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油气藏型储气库钻完井技术要求(试行)

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油气藏 型储气库钻完井 技术 要求 试行
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- 1 行)第一章 总则第一条 储气库注采强度高,压力变化大,为达到储气库注采系统的完整性、可靠性,储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备,确保储气库安全、高效运行,同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。第二条 在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库,地层压力低,新井建设应采取针对性的钻完井工艺,宜采用水平井、定向井提高单井注采量,减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施,确保储气库的完整性。第三条 为有效保护低压油气藏,减少储层漏失伤害,降低储层污染,尽可能采用储层专打,储层段钻井采用相应介质,实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条 本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章 钻井工程第五条 油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征,做出针对性设计,设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。第六条 为了便于储气库集中管理,减少土地占用和建库- 2 气库建设宜采用丛式井组设计,新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑,原则上不小于 10m。第七条 储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有 多点测斜仪测量数据,应采用陀螺仪进行轨迹复测,新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。第八条 注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要,各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。第九条 为了提高储气库单井注采能力,宜采用较大尺寸的井身结构,同时应根据储层特征,优先采用水平井。第十条 应结合储层特征具体分析储层段完井方式,宜采用裸眼或筛管完井方式,可采用遇油、遇水膨胀封隔器提高完井管串的稳定性。第十一条 为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套管强度的要求,应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核。生产套管材质应结合油气藏流体性质和外来气质进行选择。第十二条 原则上技术套管不做生产套官。技术套管作为生产套管时,套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素,施工过程中应采取防磨措施,完井后应做套管磨损分析,- 3 十三条 生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹,套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管相匹配。为保证气密螺纹的气密性能,下套管作业应由专业队伍采用专用工具完成,生产套管应逐根进行螺纹气密性检测,螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的 。第十四条 生产套管固井不使用分级箍,若封固段长应采用尾管悬挂再回接方式固井。生产套管固井推荐使用套管管外封隔器,配合固井措施提高防气窜能力。第十五条 钻井施工中应加强井眼质量控制,平均井径扩大率不超过 10第十六条 应根据井眼轨迹参数、井径数据,应用专业软件进行套管扶正器设计,确保套管柱居中度不小于 67%。第十七条 下套管前应做地层承压试验,确保地层承压能力满足固井施工要求,达不到承压条件,不进行固井施工。第十八条 注水泥施工前,应以不小于钻进时的最大环空返速,充分循环钻井液,清洁井眼,振动筛无明显岩屑返出。第十九条 生产尾管及盖层段固井应使用具有柔韧性的微膨胀水泥体系。水泥浆游离液控制为 0,滤失量控制在 50内,沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于 泥石气体渗透率应小于 0,膨胀率 1. 常规密度水泥石 24时抗压强度应不小于 14- 4 抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的 ,但原则上不小于 302. 低密度水泥石 24时抗压强度应不小于 12天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的 ,但原则上不小于 25二十条 各层套管固井水泥浆均应返至地面,应在施工前对现场样品进行复核实验。固井过程中应取水泥和水样品评价其性能。