高压高产气井试油及完井工艺技术

1、高压高产气井试油及完井工艺技术2010.10技术交流材料高压高产气井试油及完井工艺技术高压高产气井筒评价高压深井射孔高压高产气井井下测试管柱高压高产气井地面测试流程高压气井排液方式高压高产气井电子压力计地面直度试井高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析高压气井井下封堵工艺高压高产气井现场测试管理高压高产气井井筒评价井身结构对测试管柱的影响评价套管抗外挤评价套管抗内压评价射孔套管剩余强度评价套管悬挂器评价套管腐蚀性评价固井质量评价井口密封性评价漏失评价人工井底评价井身结构对测试管柱的影响评价 塔里木油田部分高压高产气井井身结构和管柱情况 高压高产气井井筒评价影响：产量数据；后续作业（校深、测

2、压等油管内作业）套管抗外挤评价井斜较大的拐点部位；钻头或磨鞋在处理事故或钻水泥塞期间对套管的磨损；井口不正的情况下钻具对井口套管的磨损（井口对正；防磨套）；关键词：旋转；起下钻；钻具接头的直观判断高压高产气井井筒评价套管抗内压评价 套管抗内压评价是对套管丝扣密封性及套管本体抗内压强度评价； 为验证套管的抗内压能力，常规作法是做全井筒试压； 试压值的确定应综合考虑当前的泥浆密度、钻井循环时的井口泵压和管外磨阻、钻井期间已有的试压数据、套管实际抗内压强度分析结果等多种因素并结合测试过程中对环空压力的要求而定。 高压高产气井井筒评价射孔套管剩余强度评价 由于射孔孔眼的存在，与未射孔套管相比，射孔段套

3、管的承载能力会有所降低，根据壳体力学理论，可以计算套管承载能力降低系数。这个系数与射孔孔眼直径、相位、管径、壁厚、管材屈服强度等参数有关。高压高产气井井筒评价套管悬挂器评价 套管悬挂器的评价主要是悬挂器的密封性评价，由于固井工艺或其它原因，在固井质量测井图上往往反映出双层套管的固井质量不好。因此，必须对悬挂器的密封性有一个可靠的判断。如克拉203和迪那202井通过对5”套管悬挂器的测试，验证了悬挂器的密封性，保证了替入低密度压井液时该部位密封的可靠性。 另外，套管悬挂器由于多次起下钻的原因，钻头或钻具会对它造成损害，使悬挂器喇叭口不规则，影响了管柱起下，塔里木油田曾多次出现过这种情况。为解决这

4、一问题，一般要做好两方面的工作，一是用标准铣锥对悬挂器进行磨铣；二是在管柱底部连接圆头引鞋。 高压高产气井井筒评价套管腐蚀性评价高压高产气井井筒评价 判断方式：MIT,MTT,MIDK，内径测量及壁厚测量 固井质量评价 良好的固井质量非常重要。既要保证高压储层的流体或气体不会窜至可能并不密封的悬挂器部位，又要确保良好的气水隔离效果，避免底水上窜对测试工作造成麻烦。 克拉203井通过对主力气层下部低产层的测试结果表明，低产层与上部主力气层在管外不连通性，表明管外固井质量良好。同样，克拉205井的固井质量从测井曲线上来看很差,仅在主力气层以下4000米处有10米水泥,测试后发现下限层为干层，证明了

5、10米水泥对上部主力气层起到了良好的隔离作用。在迪那201井和迪那202井也都出现了类似的情况，并采用同样的方法有效判断了管外固井质量情况。 由此可见，高压高产气井的固井质量不能简单地用测井资料来判断，即使测井曲线反映固井质量不好也不能盲目封窜，以免给后面的测试工作带来不便；当然，也不能因为测井曲线反映固井效果好而忽视可能存在的问题，应综合考虑各方面的因素。 高压高产气井井筒评价 井口密封性评价 一般采油井口的密封件多采用橡胶件，由于外部环境温度的变化以及某些介质对橡胶性能的影响，加速了橡胶的老化，在长期承压的情况下，这种密封并不可靠。 措 施采用金属密封的采油井口分析介质（CO2;H2S;C

