华北京58地下储气库群首首储气库完井工艺技术

华北京58地下储气库群首首储气库完井工艺技术

1储层原油性质华北油田北京58储气库组是永西结构上建立的古潜山水平井秘密储气库。储气库储层为奥陶系的峰峰组和上马家沟组,潜山构造形态为断层间的断垒,该断垒被断层切割成两个山头;储集层岩石类型具有多重性,大致可以分为五种:泥—粉晶白云岩,含藻、泥粉晶白云岩,泥—粉晶含灰质白云岩,含泥白云质粉晶灰岩和碎片状细粉晶—泥晶灰岩。气藏储集空间有构造缝、缝合线、溶洞、晶间孔等,其中构造缝最为发育,以裂缝宽度小于0.1mm的微细裂缝为主,比较大的缝洞不发育,裂缝中有效裂缝较少,大多数裂缝被方解石充填,有效孔隙度0.29%~5.7%,平均1.82%,利用油井平面径向流公式计算其有效渗透率为51.42mD。储层原油性质具有低密度、低粘度、低凝固点、低初馏点、汽油含量高的特点,为典型的凝析油特征;天然气相对密度平均0.6767,甲烷含量83.92%,乙烷含量7.26%,氮气含量2.32%,二氧化碳+硫化氢含量2.54%,为凝析气;天然气中硫化氢含量570~1300mgm3,凝析油中硫化氢含量100mgm3。该气藏为一带油环的底水含硫化氢凝析油气藏,日产油15~174.7t,日产气15×104~30×104m3,生产气油比在4000m3t以上,压力系数约0.9~1.04,为典型的“三高”油气藏。2储气库完井工艺华北油田储气库群京58储气库的大部分注采井在钻遇潜山后采用了大斜度或水平钻进、挂筛管完井的方式,注采层位均存在高压、高产气量、高含硫化氢的特点,钻井过程中都有程度不同的泥浆浸入和漏失,造成储层深度污染,储层段井壁存在不同程度的泥饼屏障层,水平完井段更有泥饼和泥浆的沉积。为保证储气库长期有效正常运行,储气库完井工艺必须达到如下要求:(1)解决储层地质特征所表现的裂缝不发育渗透率不足问题;解决潜山高压气层在钻井中泥浆漏失、浸入造成的储层深度污染问题;(2)对水平筛管完井段彻底洗井,消除井壁泥浆屏障层;(3)预防硫化氢的逸散,避免对施工人员及施工设备的伤害与腐蚀等;(4)由于是“三高”井,在钻井完井时油层套管鞋以上留有盲板及灰塞,完井前要首先钻开隔挡盲板,完善井筒环境以便于进行完井作业;(5)对地层进行深度酸化,使储气库在注采运行时达到平稳、高效。3完井技术3.1导向锚杆钻动力液体系京58储气库群按标准要求选择合适的工具依次对井筒进行通井、刮削、钻盲板等工作;钻盲板时通常用螺杆钻,底带铣锥磨鞋等,螺杆钻动力液要用与钻井施工时相同的钻井液体系为工作液,保证在盲板钻穿以后钻铣泥浆与盲板以下井底泥浆性能的一致性,不至于破坏原有的或产生新的屏障层,并保持原来的井底压差,有利于油层的保护。3.2压井液屏蔽暂堵机理为控制井筒环境、减少或减轻氢脆腐蚀,使油层套管、完井工具得到安全保护,避免硫化氢的逸散对施工人员及设备的伤害与腐蚀,在工作液中加入碱性物质,如氢氧化钠或碱式碳酸锌等。在钻穿盲板后如产生井涌井喷预兆要及时压井,根据储层物性、地层流体性质与温度压力资料,压井液应具有以下特点:(1)能够形成致密的屏蔽层,在承受6MPa正压差下不向产层漏失,实现屏蔽暂堵;(2)屏蔽暂堵有效期不低于15d;(3)作业后残渣率低,解堵率85%以上。压井液屏蔽暂堵机理是按照屏蔽暂堵钻井完井液技术方案,在压井液中加入一些与油气层孔喉相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形的封堵粒子,利用压井液液柱压力与储层压力之间的正压差,使这些粒子快速地经过筛管进入储层,堵塞储层孔隙喉道,形成有效的、渗透率极低的屏蔽环,阻止压井液中的固相和液相进一步侵入储层,消除或减少施工液对油气层的伤害。由于形成的低渗透屏蔽带很薄,很容易通过流体返排或化学降解解堵技术解决屏蔽堵塞问题,因而这种堵塞是暂时性的,不会对此后的流体产出带来不利影响(见表1)。3.3井身长度及压井液密度确定正常情况下,钻通盲板后对水平筛管完井段彻底洗井,消除钻井时井壁泥浆屏障层,实现流体在地层至筛管之间无障碍流通。在京58储气库群采用了定压反尔—双级封隔器—三级洗井皮碗工具组合形式,下入C90D73mm防硫油管至水平筛管内,工具结构组合根据冲洗井段长度均匀组配;以华2-5井为例,人工井底深度3503.03m,盲板深度2998.781m,水平段内筛管长度504.249m,管柱结构由下至上依次为定压凡尔+封隔器+D73mm油管(70m)+洗井皮碗+D73mm油管(70m)+洗井皮碗+D73mm油管(70m)+洗井皮碗+D73mm油管(70m)+封隔器+D73mm油管至井口。