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连续油管作业井资料连续油管作业井资料 重庆气矿工艺所重庆气矿工艺所 2009 8 18 目目 录录 七里七里 45 井井 3 七里七里 28 井井 16 池池 26 井井 30 云和云和 2 井井 41 板东板东 4 井井 47 双双 1 井井 59 七里七里 45 井井 1 地质选井论证 1 1 修井目的 解除井筒堵塞及近井地带污染 恢复正常生产 并增加其产能 1 2 气井总体情况 1 气田概况 双家坝气田位于重庆市梁平县境内 区域构造位置属于四川盆地川东断褶带七里 峡高陡构造断裂东翼 为七 断层下盘的次级潜伏构造 双家坝构造的地震勘探工作 始于 1978 年 1980 1986 年通过地震详查进一步证实为一完整的潜伏构造 1986 年 4 月在构造近高点钻探的第一口预探井 七里 4 井在石炭系测试获气 33 4 104m3 d 至 2008 年底 气田石炭系共完钻井 12 口 获气井 10 口 水井 2 口 石炭系气藏 1989 年 首次上报 类探明地质储量 101 7 108m3 2006 年储量套改复核储量 65 22 108m3 技 术可采储量 47 64 108m3 1989 年 9 月 15 日石炭系气藏正式投入试采 初期规模为 40 0 104m3 d 1992 年 编制 双家坝石炭系气藏开发方案设计论证 设计以 9 口生产井 90 0 104m3 d 规模稳 产至 2006 年 稳产 13 年 但在实际开发中发现气藏边水比方案预测活跃 水侵严重 以及探明容积法储量减少等因素 导致气藏实际开发规模无法达到设计要求 1994 年 1997 年七里 43 井 七里 7 井相继出地层水并关井 2000 年以后气藏产量开始下 降 2001 年 10 月编制 双家坝石炭系气藏开发调整方案 推荐生产井 7 口 气藏生产规模 50 0 104m3 d 2004 年 6 月 2005 年 5 月双家坝一期 二期增压工 程相继完工并投入运行 气藏现有6 口生产井均已投入增压开采 2008 年完成 双家坝石炭系开发调整方案 推荐气藏生产规模24 0 104m3 d 至 2009 年 6 月 双家坝气田现有生产气井 5 口 平均日产气 10 6 104m3 d 平均 日产水 5 39m3 历年累产气 37 55 108m3 采出程度 57 57 气藏历年累计产水 6 11 104m3 图 12 1 双家坝潜伏构造阳底构造图 2 气井基本情况 七里 45 井地处梁平县波漩乡水口村 6 组 位于七里峡构造双家坝潜伏高点 是双 家坝气田石炭系气藏一口开发井 该井 1992 年 8 月 22 日完钻 完钻井深 4930 31m 裸眼完井 产层 石炭系 产层井段 4867 0 4883 8m 4885 2 4889 2m 4895 5 4904 5m 油管结构 3 21 2 4856 68m 筛管位置 4851 75 4856 54m 1992 年 9 月 23 日完井后测试产气 53 21 104m3 30 日酸化后在套压 27 784MPa 油压 9 155MPa 上压 5 40MPa 测试产气 290 92 104m3 H2S 含量 5 054g m3 CO2含 量 42 818g m3 3 完井酸化及测试情况 1992 年 9 月 25 日 在套压 30 265MPa 油压 24 5MPa 上压 3 4MPa 条件下 测 试产气 53 21 104m3 d 1992 年 9 月 25 日 对石炭系井段 4861 4930 31m 进行解堵酸化 挤入地层酸量 17 7 56 8m3 施工压力 0 9 47 8MPa 平均 26 1MPa 排量 5 0 30 0L S 平均 16 1L S 吸指 0 43 19 26L S MPa 一般 5 20L S MPa 1992 年 9 月 30 日酸后在套压 27 784MPa 油压 9 155MPa 上压 5 40MPa 条件下 测试产气 290 92 104m3 d 增产效果显著 地层压力 45 903MPa 4 历年修井作业情况 2006年7月13 30日实施有机解堵作业 作业期间累计从套管 油管加注解堵剂 6000kg 其中UT3 2有机解堵剂5200kg UT3 3无机解堵剂500kg 解堵期间先后放空4 次 累计放空4 8 104m3 排液11 2m3 解堵结束后 于7月30日倒入正常生产 初期产 气量7 8 8 2 104m3 d 水量0 1 7m3 d 生产不稳定 8月16日至22日 产气量逐步上升 8 2 8 3 104m3 d 产水量0 7 2 7m3 d 鉴于生产波动大 带液不稳定 于8月22 23 日从套管再次加注UT3 2型解堵剂700kg 放空排液时仍排出黑色粘稠物质 后来生产 期间排出液体表面仍飘浮有黑色悬浮物 排污后期出现黑色半流动状态物质 表明井 下还残留一定脏物未返排 该井解堵前6月份生产平均套压3 91MPa 油压2 37MPa 油套压差1 54MPa 日 产气8 32 104m3 有机解堵后 9月份平均套压3 77MPa 油压2 19MPa 油套压差 1 58MPa 日产气7 82 104m3 解堵前后生产曲线见图12 2 从图中可知 解堵前后油 套压差基本无变化 