注采工艺及完井设计优化(课件)PPT文档格式.ppt

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（12）油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）（油勘2010106号）；

（13）中国石油气藏型储气库建设技术指导意见.,第二部分：

注采工艺计算,注采工艺计算是对储气库注采井生产油管尺寸优化和注采动态预测，不同于常规气井，储气库既要进行采气工艺的计算，又要进行注气工艺计算。

所需的基础参数：

产层埋深、地层压力（储气库运行压力范围）、地层温度、储层产能方程、天然气性质组分（密度、酸性气体含量等）单井注采气量范围、井口输压、井口最大注气压力、井口注气温度,一、最大注采气量计算,建立气井模型，绘制气井流入动态曲线（IPR）和流出动态（VFP）曲线，并进行节点分析，在给定地层压力PR，两条曲线交点（节点）即位气井最大合理流量。

把地层压力或油管尺寸最为敏感性参数，就可以计算不同地层压力下，不同油管尺寸在在井口定压条件下，气井所可以达到的最大采气量（注气量）。

采气能力预测图,注气能力预测图,储层渗透率敏感性分析,表皮因子敏感性分析,高渗储层（K=1000mD）气井受油管限制（管径对流量的敏感性强）,低渗储层（K=10mD）气井受储层限制（管径对流量的敏感性弱）,储层物性好：

生产能力受管径限制（大管径可减少压力损失）；

储层物性差：

生产能力受储层限制。

增大流动区域（增加井网密度）；

增大井与储层接触面积（大斜度井、水平井、合理的增产措施等）；

根据储层特征，调节管径，即调整管径和储层的产能匹配。

储气库实例：

采气能力预测图（地层压力28MPa、井口采气压力7MPa）,注气能力预测图（地层压力11.7MPa、井口注气压力30MPa）,二、井筒压力损失计算,井的几何形状（井眼轨迹）油管特征（内径、粗糙度）流体（单相或多相、密度、粘度）外部参数（地温梯度、热传导性）,油管内压力损失计算取决于多种参数：

重力（流体的密度）摩阻（流体和井壁摩擦）加速度（压力减小、气体膨胀所致）,油管内流压梯度包含三个方面：

一定产量条件下的井筒压力损失：

P=Pwf-Pwh,计算气井在采气时不同产量条件下不同油管管径内的压降损失。

内径76mm油管,内径100.53mm油管,内径112mm油管,内径159.42mm油管,计算注气时，不同管径油管，井口注气压力随注气量的变化结果（井口压缩机压力级别的选择）。

三、油管抗气体冲蚀能力计算,由于注采井的强采强注特点，抗气体冲蚀能力分析是确定注采井油管尺寸的关键因素。

根据APIRPl4E标准，计算临界冲蚀流速方程为：

Ve=C/m0.5其中：

m混合物密度；

C常数。

（100150）,根据计算公式，计算不同管径在不同井口流压条件下的临界冲蚀流量，结合采气曲线，绘制气井油管抗冲蚀能力分析图，确定气井在一定地层压力条件下的最大合理产量。

气井配产不能高于最大合理产量。

采气曲线,临界冲蚀曲线,储气库实例（全过程的分析）：

内径159.42mm油管抗冲蚀能力分析图,内径112mm油管抗冲蚀能力分析图,内径100.53mm油管抗冲蚀能力分析图,内径76mm油管抗冲蚀能力分析图,四、临界携液流量,计算气井临界携液流量两种物理模型：

液滴模型和液膜模型。

液滴模型：

描述的是高速气流中夹带的液滴状态液膜模型：

描述的是液膜沿管壁上升的状态,矿场统计资料显示：

液滴模型更符合现场实际情况。

气流携带液滴所需的临界流速计算公式为：

计算不同管径在不同井底流压条件下的临界携液流量，要求配产不能低于临界携液流量，保证气井正常带液。

五、油管尺寸优化,通过以上的计算分析结果，对生产油管尺寸进行优化选择。

注采气量要求,经济合理、可行,井下配套工具完善,井筒压力损失平稳,气井自喷携液,不产生冲蚀,科学合理的油管尺寸,六、注采动态预测,对于选择的油管，应进行全周期的注气和采气动态预测，全面了解注采井井口、井筒压力、温度变化情况。

