆储罐21入口段分别于泥浆池19和海水吸入管线20连接，出口端与钻井液混合器22连接；所述钻井液注入泵23入口端与钻井液混合器22连接，出口端与钻井液注入管线连接24；所述振动波接收器25安装于钻井平台井口隔水管5的管头处，用于实时监测钻头产生振动波的衰减规律。

所述的水下系统包括钻杆4、隔水管5、防喷器6、导管7、水泥环8、套管9、随钻测量工具MWD10、钻头11、电缆12、水下机器人ROV15、控制绳16；所述钻杆4在泥线以上位于隔水管5内，所述钻杆1在泥线以下位于套管9内，所述钻杆4与隔水管5或套管9间的环空作为钻井液返出通道；所述防喷器6位于泥线处；所述水泥环8位于套管9外侧，所述导管7位于水泥环8外侧；所述随钻测量工具MWD10位于井底钻杆4上距离钻头8米的位置；所述水下机器人ROV10位于海底，用于实时监测钻井和固井返出情况，精准监测和定位将钻具移位对接情况及水下井口安装。

上述装备的工作方法，包括以下步骤：

导管段钻进时，由海水吸入管线20将海水吸入泥浆储罐21，进而进入钻井液混合器22，通过钻井液注入泵23将其作为钻井液经由钻井液注入管线24注入钻杆4，流经钻头11后到达井底将钻头11剥离的岩屑经由钻杆4和套管9之间的环空携带返回海底，随钻测量工具MWD10实时监测井眼轨迹数据，水下机器人ROV15实时监测钻井和固井返出情况。表层套管段及其以后段次钻进时，泥浆储罐21中的钻井液经钻井液混合器22混合调制后经由钻井液注入泵23通过钻井液注入管线24注入钻杆4，流经钻头11后到达井底将钻头11剥离的岩屑依次经由钻杆4和套管9之间的环空与钻杆4和隔水管5之间的环空携带返回平台26；通过环空含岩屑钻井液排出管线17进入振动筛18清除岩屑等杂质，进而进入泥浆池19，然后进入泥浆储罐21进行循环利用；当一口井的当前开次钻完后，保存当前开次所用的钻井液，用于后续批钻井中同一开次钻井。

实施例2

利用实施例1所述装备，针对深水丛式井工厂钻完井过程，一种深水丛式井工厂批量钻完井设计与施工方法，包括以下步骤：

(1)深水丛式井工厂钻完井优化设计：根据所钻区块的地质资料、产生的效益及费用等参数，优化设计所钻区块内的深水丛式井工厂井组数量、平台位置、井口分配、井眼轨迹、完井方式等参数。

根据所钻区块的地质资料，考虑丛式井钻井产生的经济效益及费用，根据下式中的井数优化模型对深水丛式井工厂的井数进行优化设计：

ΔC

式中，ΔC

其中，深水钻丛式井增加的费用取决于定向和斜井段的钻井水平，计算如下式所示：

C

式中，α为考虑井斜角增加的钻井费用增加系数，无因次；C

基于“水平位移之和最小”的钻井平台位置优选标准，根据下式中的优化模型对深水钻井平台位置进行优选：

约束条件为：

其最优解为：

式中，N

基于海底井口与靶点连线在水平投影平面上不相交或少相交的前提下以水平位移之和最小为优化指标，根据下式中的井口分配模型优化设计深水丛式井海底井口与靶点的分配，确定海底井口与靶点的对应关系：

式中，N为井口匹配靶点的组合数；x

以井身长度最短为优化指标，根据下式中的井眼轨道优化模型优化设计深水丛式井井眼轨道：

式中，L为轨道总长度，m；L

针对不同井的储层性质，根据贝叶斯分类原理，选择岩石类型、孔隙类型、层间差异、井壁稳定、是否出砂、地层砂分类、地层砂均匀系数、是否底水、是否分层、渗透率等完井方式的影响因素，对深水丛式井不同井的完井方式进行优化设计，包括射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井等方式。

(2)深水丛式井工厂批量钻井：按照步骤(1)中所设计的钻井的参数进行批量钻井作业。首先，将预先准备好的导管7下送到海底2，以海水为钻井液，对疏软的海底浅层通过喷射的方式(边喷射开孔边下入导管，且环空中钻井液直接排到海底)进行导管段的钻井和固井作业，其中导管井口头露出泥线2m，并通过水下机器人ROV 15来进行实时监测海底钻井返出和固井返出情况；

在完成第一口井的喷射下导管钻井和固井作业后封井，然后通过水下机器人ROV15来进行精准监测和定位，提高井口对接效率，将钻具移至下一口井继续完成这口井的喷射下导管钻井和固井作业；其次，当完成所有井喷射下导管钻井和固井作业后，将钻具返回到第一口井的位置，下入隔水管5并安装水下防喷器6，建立钻井平台井口-钻杆-井底-环空-隔水管-井口的钻井液循环通道，再按照上述顺序依次完成所有井表层套管段、中间套管段及油层套管段等段次的钻井和固井作业，直至完成所有钻井和固井作业；为保证钻井安全，各井的钻井顺序应遵循“先外后里，先浅后深”的准则；同时，在进行表层套管段及其以后段次的钻井作业中，通过钻井平台26上的振动筛18清除返出钻井液中包含的岩屑等杂质，当完成当前井当前开次的钻井工作后，保留从井筒环空中返出的钻井液，用于下一口井同开次的钻井作业，以此实现钻井液的重复利用，降低丛式井钻井作业成本。

(3)深水钻井实时监测和调整：利用随钻测量工具MWD10实时监测钻井过程中的井斜角、方位角、工具面角等定向数据和伽马射线、电阻率等地层数据及井底钻压、扭矩等钻井数据，判断钻井井眼轨迹是否偏离预定设计；并通过安装在钻井平台26上隔水管5的管头处的振动波接收器25实时监测钻头产生振动波的衰减规律，判断在钻井与已钻井或障碍物间的距离；若是发生偏离或存在钻头前方存在障碍物，则通过电脑终端14及时进行调整修正，避免和邻井或其他障碍物发生碰撞；

根据钻井过程中监测到的钻头产生振动波的衰减规律，根据下式计算钻井过程中与邻井的井间距差值：

式中，Δr为所钻井与邻井的井间距差值，m；β为振动波在套管中传播的衰减系数，m

(4)深水丛式井工厂批量完井：待所有井批钻完成后，在前期完井优化设计的基础上，针对不同井的储层性质，将同类完井方式的井归为一类，采取相应的完井方式依次进行批量完井作业，打通井眼和产层的连接通道，并采取砾石充填+化学防砂的综合防砂措施；最终下入水下井口，并通过水下机器人ROV15协助对接井口，进而完成水下井口的安装，等待后期的测试作业。