且解堵后产气量无增加 带液不稳定 表明解堵后未到达预期效 果 部分污物还残留在井下 0 0 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 套压油压 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 10 0 2006 5 12006 5 212006 6 102006 6 302006 7 202006 8 92006 8 292006 9 18 产量产水 图12 2 七里45井解堵前后生产对比曲线 5 缓蚀剂加注情况 1993 年开始加注缓蚀剂 加注型号为 CT2 1 CZ 1 CZ 3 BT 1 HT 6 CZ3 1E CT2 4 CT2 15 TSY2 15 等 9 种 2002 年底前为零散加注 2003 年起实施定期 加注 2005 年 9 月因泡排生产停止加注 历年累计加注缓蚀剂 4544 9kg 6 目前生产情况 1993 年 6 月 29 日投产 投产前套压 31 989MPa 油压 31 984MPa 投产初期日产 气 10 0 17 0 104m3 日产水 600 1000L 2002 年开始出现产量递减 2004 年 6 月进 入增压开采 2006 年 7 月因井筒堵塞进行井下有机解堵作业 截止 2009 年 6 月 该井 累计采气 6 64 108m3 产水 8521m3 目前地层压力 4 38MPa 套压 2 71MPa 油压 0 85MPa 日产气 3 6 104m3 日产水 1 28m3 1 3 气井基础数据 1 基本数据 2 井身结构 试压结果 钻头程序 mm m 套管程序 mm m 水泥返深 m 加压 MPa 经时 min 压降 MPa 444 5 160 5339 7 157 92地面15300 3 311 2 3309 0244 5 3305 73地面25300 井 别钻探目的 地面462 50m 构造位置 七里峡构造双家坝潜断高七里 9 井以北罗 和双 断层之间 海 拔 补心469 20m地理位置重庆市梁平县波旋乡水口村 6 组 开钻日期1991 08 14完井日期1992 09 20完钻井深4930 31m 完钻日期1992 08 22完井方法先期裸眼完钻层位志留系 产层井段4867 4904 5 3段 产层中深4885m目前产层石炭系 人工井底套 补 距油 补 距 最大井斜5 10 方位25 10 井深3550 3700m井底位移134 37 215 9 4861 0 177 8 0 3100 8 177 8 3100 29 4861 地面 喇叭口 15 30 30 0 0 152 4 4930 31 3 钻井液使用情况 井段 m 性质 密度 g cm3 粘度 s 井段 m 性质 密度 g cm3 粘度 s 3722 0 4861 00水基泥浆1 44 1 5341 96 4 地层分层数据表 地层底部井深 m 钻厚 m 层底海拔 m 备注 重庆群846 50846 50 513 31 自流井1389 0542 5 1051 1 香溪1887 0498 0 1539 04 雷口坡2681 0794 0 2317 74 嘉五2812 0131 0 2248 62 嘉四3149 5337 5 2785 85 嘉三3342 0192 5 2978 34 嘉二3500 0158 0 3136 33 嘉一3745 0245 0 3381 21 飞仙关4134 5389 5 3770 63 长兴4399 0264 5 4035 01 龙潭4515 0116 0 4150 94 茅口4754 0239 0 4389 76 栖霞4884 0130 0 4519 64 梁山4891 07 0 4526 63 石炭系4937 046 0 4572 56 志留系4956 019 0未完 5 套管固井质量评价 油层套管固井质量评价 套管尺寸井段 m 固井质量井段 m 固井质量 177 8mm3100 29 4861 00合格 技术套管固井质量评价 套管尺寸井段 m 固井质量井段 m 固井质量 244 48mm0 3305 73合格 1 4 修井选择依据 1 作业依据 1 油油套套环环空空存存在在严严重重堵堵塞塞 2006年年 2009年年多多次次解解堵堵效效果果不不明明显显 必必须须进进行行修修井井 作作业业才才能能彻彻底底解解除除井井筒筒堵堵塞塞问问题题 由于该井生产过程中曾加入多种型号的缓蚀剂 受井下高温 114 92 影响 缓 蚀剂与腐蚀产物等形成堵塞 2006 年解堵不彻底 2009 年 4 月 18 日下通井规 通径 36mm 至井深 4850m 处 未发现遇阻现象 19 日下压力计 通径 32mm 至井深 4850m 处遇软阻 上提至 4834m 测试无井筒积液 下压力计后产量回零 随后分别于 4 月 23 日 5 月 7 日 5 月 10 日进行了三次放喷解堵 从三次放喷情况看 油压变化较大 套压变化不明显 判断油套环空存在堵塞 需要及时进行修井作业 0 0 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 2009 01 01 2009 01 16 2009 01 31 2009 02 15 2009 03 02 2009 03 17 2009 04 