6、L-等）在不同温度条件下对金属腐蚀性作业结束后环空用N2填充。高压高产气井井筒评价金属密封井口高压高产气井井筒评价漏失评价 在高压高产气井的风险因素中，排污是主要的风险之一，流体或气体中的固相成分在经过油嘴后的高速流期间会给地面设备造成很大的风险。由于在完井测试中液垫多采用无固相，因此，在排液初期，固相含量较少，压差相对较小，流速相对较低，风险因此较小。而在排污末期，由于地层低密度流体或气体进入井筒，油嘴前后的压差随着增大，封隔器以下少量的泥浆尤其是钻井或固井期间漏失的泥浆或水泥浆与低密度流体或气体一起排出，这时低压区的流速可能达到300m/s以上，破坏力非常强，风险也非常大。因此，在高压高产

7、气井测试前，对井筒的漏失情况进行全面分析十分必要。 迪那11、迪那202等井均出现了不同程度的钻井泥浆或固井水泥浆的漏失，地面设备被刺严重，迪那11井地面油嘴管汇刺坏两套，分离器旁通管线严重被刺，分离器出口弯头刺穿两个。 高压高产气井井筒评价人工井底评价 人工井底水泥塞的预留高度同样应引起重视，既要满足测试工艺要求，又要确保人工井底密封可靠。以柯深101井为例，该井完井套管下深6850.00m，钻灰塞至钻井深度6841.00m，预设水泥塞9m，以满足高压封堵和工程要求，通过管柱校深结合固井质量测井图及套管记录得到的真实水泥塞厚度只有2.37m。这就大大增加了替轻泥浆的风险，分析原因为，套管深度

8、、钻具深度、测井深度的误差所致。高压高产气井井筒评价高压深井射孔技术压力因素： 射孔枪和起爆器的承压性能温度因素： 火工器材的耐温性能减震措施： 射孔瞬间对封隔器的冲击泥浆因素： 泥浆性能对射孔起爆器的影响激动压力： 起下射孔测试联作管柱对起爆器的影响操作压力变化：管柱在循环或相关作业时的压力变化对射孔的影响异常压力变化：可能的异常动作引起的压力变化对射孔的影响校深仪器： 校深仪器耐温耐压性能对联作管柱校深工作的影响 压力因素 射孔器材的承压主要体现在射孔枪和起爆器，如果承压级别不够，可能造成井下事故。塔里木油田在早期的射孔作业中就发生过射孔枪压扁的情况。从2000年开始，逐步规范了射孔器材的

9、检验要求，规定射孔器材额定压力比试验压力高35Mpa。以89型射孔枪为例，将原来的非标准压力指标可靠提高到105Mpa，又再次提高到140Mpa。 器材类型试验压力（Mpa）额定压力（Mpa）生产厂家86mm射孔枪173140四川测井公司89mm射孔枪170140海洋测井公司89mm射孔枪176140大港测井公司127mm射孔枪140105四川测井公司静压起爆器173140川南机械厂压差起爆器173140川南机械厂高压深井射孔技术 温度因素 温度不仅影响起爆器销钉的剪切强度枪体密封件，更重要的是对火工材料的影响。较高的温度会使次级速爆炸药释放气体，使爆炸威力降低。 鉴于塔里木油田井深（4000

10、m-6500m）而温度不是很高（100-160）的特点，较多地采用HMX炸药的火工件，其指标可以满足140/200h的施工要求。当然，对井下温度较低的井如克拉205井采用了RDX（107/200h），对井下温度较高的井如深达7200m（159）的塔参1井采用了PYX（250/200h）。高压深井射孔技术 温度因素高压深井射孔技术 减震措施 射孔瞬间产生的冲击震动对联作管柱的影响不容忽视，其主要影响对象是封隔器。在高压深井的测试方案中，塔里木油田较多地采用轻重两套泥浆体系，在进行射孔测试联作时，考虑到测试工具的承压及泥浆沉淀因素，多采用轻泥浆。因此，一旦射孔后封隔器失封，将会对后面的工作造成很多