生产套管固井应采用批混批注方式施工,水泥浆密度差小于 二十一条 水泥胶结质量检测应选择声幅/变密度测井,生产套管及盖层段应增加超声波成像测井,测井资料按照相应技术要求进行处理,处理结果包括第一、二界面胶结程度和水泥充填率等内容,并对水泥环封固质量及层间封隔情况等进行综合评价。第二十二条 生产套管固井质量胶结合格段长度不小于 70%;对于封固盖层的技术套管,盖层段固井质量连续优质水泥段不小于 25m,且胶结合格段长度不小于 70%。第二十三条 生产套管应采用清水介质进行试压,试压至井口运行上限压力的 ,但不能超出生产套管任一点的最小屈服压力值,30降不大于 合格。第二十四条 套管头应根据井口最高运行压力、注采流体性质进行压力级别和材质选择,应采用金属与金属密封。- 5 完井工程第二十五条 注采井完井管柱必须满足周期性交变应力条件下长期安全运行需要。根据储气库注采压力、温度变化以及极端工况情况,进行管串力学分析和强度校核,并根据储层流体性质、外来气质确定防腐材质,以确保完井管柱的可靠性和完整性。第二十六条 注采管柱应选择气密封螺纹,下入过程中应由专业队伍采用专用工具完成,注采管柱应逐根进行螺纹气密性检测,螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的 二十七条 注采井完井管柱应配套井下安全阀。完井管串结构力求简单、工具可靠,原则上不采用伸缩接头,完井管柱上应增加座落接头,并保证适当通径,以满足下入监测仪器或带压作业要求。第二十八条 完井液、酸化液、压井液应与储层配伍,应选用无固相体系,减少完井过程中对储层伤害。第二十九条 油套管防腐应考虑长期防腐要求,不仅要考虑注采初期的腐蚀环境,也要考虑腐蚀环境的变化,综合确定合理的防腐措施。第三十条 注采井口装置应根据储气库运行压力上限、地层流体、外来气质确定相应压力等级和材质的防腐级别。采气树采用金属与金属密封方式,送井前应进行整体气密封检验。- 6 完井后应保留方井,各层套管头不允许掩埋,安装压力表监测,并应配备泄压装置。方井应设有统一排水系统,便于排除积水。第四章 老井利用第三十二条 储气库建设前,应收集分析库区全部老井地质、钻井和生产信息,并对所有老井进行检测、评价,按照可再利用和必须封堵两类分别编制实施方案。第三十三条 老井检测项目应包括固井质量、套管壁厚、套管试压、井眼轨迹等内容,根据检测结果提供单井评价报告。第三十四条 再利用的老井原则上不作为注气井,可作为监测井、采气井和排液井,再利用的老井应更换采气树和井下管柱等,满足储气库运行工况要求。第三十五条 再利用的老井做为监测井和采气井使用时应满足以下三个条件:1.储气层及顶部以上盖层段水泥环连续优质胶结段长度不少于 25m,且以上固井段合格胶结段长度不小于 70%。2. 按实测套管壁厚进行套管柱强度校核,校核结果应满足实际运行工况要求。3. 生产套管应采用清水介质进行试压,试压至储气库井口运行上限压力的 ,30降不大于 合格。 第三十六条 老井再利用为排液井后,井口应更换为满足- 7 注采气过程中该井气/液比值达到 300m3/按照第五章老井封堵技术要求实施封堵。第三十七条 作为排液井的老井,当气/液比值达到300m3/按照第五章老井封堵要求实施封堵。第三十八条 老井再利用的采气井完井管柱、井口采气树及安全控制的设计应用注采井用相同的标准。第五章 老井封堵第三十九条 经过检测、评价需要实施封堵的老井,应根据检测和评价的井筒状况及储气层岩性特征,选择相应的封堵工艺。老井封堵后应满足储气库应力交变条件下的永久密封要求。第四十条 水泥塞应封隔储库层和井眼,防止储气层内天然气进入井筒或渗入其它渗透性地层,储气层段应采用相应封堵材料进行挤封,挤封压力应不超过地层破裂压力。第四十一条 储气层顶界以上水泥封堵方式应根据本井检测、评价结果而定,要求储气层顶界以上管内连续水泥塞长度应不小于 300m。1. 若本井储气层顶界以上环空水泥返高大于 200m,且储气层顶界盖层段以上连续优质水泥胶结段大于 25m,可直接下入桥塞封堵并注入连续灰塞;- 8 若储气层顶界以上环空水泥返高小于 200m 或连续优质水泥胶结段小于 25m,应对储气层顶界以上盖层段进行套管锻铣,锻铣长度不小于 40m,锻铣后推荐对相应井段扩眼,注入连续灰塞。第四十二条 若老井钻穿了储气层以下渗透地层,应对以下渗透地层及隔层采取封堵措施,防止天然气下窜或下部地层流体上窜。第四十三条 对于井内存在井下落鱼的事故井或井下有斜向器的侧钻井,必须采取相应措施实施封堵。第四十四条 封堵水泥应满足如下性能指标要求:水泥浆游离液控制为 0,滤失量控制在 50内,沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于 泥石气体渗透率应小于 0,水泥石 24时抗压强度应不小于14四十五条 老井封堵完成后,应安装简易井口、压力表,定期检查井口带压情况。第六章 安全评价第四十六条 储气库井注采强度高,压力、温度变化幅度大,储气库井关系到储气库的安全运行,应建立储气库井的安全评价长效机制。第四十七条 储气库井安全评价项目包括油套压、油套管密封性、井口密封性、油套管腐蚀、套管壁厚、水泥胶结质量- 9 气库井投产后定期对上述项目进行检测,根据检测情况确定检测频率。 第四十八条 储气库井的安全评价包括风险分析、存在问题原因分析及评价在现有条件下是否可以持续安全运行,提出相应整改和安全保障措施。第四十九条 套压管理是储气库井安全管理的重要组成,应基于安全评价,建立储气库井套压管理制度,确定各层套管允许的最高带压值,一旦接近安全上限值应及时采取措施,确保安全风险可控。 第七章 附则第五十条 本要求自下发之日起执行,由股份公司勘探与生产分公司负责解释,油勘〔2010〕106 号《油气藏型储气库钻完井技术要求(试行) 》废止。
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