01 2009 04 16 2009 05 01 2009 05 16 2009 05 31 2009 06 15 2009 06 30 2009 07 15 套压油压 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 2009 01 01 2009 01 16 2009 01 31 2009 02 15 2009 03 02 2009 03 17 2009 04 01 2009 04 16 2009 05 01 2009 05 16 2009 05 31 2009 06 15 2009 06 30 2009 07 15 日产水日产气 图 12 4 七里 45 井 2009 年 1 7 月生产曲线 2 生产管柱管径偏大 不利于后期带液 生产管柱管径偏大 不利于后期带液 该井目前采用 88 9mm 73 0mm 复合油管 管径偏大 且未下入产层中部 离中深 28 32m 不利于气井后期带液生产 建议修井更换小管径油管 提高带液能力 计算该井临界流量为 2 53 3 23 104m3 d 而目前该井实际产量 3 6 104m3 d 左右 说明该井目前已处于积液边缘 为了适应后期带液生产的需要 仍建议更换为小油管 3 剩余储量较多 具开采潜力 剩余储量较多 具开采潜力 根据 2008 年双家坝气田石炭系气藏开发调整方案计算其动态储量为 7 35 108m3 截止到 2009 年 6 月 该井累计产气 6 64 108m3 剩余动态储量 0 71 108m3 计算其目前地层压力为 4 38MPa 压力系数 0 1 宜及早进行修井作业 图 12 5 七里 45 井压降曲线 2 储层流体分析 该井所产天然气以甲烷为主 属干气 所产气田水水型以 NaCO3为主 矿化度小 于 1 0g L 属凝析水 七里 45 井气分析数据表 分析成分含量 mol 取样日期相对密度 甲烷乙烷丙烷 硫化氢 g m3 二氧化碳 g m3 2005 03 140 586195 700 290 025 05442 818 2007 02 010 587695 400 330 025 27343 407 2008 01 090 587495 400 310 015 02843 515 2008 07 160 586695 520 290 024 76042 725 2009 02 120 588695 210 310 025 38344 219 七里 45 井水分析数据表 离子摩尔含量 mmol 取样日期相对密度 PH 值K Na Ca2 Mg2 Cl SO42 HCO3 水型 矿化度 g L 2007 10 260 99846 000 8694 182 912 0547 6923 3428 97NaHCO30 42 2008 03 260 99845 831 0486 927 684 3676 103 2520 65Na2SO0 34 2008 06 170 99886 580 7787 509 262 4789 744 625 64CaCl20 44 2008 09 240 99845 09099 060 600 3495 791 292 92NaHCO30 70 2009 03 260 99884 750 3198 061 220 4173 5523 363 09Na2SO40 64 2009 06 180 99836 09097 200 931 875 0037 5057 50NaHCO30 17 3 地面配套状况 1 生产流程 站内生产设施齐全 井口所采气经分离 计量后输双家坝增压站增 压 0 0 5 0 10 0 15 0 20 0 25 0 30 0 35 0 40 0 45 0 0 001 002 003 004 005 006 00 Gp 108m3 P Z MPa 七里45井 2 气田水出路 罐车拉运至七里 7 井 再管输至蒲 2 井回注 3 增压气举管线状况 4 修井作业效果预测 该井为油管维护性作业 其作业效果主要确保气井产能稳定 实现连续带液生产 5 地质复杂情况预测及重要提示 1 施工作业过程中注意防漏 防喷 防火 2 本次作业下油管至产层中部附近 并接气举阀工具 有利于气井带液和加快作 业后的复产 3 本次作业用新油管探砂面或堵塞面 有砂则捞净至井底 有堵塞 作业时取样 分析堵塞物成分 则解堵 4 建议泡沫酸酸化解堵 同时作好助排措施 及时排尽残液 提高作业效果 5 总的要求是 准确取得施工全程的第一性资料 2 工程方案论证 2 1 修井方案 更换油管 下带气举阀的完井管柱 解堵酸化 2 2 井身结构图 附后 2 3 采气树现状 目前井口装置型号 KQ60 底法兰螺孔中心距 403mm 钢圈直径 218 4mm 更换井口装置型号 KQ35 65 其中 1 2 3 阀为 70 型 其余阀为 35 型 2 4 油管串结构 88 9 73 0 mm 4856 68m 油补距 6 62m 双公短节 0 08m 88 9mm SM80SS 6 45 95 根 910 55m 接头 0 15m 73 0mm NT80SS 5 51 409 根 3934 36m 筛管 4 79m 管鞋 0 13m 4856 67m 筛管位置4851 75 4856 54m 长4 79m 孔距612m 排距610m 孔径及孔数15 