11、困难。 在克拉203井联作管柱减震措施中，不仅有4个减震器和6根油管，还在封隔器上方增加了4柱钻铤，以确保200m射孔枪射孔瞬间封隔器的可靠性。加压点火时地面几乎没有感觉。当然，从后来一些井的施工情况来看，对5”RTTS封隔器，射孔测试联作中不加钻铤是可以的。 高压深井射孔技术 泥浆因素泥浆沉淀可能造成不能有效传压，导致不能点火；泥浆密度误差最终造成起爆压力的设计误差，轻则不能点火，重则误射孔。 深 度（m）销钉数（个）液柱 静压（Mpa）总承压（Mpa）P1.47泥浆井口加压P1.03无固相井口加压低值（Mpa）中值（Mpa）高值（Mpa）低值（Mpa）中值（Mpa）高值（Mpa）A1664

12、8.023895.77124.1222.1428.3534.5644.1450.3556.56A26679.193896.23124.1221.6827.8934.1043.6849.8956.10B16604.303998.02127.3923.0029.3735.7445.0051.3757.74B26635.473998.47127.3922.5528.9235.2944.5550.9257.29 柯深101井两个射孔段四支起爆器的起爆压力计算 高压深井射孔技术 激动压力下钻对起爆器的影响（油管加压射孔联作管柱）起钻对起爆器的影响（环空加压射孔联作管柱）高压深井射孔技术 操作压力变化高压

13、深井射孔技术 异常压力变化有些异常因素也可能导致井下压力变化，如在迪那202井射孔酸化测试施工中，在低替完前置液后，坐封、换井口、装采油树、连接地面管线，由于在此期间采油树主阀处于关闭状态，前置液中的甲醇受热膨胀，使油管内压力达到射孔点火所须的44Mpa的点火压力，自动射孔。对于带压坐封联作管柱，加压坐封时可能导致活塞作用的产生，应该有足够的预防措施。高压深井射孔技术 校深仪器 联作管柱的校深作业是在油管或钻杆内完成的，仪器外径较小。塔里木油田由于深井钻井作业的要求，2-3/8”钻杆应用较多，因此，比较常用的校深仪器是38mm的Gr+CCL组合测井仪，这种仪器由于外径较小，在耐温耐压设计方面当

14、时存在一定的难度。塔里木油田早期使用的该类型测井仪承压只有70Mpa,（也存在仪器的技术指标不明确或不规范的情况），仪器被压扁或耐温指标不够从而影响正常测试作业的情况在部分井的施工中有所发生。经过多年的努力，目前，已将该仪器的耐压指标提高到120Mpa甚至140Mpa以上，温度指标也提高到150以上，满足了高压深井射孔校深工作的要求。高压深井射孔技术 校深方法简介高压深井射孔技术高压深井射孔技术 校深方法简介近年来塔里木油田部分高压深井射孔作业技术数据克拉203克拉205柯深101迪那11迪那22迪那202迪那201东秋8射孔段3698.5-3916.53789.0-3952.06651.0-

15、6807.05518.0-5549.04748.0-4774.05140.5- 5145.04781.0-4806.05198.0-5204.0射孔枪枪 型89型127型86型89型86型86型86型86型试验压力170Mpa140MPa173MPa170MPa173MPa173MPa173MPa173MPa额定压力140Mpa105MPa140MPa140MPa140MPa140MPa140MPa140MPa实际工作压力87Mpa104MPa151MPa127Mpa107MPa113MPa105MPa112MPa射孔弹弹 型YD89YD127YD89YD89YD89YD89YD89YD89药

16、 性HMXRDXHMXHMXHMXHMXHMXHMX井下温度107107145134135140135130时间指标200H200H200H200H200H200H200H200H起爆器起爆类型静压式起爆方式首尾起爆试验压力173Mpa额定压力140Mpa减震减震器4支2支2支2支2支1支1支1支钻 铤4柱无无无无无无无减震油管6根7根6根6根6根4根4根2根高压深井射孔技术高压气井井下测试管柱高压气井中途测试管柱坐套测裸中途测试管柱裸眼支撑中途测试管柱裸眼跨隔中途测试管柱 高压气井测试管柱第一阶段测试管柱第二阶段测试管柱第三阶段测试管柱 高压气井中途测试管柱-坐套测裸中途测试管柱 管柱构成-

