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普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺

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常规修井工艺 修井工艺 不压井修井 水平井采油
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天然气工业 2010年2月 普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺 石俊生 古小红 尚磊 刘静 刘均令 王强。 1.中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院2.中国石化中原油田普光分公司 3.中国石油西南油气田公司 石俊生等.普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺.天然气工业,2010,30(2):78 8O. 摘 要 普光高含硫气田采气完井方案采用的“5·12” 汶川大地震诱导下三叠统嘉陵江组膏盐层蠕变,数十口气井的生产套管在较短时间内发生了不同程度“屈曲”或“剪切” 变形,先后发现普光201 2等多口井套管严重变形,制约了一体化采气管柱配套的永久封隔等工具下井,投产采气技术 难度极大。为此,提出采用滚压整形、井下震击整形等修井技术对套管适度整形,扩径至132 用永久封隔器 加遇油膨胀封隔器新型一体化采气管柱作业完井,保证了井筒的完整性和气密封性,同时解决了气井酸压、生产过程中 套管防腐问题。该工艺对类似气田套管变形井的修井,为高含硫气田开发工程探索了一条新的技术途径。 关键词 普光气田 高含硫 套管变形井 套管防腐 封隔器 采气管柱 修井工艺 0.3787/ .000 0976.2010.02.020 O 引言 普光气田产层埋深为5 500~6 000 m,天然气组 分中H。 、均含量约为 8.0 ,而且高压、高温。“5·12”汶川大地震诱导下三 叠统嘉陵江组膏盐层蠕变,数十口气井的生产套管在 较短时间内发生了不同程度“屈曲”或“剪切”变形n], 先后发现普光201—2等多口井套管严重变形,制约了 一体化采气管柱配套的永久封隔等工具下井,投产采 气技术难度极大。考虑到高含H S、井生产必、 须保持井身结构的完整性、气密封性和套管防腐要求, 使用永久封隔器+遇油膨胀封隔器新型一体化采气管 柱作业完井,以满足高含硫气井开发方案防腐要求和 今后长期安全生产需要_2 。 1严重套管变形井井况特征 1.1套管变形井井况特征及投产对策 普光气田产层套管直径为177.8 级为110 S;壁厚为12.65 径为152.5 挤毁强度为 90.0 气层生产井段及顶部使用抗H S、 蚀的高镍基合金套管。开发工程方案设计采用高镍基 合金油管和永久式封隔器酸压生产一体化管柱_3],封隔 器坐在合金套管内,以隔离套管环空,防止110在生产过程的腐蚀。汶川地震发生后,通过多臂井径 测井监测发现大部分井发生不同程度套管变形,变形井 段主要分布在井深3 900~5 200 管严 重变形井缩径在120~132 形位置均位于井斜 19。~31。的钻井造斜井段,且套管钢级高、管壁厚,整形 修整套管技术难度大,扩磨铣修套管会损伤套管,破坏 井筒的完整性、密封性。针对套管严重变形井的井况特 征和酸压生产一体化管柱无法下至合金套管内坐封的 现状。在修井投产设计思路上,修整套管设计采用对套 管损伤小的滚压整形技术 ]、井下震击整形技术对套管 适度整形,扩胀套变通径至132 气工程设 计上使用小直径遇油膨胀封隔器,采用“永久封隔器+ 遇油膨胀封隔器”新型一体化完井管柱结构作业完井, 永久封隔器坐封在套管变形段上部,遇油膨胀封隔器在 合金套管内坐封,实现气井的防腐、酸压、采气的目的。 