深气井试油试油工程设计原则、方法及实例分析

1、深气井试油试油工程设计原贝i、方法及实例分析（讲稿）李钦道川庆钻探有限工程公司钻采工艺技术研究院2009年10月15日1气体压力和密度气体的压缩性大是天然气重要的特点之一，一定质量的天然气在高压和在一个大气 压下，其密度可以相差数十倍数百倍，天然气密度变化大这一特点对丁井控、排液、 求产、关井和压井相当重耍。1.1不同压力下密度差异大:相对密度为0.6的天然气在井口温度290k,不同压力下的密度见下表。不同压力下天然气密度压力(mpa)密度(g/cm3)0.10.0007350.04352150.14634250.22403350.26763压力(mpa)密度(g/cm3)450.287626

2、00.30778700.31730900.330941200.344011.2三个压力区间：正常压力区、压力敏感区、压力极敏感区1.2.1正常压力区：压力：0.135mpa；密度 0.000730.26763 g/cm3 密度差：0.2669 g/cn?。1.2.2压力敏感区：压力：3570mpa；密度：0.267630.31730 g/cm3 密度差：0.04967 g/cm3o1.2.3压力极敏感区：压力：70-120mpa；密度：0.31730.034401 g/crr?；密度差：0.02671 g/cm3o1.3井深与气体体积关系1.3.1深井中气侵特点深井气侵气体在不同井深的体积变化

3、井深(m)密度为1.00g/cm3的 体积变化密度为1.50g/cm3的 体积变化密度为2.00g/cm3的 体积变化0.00337.6740v0401.8644vo434.7328vo50.0057.86o6vo47.7798v039.6525v0200.0015.6487v012.178ovo9.5681v0500.006.2872v04.7875v03.7883v01000.003.o7o2vo2.2396v01.83o6vo2000.001.5211 vo1.2983v01.1928vo3000.001.1547vo1.079ovo1.0659v04000.00vovovo1.3.2浅

4、井中气侵特点浅井气侵气体在不同井深的体积变化井深(m)密度为1.00g/cm3的体积变化密度为1.50g/cm3的体积变化0.00109.9199 vo179.435 vo50.0018.8345 vo21.3341 vo200.005.0967 vo5.4376 vo500.002.0478 vo2.1377 vo1000.00vovo1.4井深与动态混合流体密度关系气侵泥浆动态循环至不同井深时的混合流体密度井深(m)cr0.05(g/cm3)a=0.005(g/cm3)a=0.0005(g/cm3)10.1020.6731.670500.6761.6701.9612001.3631.910

5、1.9915001.6941.9641.99640001.9191.9921.999注：q为气侵排量与压井循环排量z比。2高温双高压含硫气井的概念2.1高温高压气井分类2.1.1高温单高压气井2.1.1.1压力系数系数低压力系数v1.702.1.1.2压力高地层压力超过70mpa2.1.2高温双高压气井2.1.2.1压力系数高压力系数1.702.1.2.2压力高地层压力100mpa2.1.3高温双高压气井分类高温双高压含硫气井高温双高压非含硫气井2.2高温双高压气井试油难度比较咼温双咼压含硫气井 咼温双咼压非含硫气井3高温双高压含硫气井的几大特征3.1井内为天然气时，关井压力高、开关井压力变化

6、快3.1.1井口关井压力高井口关井压力85120mpa3.1.2关井压力上升快产量越高，压力上升越快。3.1.3开井压力下降快。产量越低，压力降低越快。3.2安全受限条件多3.2.1油层套管不能满足稳定关井要求。3.2.2部分油层套管不抗硫3.2.3井身结构不合理。3.2.4尾管内径太小。97.18mm, 101.6mm, 102.72mm3.2.5尾管太长.2159.73m 3.2.6固井质量差。3.2.7塑性蠕变地层易挤毁套管。3.2.8抗硫油管钢级低、油管柱结构复杂。3.2.8.1钢级一般为95o3282油管柱一般有三种尺寸的复合油管柱。3.3安全受限因素多3.3.1注入酸液量受较大限制

7、3.3.2封隔器工作条件限制3.3.3套管柱安全控制参数受限制3.3.4完井液密度选择受限因素多3.3.5压井液密度选择受限因素多3.4设计中寻找安全区域极难3.4.1井筒内温度变化大3.4.2井筒内压力变化大3.4.3非安全区域及影响因素3.4.3.1非安全区域的概念3432非安全区域影响因素o温度影响0压力影响o产能影响3.4.4安全区域3.4.5寻找安全区域难3.5施工要求高、风险大4气井压力计算4.1静气柱压力计算4.1.1计算公式4.1.1.1近似公式小一小25刘0一4p-poe4.1.1.2精确公式p=p（）“°0.03415-/?-ho =tz式中：p 天然气的相对密度

