气井完井工程方案设计及典型案例分析

气井完井工程方案设计及典型案例分析第1页/共59页非常荣幸有机会和大家一起探讨关于气井完井试气设计的一些问题！随着气井勘探开发向超深、高含硫、复杂结构等方面发展，井下作业工况越来越恶劣，气井井筒完整性破坏等事故频发，严重威胁人身及社会安全。本次就以西南气井完井工程设计的一些思路及部分典型事故，与大家一起探讨气井完井工程设计方面的经验和教训。引言第2页/共59页提纲气井完井工程设计难点及方法典型事故分析、处理及对策第3页/共59页一、气井完井工程设计主要难点伴随着气井勘探开发向深层、高温高压、含硫等方向的发展，气井完井试气主要面临工具、井筒及工艺事故等难点。1、气藏埋藏深、作业工况复杂，易发生井下事故井深超过7000m以上水平井的完井属于世界性难题，管柱埋卡、管柱断脱和工具失效等安全性问题非常突出。测试管柱变径多，薄弱点多作业工况复杂，常包括射孔、改造、测试等多个工况联作，井筒压力温度变化大（122.3MPa/87℃）、管柱变形量大（约6m），管柱易螺旋屈曲深井测试工艺复杂，管柱承受交变载荷，易疲劳破坏第4页/共59页2、工程作业压力高，对设备、井下工具承压能力要求极高川西深层未钻遇裂缝时需改造沟通裂缝，地层破裂压力高、沿程摩阻大，施工压力高达100MPa川东北海相改造建产依赖性强，储层渗透性差，施工压力高达99.5MPa部分井/工况接近或超过目前工具承压能力极限新11井压裂施工曲线试压120MPa施工压力100MPa第5页/共59页3、关井压力高、泥浆密度大，增加了完井测试作业难度关井压力高（河坝1井高达94.5MPa），井控风险大泥浆密度高（河坝1井2.45g/cm3）,高温下保持泥浆稳定难，泥浆沉淀易掩埋、堵塞管柱，同时易冲蚀井口及地面流程，地面失控风险大第6页/共59页4、腐蚀介质含量高，腐蚀失效风险大，经济风险高元坝海相储层H2S分压高达4.9MPa、CO2分压高达7.96MPa，地层温度高达157.4℃，处于严重腐蚀区域，对管材要求高，腐蚀失效风险大。产能差异大，无法实现经济开发第7页/共59页5、井身结构复杂，井筒完整性要求高套管层次多，部分井四开下193.7mm套管后、用165.1mm钻头钻达目的层，套管磨损风险大超深、小井眼条件下固井质量难以保证，影响井筒完整性井号最大井斜/井深°/m小井眼段长m大邑1018.316/2200857.7新10144.7/5044716川高5615.66/4960673大邑4井71m处套管磨损形状

大邑101破裂套管切割断面图第8页/共59页1、安全第一、兼顾经济2、井筒完整性良好油层套管密封性好完井管柱安全可靠井口装置不失效3、满足抗腐蚀要求4、工艺设计合理二、气井完井工程设计方法设计原则提纲气井完井工程设计完井方式选择井筒设计射孔生产管柱设计井口装置腐蚀与控制地面控制第9页/共59页1、完井方式选择完井方式的选择主要根据储层特征，考虑整个寿命周期的各种作业及生产要求，立足于成熟工艺下的产能最大化。（一）完井方式考虑因素储层物性：直接建产或需储层改造。储层是否产水:完井方式选择是否有效封隔水层。井壁稳定性:地层压力、地应力分布等地层参数发生变化，生产过程中可能井壁失稳。储层特征第10页/共59页完井工艺：井筒完整性、重复利用性增产作业：改造措施及目的、压裂工具适应性防腐工艺：具备缓蚀剂工艺条件完井方式需满足后期排水采气要求深层水平井的生产剖面监测、分段控水、生产剖面均衡等难点工程要求满足长期生产要求第11页/共59页（二）完井方式的选择基本方法：从“空间（气藏精细描述、地应力及力学剖面等）+时间（整个生命周期，从工程工艺风险到生产过程中的压力衰竭）”三维角度，并结合经济评价优选完井方法，达到整体优化效果。第12页/共59页高含硫水平井完井方式---以元坝为例元坝与普光、龙岗对比

元坝长兴组储层属礁、滩体控制含硫气藏，埋藏深（>7000m）、储层较薄、温度高（150℃±）、高含硫（4.9%±）、中含CO2（8.86%），相比同类气藏开发难度更大。区块元坝区块普光气田主体龙岗长兴下长兴上飞仙关长兴组埋藏深度，m7160m6710m