16 孔 通井情况 2009 年 4 月 18 日 下通井规 最大井深 36mm 通井至 4850m 通井 正常 2 5 油层套管数据 177 8mm 0 3100 8m 回接 177 8mm 3100 29 4861 00m 悬挂 尺寸 mm 下至井深 m 钢级 壁厚 mm 内径 mm 抗内压 MPa 抗外挤 MPa 7 6 378 82NT95SS11 51154 865 667 2 994 54AC9010 36157 163 352 3 177 8 回接 3100 8SM90SS9 19159 456 239 6 3100 29 3604AC9510 36157 6865 654 1177 8 悬挂 4861AC9511 51154 865 667 2 2 6 施工有关参数 1 井筒为纯气柱时 井口最小控制套压 2 井筒为清水柱时 套管最大施工压力 3 油管下深计算 1 井筒压损计算 根据目前生产条件下计算该井井底流压 3 65MPa 反算各种规格油管下的井口压 力 推算井筒压损 井口压力 油压 MPa井筒压损 MPa 井底流压 MPa 62mm59mm50 7mm62mm59mm50 7mm 3 652 412 311 771 241 341 88 2 油管携液能力计算 根据不同管柱携液能力可知 该井若选用内径 62mm 59mm 50 7mm 油管 均 满足连续带液要求 生产管柱 mm实际76625950 7 临界携液量 井口 104m3 d 2 532 531 691 531 14 临界携液量 井底 104m3 d 3 234 863 232 932 16 3 油管柱抗拉强度校核 油管 规格 钢 级 壁厚 mm 下入 深度 M 段 长 m 单 重 N m 连接 强度 KN 自 重 KN 累 重 KN 剩余 拉力 KN 安全 系数 73 0NKAC 957 0143854385115 25952505 37539 62412 381 69 60 3NKAC 804 83488550068 546334 2534 25428 7513 5 综合上述条件 该井选用外径 73mm 壁厚 7 01mm 与外径 60 3mm 壁厚 4 83mm 的组合抗硫油管较为合适 既能满足井筒压损 携液能力条件 同时满足管柱抗拉强 度要求 2 7 现场踏勘情况 1 井场公路约 5 5km 左右 其中 1 0km 已硬化 2 井场位置较宽敞 只是井口后方有泡排加注泵及药剂储罐 旁边有一废弃的三 管式缓蚀剂加注装置 修井时需拆除 见图 12 3 3 污水池位于站场内 共 2 个 一个目前正在使用容积 286m3 另一个未作防腐 层 容积 111m3 见图 12 4 图 12 3 七里 45 井井场图 图 12 4 七里 45 井污水池外貌 2 8 施工方案及风险分析 1 修井准备 修井机 120 吨 井口装置 KQ65 35 一套 油管准备 NKAC 95 钢级 73 0mm 壁厚 7 01mm 抗硫油管 4450m NKAC 80 钢 级 60 3mm 壁厚 4 83mm 抗硫油管 550m 2 主要工作量 1 修前主要工作量 1 井场公路 5 5km 左右 需维护 1 2km 2 新建点火坑 作业机基础 水罐基础 3 原 286m3污水池偏小 需扩建污水池至 500m3左右 2 施工步骤 1 用低压井压井液反压井 2 拆井口 装防喷器 3 起出井内油管 下新油管探砂面 若需捞砂 则下捞砂工具捞砂 4 下完井管串 带气举阀 至产层中深 5 换装新井口装置 KQ35 65 其中 1 2 3 阀为 70 型 其余阀为 35 型 6 解堵酸化 泡沫酸 60m3 7 开井放喷排液 若不能自喷 则用天然气压缩机助排复产 考虑压缩机气源 配套改造 3 作业风险预测 七里七里 28 井井 1 地质选井论证 1 1 修井目的 该井入井管串时间较长 且采用复合油管 不利于气井后期带液 本次修井目的 主要是更换油管 提高气井携液能力 1 2 气井总体情况 1 气田概况 檀木场气田位于四川省达州市境内 区内人口稠密 地形地貌平缓 高差起伏不 大 地面出露沙溪庙组砂泥岩地层 海拔约 450m 檀木场构造处于印支期开江古隆起 的西面 属于七里峡构造带东翼断下盘的一个潜伏构造 其东与大天池构造带北段相 望 西与七里峡构造带主体背斜以断凹相隔 北与沙罐坪构造南倾没端斜鞍相接 南 端在兴隆场附近倾没于大方寺向斜 1985 年根据 1984 年地震成果在靠近方 断层的高点附近钻探了檀木场构造的第一 口井七里 2 井 石炭系完钻测试不产流体 1987 年根据当年的地震成果在构造北端部 署的七里 5 井 石炭系完钻测试产气 2 95 104m3 d 1989 年在构造高部位钻探了七里 11 井 石炭系完钻测试产微气 同年在构造中段部署的钻探了七里 13 井 石炭系获气 7 34 104m3 d 由此打开了檀木场石炭系勘探局面 至 2006 年 12 月 檀木场气田石炭 系完钻井 10 口 获气井 5 口 气水井 1 口 水井 2 口 干井 2 口 七里 5 井最先于 1990 年 12 月 24 日投产 日产气 1 5 104m3 d 产水 1 0m3 d 间 歇式生产 不连续 因气量小 于 1997 年 2 月关闭至今 累计仅生产 59 6 天 采气 121 1 104m3 产水 89m3 其后七里 