8、，无因次;t一一井筒内平均温度，k；z一一井筒静气柱平均压缩系数，无因次。 h产层屮部井深，m。4.1.1.3实用公式f-_1p = po(l +丁)/()1 mpmpf.= (1+丄)诙=(1+ah)诙j 叭式中p、p0计算的井底压力和井口压力，mpa；t井口常年平均气温，k；z。井口天然气的压缩系数，无因次；m地热增温率，m/k；p天然气相对密度，无因次。此公式未考虑水化分子影响。4.1.2计算实例及对比4.1.2.1下表是某种天然气在井口温度289k、气井屮部井深4913m、地热增温率45.2m/k,在不同压力下以上三种公式计算的井底压力。三利静气柱公式计算井底压力结果对比表井口压力，m

9、pa近似公式,mpa3551.42770102.854105154.281精确公式，mpa实用公式，mpa46.67748.26485.11486.413121.830122.8244.1.2.2龙17井三种方法预测的井口压力结果对比近似公式(mpa)精确公式(mpa)实用公式(mpa)83.38-86.4107.40-111.31107.32-108.25注：预计地层压力为126.61- 131.21mpao4.1.2.3龙17井实测压力井口关井压力地层压力107.64mpa131.092mpa4.1.3注意事项4.1.3.1水化分子水化物对压力计算的影响井口关井压力107.64mpa实测地

10、层压力131.092mpa不考虑水化物吋的计算压力127.603mpa考虑水化物时计算压力130.466mpa4.1.3.2m > t、几、。要取准。4.2实用动气柱压力计算4.2.1计算公式4.2.1.1计算公式1适用条件：1- 2927 乂0时 i 丿/? = 5.09858d“98謬式屮：t地层温度，k;孔一与天然气产量q相对应的井口流动温度，k：po天然气稳定流动时的井口油压，mpa;z。一天然气动气柱在po和tq条件下的压缩系数，无因次;p井深h处的动气柱流动压力，mpa;d油管内径，cm;2天然气流动摩阻系数，无因次；uo油管顶端的天然气流速，简称井口流速，m/s；q天然气产

11、量，104m3/d；其余符号意义同前。4.2.1.2计算公式2适用条件：1- 29,27=0时i xv% 丿z/o = (1 + m)jl + 201n(l + a)4.2.2计算实例6(apa 6pa 7dpa 国丹/o8090loono100908070605040302010o不同井口压力、产量下流压动态分析图4.2.3注意事项4.2.3.1高压大产量气井手册上的摩擦系数太大4232 tq、t、要取准5设计原则5.1安全第一5.2油层套管不损坏5.2.1油层套管四个参数的概念5.2.1.1井内为清水时的最大掏空深度hwmax （井口压力为大气压）。井内清水液面井深shwmax时，油层套管

12、不会挤毁；井内清水液面井深>hwmax时, 油层套管口j能被挤毁。hwmax仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标，但实际降液面时还得考虑井的 其它安全因素来确定掏空深度。5.2.1.2井内为静止清水时允许最高控制套压pcwmax。井内为静止清水时，套压pcpcwmax,油层套管不会被压坏；井内为静止清水时，套 压pc>pcwmax,油层套管容易被压坏。pcmax,仅表示该井油层套管柱的-个安全性能指标，但在实际操作屮还必须考虑井 的其它安全因素来确定实际的控制套压。5.2.1.3井内为纯天然气时允许最低套压pcgmin。井内为纯天然气时，套压pcpcgmin,油层套管不会被挤毁；

13、井内为纯犬然气时，套 压pc<pcgmin,油层套管容易被挤毁。pcgmin,仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标，但在实际操作屮还必须考虑井 的其它安全因素来确定实际的控制套压。5.2.1.4井内为纯天然气时允许最高套压pegmaxo井内为纯天然气时，套压pcpegmax,油层套管不会被压坏；井内为纯天然气时， 套压pc>pegmax,油层套管容易被压坏。pegmax仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标，但在实际操作屮还必须考虑 井的其它安全因素来确定实际的控制套压。5.2.1.5套管的控制参数计算实例试油时套管强度计算外径mm壁厚mm钢级计算 深度m抗内压mpa抗外 挤mp

14、a管外钻井 液密度 g/cm3清水时最 大掏空深度m清水 时最 高控 制套 压mpa纯天 然气时最 低套压mpa纯大然 气时最 高套压mpa177.8（回接）12.65vm110ss3105.7094.090.01.3全掏空75.2075.2177.812.65vm110hcss4249.93294.096.51.72全掏空75.2083.7177.812.65vm140hc4656.561120.18117.621.72全掏空96.140100.21193.6819.05tp155v5177.913147.0203.01.72金掏空117.60115.14177.812.65vm140hc5