4356-51575800-60005900-6200储层厚度，m10-2030-75102.1-411.2320-370220-320H2S含量，%5.81-5.923.71-6.6115.16（平均）1.67-3.833.21-4.22CO2含量，%12.30-15.513.33-11.538.64（平均）2.06-4.693.16-5.82地层压力MPa66.33-69.2355-6152.83-61.8253.22-62.54地层温度℃144.8-157.41120-134134.35140.72单质硫需考虑存在\第13页/共59页

分析前期直井及定向井套管射孔酸化测试结果：单井天然气产量的主要贡献来源于Ⅰ类和Ⅱ类气层、尤其是Ⅰ类气层求解在无I类、Ⅱ类达到30％，或当I+Ⅱ类达到20％（其中I类10％）时，能够满足配产要求（40万方）。应用井号构造位置I类/mII类/m配产能否自然达产元坝204-1H③号礁117.634340√元坝101-1H②号礁43.3426.235√元坝121H元坝12滩区41.58123.6112√元坝29-2H③号礁15.4266.425√元坝272H④号礁8.2160.935√元坝102-2H礁滩叠合区093.425×关键因素之一：气井产能预测第14页/共59页基于长兴组岩石力学强度参数，开展酸化后地层岩石强度弱化实验，构建水平井井筒数值模型，开展生产动态井壁稳定性分析及酸化的影响研究。酸化对临界生产压差的影响（地层压力65MPa）酸化后岩石等效塑性变形图酸化前酸化后压力衰竭对临界生产压差的影响关键因素之二：酸化及生产动态井壁稳定性分析第15页/共59页礁相储层，有望自然达产，采用衬管完井，笼统酸化投产叠合区+滩相储层，难以自然达产，采用裸眼预制管柱完井，分段酸化投产两种完井方式井身结构一致，可根据实钻情况及时调整。元坝一期9口新井为礁相井，主体采用衬管完井，2口因实钻情况调整为裸眼完井。二期10口新井中4口礁相井衬管完井，6口叠合区及滩相井裸眼完井。④号礁带③号礁带滩区②号礁带叠合区元坝含硫水平井完井方式选择第16页/共59页页岩气技术发展及完井方式现状页岩气完井技术发展源自北美，随着水平井分段压裂、重复压裂等技术等快速发展及大规模应用，Barnett页岩气年产量由1999年的22亿方快速增加到2009年560亿方，10年间增长了25倍。3000250020001500100050006005004003002001000199219941996199820002002200420062008气产量（右坐标）300025002000150010005000300025002000150010005000600500400199219941996199820002002200420062008井数（口）气产量（亿方）直井水平井20101997年水力压裂增产1999年多次压裂增产2002年水平井钻探2005年水平井分段压裂美国FortWorth盆地Barnett页岩气开发历史第17页/共59页页岩开发难点及特点

页岩气井自然产能低、需压后建产，具有生产周期长、投资回收期长的特点，完井方式及工艺选择应充分考虑“高排量缝网压裂”、“重复压裂”与“低成本”要求，实现经济开发。254.7226.4198.1169.8141.5113.284.956.628.30千立方米未考虑初期返排的产量递减曲线BarnettMarcellusHaynesvilleFayetteville初产104m3/d712285.3第一年递减率%70758168采收率0.740.750.820.62建井成本104$280350700300稳定产量14000m3/d左右页岩气生产寿命长达30-50年，Barnett页岩可达80年以上第18页/共59页页岩气开发关键因素美国FortWorth盆地Barnett页岩气开发井从北美地区的页岩气研究及国内外试验证明增加油气接触面积是页岩气开发的关键，水平井完井+分段压裂是页岩气规模开发的主要手段。Barnett

水平井完井超过了95%，Haynesville水平井为80%以上，可增加油藏接触面积20倍，“水平井+分段压裂”增加油藏接触面积1053倍。体积改造实现有效开发第19页/共59页井工厂模式实现低成本每个井台第一口井试气过程中，同时开展第二口井钻井作业，有效节省施工时间。第20页/共59页完井改造方法Fayette-villeBarnettWood-fordMarcellusBakkenNiobraraHaynes-villeEagleFord桥塞+射孔联作75%97%98%99%40%20%100%99%封隔器分段+滑套25%2%2%1%60%80%

