采气一厂环空带压现状

采气一厂环空带压现状摘要XX油田公司采气一厂成立于2007年12月3日，是油田公司第一家专业化采气厂，由原油田公司采油三厂整体转型成立。主要从事陆上天然气、石油开采，所辖油气区分布在准噶尔盆地西北缘、南缘和腹部。目前，气田出现不同程度的环空带压情况。在采气一厂现有的几十口环空带压井资料调研的基础上，结合井身结构、完井方式、固井质量、生产套管及完井管串结构、开采和井下作业等资料，逐井分析造成环空带压的原因，并开展相关的安全评价研究，得到采气一厂环空带压井的安全状况，为下一步制定合理的开采制度和治理方案提供依据关键词：环空带压调研现状分析油田公司采气一厂共有气井46口，其中11口井出现环空带压的异常情况。DX1424、DX1805、DX1813、MN1002、等四口井环空所带压力经外排管线采取外排处理，目前压力值均为0。而DX1414、DX1804、MND1003、MN1004、玛纳001、玛纳003、玛纳1等七口井目前环空仍不同程度带压，按照套管承压强度，油技套环空外排管线采取偶尔排放处理等措施，这18口井将压力一直控制在25MPa以内。其中玛纳003井油技套环空达到24MPa,为原始地层压力的82.9％，存在井口设施憋压漏失、井喷失控和着火的重大安全隐患。1气田基本情况1.1xx气田总体情况xx气田采用1500m〜2000m左右井距部署开发井7口，其中利用老井3口，预测期未累积采气144.79X108m3,采出程度63.23%,累积采油77.06X1041,凝析油采出程度24.46%。xx气田天然气组成见表1。表1xx气田天然气的气体成分组分名称气体组成（V%）xx1井xx001井xx003井甲烷88.232489.423288.6255乙烷7.52766.47277.0124丙烷1.87021.65231.7143异丁烷0.36770.75120.6514正丁烷0.26560.12360.1723异戊烷0.00070.00120.0015正戊烷0.04080.07410.02142,3二甲基丁烷0.0050.00110.00073-甲基戊烷0.00150.00050.0009正己烷0.00460.00320.0045组分名称气体组成（V%）xx1井xx001井xx003井氮气1.51931.32161.6745二氧化碳0.16460.17530.1215合计100100100H2S含量，mg/m30.630.050.13HS含量，v%0.0000439110.0000034850.0000090611.2玛河气田地层分层（1） 新近系（N）1） 塔西河组（叫t）井段：7.50—526.00mm，钻厚：518.50m。岩性特征：根据地层颜色和岩性组合特征可分为两段：上部（92.00〜302.00m）岩性主要为绿灰色、深灰色、灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩互层，间夹灰色细砂岩、砾状砂岩；下部（302.00〜526.00m）岩性主要为紫褐色、褐色、红褐色泥岩与绿灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩不等厚互层，局部夹灰色、浅灰色泥质粉砂岩、细砂岩。2） 沙湾组（Ng）井段：526.00〜1112.00m，钻厚：586.00m。岩性特征：本段地层储层含砾，根据地层颜色分为两段：上部（井段526.00〜732.00m）地层颜色以褐色为主，岩性主要为褐色、红褐色泥岩、粉砂质泥岩、含砾泥岩夹红褐色泥质粉砂岩、灰褐色、褐灰色含砾细砂岩、灰色砂砾岩，顶部为灰白色粉砂岩；下部（井段732.00〜1112.00m）地层颜色以褐红色为主，岩性主要为褐红色泥岩、粉砂质泥岩夹红褐色泥质粉砂岩、灰褐色、褐灰色含砾细砂岩、灰色砾状砂岩，底部储层较发育。（2） 古近系（E）1） 安集海河组（E^a）井段：1112.00〜2354.00m，钻厚：1242.00m。可钻性较好，砂岩、泥岩钻时变化不明显。2） 紫泥泉子组（E^z）井段：2354.00〜2788.00m，钻厚：434.00m。可钻性中等，砂岩、泥岩钻时变化明显。（3）白垩系（K）东沟组（Kd）井段：2788.00〜3203.00m（未穿），钻厚：415.00m。岩性特征：褐红色泥岩、红褐色粉砂质泥岩与褐色、灰褐色泥质粉砂岩、细砂岩互层。