13 28 井分别于 1991 年 1 月 30 日和 1995 年 9 月 24 日投产 其后开发 评价 井七里 49 50 53 井分别于 2004 年 11 月 19 日 2004 年 11 月 21 日和 2004 年 12 月 30 日投产 2002 年西南油气田分公司勘探开发研 究院和重庆气矿共同编制了 檀木场气田石炭系气藏开发评价方案 将气藏分南区与 北区南两个开发单元进行开发方案 南区 和开发评价方案 北区南 编制 计算容 积法储量 66 06 104m8 推荐生产规模为 45 0 104m3 d 2008 年完成 檀木场气田石炭 系气藏开发调整方案 计算容积法储量 54 4 104m8 推荐方案 35 0 104m3 d 至 2009 年 6 月 气藏日产 14 2 104m3 d 累计采气 6 7 108m3 累计产水 5889m3 按调整方案计算的容积法储量计算采出程度 12 3 剩余储量 47 7 108m3 图 13 1 檀木场构造图 2 气井基本情况 七里 28 井位于四川省达县麻柳乡东兴镇一村三组 构造位置为七里峡构造兴隆场 潜伏高点 是该高点上的第一口探井 地面海拔 389 29m 补心海拔 395 99m 该井于 1993 年 3 月 16 日开钻 1994 年 2 月 14 日完钻 目的层石炭系 完钻井深 5046m 人 工井底 5046m 先期裸眼完井 产层中部井深为 5002 3m 完井后 对产层石炭系进行酸化 酸化前套压 29 776MPa 油压 30 00MPa 产量 6 03 104m3 d 酸后套压 30 206MPa 油压 31 000MPa 产量 15 67 104m3 d 增产 9 64 104m3 d 3 完井酸化及测试情况 1994 年 5 月 4 日 对石炭系井段 4973 0 5031 5m 进行液压酸化 88 9 73 mm 4958 88m 挤入地层稀酸 18 38 5m3 泵压 18 0 42 0MPa 一般 38 0MPa 排量 2 22 13 3L S 一般 8 04L S 吸指 0 06 0 74L S MPa 一般 0 21L S MPa 经 8 次放喷 排尽井内积液 1994 年 5 月 7 日 在套压 30 21MPa 油压 31 00MPa 上压 2 4MPa 下 测试产量 15 67 104m3 d 酸前 6 03 104m3 d 计算地层压力 56 875MPa 4 历年修井作业情况 2003 年 6 月 10 日 10 月 29 日进行修井作业 本次作业主要内容 下 127mm 尾 管 补射孔 更换原井油管 酸化及排液 该井原修井目的是大型压裂酸化 但 6 月 22 日压井后 28 日探砂面井深 4959 7m 后分别用冲砂嘴和螺杆 单翼刮刀钻头冲砂 钻至井深 5021 35m 冲砂过程 中出口返出缓蚀剂形成的脏物和大量岩屑 冲砂至 5021 35m 以后 井口油管扭矩较大 启动螺杆无进尺 停泵上提遇卡 经多次开泵 上下活动解卡 起出油管发现刮刀钻 头保径部分磨小 12mm 钻头以上接头本体划痕较多 从停泵上提遇卡和探砂面等情 况分析 该井裸眼段井壁垮塌和出砂 因此进行施工设计变更 实施补射孔 2003 年 9 月 25 日 对石炭系井段 5000 90 5025 20 进行第一次酸化 挤入胶凝酸 19 2 40m3 酸后在套压 28 90MPa 油压 28 70MPa 测试产气 10 65 104m3 d 2003 年 10 月 20 日进行第二次酸化 挤入地层酸量 21 258 33m3 胶凝酸 120 86m3 胶束酸 17 9m3及前置液 119 57m3 酸后在套压 25 50MPa 油压 24 20MPa 测试产气 27 19 104m3 d 二次酸化后应排液量 735m3 实际排液 442m3 约有 293m3 包括漏失泥浆 64m3 残液未排尽 5 缓蚀剂加注情况 该井投产即加缓蚀剂 至 2002 年 8 月底共加注 CT2 1 CZ3 1 CZ3 3 CZ3 1E BT 1 HT 6 等 6 种缓蚀剂 4101kg 2003 年 6 月修井作业后 2004 年 3 12 月加 注 HT 6 缓蚀剂 1640kg 2005 年 1 2 月加注 HT 6 缓蚀剂 165kg 2005 年 3 6 月加注 HT 6 缓蚀剂 1155kg 2006 年 7 月停止加注缓蚀剂 修井后累计加入缓蚀剂 2960kg 6 目前生产情况 1995 年 9 月 24 日投产 投产前井口关井套压 44 365MPa 关井油压 44 343MPa 投产后生产套压稳定在 31 87MPa 生产油压 31 00MPa 左右 日产气 10 0 104m3 d 日产水 0 2m3 2003 年 6 月因气井出沙严重修井 修井后生产套压 32 51MPa 生产油 压 31 95MPa 日产天然气 12 0 104m3 d 日产水 0 7m3左右 生产平稳 2006 年 1 月 31 日产地层水 但水量不大 日产水 500L 左右 同年 11 月开始出现井筒积液 油套 压差 2 0MPa 左右 2007 年 12 月 5 日实施泡排 气井带液能力明显增强 日产水由以 前的 0 8 2 0m3 d 生产套压由 9 80MPa 下降到 7 60MPa 左右 生产油压稳定在 6 