冲洗液和降解液要求循环均匀,替泥浆、冲洗地层时前置隔离清水、用冲洗液60m3正替井内泥浆,冲洗排量不小于500Lmin,不大于1500Lmin;正替降解液120m3,排量不小于500Lmin,不大于1000Lmin,替出筛管内外泥浆同时消除钻井时留在井壁上的屏蔽层,达到地层与井筒的完全畅通。准备充足的压井液,根据情况决定在消除屏蔽层后是否进行压井作业,压井时采用正循环压井,排量500Lmin以上,至进出口液性一致;压井液密度根据施工时地层压力附加0.07~0.15确定(约1.0~1.05)。根据下步作业施工所需时间确定观察时间,不少于30min,不涌不漏后,再循环一周,井口无溢流时方可进行下步施工。3.4+剪切球座+渐入口，加压缩口+管口该库采用如下完井工具组合:钢丝引鞋+剪切球座+座落接头+永久封隔器+循环滑套+膨胀式伸缩接头+流动接头+安全阀+34.5MPa采气井口。3.4.1中丝环丝的磷化处理采用宝钢D114.3mmBGT1气密封型防硫化氢螺纹油管,丝扣为梯形螺纹状,对内、外螺纹进行磷化处理,实现锥形金属与金属的密封,内平连接,避免流体在接头部位产生紊流而造成能量损失,还防止侵蚀和缝隙腐蚀作用,气密封性能良好。3.4.2液缸下行,阀板连通采用液控式安全阀,其工作原理是通过液控管线向液缸室泵入液压油,当压力达到能克服弹簧力时,弹簧被压缩,液缸下行并推动阀板,阀板沿反时针方向旋转90℃,使阀板上下通道连通,油气能够顺利通过安全阀上行。当液缸室内压力减小时,在弹簧力的作用下,液缸上行带动阀板沿顺时针方向旋转90℃,关闭油气通道,阻止油气通过。在完井作业中为减缓流体对安全阀的冲击,一般需要在安全阀的上下各装一只流动短节,熟称上流动接头和下流动接头。3.4.3管柱的固结和封隔膨胀式伸缩接头也称伸缩短节,它可以自动调节、补偿注采管柱在生产过程中由于温度、压力变化引起的油管伸长或缩短,消除附加在油管挂或封隔器上的应力,改善管柱的受力状态,在完井作业时还可以作为封隔器坐封前调整油管长度的短节。3.4.4现滑套关闭情况循环滑套连接于完井管柱永久封隔器上部,下井前处于关闭状态。钢丝作业可以实现滑套的打开、平衡、关闭。当循环滑套关闭时,可以通过试压检验油管或封隔器的密封情况;当循环滑套打开时,在完井作业期间,可以实现替环空保护液、压井等。在注采生产期间,洗井、压井、替换环空保护液等都必须通过循环滑套来实现。3.4.5构等组成永久封隔器的结构由上下卡瓦、胶筒、液缸、活塞、锥体、中心管、锁紧机构等组成。它的工作原理是通过油管内施加液压,液压推动活塞向上运动,达到一定压力值后,剪断销钉,带动卡瓦座、卡瓦、锥体向下移动,卡瓦被锁定,封隔器坐封,并挤压胶筒使其产生横向变形,达到密封环空的目的。3.4.6安装油压，坐下，测试压力油管挂底部螺纹要与油管相配套,绕2m液控管线在油管挂下面,将液控管线整体穿过油管挂,坐油管挂后装采气树,试压35MPa,合格。3.4.7管道压试,排压试压连接控制管线,打开安全阀,保持34.5MPa,井口安装防喷管,用钢丝下通管规至座落接头,在通管过程中,在座落接头、封隔器、伸缩接头、滑套、井下安全阀等处须小心慢行;用下入工具下入堵塞器,座落于滑套处,起出下入工具;打压对油管试压32MPa,稳压10min,压降不大于0.5MPa,合格后放压,用钢丝起出堵塞器,投球,慢慢打压,根据生产厂家要求执行试压操作,试压合格后继续打压,打掉球座;对环空反试压10MPa,稳压10min,压降不大于0.5MPa,合格后放压。3.4.8油套环空保护液组液控管线保持压力34.5MPa,打开安全阀,钢丝下入滑套移位工具,打开滑套,替入油套环空保护液,液氮掏空约1300~1500m;下入滑套移位工具,关闭滑套,反试压10MPa,稳压10min,压降不大于0.5MPa,合格后放压。3.5氧化3.5.1回收溶液的配置以华2-5井自转向酸酸化为例,酸化液配置如表2所示。3.5.2胶凝酸液性能按施工设计依次正挤入预处理液15m3,泵压小于34MPa,排量0.5~1.5m3min。(限压力不限排量,挤酸同时混注液氮)。胶凝酸液120m3,泵压小于34MPa,排量0.5~1.5m3min。(限压力不限排量,挤酸同时混注液氮)。胶凝酸液性能如表3所示。自转向酸60m3,泵压小于34MPa,排量0.5~1.5m3min。(限压力不限排量,挤酸同时混注液氮)。自转向酸液性能如表4所示。顶替液30m3,泵压小于34MPa,排量0.5~1.5m3min,停泵测压力降落10min。挤酸同时泵注液氮12t,保证施工结束前泵注完液氮,为保证酸后及时排