这种设计思路,适度降低了套管整形难度,并保持了套 基金项目:中国石化川气东送工程建设指挥部先导性研究项目“普光气田严重套管变形井综合修井技术”(编号:036)。 作者简介:石俊生,1962年生,工程师;1982年毕业于原重庆石油学校;从事油气井的防治、修井设计研究工作。地址: (457001)河南省濮阳市中原路109号。电话:(0393)4890898,13408189305。E—sh~26.3井工程 管抗挤毁强度 以及井筒的密封性能,同时,解决气井 生产过程的套管防腐问题,在高含硫气田开发工程实践 中具有重要的现实意义 。 1.2遇油膨胀封隔器结构、性能和原理 遇油膨胀封隔器按照制作工艺和成型方式分整体 硫化式和套筒式两种,整体硫化式较套筒式承压能力较 强,应用较广。整体式膨胀封隔器是采用特殊的工艺将 可膨胀性同生产商的产 品结构形式不完全相同,但基本结构形式见图1所示。 遇油膨胀封隔器在下井过程中,只有遇到液态烃(如柴 油、原油)时才会膨胀、接触井壁,最终密封套管环形空 间,遇到井筒内的非油基液体不会改变其性能或膨胀坐 封。胶筒厚度愈大,径向膨胀能力愈大,体积膨胀率约 200 ,密封压力也愈高。液态烃中轻质组分愈高,工况 温度愈高,胶筒膨胀速度愈快。在不高于200℃的井况 环境下使用寿命达数十年。遇油膨胀封隔器基于部组织结构变化、膨胀原理设 计的。膨胀封隔器常被用在裸眼井、多边井、水平井、智 能井、筛管井完井方案中。坐封无需地面或井下控制, 遇油自动膨胀坐封,膨胀坐封时间可以根据作业工艺或 使用要求而定,在加工时预先设计好,可控制在1~4工 作周。图1是普光气井 152.5 度为 110℃工况环境下,5.1 .0 :1 5.4 遇油膨胀封隔器膨胀时间与坐封密封压力关系的示 意图。 .曼 \ 坦 抗压差/.7 8.4 17.0 25.0 35.045.0 50.0 图1膨胀封隔器结构及膨胀时间一密封压力关系图 1.3封隔器坐封工艺 1)按照修井工程设计将永久封隔器+遇油膨胀封 隔器一体化完井管柱下井到位。 2)正循环替入环空保护液、凝胶隔离液、0号柴 油、顶替液,使柴油处于膨胀封隔器上下100 。凝胶隔离液是一种黏性液体,在110℃高温下养 护30 d,仍具有较好的悬浮稳定性、抗盐性、隔离效果, 具有阻止不同密度的流体重力交换和屏蔽柴油向上漂 移的作用,保证柴油长期滞留在膨胀封隔器附近及浸 泡效果。 3)油管内投球,钢球在井内自由下落至剪切球座; 油管打压至坐封压力值,永久封隔器坐封,油管继续加 压至剪切球座打开。 4)关井浸泡21 油膨胀封隔器坐封达到 设计的密封压力,然后进行酸压、投产。 1.4膨胀封隔器承压能力设计与分析 根据普光104—2等井套管严重变形缩径情况、环 空液柱压力、储层压力、酸压压力,本着方便下井、使用 可靠和防腐需要,选择使用基管材质力等级 较高(50 遇油膨胀封隔器。以普光104—2井 为例,完井作业压井液密度均为1.27 g/永久封 隔器与膨胀封隔器坐封后,膨胀封隔器深度为5 626.6 m,垂深为5 354.0 1鞋深度为5 737.6 m,根据帕 斯卡原理计算,可以知道两个封隔器之间的环空液柱 压力(67.6 09 8 (1) 式中:m;.27 g/ 膨胀封隔器综合抗压差能力相当于环空压力与封 隔器自身抗压差能力之和,即 ∑为117.6 ∑一f (2) 式中:p∑为遇油膨胀封隔器综合抗压差密封能力, 0 应用酸压工程软件模拟计算,结合普光气田前期 酸压投产实践和地层破裂梯度,计算酸压作业时油管 鞋最高压力为85~90 P。一.009 8Hq—3) 式中:P 为酸压时管鞋压力,最大值与地层破裂 压力相当;P 为酸压井口压力,为管鞋垂深,.10 g/为管鞋斜深,rn;下酸液与油管的摩阻系数,0.21~0.65 00 综合式(2)、(3)分析,酸压施工时,封隔器综合抗 压差能力p∑大于酸压施工时油管鞋压力P。,能满足 储层酸压增产措施和安全采气生产需要。 