试油设计及实例分析2016

mx101井
gs6井
45.2
41.3
61.37
53.45
85.9
104.7
0.142
0.198
8.80
5.50
不同压力下密度差异大
压力 MPa 5 25 45 密度 g/cm3 0.04352 0.22403 0.28762 压力 MPa 75 90 105 密度 g/cm3 0.32107 0.33094 0.33823
19.05 12.65 12.14
TP110SS VM140HC TP140V
3801.09 5418.50 5930.00
131.00 120.18 161.50
135.00 117.62 166.90
1.85 2.21 2.35
回接筒工作压差103.42MPa
综合安全控制参数 4597.37
60.35
管柱结构、试油测试工艺简单 可一趟管柱完成射孔、测试
替液、诱喷方式简单 可带水力压差封隔器进行增产
也可采用欠平衡下入生产投产
中国石油
带APR工具的封隔器管柱联作快 速安全试油测试工艺
应用范围：常用于高温高压及含硫气井试油测试 一趟管柱完成射孔、测试、酸化、再测试和试井工作， 避免多次压井对地层的伤害，更好的保护产层 能实现井下多次开关测试 能替液、诱喷 能获得井下准确的压力、温度数据并流体取样 能井下关井
节约了大量的作业时间和劳力
中国石油
试油完井一体化工艺
应用范围：高温高压及高含硫的油气井
封隔器：永久式双向锚定 环空：防腐保护液 井下安全阀：地面控制井下关断
压力、温度资料录取：绳索作业
中国石油
水平井试油测试工艺
水平井在页岩气、低效致密气以及碳酸盐岩储层中广泛采用，形成了速 钻桥塞分段改造、裸眼封隔器+分段工具改造等多项特色试油技术。
硫化物应力腐蚀最敏感温度在20℃ 左右 ；
井 特 点
H2S导致的应力 腐蚀开裂
温度超过80 ℃以后硫化物应力腐 蚀可忽略；
硫化氢的电化学腐蚀速度随着温度 的升高而加快。
中国石油
一、气井特点
5、天然气中含有CO2
CO2会对油套管产生缓慢腐蚀变薄。
气
这种腐蚀需要时间，腐蚀使油套管壁厚逐渐变薄和穿孔
井 特 点
井 特 点
发生爆炸。 天然气井不允许采用空气气举。
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
中国石油
二、试油测试工程设计原则
中国石油
二、试油测试工程设计原则
1、安全第一
2、油层套管不损坏
3、采用带封隔器的试油管柱时 3.1 封隔器密封可靠
中国石油
川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
中国石油
前
言
石油工程项目关键在于项目工程设计,这 是整个石油工程项目安全有序实现的技 术保证.所以,石油工程设计的质量的重 要性不言而喻。
中国石油
提
纲
一、气井特点
二、试油测试工程设计原则
三、目前试油测试常用工艺 四、油层套管参数计算及安全控制要求
五、优化设计 六、设计实例分析
20MPa
25MPa
30MPa
35MPa
5 4 3 2 1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 温度(℃)
井底温度超过120°C腐蚀减弱
温度对不同钢材腐蚀速率的影响
中国石油
一、气井特点
6 、天然气易燃烧
气
天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释,是 可燃气体。故现场要求严禁烟火。 7 、空气和天然气混合达到某种比例时易爆炸 空气中天然气浓度达5-15%，一旦遇火就会
60.35 8.58
108.20
104.80
中国石油
五、设计优化
中国石油
1、井况分析
井况分析的重要性
井况分析是做试油测试设计的基础，通过井况分析才能了解 地层特征、流体性质及套管强度状况，从而选择合理、科学
的完井试油工艺，以达到安全、有效试油的目的。
中国石油
井况分析的主要内容：
储层的压力、温度情况分析 储层的压力分析目的是了解地层压力大小，推算预计井口 最大关井压力； 温度分析：根据电测资料和邻井资料分析计算储层的温度 大小，为井下工具和地面配套设备的选择提供依据。