80MPa 左右 日产天然气 6 3 104m3 d 生产平稳 2009 年 3 月 用 44mm 通井规通至 4790m 遇阻 取出通井规后气井产量回零 生 产套压由通井前 7 20 3 60MPa 生产油压平输压 5 60MPa 产量为 0 经放空后产量才 得以恢复 放空带出积液 12m3 含大量高密度泡沫 截止 2009 年 6 月底 该井生产 套压 4 45MPa 油压 6 10MPa 日产气 5 1 104m3 日产水 0 6m3 累计产气 2 77 108m3 产水 2769m3 目前地层压力 38 7MPa 0 10 20 30 40 50 1995年9月 1996年9月 1997年9月 1998年9月 1999年9月 2000年9月 2001年9月 2002年9月 2003年9月 2004年9月 2005年9月 2006年9月 2007年9月 2008年9月 套压 油压 0 10 20 1995年9月 1996年9月 1997年9月 1998年9月 1999年9月 2000年9月 2001年9月 2002年9月 2003年9月 2004年9月 2005年9月 2006年9月 2007年9月 2008年9月 产气量 产水量 图 13 2 七里 28 井历年采气曲线 1 3 气井基础数据 1 基本数据 2 井身结构 试压结果 钻头程序 mm m 套管程序 mm m 水泥返深 m 加压 MPa 经时 min 压降 MPa 444 5 208 0339 7 206 46反注地面13300 311 2 3375 17244 5 3373 05反注地面25300 215 9 4971 0 177 8 悬挂 3099 30 4970 67 177 8 回接 3103 95 喇叭口 地面 20 30 30 0 0 152 4 5046 0127 0 4826 29 5045 415300 3 钻井液使用情况 井段 m 性质 密度 g cm3 粘度 s 井段 m 性质 密度 g cm3 粘度 s 4 地层分层数据表 地层底部井深 m 钻厚 m 层底海拔 m 备注 沙溪庙1712 001712 00 1316 01 凉高山1884 00172 00 1488 01 马鞍山2061 00177 00 1665 01 东岳庙2097 0036 00 1701 01 珍珠冲2186 0089 00 1790 01 雷一 12723 00537 00 2327 01 嘉五 12871 00148 00 2475 01 嘉四 23106 00235 00 2710 01 嘉三3332 00226 00 2936 01 嘉二 33420 0088 00 3024 01 嘉二 23481 0061 00 3085 01 嘉二 13517 5036 50 3121 51 嘉一3832 50315 00 3436 51 井 别钻探目的 地面389 29m构造位置七里峡构造兴隆场潜伏高点东南翼 海 拔补心395 99m地理位置四川省达县麻柳乡东兴镇一村 1 组 开钻日期1993 03 16完井日期1994 05 16完钻井深5046m 完钻日期1994 02 04完井方法 先期裸眼 尾管射孔 完钻层位志留系 产层井段 4973 5031 5m 5000 9 5025 2m 产层中深 5004m 5012m 目前产层石炭系 人工井底5044m套 补 距7 15m油 补 距6 63m 最大井斜4 6 方位276 井深3725m井底位移156 65 飞四3866 0033 50 3470 01 飞三 一4345 50479 50 3949 51 长兴4460 00114 50 4064 01 龙潭4645 000 00 4249 01 茅一 c4834 50189 50 4438 51 栖二4850 0015 50 4454 01 栖一 b4955 00105 00 4559 01 梁山4973 0018 00 4577 01 石炭系5034 5061 50 4638 51 志留系5046 0011 50 4650 01未完 5 套管固井质量评价 油层套管固井质量评价 套管尺寸井段 m 固井质量井段 m 固井质量 177 8mm3099 30 4970 67合格0 4970 67合格 127 0mm4826 29 5045 40合格 技术套管固井质量评价 套管尺寸井段 m 固井质量井段 m 固井质量 1 4 修井选择依据 1 作业依据 1 气井出沙严重 气井出沙严重 该井岩性为灰质云岩和含灰质云岩 最初采取先期裸眼完井 2003 年修井发现其 裸眼段井壁垮塌和出砂 实施补下 127mm 尾管 但尾管固井质量历来比较薄弱 因此 该井生产过程中时常有出砂现象发生 如 2007 年 12 月 生产巡检时发现在计量池 取样口 二级节流阀等地方有大量 泥沙 初步分析认为这些泥沙可能来自井底 气井又有出沙迹象 见图 13 5 图 13 5 计量池积砂情况 图 13 6 计量池沉积的污物 2 气井井筒存在堵塞 气井井筒存在堵塞 该井 2002 年前加注缓蚀剂 4101kg 导致井筒堵塞 2003 年修井冲沙发现返处大 量缓蚀剂形成的脏物 修井后 2004 年 3 月 2006 年 7 月加注缓蚀剂 2960kg 加注缓蚀 剂期间没有定期对井内进行清洗 由于缓蚀剂为多组分体系 长期在井下高温 高压 