17、1 采油树+气密封油管+RD阀+RTTS封隔器 管柱特点封隔器以上至井口的接头工具全部为气密封，安全性高。在重泥浆中完成坐封和换装井口，正替测试液垫，投球关E型阀。关井时关闭RD安全循环阀，节流循环出管柱内天然气。开RD循环阀正挤一定量的泥浆以便于压井起管柱。高压气井井下测试管柱高压气井中途测试管柱-坐套测裸中途测试管柱 管柱构成-2控制头+钻杆+RD阀+RTTS封隔器 管柱特点由于采用钻杆，安全性差。井口一般控制在35 Mpa以内，压力较高时应避免井口关井。施工时先正替测试液垫，带压坐封封隔器，再开井测试。静液柱压力较低时可使用MFE以实现井下多次开关井的要求。 高压气井井下测试管柱高压气井

18、中途测试管柱-坐套测裸中途测试管柱 管柱构成-3控制头+钻杆+RD阀+MFE+RTTS封隔器 管柱特点该管柱采用两级井下关井，可实现多次开关井操作。由于有MFE测试阀，开井前可对管柱试压。正装的RD循环阀和RD安全循环阀使测试阀以上压井更加可靠。由于测试阀以下气柱的存在，给压井解封带来困难。高压气井井下测试管柱裸眼支撑中途测试管柱 管柱构成-1控制头+钻杆+泵反+断反+MFE+裸眼双封隔器 管柱特点是常用的深井裸眼测试管柱。采用双裸眼封隔器以提高封隔器的可靠性。高压气井井下测试管柱裸眼支撑中途测试管柱 管柱构成-2控制头+钻杆+断反+RD安全循环阀+MFE+压力分配器+裸眼封隔器 管柱特点RD

19、安全循环阀和MFE可实现两级井下关井，与图4相比，安全性高。采用压力分配器以提高裸眼封隔器承压差能力。高压气井井下测试管柱深井中途测试管柱-裸眼跨隔中途测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第一阶段测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第二阶段测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第二阶段测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第二阶段测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第三阶段测试管柱高压气井井下测试管柱高压气井完井测试管柱-第三阶段测试管柱高压气井井下测试管柱几口典型井测试管柱高压气井井下测试管柱高压高产气井地面测试流程流程类型测

20、试流程排液流程环空保护流程压井流程组合流程15K-120地面流程组合 15K-240地面流程 15K-360地面流程 高压高产气井地面测试流程流程类型-测试流程基本类型高压高产气井地面测试流程流程类型-测试流程15K-120高压高产气井地面测试流程流程类型-测试流程15K-240高压高产气井地面测试流程流程类型-测试流程15K-360高压高产气井地面测试流程流程类型-排液流程高压高产气井地面测试流程流程类型-环空保护流程高压高产气井地面测试流程流程类型-压井流程高压高产气井地面测试流程组合流程15K-120高压高产气井地面测试流程组合流程15K-240高压高产气井地面测试流程组合流程15K-3

21、60高压高产气井地面测试流程测试流程（实例）高压高产气井地面测试流程高压气井测试地面流程安全控制系统在测试流程中，分高低压两套安全系统，高压区的控制措施是在异常情况下通过安全阀实现瞬间关井；中低压区则通过自动卸压阀实现快速卸压以保护热交换器、分离器等低压测试设备。高压区的控制一般采用三级安全阀控制，即采油树主安全阀、翼安全阀和连接在高压管线上的安全阀（地面安全阀），在使用中，一般采用由外到内的原则，尽量使用地面安全阀。中压区采用两级自动卸压，在单油嘴管汇测试流程中，采用MSRV阀和热交换器自备卸压阀，或采用双级油嘴管汇替代MSRV阀的作用。低压区主要是指分离器，卸压系统为分离器自备。采油树手动