15、475.492120.18117.621.72全掏空96.14099.64177.812.65vm110hcss5609.3594.096.51.724708.0375.25.885.49127.09.19tp110ts6470.5496."106.111.3全掏空76.89086.6考虑回接筒后套管安全控制参数4708.0360.05.875.2某井油层套管控制参数外径mm壁厚mm钢级计并深度m抗内压mpa抗外挤mpa管外钻井 液密度 g/cm3环空为密度1.60g/cm3完井液时井内为纯天然时最大掏年深度m最咼控布!套压mpa最低控帝！套 ff.mpa最高控制套压mpa193.6

16、819.05tp110ss3801.09131.00135.001.85全掏空82.430104.80177.812.65vm140hc5418.50120.18117.622.214597.3764.268.58120.54127.012.14tp140v5930.00161.50166.902.35全掏空94.310163.31回接筒丁作压羌103.42mpa60.35108.20综合安全控制参数4597.3760.358.58104.805.2.2静载强度适应性分析5.2.2.1井内为清水时掏空深度的适应性分析。5.222井内为清水时最高允许套压适应性分析。5223井内为纯天然气时最低允

17、许套压适应性分析。5224井内为纯天然气时最高允许套压适应性分析。5.3封隔器管柱必须密封可靠封隔器管柱密封可靠包括四个内容：管柱不渗漏或损坏、封隔器密封、卡瓦不打滑、 水力锚不打滑。5.3.1封隔器密封的条件封隔器有效压重最小座封力532卡瓦不打滑的条件卡瓦受到的向下作用力v卡瓦安全承载力5.3.3水力锚不打滑的条件水力锚受到的上顶力v水力锚安全承载力5.3.4接头不损坏5.3.5油管不出现破坏 5.3.6工具完好5.4既能井下关井又能井口关井5.5工艺设计要合理5.5.1针对性强每一个工艺都必须针对工作环境、地质及工程特点进行设计。5.5.2相容性好工艺之间、工艺和管柱z间、流体z间、控制

18、参数z间不能相互孑盾，使工艺程 序流畅，避免出现复杂情况。5.5.3互补性好对于风险大的技术难题，采用两个或者多个工艺及措施加以防范，实现多重互补。5.5.4可靠性高工艺分析对比、制定解决难题的工艺对策，使方案细节环环相扣，提高方案可靠 性。5.6地面流程要可靠5.7取全取准试油资料6设计实例6.1实例井的井身结构及钻井液使用情况6.1.1 龙 16 井龙16井井身结构图龙16井钻井液使用情况地质分层钻井液类型密度g/cm3漏斗粘度scl- mg/l蓬莱镇组0-102.00聚合物低固相1.04-1.1229-41蓬莱镇组102.00370.00聚合物无固相1.03-1.0529-38沙溪庙组3

19、70.00-1700.00聚合物低固相1.05*1.1437-69沙溪庙组1700.002254.83空气钻进地质分层钻井液类型密度g/cm3漏斗粘度scl- mg/l沙溪庙组千佛岩组2254.83-2924.00聚磺1.31-1.5848-94千佛岩组须三段2924.003208.00聚碱1.61-1.7854 65须三段3208.003276.00聚磺1.61-1.8260-84须三段嘉三3276.004572.00聚磺1.84-2.0057-71f 4572.004752.00聚磺2.00-2.1571-94嘉一大隆组4752.005828.82聚磺2.02*2.1555 90大隆组吴家

20、坪组5828.83-5862.84聚磺2.21-2.2264-73吴家坪组5862.84-5925.00聚磺2.23*2.2869-92吴家坪组茅口组5925.00-5988.00聚磺2.25-2.2671-966.1.2 龙 17 井龙仃井井身结构图龙17井钻井液使用情况井深m钻井液类型密度g/cm3漏斗粘度scl- mg/l井口31.00无网相1.01 1.0228 3031.00 81.00聚合物高搬土1.10行267滴流81.00 342.13聚合物低固相1.02 1.0828 32542342.13 351.62聚合物低固相1.07 1.0828 30542-651351.62 44

21、5.90聚合物1.07 1.1029 30542759445.90 1690.00聚合物1.10行545 736519761690.00-1691.00清水1.00281691.00-2111.45空气2111.45-2213.02聚磺钻井液1.26-1.2839 447599762213.02 2346.98聚磺钻井液1.36 1.4040 60976"932346.982468.66聚硕钻井液1.44 1.4839 551085馅932468.66 2529.37聚磺钻井液1.48 1.5556 601085馅932529.37 2934.40聚磺钻井液1.36 1.4542 5

