普光气田高含硫气井完井工艺技术探讨课件

各位领导、专家：大家好！各位领导、专家：大家好！1普光气田高含硫气井完井工艺技术探讨普光气田高含硫气井完2普光气田概况普光气田完井技术难点及要求普光气田完井工艺探讨结论与认识中原油田分公司采油工程技术研究院汇报内容普光气田概况中原油田分公司采油工程技术研究院汇报内容3普光气田概况第一部分普光气田概况第一部分4普光气田是国家重点工程“川气东送”的主供气田。该气田位于四川省宣汉县境内，气田区域属中～低山区，采用丛式井组开发。P8PIP9PJ来自老君集气末站普光西普光主体大湾P3011P305P304P202P303P302P204P103P201P101P102P203P106P107P105P104P301P2011普光气田是国家重点工程“川气东送”的主供气田。该气田位于52006年2月探明储量2310.51×108m32005年1月探明储量200.19×108m32007年2月探明储量272.25×108m32008年普光主体累计探明天然气地质储量达2783×108m3普光气田气藏地质储量2006年2月探明储量2310.51×108m32005年16气藏流体中腐蚀性气体含量高，H2S含量11.89～19.97%，CO2含量4.18～11.53%，为高含硫气藏气藏属常压低温系统，原始地层压力55～61MPa，气藏压力系数1.0～1.18；地层温度120～134℃,地温梯度1.98～2.21℃/100m储层具有厚度大、储层物性均较好，以中高孔渗储层为主单井测试产能高普光气田气藏特征气藏流体中腐蚀性气体含量高，H2S含量11.89～197普光气田从2001年开始勘探,计划2008年建成20亿产能，2009年建成105亿产能，目前准备进行完井投产,而国内在高含硫气田开发尚未有成功经验。普光气田从2001年开始勘探,计划2008年建成20亿8完井技术难点及要求第二部分完井技术难点及要求第二部分9H2S有剧毒，气田开发安全环保要求高，对完井安全控制技术提出了更高要求H2S、CO2对钢材具有强烈的腐蚀性，对油套管管材、井下工具的防腐性能以及联接丝扣的密封性能要求更高高产、深井、硫沉积水合物防治和酸压改造等问题，大大增加了完井管柱结构设计和井下工具选择的难度采用丛式井组布井，井型多、斜度大，增加了井身结构设计难度存在的技术难题H2S有剧毒，气田开发安全环保要求高，对完井安全控制技术提10完井工艺措施的安全性能高，可操作性强作业工序尽量简化，完井管柱结构要求尽量简单少井、高产的经济原则，充分发挥单井产能完井过程应尽量避免储层二次污染完井管柱应满足长期安全生产的需要完井技术要求完井工艺措施的安全性能高，可操作性强完井技术要求11完井工艺技术第三部分完井工艺技术第三部分12普光气田完井方式选择应考虑的问题丛式井和斜井的特点高含H2S、CO2腐蚀介质长井段碳酸盐岩储层井壁的稳定性非均质储层酸压改造的需要气井安全生产寿命后续作业的需要一、完井方式选择普光气田完井方式选择应考虑的问题一、完井方式选择13一、完井方式选择国内外高含硫气田常用完井方式高含硫气田法国美国美国加拿大加拿大中国拉克黑河麦迪逊卡布南山麓罗家寨完井方式射孔射孔裸眼射孔射孔射孔/衬管裸眼完井优点：

最简单的井底结构费用低井的完善程度高缺点：存在井壁坍塌危险生产控制能力差生产测井困难修井及储层改造困难废弃部分生产井段困难适用地质条件：裂缝性碳酸盐岩和硬质砂岩不要求层间分隔的储层短曲率半径水平井衬管完井优点：

保护井眼与油层间的通道能防止井壁坍塌成本相对低缺点：不可控制生产增产难度大对产能影响较大适用地质条件：裂缝性碳酸盐岩和硬质砂岩不要求层间分隔的储层有发生井壁失稳可能的储层射孔完井优点：工艺技术成熟安全性能最高完井工序和井身结构较简单可有效防止井壁坍塌有利于实施分层和酸压措施缺点：但完井成本高长井段射孔困难易造成二次污染适用地质条件：要求高度层间分隔的储层要求实施压裂改造的储层裂缝性砂岩储层一、完井方式选择国内外高含硫气田常用完井方式高含硫气田法14