1%连续油管拖动分段压裂

1%

北美完井工艺实施情况统计Barnett气田Wood-ford气田Bakken油田

页岩气完井技术主要来源于国外，采用了多种完井方式，Barnett采用的是水平井套管射孔完井为主，Bakken、Niobrara主要采用的是水平井裸眼完井分级压裂方式。国外页岩气水平井完井技术第21页/共59页近年来，随着全通径可选择性多级开关滑套分段压裂工具的成熟，滑套+封隔器完井有日益增加的趋势。第22页/共59页国内页岩气水平井完井技术中国美国地质条件构造复杂，多次改造，断裂发育简单，一次抬升，断裂较少沉积类型发育三大类，海相有效范围保存少单一，主要为海相页岩有机碳含量中等-好，以1-5%为主丰富，以5-10%为主页岩厚度20-300m15-180m含气量偏低（平均1-3m3/t）高（平均3-6m3/t）热演化程度变化大，海相偏高（Ro＞2%），陆相偏低（Ro＜1.3%）适中（Ro1.1-2.0%），普遍为成气高峰阶段开发条件埋深偏大，>3500m埋深为主较浅，以1500-3500m为主地表条件复杂，南方多高山，北方少水平原或丘陵，水源好油气管网总体不够匹配，部分地区无管网发达，遍及全国国内页岩气与美国在储层特征上存在较大差异，目前尚处于单井（先导性）试验阶段，前期的完井技术基本照搬国外经验。第23页/共59页在不断的学习和探索的过程中，各大油田形成了具有自主特色的完井技术，在焦石坝、长宁-威远等地区展示了良好的勘探开发前景。长宁-威远（泵送桥塞完井）：9口井累计产量1250万方/天焦石坝（泵送桥塞完井）：无阻流量15-156万方，总计无阻流量达到492万方。第24页/共59页总体上，随着页岩气开发技术的进步，水力喷射分段完井工艺、连续油管+跨隔式封隔器分段完井工艺也取得了巨大的进展。压裂方式直接影响完井方式的选择，套管完井方式配套的速钻桥塞射孔工艺应用最为广泛。分段压裂完井工艺优缺点对比第25页/共59页2、完井井筒设计完井井筒设计主要包括尺寸和强度两大关键要素，根据现代完井工程的理念，“一体化、逆向设计”是目前最为合理和广泛使用的方法。（一）生产套管尺寸设计生产套管尺寸直接影响油气井完井管柱的下入及井身结构，设计应主要考虑以下几个因素：生产套管尺寸需与油管尺寸匹配；对于深井应尽可能避免小井眼完钻，以为完井、储层改造或特殊情况留余地；必要时考虑采用小接箍或无接箍套管，便于水平井、大斜度井套管柱顺利下入及深井、超深井提高固井质量需要。考虑因素第26页/共59页设计方法根据地质条件及增产方式，运用节点分析方法开展携液、配产、冲蚀及增产油管的敏感性分析确定生产油管尺寸，再按照油套匹配的经验结合实际选择生产套管尺寸。油管外径[mm(in)]生产套管尺寸[mm(in)]油管外径[mm(in)]生产套管尺寸[mm(in)]60.3（23/8）127（5）88.9（31/2）168.3-177.8（65/8-7）63.5（21/2）139.7（51/2）101.6（4）177.8（7）73.0（27/8）139.7（51/2）114.3（41/2）177.8（7）127.5（5）177.8-193.7（7-75/8）139.7（51/2）139.7（75/8）-244.5（95/8）第27页/共59页生产套管是保证井筒完整性的重要隔断，连接的漏失和封隔的失效是威胁气井（高温高压含硫）安全的主要因素。（二）生产套管强度设计深井、超深井若一次性地下入生产套管，必然会遇到井口部分轴向拉力大，对套管拉伸强度的要求高。温度对套管强度的影响温度较高时，材料性能发生改变，套管强度和稳定性影响较大，随温度升高，管材抗拉强度、屈服强度呈下降趋势。国外文献取温度每升高1℃，屈服强度降低值为20℃时屈服强度的0.0544%。井深的影响设计考虑因素第28页/共59页页岩气井采用水平井开发，油层套管在大弯曲狗腿度和长水平段的高摩阻和弯曲应力作用下，需要套管有比较高的拉伸/压缩+弯曲条件下的抗挤和密封性能。水平井对套管抗弯曲性能的影响螺纹连接的选择必须满足高拉伸、压缩和弯曲条件下的气密封性，避免在储层改造和弯曲变形下发生泄漏。螺纹连接气密封性的影响第29页/共59页硫化氢环境会引起材料性能退化，应力达到一定数值时，材料可能不具有抗硫化物应力开裂的能力，需考虑降低应力水平的设计。硫化氢等腐蚀的影响超深井、大斜度井磨损风险大，国内外深井中套管磨损问题突出套管磨损的影响