P cw
P 压 K压
（1）井内为静止清水时，套压Pc≤Pcwmax,油层套管不会被压坏； 井内为静止清水时，套压Pc＞Pcwmax,油层套管容易被压坏。
（2）Pcmax,仅表示该井油层套管的一个安全控制指标。
中国石油
（14）
3、井内为天然气时允许最高套压
套管抗内压问题
Pcg max
101.97 P抗压k抗压h顶 101.97k抗压ed


CO2腐蚀在临界点附近腐蚀尤其严重，油套管CO2腐蚀的临 界点100℃以上，特殊材质临界点会更高
在气液界面附近，CO2腐蚀比较严重 CO2腐蚀速度随着温度的升高而加快 地层水会加速CO2的腐蚀速度
CO2导致的失重腐蚀
中国石油
一、气井特点
8 7 6
腐蚀速率(mm/a)
10MPa
15MPa
中国石油
一、气井特点
4 、大部分天然气井含有H2S
四川盆地川东卧龙河气田三叠系气藏最高H2S含量达32%（493g/m3），渡口河气田飞仙关气藏最高 含H2 S含量达244.51 g/m3(17.06%);华北赵兰庄气藏H2S含量达92%
气
（1）H2S是有毒气体，H2S会对人身体产生伤害。
（2）H2S会对地面设备、井下油套管产生腐蚀： 硫化物应力腐蚀（快速腐蚀断裂）； H2S的腐蚀变薄（缓慢腐蚀变薄--电化学腐蚀）；
首要原则执行 相关技术标准、 规范及法规
封隔器有效压重＞最小座封力(如RTTS、Y211)
卡瓦受到的向下作用力＜卡瓦安全承载力 水力锚受到的上顶力＜水力锚安全承载力
Hale Waihona Puke Baidu
3.2 油管密封可靠
技术标准是指公认机 构批准的、共同使用 或重复使用的产品或 相关工艺和生产方法 的规则、指南或特性 的文件。
油管、接头强度满足安全 连接密封可靠
s 1.251 10 4 气 h底
（1）井内为纯天然气时，套压Pc≥Pcgmin,油层套管不会被挤毁；井内为 纯天然气时，套压Pc＜Pcgmin,油层套管容易被挤毁。 （2）Pcgmin,仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标
中国石油
（14）
3、井内为清水时允许最高套压
套管抗内压问题
3.5
井下工具完好、可控
4、满足关井要求（井下、井口关井）
中国石油
二、试油测试工程设计原则
5、工艺设计要合理
针对性强
每一个工艺都必须针对工作环境、地质及工程特点进行设计。
相容性好 工艺之间、工艺和管柱之间、流体之间、控制参数之间不能相互矛盾，使 工艺程序流畅，避免出现复杂情况。 互补性好
2.易泄漏 易泄漏是天然气重要的特点之一，这一特点对气 井设备和地面设备密封性要求比较高，而防止天 然气渗漏是试油设计和施工的重大安全问题。 （1）地面设备渗漏
（2）井下渗漏
所以通常气井的油套管要考虑其气密封性。
中国石油
一、气井特点
3、压缩性大
气
井 特 点
气体的压缩性大也是天然气重要的特点之一，一 定质量的天然气在高压和在一个大气压下，其密度 可以相差数十倍-数百倍，天然气密度变化大这一特 点对于井控、压井和求产相当重要。
d
0.034 15 气 h顶 T平均 Z 平均
（1）井内为纯天然气时，套压Pc≤Pcgmax,油层套管不会被压坏； 井内为纯天然气时，套压Pc＞Pcgmax,油层套管容易被压坏。
（2）Pcgmax仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标
中国石油
套管适应性分析(静载强度）：
①井内为清水时的最大掏空深度Hwmax（井口压力为大气压）
井内清水液面井深≤Hwmax时，油层套管不会挤毁；井内清水液面井深 ＞Hwmax时，油层套管可能被挤毁。 Hwmax仅是该井油层套管柱的一个安全性能指标。
中国石油
（14）
2、井内为纯天然气时最低套压
套管抗外挤问题
Pcg min
k 抗挤 h底 当－ 101.97 P抗挤 101.97k 抗挤 e s
b、地层压力预测，气层中部井深5868.5m
地层压力：126.61MPa~131.21MPa。
中国石油
②井口关井压力预测
按126.61MPa预测井口关井压力：107.32MPa
侵入气体体积越 多是气井溢流发 生和加剧的原因