可钻性较差，砂岩、泥岩钻时变化明显，钻时能够反映地层的岩性变化。1.x2气田总体情况滴南凸起东抵克拉美丽山前，西连石西凸起，南临东道海子凹陷，北接滴水泉凹陷，区域构造位置十分有利。滴南凸起形成于石炭纪末期，至早中二叠世一直处于剥蚀夷平阶段，缺失中下二叠统。三叠纪滴南凸起的西部（简称滴西地区）接受了较广泛的沉积，晚三叠世，印支末期的构造运动使得全区都有所抬升而遭受剥蚀。早侏罗世，湖盆扩大，该区沉积了一套河流相、三角洲和湖相地层；晚侏罗世，该区再次隆升遭受剥蚀，滴西地区缺失侏罗系上统及部分中统。白垩纪，构造运动相对变缓。喜山期区域性南倾使一些圈闭构造幅度减小甚至失去圈闭条件滴南凸起断裂系统在平面上分为近东西向和北西向两组，断裂活动表现为两期；断层可分为三个级别，滴水泉北断裂为东南倾的二级逆断层，滴水泉西断裂为北倾的三级逆断裂二者之间发育一系列近南北向、北西向和北东向的小断层。滴南凸起夹持在滴水泉断裂及滴水泉北两断裂之间，呈近东西向展布，具有南北分带、纵向分层、东西分段的分布格局和特点；滴西14井区石炭系气藏为一断层-地层（岩体）尖灭封挡的西倾鼻状构造，滴西17井区复合圈闭是南北两侧为断层封挡、东南部上倾方向为尖灭线封挡的西倾鼻状构造，滴西18井区石炭系气藏则是一个南边为断层所封挡，其它方向尖灭的侵入岩体。1.4x2气田地层分层表2x2气田地层分层表地层底界深度（m）度m厚<倾角—「故障提示界系统组段中生界Mz白垩系K上统K2艾里克湖组K2a8308300.51）表层防塌、防卡。下统K1连木沁组K1l13705400.52）全井防漏、目的层防漏、防喷。胜金口组Kls1450800.53）全井防斜。呼图壁河组Klh22007500.5清水河组K1q24102100.5侏罗系J中统J2三工河组Jis26602501八道湾组Jib29903300.5叠上统T3白碱滩组T3b31851951

系T系T中统T2克上组T2k23250651克下组T2k13300501下统T1百口泉组T1b3350501中生界Kz叠系P上统P3梧桐沟组P3wt3440901石炭系C上统C2巴山组C2b36702302•采气一厂气井环空带压现状xx1井xxl井位于新疆玛纳斯县境内，位于东偏北3450m处，属预探井。钻探目的是主探El-2z3、El-2z2,兼探E2-3a含油气性。本井于2007年11月14日投产，2008年6月4日安装油技、技技套压力表监测套管环空压力。于2008年9月15-2008年9月25和2009年7月14—2009年7月20两次对气田进行检修，关井时井口压力分别为28.5MPa和26MPa。2009年10月28因ESD紧急停车系统演练而临时关井，井口油压25MPa。目前表技套环空不带压，油技套环空带压值为3MPa，按照套管承压强度，环空外排管线采取偶尔排放处理的措施，将压力控制在25MPa以内。XX003井xx003井位于新疆石河子市境内，距xx1井东偏南4276m处,距玛纳001井东偏南2150m处，距xx002井东偏南5098m处，属评价井。钻探目的是进一步落实东部紫泥泉子组紫三段的含气性及白垩系东沟组的含气性，查明流体性质、产能等油气藏地质特征，为下一步的评价及探明储量提供依据。本井因油套环空存在窜漏，2007.12.18对其实时监控、编制安全预案。008.09.15和2009.07.14两次对本井进行检修，关井压力分别为29.5MPa和28MPa。2009.10.28因ESD紧急停车系统演练而关井，井口油压27MPa。目前表技套环空不带压，油技套环空带压值为24MPa，按照套管承压强度，环空外排管线采取偶尔排放处理的措施，将压力控制在25MPa以内。DX1424井DX1424井距滴西14井611m，距滴401井3055m，距滴402井1550m。曾于2009年9月9日至2009年9月28日关井。关井前处于稳产期，关井前的油压和套压分别为36MPa和37.8MPa。关井井口压力最高达到38MPa。因环空外排管线一直采取外排点火处理，所以目前环空压力值为0。DX1804井DX1804井地理位置位于新疆福海县滴西地区，距滴西18井东南645m、DX1804井北西约575m。目前累积产气量2435.3813X104m3累积产水量448m3,累积产油量2334m3。