普光气田的直井和定向井应优先选用射孔完井方式

对于具备直接投产条件的水平井，应优先选用割缝衬管/贯眼衬管完井方式

对于不具备直接投产条件的水平井，为避免压井液长期浸泡地层及气体上侵的风险，应考虑采用射孔完井一、完井方式选择普光气田的直井和定向井应优先选用射孔完井方式一、完井方式15与完井方式相对应，直井、定向井和不具备投产条件的水平井优先选用三开井身结构

三开井身结构优点：工艺成熟，完井风险低井身结构层次少，可获得较大的生产套管尺寸，便于后期采气作业节省钻井时间，降低了钻井成本缺点：水泥浆会对储层造成污染二、井身结构设计与完井方式相对应，直井、定向井和不具备投产条件的水平16INCOLOY825套管一开Φ346.1mm二开Φ273.1mm三开Φ177.8mm抗H2S套管表层套管封隔上部易塌、易漏地层技术套管下深3000～4000m，封隔目的层以上不稳定和高压气层生产套管采用Φ177.8mm，回接固井二、井身结构设计INCOLOY825一开Φ346.1mm二开Φ273.1mm17可直接投产的水平井选用三开结构四开衬管完井三开结构四开衬管完井的优点：可有效避免水泥浆对储层的污染，充分发挥储层潜能井身结构层次少，可获得较大的井眼尺寸，便于后期采气作业钻盲板时间较短，减轻了对尾管造成的损伤难点：水平井段在投产前长时间内处于暴露状态，存在压井液长期浸泡地层及气体上浸的风险二、井身结构设计可直接投产的水平井选用三开结构四开衬管完井二、井身结18表层套管封隔上部易塌、易漏地层技套封过目的层上部高压气层，坐入致密的砂岩井段三开钻至A靶点以上水平段采用Φ165.1mm钻头钻开，下入Φ139.7mm衬管。盲板INC0LOY825套管筛管串Φ139.7mm二开Φ273.1mm一开Φ346.1mm三开Φ177.8mmB点A点井斜/最大狗腿度4999.87/45°/15°抗H2S套管最大井斜80°左右二、井身结构设计表层套管封隔上部易塌、易漏地层盲板INC0LOY8219生产封隔器永久完井管柱是目前国内外高含硫气井通用的完井管柱管柱的优点：避免高酸性气体接触封隔器以上套管和油管外壁，保护油套管免遭H2S、CO2的腐蚀避免套管承受高压可在封隔器以上采用耐腐蚀级别较低的套管，降低气井成本管柱的缺点：对工具和油管密封性能要求高三、完井管柱设计生产封隔器永久完井管柱是目前国内外高含硫气井通用的完井管柱三20普光气田主体气井采用生产封隔器永久完井管柱。为减少储层二次污染，管柱结构要满足酸压生产联作的需要

完井管串结构该管柱主要由井下安全阀、流动短节、封隔器、磨铣延长管、坐放短节、球座接头等组成。对于需要测试的气井，在管柱上安装井下压力温度测试系统，进行温度、压力的实时监测。采用加注缓蚀剂防腐的气井，可考虑安装井下加药设备。流动短节流动短节井下安全阀伸缩管封隔器滑套座放短节球座接头100m三、完井管柱设计普光气田主体气井采用生产封隔器永久完井管柱。为减少储层二次污21H2S、CO2对管材腐蚀的影响因素主要有：温度、压力、气体流速、水溶液中氯离子浓度和总矿化度。