22、阀门、油嘴管汇等也是安全控制系统的重要组成部分。高压气井排液方式摘要目前常用的排液方式及存在问题高压高产气井地面设备冲蚀分析结论与建议高压气井排液方式 流体中的固体颗粒、流动速度和流动方式是造成高压高产气井排液期间地面设备损坏的三大关键因素。尽量减少流体中的固相含量、降低流动速度并采用合适的流动方式将有助于降低或避免地面设备的损害和风险。 高压气井排液方式目前常用的排液方式及存在问题多级节流阀互助排液 除砂器配合排液 高压气井排液方式目前常用的排液方式及存在问题风险例证在克拉203井30分钟排液期内，油压40-45Mpa，地面针阀刺坏了六个；克拉205井从除砂器排液时油嘴被刺，下游压力突然增大

23、；克拉204井地面放喷管线从弯头处刺穿，压井时，可调油嘴刺坏，油嘴管汇本体刺坏；大北1井酸后排液期间，地层严重出砂，高压管线的壁厚不足2mm；迪那11井分离器出口弯头刺穿两个。另有两套油嘴管汇刺坏； 迪那22井仅10分钟时间两个液控笼式针阀被刺。高压气井排液方式高压高产气井地面设备冲蚀分析产生冲蚀损害的主要因素 固体颗粒 流动速度 流动方式 高压气井排液方式高压高产气井地面设备冲蚀分析固体颗粒 固体颗粒来源于两方面，一方面来源于井筒，即未被完全替出的井底泥浆或低比重固相测试液垫，以及射孔产生的铁屑；另一方面是来源于储层的固体颗粒，即地层砂及钻井或固井期间漏失的泥浆或水泥。 高压气井排液方式高压

24、高产气井地面设备冲蚀分析流动速度 颗粒的运动速度越快，产生的冲蚀作用越大。压差越大，流速越高。含有固体颗粒的流体经油嘴节流后的速度比高压区的流速高出几倍甚至几十倍。在从几十兆帕到一个大气压流动过程中，压力以近视台阶的方式下降，流速则以类似的方式上升 。 高压气井排液方式高压高产气井地面设备冲蚀分析流动方式 经过油嘴 经过弯头 高压气井排液方式高压高产气井地面设备冲蚀分析减缓冲蚀作用的几种思路减少固体颗粒降低井筒内的固体颗粒尽量减少储层排出的固相颗粒控制流速多级节流降压排液 线性降压排液改变流动方式或设备内部结构 改变流动方式 改造设备内部结构高压气井排液方式高压高产气井地面设备冲蚀分析减缓冲蚀

25、作用的几种思路高压气井排液方式结论与建议在高压气井在排液期间，尽量减少流体中的固相含量、降低流动速度并采用合适的流动方式将有助于降低或避免地面设备的损害和风险。采用多级节流降压排液或线性降压排液将有助于降低排液风险。设备研制方面应尽量避免高速流情况下在设备内部产生的局部真空。采用合适的流动方式尽量避免高速颗粒对设备某部位的集中作用。建议深入研究油井生产系统的节点分析，尤其是高压气井流动过程中的流体力学特性，科学指导现场工作。高压高产气井电子压力计地面直度试井地面直读试井工艺关键环节电子压力计 在高压高产中最好使用由石英作为压力传感器的压力计，相对于应变压力计来说，石英压力计具有更好的稳定性，

26、井口防喷系统密封油的选择 阻流管长度 注入设备 井下加重杆 流体对压力计的作用 高压高产气井电子压力计地面直度试井地面直读试井现场应用情况塔里木油田克拉205井基本数据 井深：4033.64m套管：7”X4050m油管：4-1/2”FOX气密封油管，内径95mm管柱最小内径：70mm压力计可下入的最大深度：3776.32m井口关井压力：63.8MPa井底关井压力：73.95MPa求产范围：60-300万方/日高压高产气井电子压力计地面直度试井井口气产量与电缆张力的关系高压高产气井电子压力计地面直度试井高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析内容摘要 高压高产气井测试求产时，井下管柱或地面流程