2现场应用情况及效果 2.1现场应用情况 普光气田套管变形井发生后,通过普光气田主体 严重套管变形井综合修井技术研究,采用井下震击整 天然气工业 2010年2月 形技术、滚压整形技术实现套管扩径,普光103—2、204— 234 证小直径遇 油膨胀封隔器下井的要求;2009年7~9月份应用外 径130 用“永久封隔器+遇油 膨胀封隔器”采气管柱结构,先后完成了普光103—2、 104—2、203—1定向井、204—2 场应用效果较好(见表1),对高含硫严重套管变形井 修井投产具有重要现实意义。 表1 套管严重变形井永久封隔器+遇油膨胀封隔器管柱结构应用情况统计表 … 完井管柱 永久封隔器 套管变形井段及 整形后套管膨胀封隔器 油管鞋 气层中部 。。 下入日期 深度/m 最小内径/m·径/度/m 深度/m 深度/m H 2009—,09——10 2009——07——12 2009—09一009一5 132 132 2.2应用效果 普光104—2井采用“永久封隔器+遇油膨胀封隔 器”管柱结构作业完井,井下工具深度见表1。2009年 7月12日替人柴油,关井浸泡时间25 d,根据图1膨 胀时间与密封压力关系,可知膨胀封隔器理论密封压 力可以达到45 合抗压差达到 2009年8月5日对飞仙关组,井段5 731.3~6 038.0 m,采用油管注入的方式酸压施工:①泵入前置酸,排 量为1.76 2009年8月5日10:13压力上升到 44.8 2009年8月5日约1O:15倒管线泵人胶 凝酸,压裂车空泵,排量突降,导致压力降低至4.5 11:22增加排量过程中压力为44.3 量为7.4 m。/顶替活性水26.5 m。;排量为1.2 ~1.7 m。;压力为5.0~1.8 009年8月5 1:47停泵压力为1.8 次酸压施工压力、排量 基本与设计相符,达到了设计要求,2009年8月6 行放喷求产工作。按照前述式(3)计算,泵人前置液 时管鞋最高压力为91.4 入胶凝酸时管鞋最高 压力为65.57 小于封隔器综合抗压差能力 P∑。对压裂施工参数曲线进行综合分析,施工过程没 有出现压力、排量异常点,说明封隔器承压密封良好, 新型一体化管柱结构能够满足套管防腐、酸压、生产 需要。 3结论与认识 通过严重套管变形井投产采气管柱优化设计和应 用,得出以下初步认识: 1)膨胀封隔器应用在严重套管变形井一体化酸压 生产管柱中,因井径限制,其核心构件胶简直径较小, 与永久封隔器相比抗压差能力相对低,与永久封隔器 配合使用,能够较好地解决普光气田严重套管变形井 酸压、套管防腐和生产要求。 2)膨胀封隔器坐封位置井斜相对较大时,对胶筒 最终膨胀密封压力有影响,井斜较大时应采取必要的 扶正措施,尽量保持居中。 3)膨胀封隔器是近几年引进的新型井下工具,需 要在油气田工程实践中不断完善。 参 考 文 献 [1]赵金洲.普光气田套变成因及治理措施研究[D].成都:西 南石油大学,2008. [2]何生厚.普光高含H O 气田开发技术难题及对策 天然气工业,2008,28(4):82—85. 庆生.普光高含硫气田采气管柱的优选[J].天然气工业, 2009,29(3):91俊生,古小红,宋迎春,等.普光气田套管变形井滚压整 形修复技术[J].天然气工业,2009,29(6):52—54. [5]杨龙.套管内壁磨损对其抗内压性能的影响[J].天然气工 业,2006,26(8):83—85. [6]刘杰.川天然 气工业,2006,26(1):72 75. (收稿日期 2009—09—27编辑钟水清) 6 6 1 5 2 4 6 9 兽8 5 5 5 6 5 6 O 6 3 7 2 0 趴∞ 5 5 5 6 1 6 1 O 9 6 8 O 盯鼹 5 5 5 5 5 u 7 5 3 5 2 2 0 7 2 3 3 3 2 ,,/,/,// O 8 9 1 O 5 7 9 6 9 7 6 6 9 8 4 4 ~ ~ ~ ~ ~ 8 6 9 9 4 3 3 8 3 7 7 7 6 9 8 3 O 2 2 6 5 O 8 ∞ ^
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