DY4井3350m-3460m油层套管四十臂井径仪测井解释

DY101井套管磨损实照第30页/共59页部分深井发育有岩盐、膏岩、泥岩等蠕变性强的地层。地层蠕变、塑性流动会产生不均匀载荷，增加套管挤毁风险，事故日益增多膏岩层等特殊地层的影响川东北某气田套变井段与地层岩性对照图大庆、胜利、吉林、中原等各油田盐膏层蠕变导致套管损坏井占60%以上普光气田近期通井测井发现盐膏层发育的嘉4-5段套变率达80%以上第31页/共59页生产套管强度设计套管安全强度设计需求第32页/共59页四个关键参数：井内为清水时最大掏空深度：测试求产过程中防止套管挤毁；井内为静止清水时最高套压：封隔环空的最高允许压力；井内为纯天然气时允许最低和最高套压：关井期间的井筒安全。参照API、ISO10400等标准，需综合考虑各方法的优缺点和适用条件ISO10400的设计强度与API5C3计算值对比与API5C3的抗挤强度差异，%生产套管强度计算第33页/共59页套管强度设计方法考虑双轴应力作用（轴向拉力对抗挤强度降低）的强度校核是当前深井套管强度设计最常用方法，但有不满足三轴应力强度可能，采用两种方法相结合提高安全性。川科1井套管强度设计表第34页/共59页（三）扣型选择随着油、气井钻井条件的日益苛刻和油气开采技术的迅速发展，API螺纹已不能满足高温高压井、大斜度井、深井、超深井的工程技术要求。API螺纹的局限性连接强度低使用性能差气密封性不足公扣母扣API螺纹主要靠螺纹牙侧面的过盈啮合实现密封，存在泄漏通道。圆螺纹连接强度低，一般仅为管体屈服强度的60%-80%，同时易滑扣。无扭矩台肩，上扣长度难以控制，同时接箍内存在台肩，易被冲蚀。第35页/共59页特殊螺纹的主要特点及优点特殊螺纹与API螺纹的不同主要体现螺纹齿状、密封结构形式、扭矩台肩等三方面。圆扣梯形扣公扣母扣扭矩台肩金属对金属密封螺纹牙形API螺纹：特殊螺纹：第36页/共59页（1）特殊螺纹的扭矩台肩----抗过扭强度高逆向台肩直角台肩（2）金属对金属密封----良好密封性能弧面/柱面锥面/锥面弧面/弧面（3）螺纹牙型----连接效率高，抗拉强度高楔形偏梯形（改良）倒钩形第37页/共59页API螺纹主要靠螺纹牙侧面的过盈啮合和丝扣油充填丝扣间隙以达到防止泄漏，实现密封。圆螺纹在齿根和齿顶部位、偏梯扣在螺纹对扣面和齿根部位存在泄漏通道。API螺纹无法满足压缩、弯曲条件下的密封性能要求。常规气井可采用API螺纹，高温高压含硫气井应采用特殊扣螺纹，页岩气井视情况采用特殊扣螺纹。第38页/共59页特殊扣型选择流程针对高压气井复杂工况，必须通过对螺纹性能评估后才能选择适合的特殊螺纹。直井和定向井，大斜度井和水平井应选择不同的螺纹。对于含硫气井，还应选择端部应力小的螺纹，防止端部应力腐蚀开裂。适应复合载荷能力气密性效果防粘扣能力抗过载扭矩能力密封性能评估抗弯曲性能第39页/共59页操作及使用要求

特殊螺纹的应用注意事项很多，现场判断一组螺纹拧接是否合格主要通过上扣扭矩图来判断。标准扭矩图合格现场扭矩图扭矩值圈数最大扭矩最佳扭矩最小扭矩密封干涉台肩位置螺纹干涉注意：有些螺纹扭矩图的密封干涉拐点是看不出来的。主要是因为密封面长短及形状设计不同所致。第40页/共59页高扭矩打滑低扭矩打滑上扣打滑螺纹摩擦系数高原因：