采用抗腐蚀管材是解决高酸性介质气体油套管腐蚀和保证气井长期安全生产最有效的方法。

井号普光１普光２H2S含量，％12.3115.41CO2含量，％8.579.07地层压力MPa55.561.22H2S分压MPa6.619.15CO2分压MPa4.435.49ＣO2分压＞０.2MPa电化学严重腐蚀H2S分压>0.03MPa,硫化氢应力腐蚀严重四、管材选择H2S、CO2对管材腐蚀的影响因素主要有：温度、压力、气体流22CO2(MPa)H2S(MPa)温度温度温度温度碳钢或低合金钢13cr特13cr不锈钢≤177℃(300°F)≤204℃(300°F)≤232℃(300°F)≤149℃(300°F)Ni合金6MoNi合金3MoNi合金12MoNi合金9Mo≤150℃≤150℃≤180℃≤250℃温度≥0.02≥0.010.003-0.010.003-0.01≤0.003-0.01≤0.02SM2535SM2550SM2050SM-C276管材选用流程图飞二—飞一段127.0℃飞三段125.9℃四、管材选择CO2H2S温度温度温度温度碳钢或13cr特13cr不锈钢≤23油管材质选择：普光气田主体生产管柱选择G3或同等等级的高镍基合金钢材料，相配套的井下工具也需要采用抗腐蚀材料，井下工具可采用718材质或925高镍基合金钢材料。套管材质选择：由于采用封隔器保护上部生产套管，因此生产套管在储层顶界以上200m处至井底采用抗H2S、抗CO2腐蚀的INCOLOY825气密封扣型套管，其余井段采用抗H2S气密封扣型套管。考虑水平井段套管不存在拉应力、高温下H2S腐蚀不占主导因素，水平井水平段下入抗CO2腐蚀的衬管（如13Cr合金衬管），A靶点以上300～400m座封位置采用抗H2S、抗CO2腐蚀的INCOLOY825气密封扣型套管，其余井段采用抗H2S气密封扣型套管。四、管材选择油管材质选择：套管材质选择：四、管材选择24五、井口装置