22、2108514102934.40 2990.00聚硕钻井液1.52-1.5744 56130202990.00 3056.50聚磺钻井液1.57 1.6344 49430214103056.50 3296.94聚磺钻井液1.63 1.6945 50108513023296.94-3419.00聚硕钻井液1.69 1.7548 57"93 13023419.00 3521.83聚磺钻井液1.77 1.8353 57408513023521.83 4275.50聚磺钻井液1.83-1.8849 831193-206104275.50 4555.00聚硕钻井液2.07 2.1067滴流30

23、37141004555.00 5586.20聚磺钻井液2.00 2.0453 722603-31465586.20 5639.01聚磺钻井液2.13-2.1556 683037-42315639.01 5879.50聚硕钻井液2.1782 142462718445879.50 5895.50聚磺钻井液2.19821627-18445895.50 5913.00聚磺钻井液2.20114162718445913.00 5968.00聚磺钻井液2.3562 671627-18446.2预测地层温度预测地层温度实例农井号电测温度预测温度实测温度龙16井146°c150 °c以上15

24、3.66°c龙仃井141°c150°c±153.27°c剑门1井161.8°c175°c±175.2°c6.3预测井口最高关井压力预测井口最高关井压力实例表井号产层中部井深预测井口最高关井 压力实际井口最高关井 压力龙46井5951.5m106.74mpa未进行井口关井龙仃井5868.5m107.32mpa107.64mpa6.4套管控制参数龙17井套管控制参数计算实例表外径mm壁厚mm钢级计算深度m抗内 压mpa抗外 挤mpa管外钻井 液密度g/cm3清水时 最大掏 空深度 m清水时最高控 制套压mpa

25、纯天然气时最低套压mpa纯天然 气时最 高套压mpa193.6819.05tp110ss3801.09131.00135.001.85全掏空104.800104.80177.812.65vm140hc5418.50120.18117.622.214104.6996.148.58120.54127.012.14tp140v5930.00*161.50166.902.35全掏空129.200163.31回接筒工作压差103.42mpa82.74108.20综合安全控制参数4104.6982.748.58104.80龙16井套管控制参数计算实例表外径mm壁厚mm钢级卜入深度m抗内 压mpa抗外 挤m

26、pa管外钻井 液密度g/cm3清水时最大掏 空深度 m清水时最高控 制套压mpa纯天然气时最 低套压mpa纯天然 气时最 高套压mpa193.6819.05vm110ss4203.59131.00135.001.86全掏空104.800104.80177.812.65vm140hc5240.仃120.18117.622.194401.6896.145.67123.13回接筒工作压差103.42mpa82.74109.11综合安全控制参数4401.6882.745.67104.806.5安全风险分析6.5.1关井风险106.74mpa>104.8mpa107.32mpa>104.8m

27、pa6.5.2套管不抗硫的风险井内为含硫天然气时，井内温度降至80°c以下的风险。6.5.3套管交变载荷动载风险6.5.3.1在高温双高压含硫气井中，套管承受很大的交变载荷6532在高温双高压含硫气井中，套管承受很大的动载荷6.5.4封隔器管柱失效风险6.5.4.1酸化风险水力锚打滑。6.5.4.2求产风险出现永久螺旋弯曲。6.5.4.3关井风险封隔器密封不可靠。6.5.4.4压井风险6.5.4.5其它风险6.6基本参数确定6.6.1完井液密度的确定6.6.1.1考虑封隔器承受的最大上下压差6.6.1.2考虑压井液密度与完井液密度的相互关系6.6.1.3考虑完井液的传压性能，确保压力

28、操作可靠6.6.1.4考虑喇叭口安全6.6.1.5考虑封隔器管柱的受力状况6.6.2管柱承压参数6.6.3初始温度的确定6.6.3.1工艺与井温变化。井温变化较大的工艺。降温的工艺o升温的工艺6632初始温度和前期作业有关6633精心设计前期作业6.6.4初始压重的确定6.6.4.1初始压重是确保封隔器有效压重最小座封力的重要条件6642初始压重的确定需要进行详细的管柱受力分析计算6.7管柱设计6.7.1油管柱结构设计6.7.1.1油管柱强度常规计算油管计算油管外径mm规格壁厚mm下入 井深m段长m单位长 度重址n/m钢级抗内压mpa抗外 挤mpa抗拉 强度kn自重kn累重kn剩余 拉力kn安全系数88.93sb12.0915501550230.75nkac 95ms155.9154.01910357.661139.57770.431.6888.93sb9.5251903640189 仃nkac-95ms122.8125.41560688.58781.9177