1、丝扣油不合格；

2、扣没有对正；3、螺纹公差配合不当。原因：

1、液压钳扭矩低，钳牙磨损；

2、扭矩值不正确。第41页/共59页（四）生产套管典型结构高温高压气井使用套管回接结构降低上部管柱的拉伸载荷、防止套管磨损。美国派尼伍兹西南高含硫气田，168mm油层套管采用了钢材屈服强度仅586MPa（屈服强度85Ksi）壁厚28.6mm的特厚壁套管。增加套管的壁厚降低含硫气井套管的应力水平，满足高含硫气井的高强度要求与抗硫能力之间的矛盾。地层蠕变等非均匀度严重时,采用双层套管等措施来防止套管挤毁事故发生。第42页/共59页不仅利于降低应力水平，以便于采用较低钢级套管，而且有利于下入大直径油管及配套井下工具适应高产气井安全生产的需要。北海某油田采用95/8″+8″+75/8″组合油层套管美国某高含硫气田采用103/4″+97/8″73/4″组合套管，不用扩眼就可得到较大完井直径和较高井口段安全系数美国某高温高压高含硫气田井身结构采用上大下小的复合套管柱——国外生产套管结构第43页/共59页难点：元坝长兴组嘉陵江组存在膏岩层，存在井筒缩径或挤毁的风险对策：采用φ193.7×15.88mm+φ177.8×12.65复合套管外径mm套管下深m钢级壁厚mm安全系数抗内压抗挤抗拉Φ177.80～5580110SS12.651.671.004.17Φ193.75580～5950110SS15.881.841.196.60Φ177.85950～6630110SS12.651.670.816.46Φ177.86630~浮箍4c及以上-11012.65——元坝含硫气井套管设计第44页/共59页页岩气水平井井身结构不断演变第45页/共59页增加套管的壁厚提高套管强度，满足页岩气井大排量、高泵压储层改造的要求。北美地区：不断地增加油层套管壁厚，来达到套管的期望性能。第46页/共59页采用复合套管柱，提高井口段钢级可有效提高井口段安全系数，满足气井安全生产的需要采用气密封套管在高温、高压、深井采用气密封套管，以满足改造和后期采气要求第47页/共59页——西南页岩气井套管设计目的层位：龙马溪组地压系数：1.50-1.90地层温度：130-140℃完钻井深：5325m（垂深4140m）

完井方式：Ф177.8mm套管固井

油层套管选择：二开技术套管封堵含硫层位后三开完钻，油层套管全部选用普通材质。第48页/共59页3、射孔射孔的目的是沟通地层与井筒，气井射孔普遍采用油管传输的方式，温度、压力是影响气井射孔的两个重要因素。这里重点谈一下高温高压气井射孔和页岩气射孔工艺。（一）高温高压含硫气井射孔工艺超深、小井眼，射孔枪卡枪、炸枪超高温，射孔效率降低、密封失效易炸枪、断爆射孔枪体可能存在腐蚀断裂射孔工艺难点第49页/共59页高温高压含硫气井射孔工艺射孔枪弹选择技术高温高压含硫气井射孔主要为了沟通产层，以达到发挥自然产能或利于后期改造的目的。射孔枪尺寸、强度，射孔穿深、孔径是至关重要因素射孔枪选择主要考虑枪套间隙，一般来说水平井射孔要求枪套间隙较大，大湾三口井水平井，枪套单边间隙达38mm。井型套管外径(mm)枪型水平井139.786177.8114直井139.7102177.8127常用射孔枪选择数据表第50页/共59页四川气田射孔枪应用情况气田名称井深(m)井型套管外径射孔枪型号卡枪事故普光>5000大斜度井177.8mm114枪2井次（不完全统计）水平井177.8mm114枪/元坝>7000直井177.8mm127枪1口146.1mm102枪/139.7mm102枪1口大斜度井177.8mm114枪139.8mm86枪水平井///龙岗>6000直井、定向井127.0mm86枪（部分井应该stimgun技术采用73枪）射孔后枪未提管柱，是否卡枪情况不明，前期采用89曾多次卡枪。西南分公司已成功射孔的大斜度井元坝10-侧1井，最大斜井角79.14°，套管外径177.8mm，采用114枪（无盲孔）泥浆下射孔，井底施工压力110MPa。第51页/共59页射孔弹选择射孔弹主要由炸药、壳体、药型罩组成。射孔弹炸药根据温度选择，射孔弹的大小根据射孔枪及穿深选择。炸药-温度-时间关系图PYXHMXRDX炸药类型耐温OC时间(h）RDX1602HMX16048PYX(国外HNS、LM105)23048

射孔弹的尺寸

枪身内部直径