中国石油
测试求产时产能特点
井号 mx12井 mx16井 mx201井 测试 油压 MPa 50.67 35.07 50.12 井底流压 MPa 69.30 46.42 71.56 测试产能 X104m3/d 116.77 11.47 132.2 井底流量 X104m3/d 0.171 0.025 0.187 井口流速 m/s 9.20 0.83 10.48
中国石油
中国石油
一、气井特点
气井中主要是天然气，气井特点主要由天然气特点及其相 关性体现，因此只有了解天然气的特点才能更好的了解气 井特点和气井试油工程设计。
中国石油
一、气井特点
1.易流动
气
井 特 点
易流动是天然气重要的特点之一，这一特点对 气井试油设计和施工相当重要，天然气易流动这一 特点的具体表现之一是有些井在地层压力和井口压 力很低时仍具有工业价值气流。
中国石油
裸眼封隔器管柱分段改造试油完井工艺
目前四川作 业压裂段数 达30段
中国石油
四、 油层套管参数计算 及安全控制要求
中国石油
（14）
套管允许强度计算基础推导来源于拉梅公式和第三强度理论
1、最大掏空深度计算公式
套管抗外挤问题
101.972 P挤 Hi ( 泥 水 )h底 K挤
对于风险大的技术难题，采用两个或者多个工艺及措施加以防范，实现多 重互补。 可靠性高
工艺分析对比、制定解决难题的工艺对策，使方案细节环环相扣，提高方 案可靠性。 6、井口及地面流程要安全可靠 7、取全取准试油资料
中国石油
三、目前试油测试常用工艺
中国石油
常规试油工艺
应用范围：常压、低含硫气井
②井内为静止清水时允许最高控制套压Pcwmax ③井内为纯天然气时允许最低套压Pcgmin
④井内为纯天然气时允许最高套压Pcgmax
实际操作中还必须考虑井的其它安全因素来确定实际的控制套压
中国石油
某井油层套管控制参数
外径 mm
壁厚 mm
钢级
计算 深度 m
抗内 压 MPa
抗外 挤 MPa
管外钻 井 液密度 g/cm3
环空为密度1.60 g/cm3完井液时 最大掏 空深度m 全掏空 4597.37 全掏空 最高控 制套压 MPa 82.43 64.26 94.31
井内为纯 天然时 最低控 制套压 MPa 0 8.58 0 最高控 制套压 MPa 104.80 120.54 163.31
193.68 177.8 127.0
压井液中的天然气泡上升时体积变化大（井口压力为大气压）。
对于地层压力等于清水柱压力不同井深产层的天然气泡（假定该 井深的气泡体积为 V）上升到井口的体积见下表。
井深 （m） 0.00 50.00 200.00 500.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 密度为1.00g/cm3的 密度为1.50g/cm3的 密度为2.00g/cm3 体积变化 体积变化 的体积变化 337.6740V0 401.8644V0 434.7328V0 57.8606V0 47.7798V0 39.6525V0 15.6487V0 12.1780V0 9.5681V0 6.2872V0 4.7875V0 3.7883V0 3.0702V0 2.2396V0 1.8306V0 1.5211V0 1.2983V0 1.1928V0 1.1547V0 1.0790V0 1.0659V0 V0 V0 V0
中国石油
L17井井口最高关井压力预测实例 ① 地层压力预测 a、录井显示及浅析
▲、5856~5858m发生气侵，钻井液密度：2.17↓2.13↑2.17g/cm3,粘度 66↑114↓80↓68s，说明：ρ当>2.17g/cm3。
▲、5884~5990m，气侵、井涌、井漏。
● 气侵：钻井液 2.19↓1.85↑2.17g/cm3，粘度82↑132↓82s，说明ρ 当>2.19g/cm3。 ● 井涌：2.19↓1.97↑2.14g/cm3，粘度：82↑112↓108s，刚循环加重 至2.20恢复正常，说明ρ当>2.20g/cm3； ● 井漏：继续加重至2.28 g/cm3发生井漏，漏失2.6 m3钻井液，综合说 明：2.20 g/cm3<ρ当<2.28 g/cm3。