四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用

石油地质与工程
2011年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0089-03
四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用
胡顺渠1,许小强1,蒋龙军2
(1.中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川德阳610008;2.中国石化西南油气分公司开发处)
摘要:四川深层气藏普遍具有高温、高压、含酸性介质特征,复杂的工程地质条件给完井管柱结构设计、承压、受力变形等方面带来了系列问题。

探讨了不同工况条件下完井管柱结构设计思路,针对川西须家河组、川东北嘉陵江组和飞仙关组不同储层特征,进行了封隔器、循环滑套、伸缩短节等井下工具优选,通过管柱强度校核,确定出了川西高产井的完井生产管柱结构,提出了川东北以T1f3为目的层、勘探转开发的完井生产管柱设计思路。

关键词:四川地区;高压气井;完井生产管柱;井下工具;结构优化
中图分类号:TE834文献标识码:A
1设计存在的难点及技术对策
四川深层气藏具有高温、高压、含酸性介质、易钻遇高产气层的特点,川西深层气藏储集类型以裂缝型、裂缝-孔隙型为主,非均质性强,气水关系复杂,川东北深层气藏纵向上发育多套产层且流体性质差异较大,复杂的工况条件给完井生产管柱设计带来了系列问题:
(1)光油管完井不利于保护井筒,可能导致生产套管破裂、腐蚀破坏以及井口失效等事故。

(2)若盲目下入永久式封隔器、伸缩短节、循环滑套等工具,可能导致井下工况复杂化、不利于后期施工作业。

(3)川东北T1j2和T1f3流体性质差异较大,增加了井下工具及完井生产管柱结构合理设计的难度。

针对以上系列问题,为确保气井安全、顺利、经济投产,确定四川高压气井完井生产管柱设计技术对策如下:
(1)完井管柱设计时考虑区域、构造特点,同时考虑储层的钻、录、测井显示情况。

(2)选择满足气井安全、顺利施工作业的井下工具。

(3)在满足安全和工程需要前提下,尽量减少井下工具数量,管柱结构尽量简化。

伸缩短节是否下入及补偿量根据管柱力学分析结果确定,循环滑套视具体工况确定是否下入。

()考虑工况条件进行材质优选。

2井下工具优选
高温高压气井完井生产管柱的核心井下工具有封隔器、井下安全阀、循环滑套等,各井下工具优选如下。

2.1封隔器选择
封隔器类型选择需考虑尽可能满足多项作业,坐封可靠、节约作业时间,利于后期修井等因素;封隔器耐压等级应等于或高于生产管柱所承受的最大工作压差;结合油套管尺寸选择封隔器尺寸。

对于高温、高压、高产气藏,为尽可能减少事故发生可能性,缩短测试施工时间,推荐采用一趟管柱即可进行坐封、完井、酸化和投产等多项作业的封隔器。

永久式封隔器具有耐高温高压及密封性能好等优点,但其打捞难度大、不可回收的缺点一定程度尚限制了其应用。

目前国外发展成熟了可取式锚定插管封隔器,如H PH封隔器,其最高工作压差达105 MPa,采用内置型插管的形式,可一次下入管柱。

最大特点是可通过倒扣的形式提出插管管串,下专用工具即可打捞封隔器,且封隔器可重复使用,可用于测试、挤水泥和酸化压裂作业,大大降低了经济成本及施工难度。

川西T3x2气藏气水关系复杂、储层非均质性强,结合气井所处区域及钻录井显示情况进行封隔器选择:构造高点且钻录井显示良好、不产水的气
收稿日期3
作者简介胡顺渠,年生,硕士研究生,现从事油气井完井测试技术工作。

4:2010-10-1 :1977
石油地质与工程2011年第2期
井,选用SB-3等永久式封隔器;构造位置相对较低、气水关系不明确可能出现复杂情况的气井,选用H PH等可取式插管式生产封隔器。

川东北地区T1j2和T1f3目前尚属于勘探阶段,地层不确定因素较多,专层开发井推荐采用H PH等可取式插管式生产封隔器;但在无脱硫能力的情况下T1j2段流体暂不具备开采价值,部分勘探井转开发井需要应用双封隔器对T1j2段进行封堵,插管锚定式封隔器组合能满足需要。