27、的内径对产能评价有很大影响，因此，从钻井设计开始，就应该充分考虑完井测试管柱的选择对产能的影响，并且在完井测试准备期间，应认真分析采油树和地面流程可能产生的节流。情况说明 克拉203和克拉205井同是克拉2构造上的两口评价井，塔里木油田在2000年和2001年先后对这两口井的同一层位进行了完井测试。克拉203井用21.36mm油嘴求产，井口压力21.70Mpa，日产天然气201万方；克拉205井用20.32mm油嘴求产，井口压力达46.30Mpa，日产天然气达300万方。从压力和产量方面都出现了巨大差异。可以说，克拉205井的高产测试，为西气东输上游开发建设、实现稀井高产提供了可靠的产能依据。

28、 高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析KL203KL205高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析KL203KL205制度产量P1P2流压井口压力P1-P26.3644.8572.23560.8011.4358.7366.1170.79458.8911.90410.3288.9069.24056.3012.94011.1192.5367.96854.3213.64811.91113.3566.02552.2013.82512.7114.1964.78348.7116.07314.05136.4363.44446.0117.43421.36201.0054.05626.7027.356压

29、力计位置：钻铤上部，3520.15制度产量P1P1P2流压流压井口压力P1-P27.9469.3073.10072.80961.9511.1511.11106.1471.85971.52159.6412.2113.04148.5770.99970.63357.9513.04914.63175.4370.21769.82556.4113.80716.34206.7169.34168.93354.2115.13117.96240.6468.24667.78151.4916.75620.32300.51-46.30-压力计位置：3670.0P1:利用流压梯度折算的与克拉203深度相同的流压高压高产气

30、井井下管柱和地面流程节流磨阻分析管柱节流摩阻分析结论 由于两口井的深度基本相同，为了有效计算两口井节流摩阻的差异，取相同产量下的数据。克拉203井在201万方时的井口流压为26.70Mpa；克拉205井在206.71万方时的井口流压为54.21Mpa,两者相差27.51 Map。在深度、产量几乎相同的条件下，井口流压的差别主要来源于管柱。对克拉203井，主要来源于150米内径38mm的钻铤和上部2 7/8油管及3 1/2油管。钻铤的节流压力可以近似计算为68.933-54.056=14.877 Map；这一结果与通过试井分析得到的数据14 Map很接近。另外，可以得出克拉203的油管摩阻比克拉

31、205井高27.51-14.877=12.633 Map。 高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析地面流程节流磨阻分析 A3-1/2新疆右翼名称针阀变扣变扣管汇扣型3”2202T3”2202W4”2202W4”2202T3”1502W3”1502外径89898989内径38707070B2-1/2中油左翼名称针阀变扣变扣管汇扣型3”2202T3”2202W3”1502W3”1502T2”15022”1502外径89898963内径38534646C2-1/2海洋左翼名称三通变扣管汇扣型3”15023”15022”15022”1502外径898963内径704646高压高产气井井下管柱和地面

32、流程节流磨阻分析克拉205井在不同制度下的采油树和油嘴管汇压力工作制度(mm)采油树压力(Mpa)3-1/2”管汇压力(Mpa)2-1/2”管汇压力(Mpa)排液试产7.9462.3461.24-8.7361.8161.33-9.5253-1/2”61.0958.64-2-1/2”60.9159.0911.1161.0058.34-12.761.1560.75-求产7.943-1/2”62.2561.28-2-1/2”63.03-62.6611.1159.12-56.8313.0457.6756.84/7.94mm56.2/12.7mm14.6356.4154.96/9.525mm54.00/

33、11.11mm16.3454.0952.59/10.32mm49.10/12.7mm17.9651.2247.99/12.7mm46.6/12.7mm延长测试11.113-1/2”61.0360.11-2-1/2”60.64-58.2高压高产气井井下管柱和地面流程节流磨阻分析数据结论油嘴越大、产量越高，则采油树和地面高压管汇的节流摩阻越高。表中采油树和油嘴管汇的压力差基本反应了这一规律。在两翼管汇油嘴相同的情况下，2-1/2”管汇的摩阻明显高与3-1/2”管汇的摩阻。如在用12.7mm油嘴求产时，3-1/2”管汇的摩阻为3.23Mpa，而2-1/2”管汇的摩阻为4.62Mpa。后者比前者增加了1.39 Mpa。采油树针阀内径越大，节流越小。如迪