根据气井最高井口压力及腐蚀流体的含量，在保证安全的前提下选择完井井口装置

普光气田高含H2S气体，采气井口装置应满足抗12-18％H2S、CO2腐蚀要求考虑酸压生产一体化投产方式，采气井口装置耐压性能应满足酸压改造要求普光气田高压、高产、高含H2S气体，井口装置应满足安全井控需要五、井口装置根据气井最高井口压力及腐蚀流体的含量25≤34.5MPa否否是是是是否否是是＞70MPa≥105MPa否否≤34.5MPa＞34.5MPa≤34.5MPa≤34.5MPa否否起点高含硫？额定工作压力PSL4PSL4NACE？是非常接近?PSL4PSL3PSL3高含硫？是额定工作压力接近该工作压力PSL4PSL4PSL3非常接近?PSL3PSL3额定工作压力＞34.5MPaPSL3PSL3PSL2＞34.5MPaPSL2PSL2额定工作压力PSL3PSL3PSL2PSL1是PSL1PSL1PSL2PSL2额定工作压力非常接近?非常接近?≤34.5MPa否否是是是是否否是是＞34.5MPa≥103.5MPa否否≤34.5MPa＞34.5MPa≤34.5MPa≤34.5MPa否否起点高含硫？额定工作压力PSL4PSL4NACE？是非常接近?PSL4PSL3PSL3高含硫？是额定工作压力接近该工作压力PSL4PSL4PSL3非常接近?PSL3PSL3额定工作压力＞34.5MPaPSL3PSL3PSL2＞34.5MPaPSL2PSL2额定工作压力PSL3PSL3PSL2PSL1是PSL1PSL1PSL2PSL2额定工作压力非常接近?非常接近?3G3G3G井口装置选择流程图五、井口装置≤34.5MPa否否是是是是否否是是＞70MPa≥105MP26开发井采气树结构示意图表层套管头技术套管头油管四通采气树笼套式节流阀井口规格双翼双阀结构主通径和油管四通两翼通径31/16″，油管挂预留1个1/4″通道本体材质4130，与流体接触面覆焊825井口制造标准工作压力：105MPa规范级别：PSL-3G性能级别：PR2材料级别：HH温度级别：P-U(-29℃--121℃)设计、制造标准：API-6A19th.配套地面安全阀和井下安全阀实现安全井控开发井采气树结构示意图表层套管头技术套管头油管四通采气树笼套27结论与认识第四部分结论与认识第四部分28从完井、储层酸压改造、气井寿命和安全生产等方面综合考虑，普光气田直井、定向井和不具备直接投产的水平井首选套管射孔完井方式。具备直接投产的水平井首选衬管完井方式。普光气田主体气井采用生产封隔器永久完井管柱，管柱结构在满足工艺要求的前提下应尽量简化。油管丝扣使用密封性好的特殊扣型，以保证密封性能。结论与认识从完井、储层酸压改造、气井寿命和安全生产等方面综合考虑，普光29结论与认识普光气田主体气井应优选高抗硫采气井口装置，并配置井下安全阀和（或）井口安全阀，以及相配套的安全控制系统，以便在紧急情况下实现安全关井。普光气田采用高镍基合金钢可达到油管防腐的目的，采用永久式封隔器和环空注入缓蚀剂方式，达到保护产层上部套管和油管外壁的目的。结论与认识普光气田主体气井应优选高抗硫采气井口装置，并配置30汇报结束谢谢！汇报结束31井口装置选择中原油田分公司主要组成：控制柜、安全阀（井下和地面）、高低压传感器、易熔塞、井口压力温度传感器具备远程控制功能压力温度传感器地面安全控制系统井口装置选择中原油田分公司主要组成：控制柜、安全阀（井下和地32各位领导、专家：大家好！各位领导、专家：大家好！33普光气田高含硫气井完井工艺技术探讨普光气田高含硫气井完34普光气田概况普光气田完井技术难点及要求普光气田完井工艺探讨结论与认识中原油田分公司采油工程技术研究院汇报内容普光气田概况中原油田分公司采油工程技术研究院汇报内容35普光气田概况第一部分普光气田概况第一部分36普光气田是国家重点工程“川气东送”的主供气田。该气田位于四川省宣汉县境内，气田区域属中～低山区，采用丛式井组开发。P8PIP9PJ来自老君集气末站普光西普光主体大湾P3011P305P304P202P303P302P204P103P201P101P102P203P106P107P105P104P301P2011普光气田是国家重点工程“川气东送”的主供气田。该气田位于372006年2月探明储量2310.51×108m32005年1月探明储量200.19×108m32007年2月探明储量272.25×108m32008年普光主体累计探明天然气地质储量达2783×108m3普光气田气藏地质储量2006年2月探明储量2310.51×108m32005年138气藏流体中腐蚀性气体含量高，H2S含量11.89～19.97%，CO2含量4.18～11.53%，为高含硫气藏气藏属常压低温系统，原始地层压力55～61MPa，气藏压力系数1.0～1.18；地层温度120～134℃,地温梯度1.98～2.21℃/100m储层具有厚度大、储层物性均较好，以中高孔渗储层为主单井测试产能高普光气田气藏特征气藏流体中腐蚀性气体含量高，H2S含量11.89～1939普光气田从2001年开始勘探,计划2008年建成20亿产能，2009年建成105亿产能，目前准备进行完井投产,而国内在高含硫气田开发尚未有成功经验。普光气田从2001年开始勘探,计划2008年建成20亿40完井技术难点及要求第二部分完井技术难点及要求第二部分41H2S有剧毒，气田开发安全环保要求高，对完井安全控制技术提出了更高要求H2S、CO2对钢材具有强烈的腐蚀性，对油套管管材、井下工具的防腐性能以及联接丝扣的密封性能要求更高高产、深井、硫沉积水合物防治和酸压改造等问题，大大增加了完井管柱结构设计和井下工具选择的难度采用丛式井组布井，井型多、斜度大，增加了井身结构设计难度存在的技术难题H2S有剧毒，气田开发安全环保要求高，对完井安全控制技术提42完井工艺措施的安全性能高，可操作性强作业工序尽量简化，完井管柱结构要求尽量简单少井、高产的经济原则，充分发挥单井产能完井过程应尽量避免储层二次污染完井管柱应满足长期安全生产的需要完井技术要求完井工艺措施的安全性能高，可操作性强完井技术要求43完井工艺技术第三部分完井工艺技术第三部分44普光气田完井方式选择应考虑的问题丛式井和斜井的特点高含H2S、CO2腐蚀介质长井段碳酸盐岩储层井壁的稳定性非均质储层酸压改造的需要气井安全生产寿命后续作业的需要一、完井方式选择普光气田完井方式选择应考虑的问题一、完井方式选择45一、完井方式选择国内外高含硫气田常用完井方式高含硫气田法国美国美国加拿大加拿大中国拉克黑河麦迪逊卡布南山麓罗家寨完井方式射孔射孔裸眼射孔射孔射孔/衬管裸眼完井优点：