2.2井下安全阀选择
安全阀压力级别、型号选择需考虑地层压力、油套管尺寸等因素,液控管线承压能力则考虑井口最大关井压力与井下安全阀地面开启压力。

川西T3x2气井井口最大关井压力62.35~69.8MPa,选择承压能力70~80MPa的井下安全阀、105MPa 的液控管线。

通南巴地区T1f3段地层压力111 MPa,最大关井压力95MPa,T1j2段地层压力95.4 MPa,最大关井压力80.1MPa,采用105MPa井下安全阀、140MPa液控管线。

2.3循环滑套
循环阀是否下入视环空介质等情况决定。

生产井或一次性完井的射孔测试完井联作管柱,若环空为清水、CMC溶液或缓蚀剂等稳定介质,则后期开启可能性较大,为有利于后期压井作业,可考虑下入循环滑套。

若生产时环空介质为易发生沉淀的泥浆,尤其因地压系数较高时泥浆通常大量使用加重材料,则循环滑套很可能因泥浆材料沉淀被埋、堵塞循环孔或卡死,后期开启可能性很低,则不建议使用循环滑套。

3管柱强度设计与材质选择
四川深层气藏高温、高压、含酸性介质,完井管柱采用特殊扣,对坐封封隔器、剪切球座、增产注入、生产、关井等工况进行三轴条件下的强度校核。

计算各工况下流体温度、压力、密度等因素引起管柱长度变化,考虑封隔器的类型、承压能力,综合校核管柱的安全系数,确定是否下入伸缩短节及数量。

对油管柱顶部接头、封隔器处及组合油管的尺寸、壁厚、钢级变化联结处进行抗拉、抗内压、抗外挤强度校核。

管柱强度计算模型如下:
S t=T a/T e(1) T=3()+
T+36()()
S=(3)p i a=
p i
r i2
3r o4+r i4
a+p o e
Y p
+1-
3r o4
3r o4+r i4
(a
+p o e
Y p
)2
(4)
S o=p oa/p oe(5)
p o a=p o1-3
4
(a+p Ie
Y p
)2-1
2
(a+p Ie
Y p
)(6)基于井筒温度、压力、水露点、pH值等计算,进行井筒腐蚀规律研究,结合室内评价试验及腐蚀监测,优选腐蚀预测模型进行腐蚀速率预测。

同时需对管材进行安全经济设计,对(潜在)含硫化氢的气井,宜通过增加管柱壁厚满足管柱强度要求;根据井筒温度、生产管柱类型、流体性质等优选油层套管柱组合。

川西须家河组储层可采用13Cr材质和普通材质组合油层套管,川东北T1j2等海相储层可采用高镍基合金钢和抗硫材质组合油层套管以满足经济、安全生产的的要求。

4四川典型深井生产管柱结构设计4.1川西T3x2高产X2井完井生产管柱设计
X2是川西新场构造以T3x2段为主要目的层的评价井,完钻井深4855m,完钻层位T3x2,完井方式衬管完井。

钻、录、测井显示表明该井获高产可能性较大,为满足安全完井及测试,采用带永久式封隔器的完井管柱方案。

经过不同工况井下管柱变形及强度校核及力学分析,封隔器抗拉安全系数最低为1.81,封隔器承受最大压差为41.4MPa,因此不下入伸缩短节时管柱及封隔器所承受的力在安全范围内(表1),为简化管柱结构,保证管柱安全,该井未下入循环滑套及伸缩短节,采用了88.9mm油管带70MPa井下安全阀、70MPa SB-3永久式封隔器的完井管柱,未下入伸缩短节及循环滑套(图1)。