的环境中易发生一系列的物理化学变化 致使粘度增加 导致气井井筒堵塞 2003 年 10 月酸化后约 293 0m3 含 64m3漏失钻井液 液体在井内未排出 这些 残余污物和腐蚀产物与缓蚀剂混合一体 出现垢物集结 诱发井下被堵塞可能性极大 如 2008 年 6 月 17 日 沙达线拆危时 七里 28 井关井 3 天 关井后套压由 7 90MPa 缓 慢上涨到 10 10MPa 生产油压由 6 60MPa 迅速上涨到 20 10MPa 证实井筒存在堵塞 图 13 6 为计量池沉积的污物 2009 年 3 月 7 日 对其采用 44mm 通井规通井 在 4790m 处连续起放三次 均不 能通过 同时通井后气井产量由 5 3 104m3 d 迅速下降至零 表明该处已堵塞严重 通 过几次起降通井规 使原本通道较小处变得更小 以致产量回 0 通过 10 多小时的放 空 气井虽恢复了产量 但仍未从根本上解除堵塞 3 井下存在酸化封隔器 流动有效空间小 使加注的入井液流动受阻 井下存在酸化封隔器 流动有效空间小 使加注的入井液流动受阻 油套环空存在酸化封隔器 虽然该封隔器已解封 但它的存在导致入井流体流动 通道的减小 导致入井流体在井下高温 高压的环境中易发生一系列的物理化学变化 粘度增大 使入井液滞留在封隔器上部 堵塞油套环空通道 同时该井 73 0mm 油管 下入 127mm 尾管内 184 25m 也容易造成环空间隙过小 引起脏物堵塞 从 2009 年 3 月 10 日至 4 月底 该井套压一直为 4 20MPa 分析油套环空可能再次被堵塞 4 生产管柱管径偏大 不利于后期带液 生产管柱管径偏大 不利于后期带液 由于该气藏为低孔 低渗特征 气井产能低 随着地层能量的逐年降低 产能逐 渐下降 加之该井为出水气井 日产水量 1 5 2 0m3 生产后期必然存在带液不畅的问 题 计算该井临界流量为 5 76 7 08 104m3 d 而目前该井实际产量 5 1 104m3 d 左右 说明该井井筒有积液 建议更换为小油管 适应后期带液生产需要 5 剩余动态储量多 修井具有储量基础 剩余动态储量多 修井具有储量基础 七里 28 井 1995 年 9 月 24 日投产 截止 2009 年 3 月累计产气 2 77 108m3 动态 储量 13 71 108m3 剩余动态储量 10 94 108m3 y 3 2925x 45 151 40 41 42 43 44 45 46 00 20 40 60 811 21 41 6 Gp 10 8m3 P Z 图 13 7 七里 28 井压降曲线 根据 2008 年调整方案该井的压降曲线计算目前该井的地层压力 38 7MPa 压力系 数 0 77 供施工作业参考 2 储层流体分析 该井所产天然气以甲烷为主 属干气 所产气田水水型为 CaCL2 矿化度较高 87 3 237g L 属地层水 七里 28 井气分析数据表 分析成分含量 mol 取样日期相对密度 甲烷乙烷丙烷 硫化氢 g m3 二氧化碳 g m3 2005 01 160 579796 180 300 025 21628 594 2006 03 210 579996 180 290 014 96729 281 2007 05 300 579896 200 300 035 09029 097 2008 06 040 579096 310 2904 54228 176 七里 28 井水分析数据表 离子摩尔含量 mmol 取样日期相对密度 PH 值K Na Ca2 Mg2 Sr2 Cl SO42 HCO3 水型 矿化度 g L 2005 12 030 99865 90095 421 732 857 733 5788 70NaHCO30 12 2006 01 051 02475 502 2488 946 971 650 2099 620 170 21CaCl237 10 2006 01 311 15435 440 7590 936 501 560 2699 890 060 05CaCl2233 2007 10 291 08545 562 1790 256 191 100 2999 870 080 05CaCl2129 2008 03 081 15625 482 2990 575 551 360 2399 910 020 07CaCl2235 2008 03 091 15625 472 3390 235 881 310 2599 890 040 07CaCl2234 2008 03 101 15605 582 1890 745 591 250 2499 900 030 07CaCl2237 2008 04 031 10525 742 1191 785 040 790 2899 860 030 11CaCl2162 2009 03 071 05846 962 0890 036 271 380 2499 430 160 41CaCl287 3 2009 07 301 11355 552 1890 825 850 830 3299 910 040 05CaCl2171 3 地面配套状况 1 生产流程 站内生产设施齐全 井口所采气经分离 计量后檀木场脱水 2 气田水出路 罐车拉运至邓 1 井回注 3 增压气举管线状况 4 修井作业效果预测 该井为油管维护性作业 其作业效果主要确保气井产能稳定 