目前油技套环空值为14.5MPa,表技套环空2.0MPa,按照套管承压强度，环空外排管线采取偶尔排放处理的措施，将压力控制在25MPa以内。3玛河气田重点井治理3.1xx1井本井于2007年11月14日投产，2008年6月4日安装油技、技技套压力表监测套管环空压力。于2008年9月15-2008年9月25和2009年7月14—2009年7月20两次对气田进行检修，关井时井口压力分别为28.5MPa和26MPa。2009年10月28因ESD紧急停车系统演练而临时关井，井口油压25MPa。目前表技套环空不带压，油技套环空带压值为3MPa,按照套管承压强度，环空外排管线采取偶尔排放处理的措施，将压力控制在25MPa以内。结合单井实际井身结构、油管柱结构、油管头和套管头的压力等级，定义出生产套压、技术套压可以允许的“环空最大许可压力值”。表3xxl井环空最大许可压力值计算表生产套管抗内压强度的50%(MPa)技术套管抗内压强度的80%(MPa)油管抗外挤强度的75%(MPa)A环空允许带压值MPa5050.4872.4550取三开技术套管抗内压强度的50%(MPa)二开技术套管抗内压强度的80%(MPa)生产套管抗外挤强度的75%(MPa)B环空允许带压值MPa31.5527.127527.12一开技术套管抗内压强度的50%(MPa)表层套管抗内压强度的80%(MPa)三开技术套管抗外挤强度的75%(MPa)C环空允许带压值MPa16.9512.827.4512.8玛纳7井主严环空压力及井口湛度变住曲线图1xxl井生产管柱与生产套管之间环空的带压情况通过前述及生产环空带压曲线可以知道，玛纳1井生产套管与技术套管之间的环空允许

井号时间环空带压情况玛纳12008年06月7日下调5万，17日上调5万，油技套3MPa玛纳12008年07月7井号时间环空带压情况玛纳12008年06月7日下调5万，17日上调5万，油技套3MPa玛纳12008年07月7日上调7万方，油技套压力3.0MPa玛纳12008年08月油技套压力3.0MPa玛纳12008年09月16日检修关井，油压28MPa，油技套3MPa.玛纳12008年10月油技套3.5MPa，技技套0玛纳12008年11月油技套3.5MPa，技技套0,井温38.3°C玛纳12008年12月油技套3.5MPa，技技套0,井温39.0C表4xxl井环空带压整体情况3,2xx003井xx003属评价井。本井因油套环空存在窜漏,2007.12.18对其实时监控、编制安全预案。2008.09.15和2009.07.14两次对本井进行检修，关井压力分别为29.5MPa和28MPa。2009.10.28因ESD紧急停车系统演练而关井，井口油压27MPa。目前表技套环空不带压，油技套环空带压值为24MPa，按照套管承压强度，环空外排管线采取偶尔排放处理的措施，将压力控制在25MPa以内。结合单井实际井身结构、油管柱结构、油管头和套管头的压力等级，定义出生产套压技术套压可以允许的“环空最大许可压力值”。表5xx003井环空最大许可压力值计算表生产套管抗内压强度的50%（MPa）技术套管抗内压强度的80%（MPa）油管抗外挤强度的75%（MPa）允许带压值，MPa53.6559.1272.4553.65取三开技术套管抗内压强度的50%（MPa）一开技术套管抗内压强度的80%（MPa）生产套管抗外挤强度的75%（MPa）允许带压值，MPa36.9546.483.136.95一开技术套管抗内压强度的50%（MPa）表层套管抗内压强度的80%（MPa）三开技术套管抗外挤强度的75%（MPa）允许带压值，MPa2912.840.2812.8

玛纳003井兰产环空压力及井=1温度变化曲线""一丹」.2.115川.H吕1.1-.-U二吕暑冃mJ'JlTEmJ-JlTE'L乐SEt;jlss器"」£.II「川岂吕'■'■冬」吕皿虫胃Em吧隹总lll'JL篦.'IIliHW40EO50.'IIliHW40EO50403C20LO更.<.1IJIMl图2玛纳003井生产管柱与生产套管之间环空的带压情况通过前述计算及生产环空带压曲线可以知道，玛纳003井生产套管与技术套管之间的环空允许最大带压值为36.95MPa,而从2008年1月到2011年5月期间，玛纳003井的B环空最大环空带压值才31MPa，说明按照APIRP