经测试,计算平均地层压力72.6MPa,天然气绝对无阻流量135.67104m3/d。

在油压44MPa 下获得天然气产量58104m3/d,完井生产管柱经受住了高压、高产的严峻考验。

4.2川东北T1f3H B1井完井生产管柱优化设计
H B1井是中石化部署在通南巴构造的一口重点勘探井,存在高温、高压、高产、T1j2段H2S含量高、勘探井转开发井、油层套管抗内压强度低、井身结构异常复杂,完井液密度高达2.45g/cm3等特殊情况,采用三封隔器带5井下安全阀、M安全阀控制管线的完井管柱,满足了高温、高压、高产气井的安全生产及高温、高含硫层段的有效封堵,已
90
a10-p ie r i2-p oe r o2
o
210-2p ie2-p oe2r o42
i p ia/p ie
10140Pa
胡顺渠等.
四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用图1X2井完井管柱结构示意图
表1X2井管柱力学分析数值
工况憋球座生产挤酸关井顶部受力/kN -665.74429.10697.20614.75管柱运动/m - 2.5920.578- 3.546- 1.772封隔器受力/k N -191.0145.70-272.60-140.00抗拉安全系数 1.90 2.941.81 2.05压差/MPa 41.40- 5.7432.97 6.60环空套管密度/
(g cm -3) 1.61
累计采气2亿余方,目前井内管柱无异常。

但分析认为有以下两方面可改进:
(1)因当时供货周期无法满足,锚定式插管封隔器和长DB 封隔器插管的插管密封性不能保证,采用了3封隔器结构,管柱结构较复杂。

(2)因环空介质为密度2.43g/cm 3压井泥浆,长时间生产会产生泥浆材料沉淀,即使下入循环滑套也很可能无法打开,反而会增加管柱泄漏风险,故管柱中未下入循环滑套。

但管柱无循环通道,不能循环压井,只能采用强制压回法进行压井,增大了压井难度。

因无法循环脱气也导致很难将井压稳,不得已时只能挤注水泥将井封死。

针对类似H B1T1j 2和T1f 3气层同时打开、压力梯度及流体性质差异较大的复杂井况,形成了完井管柱优化思路:选择合适的封隔器类型,将3封隔器管柱结构简化为双封隔器;在未建设好脱硫厂对T1j 2脱硫输气以前,可采用双封隔器跨隔封堵作为封堵T 1j 2含硫段的一种思路(图2);配置循环滑套,为储层出水、H 2S 含量升高更换管柱提供循环通道;伸缩短节根据实际工况进行选配。

5认识与建议
()川西T3x 高产气井可采用井下安全阀带永久式封隔器及配套的完井生产管柱;川东北
在图2川东北T1f 3气井完井生产管柱示意图T 1j 2含硫层段不具备开采条件以前,可采用双封隔器跨隔封堵作为封堵T 1j 2含硫段的一种思路。

(2)井下工具应根据地层压力、流体性质及产能等情况进行优化设计。

封隔器选型尤其关键,应尽可能选择满足多项作业、坐封可靠、节约作业时间、减少起下管柱的次数、利于后期修井、节约成本的封隔器。

(3)完井生产管柱应对生产、增产注入等工况进行管柱力学分析及三轴条件下的强度校核,综合校核管柱安全系数,确定是否下入伸缩短节。

在满足安全和工程需要前提下,高温高压气井尽量减少井下工具数量。

符号说明S t 抗拉安全系数;S i 抗内压安全系数;S o 抗外挤安全系数;T a 三轴抗拉强度,kN;T e 有效轴向力,kN;T o 抗拉强度,kN;p i 抗内压强度,MPa;p o 抗外挤强度,MP a;p ie 有效内压力,MP a;p o e 有效外挤力,MP a;p ia 三轴抗内压强度,M Pa;r i 油管内半径,mm;r o 油管外半径,mm;轴向应力,MP a;Y p 最小屈服强度,MP a 。

参考文献[1]万仁傅.油井建井工程[M].北京:石油工业出版社,2001:101-120.[2]刘凤梧,徐秉业,高德利.封隔器对油管螺旋屈曲的影响分析[J].清华大学学报(自然科学版),1999,39(8):104-107.[3]盖景琳,黄贞琴永久型封隔器失效模式分析[]国外石油机械,6,()56编辑李金华
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12.J .19972:8- 1.:。