实现连续带液生产 5 地质复杂情况预测及重要提示 施工时选用低密度压井液压井 尽量减少压井液对产层的污染 整个施工过程 要按照 HSE 的操作规范进行 并做好安全预案 本次作业下油管至产层中部附近 并接气举阀工具 有利于气井带液和加快作 业后的复产 加深油管探砂面或堵塞面 若有砂则捞净 有堵塞 作业时取样分析堵塞物成 分 则解堵 资料录取总的要求是 准确取全施工全过程的第一性资料 2 工程方案论证 2 1 修井方案 更换油管 下带气举阀的完井管柱 解堵酸化 2 2 井身结构图 附后 2 3 采气树现状 目前井口装置型号 KQ60 底法兰螺孔中心距 403mm 钢圈直径 218 4mm 更换井口装置型号 KQ35 65 其中 1 2 3 阀为 70 型 其余阀为 35 型 2 4 油管串结构 88 9 73 0 mm 5010 54m 油补距 6 63m 油管挂 0 29m 双公短节 0 10m 88 9mm 加厚油管 AC90 6 45mm 147 根 1423 4m 88 9mm 加母 0 25m 88 9mm 平式油管 AC90 6 45mm 1 根 4 14m 88 9mm 平母 0 25m 88 9mm 加母 73mm 加公 0 16m 73mm 加厚油管 AC80 5 51mm 348 根 3344 18m 水力锚 0 36m CYY344 封隔器 1 20m 73mm 加厚 油管 AC80 5 51mm 3 根 28 76m 73mm 加母 平公 0 25m 73mm 平式油管 NST80SS 5 51mm 20 根 191 27m 73mm 平式 AC80 5 51mm 短节 4 13m 节流 器 0 14m 73mm 平母 加公 0 32m 筛管 4 73m 管鞋 0 10m 5010 54m 通井情况 2009 年 3 月 7 日 下通井规 最大直径 44mm 通井至 4790m 遇阻 2 5 油层套管数据 177 8mm 0 3103 95m 回接 177 8mm 3099 30 4970 67m 悬挂 127 0mm 4826 29 5045 4m 尺寸 mm 下至井深 m 钢级 壁 厚 mm 内 径 mm 抗内压 MPa 抗外挤 MPa 7 55 46 690NT90SS11 51154 865 664 6 54 690NT95SS11 51154 865 664 6 3103 949NT90SS11 51154 865 664 6 3103 2 3961 47KO90SS10 36157 0863 352 3 4192 26NT90SS11 51154 865 664 6 4212 43NT11011 51154 863 352 3 177 8 4970 67NKT11011 51154 865 674 3 1274826 29 5045 40TT95S9 19108 6183 082 9 2 6 施工有关参数 1 井筒为纯气柱时 井口最小控制套压 2 井筒为清水柱时 套管最大施工压力 3 油管下深计算 1 井筒压损计算 根据目前生产条件下计算该井井底流压 11 58MPa 反算不同规格油管下的井口压 力 推算井筒压损 井口压力 油压 MPa井筒压损 MPa 井底流压 MPa 62mm59mm50 7mm62mm59mm50 7mm 11 588 228 177 893 363 413 69 2 油管携液能力计算 根据不同管柱携液能力可知 该井若选用内径 62mm 59mm 油管 均不能满足连 续带液要求 但该井井较深 为满足挂深要求 选用内径 59 50 7mm 组合油管较合适 生产管柱 mm实际76625950 7 临界携液量 井口 104m3 d 7 087 084 704 253 14 临界携液量 井底 104m3 d 5 768 655 765 213 85 3 油管柱抗拉强度校核 油管 规格 钢 级 壁厚 mm 下入 深度 M 段 长 m 单 重 N m 连接 强度 KN 自 重 KN 累 重 KN 剩余 拉力 KN 安全 系数 73 NKAC 95S7 0110001000 115 2 5 952115 25390 07561 938 26 60 3NKAC 80S4 835012401268 5463274 82274 82188 181 68 综上所述 该井选用钢级 NKAC95S 外径 73mm 壁厚 7 01mm 与钢级 NKAC80S 外径 60 3mm 壁厚 4 83mm 的抗硫组合油管较合适 既满足井筒压损 携 液能力条件 同时满足管柱抗拉强度要求 2 7 现场踏勘情况 1 井场公路约 1 0km 左右 均已硬化 2 井场位置受限 井口距正后方的工艺区 13 1m 右边安装有泡排加注装置 修 井时可以考虑侧方位避开 见图 13 3 3 污水池位于井口右上方 共 2 个 容积约 446m3 基本满足作业要求 见图 13 4 图 13 3 七里 28 井井场图 图 13 4 七里 28 井污水池外貌 2 8 施工方案及风险分析 1 修井准备 修井机 120 吨 井口装置 KQ35 65 一套 油管准备 60 3mm 钢级 AC 80S 壁厚 4 83mm 抗硫油管 4100m 73 0mm 钢级 AC 95S 壁厚 7 01mm 抗硫油管 1100m 2 主要工作量 1 修前主要工作量 1 井场公路