最简单的井底结构费用低井的完善程度高缺点：存在井壁坍塌危险生产控制能力差生产测井困难修井及储层改造困难废弃部分生产井段困难适用地质条件：裂缝性碳酸盐岩和硬质砂岩不要求层间分隔的储层短曲率半径水平井衬管完井优点：

保护井眼与油层间的通道能防止井壁坍塌成本相对低缺点：不可控制生产增产难度大对产能影响较大适用地质条件：裂缝性碳酸盐岩和硬质砂岩不要求层间分隔的储层有发生井壁失稳可能的储层射孔完井优点：工艺技术成熟安全性能最高完井工序和井身结构较简单可有效防止井壁坍塌有利于实施分层和酸压措施缺点：但完井成本高长井段射孔困难易造成二次污染适用地质条件：要求高度层间分隔的储层要求实施压裂改造的储层裂缝性砂岩储层一、完井方式选择国内外高含硫气田常用完井方式高含硫气田法46

普光气田的直井和定向井应优先选用射孔完井方式

对于具备直接投产条件的水平井，应优先选用割缝衬管/贯眼衬管完井方式

对于不具备直接投产条件的水平井，为避免压井液长期浸泡地层及气体上侵的风险，应考虑采用射孔完井一、完井方式选择普光气田的直井和定向井应优先选用射孔完井方式一、完井方式47与完井方式相对应，直井、定向井和不具备投产条件的水平井优先选用三开井身结构

三开井身结构优点：工艺成熟，完井风险低井身结构层次少，可获得较大的生产套管尺寸，便于后期采气作业节省钻井时间，降低了钻井成本缺点：水泥浆会对储层造成污染二、井身结构设计与完井方式相对应，直井、定向井和不具备投产条件的水平48INCOLOY825套管一开Φ346.1mm二开Φ273.1mm三开Φ177.8mm抗H2S套管表层套管封隔上部易塌、易漏地层技术套管下深3000～4000m，封隔目的层以上不稳定和高压气层生产套管采用Φ177.8mm，回接固井二、井身结构设计INCOLOY825一开Φ346.1mm二开Φ273.1mm49可直接投产的水平井选用三开结构四开衬管完井三开结构四开衬管完井的优点：可有效避免水泥浆对储层的污染，充分发挥储层潜能井身结构层次少，可获得较大的井眼尺寸，便于后期采气作业钻盲板时间较短，减轻了对尾管造成的损伤难点：水平井段在投产前长时间内处于暴露状态，存在压井液长期浸泡地层及气体上浸的风险二、井身结构设计可直接投产的水平井选用三开结构四开衬管完井二、井身结50表层套管封隔上部易塌、易漏地层技套封过目的层上部高压气层，坐入致密的砂岩井段三开钻至A靶点以上水平段采用Φ165.1mm钻头钻开，下入Φ139.7mm衬管。盲板INC0LOY825套管筛管串Φ139.7mm二开Φ273.1mm一开Φ346.1mm三开Φ177.8mmB点A点井斜/最大狗腿度4999.87/45°/15°抗H2S套管最大井斜80°左右二、井身结构设计表层套管封隔上部易塌、易漏地层盲板INC0LOY8251生产封隔器永久完井管柱是目前国内外高含硫气井通用的完井管柱管柱的优点：避免高酸性气体接触封隔器以上套管和油管外壁，保护油套管免遭H2S、CO2的腐蚀避免套管承受高压可在封隔器以上采用耐腐蚀级别较低的套管，降低气井成本管柱的缺点：对工具和油管密封性能要求高三、完井管柱设计生产封隔器永久完井管柱是目前国内外高含硫气井通用的完井管柱三52普光气田主体气井采用生产封隔器永久完井管柱。为减少储层二次污染，管柱结构要满足酸压生产联作的需要

完井管串结构该管柱主要由井下安全阀、流动短节、封隔器、磨铣延长管、坐放短节、球座接头等组成。对于需要测试的气井，在管柱上安装井下压力温度测试系统，进行温度、压力的实时监测。采用加注缓蚀剂防腐的气井，可考虑安装井下加药设备。流动短节流动短节井下安全阀伸缩管封隔器滑套座放短节球座接头100m三、完井管柱设计普光气田主体气井采用生产封隔器永久完井管柱。为减少储层二次污53H2S、CO2对管材腐蚀的影响因素主要有：温度、压力、气体流速、水溶液中氯离子浓度和总矿化度。

采用抗腐蚀管材是解决高酸性介质气体油套管腐蚀和保证气井长期安全生产最有效的方法。

井号普光１普光２H2S含量，％12.3115.41CO2含量，％8.579.07地层压力MPa55.561.22H2S分压MPa6.619.15CO2分压MPa4.435.49ＣO2分压＞０.2MPa电化学严重腐蚀H2S分压>0.03MPa,硫化氢应力腐蚀严重四、管材选择H2S、CO2对管材腐蚀的影响因素主要有：温度、压力、气体流54CO2(MPa)H2S(MPa)温度温度温度温度碳钢或低合金钢13cr特13cr不锈钢≤177℃(300°F)≤204℃(300°F)≤232℃(300°F)≤149℃(300°F)Ni合金6MoNi合金3MoNi合金12MoNi合金9Mo≤150℃≤150℃≤180℃≤250℃温度≥0.02≥0.010.003-0.010.003-0.01≤0.003-0.01≤0.02SM2535SM2550SM2050SM-C276管材选用流程图飞二—飞一段127.0℃飞三段125.9℃四、管材选择CO2H2S温度温度温度温度碳钢或13cr特13cr不锈钢≤55油管材质选择：普光气田主体生产管柱选择G3或同等等级的高镍基合金钢材料，相配套的井下工具也需要采用抗腐蚀材料，井下工具可采用718材质或925高镍基合金钢材料。套管材质选择：由于采用封隔器保护上部生产套管，因此生产套管在储层顶界以上200m处至井底采用抗H2S、抗CO2腐蚀的INCOLOY825气密封扣型套管，其余井段采用抗H2S气密封扣型套管。考虑水平井段套管不存在拉应力、高温下H2S腐蚀不占主导因素，水平井水平段下入抗CO2腐蚀的衬管（如13Cr合金衬管），A靶点以上300～400m座封位置采用抗H2S、抗CO2腐蚀的INCOLOY825气密封扣型套管，其余井段采用抗H2S气密封扣型套管。四、管材选择油管材质选择：套管材质选择：四、管材选择56五、井口装置

根据气井最高井口压力及腐蚀流体的含量，在保证安全的前提下选择完井井口装置

普光气田高含H2S气体，采气井口装置应满足抗12-18％H2S、CO2腐蚀要求考虑酸压生产一体化投产方式，采气井口装置耐压性能应满足酸压改造要求普光气田高压、高产、高含H2S气体，井口装置应满足安全井控需要五、井口装置根据气井最高井口压力及腐蚀流体的含量57≤34.5MPa否否是是是是否否是是＞70MPa≥105MPa否否≤34.5MPa＞34.5MPa≤34.5MPa≤34.5MPa否否起点高含硫？额定工作压力PSL4PSL4NACE？是非常接近?PSL4PSL3PSL3高含硫？是额定工作压力接近该工作压力PSL4PSL4PSL3非常接近?PSL3PSL3额定工作压力＞34.5MPaPSL3PSL3PSL2＞34.5MPaPSL2PSL2额定工作压力PSL3PSL3PSL2PSL1是