采气阶段,不同采气量的井筒压力分布曲线,不同采气量的井筒温度分布曲线,注气阶段,不同地层压力下注气量100万方时井筒内压力曲线,不同地层压力下注气量100万方时井筒温度曲线,第三部分：

完井工程优化设计,地下储气库完井的关键原则：

适合储气库设计运行条件的完井设计（注采气量、压力、温度）；

双重完整性原则（安全要求）；

承受交变载荷下的完井（压力和温度周期变化）在出现损坏、腐蚀等情况下，通过部分更换恢复完井的可能性；

失效、重新完井、紧急状况下封堵天然气井的可能性；

满足储气库相关参数的监测；

与相关的技术规范和标准相符。

提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,一、完井方式,目前气井主要的完井方式有射孔完井、裸眼完井、筛管完井、砾石充填完井等。

根据储气库特殊的生产、安全（强注强采、交变应力，安全运行30年等）要求，相比普通气井在完井方式选择上更需重视的方面：

气层和井底之间应具有最大的渗流面积，使气流的渗流阻力和储层所受的伤害最小，保证注采井的单井高产；

能有效地防止井壁垮塌，控制气层出砂，能保证储气库长期稳定运行。

在进行储气库注采井完井优化前，首先要进行一系列的室内实验评价分析工作：

气藏开发阶段气井出砂情况分析,生产井完井时是否有防砂措施？

生产过程中是否有出砂或垮塌现象？

修井时井底是否有沉砂记录？

岩石力学实验评价,岩石抗压强度杨氏模量泊松比,内聚力内摩擦角,井壁稳定性分析,根据岩石力学实验结果和气藏的地应力数据，进行井壁上最大剪切应力和岩石抗剪强度关系的计算分析。

注采井临界生产压差随地层压力衰减的变化关系,不同生产压差井壁上最大剪应力与岩石抗剪强度关系图,地层出砂预测,常用的出砂预测方法出砂指数法、斯伦贝谢比以及声波时差法。

通过理论计算的出砂指数B、斯伦贝谢比和声波时差与矿场经验临界值对比，判定储层是否出砂。

通过井壁稳定性计算和地层出砂预测分析结果，合理选择注采井的完井方式。

完井方式适用范围（可探讨、仅供参考）,提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,油管材质选择,注采气井油套管材质是根据储气库原有流体组分和将来注气组分共同来决定的。

储气库运行时间长，强注强采，通常只考虑材质防腐。

1、图版法,日本住友材质选择图版,QSH0015-2006标准油管选择图,根据流体中含酸性气体含量和温度，利用油管厂家或标准提供的版图进行选择。

2、室内腐蚀性评价,模拟井下实际情况，开展多种材质的腐蚀性评价实验，可获得比较准确的材质腐蚀速率，为井下油套管材质选择提供依据。

宝钢3Cr材质腐蚀性评价结果,试验条件：

60，1.5m/s，CO2分压1.5MPa，10d；

试验介质：

（Cl：

20000mg/L、SO42：

2000mg/L、HCO3：

1000mg/L、CO32：

50mg/L、其余为Na2+K+）。

3、软件模拟,利用腐蚀分析评价软件（美国OLI软件），模拟现场情况，进行材质腐蚀性分析。

样品材质腐蚀性稳态图（定性判定）,腐蚀速率随温度、PH值变化图,油管扣型,油套管接头可以分为两类：

一类是API接头，即按照API标准生产和检验的接头；

另一类是非API接头，也称为特殊螺纹接头（气密封扣），具有连接强度高、密封性能好等优点，例如FOX、VAMTOP、NEMVAM、3SB及BGT等。

储气库对完井管柱密封性要求高，需要较高的抗交变符合能力，通常采用金属对金属的气密封扣油管，并要求入井前进行气密封检测。

BGT扣密封示意图,-3,20,VAMTOP扣螺纹及密封示意图,油管强度校核,1、静态下的抗拉、抗内压、抗挤校核,2、管柱不同工况下的力学分析,根据石油天然气安全规程（AQ2012-2007），推荐油管柱设计安全系数，抗挤为1.0-1.25，抗内压为1.03-1.25，抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限。

根据储气库特殊的工作环境，安全系数取高限，即抗挤安全系数应大于1.25，抗内压安全系数大于1.25，抗拉安全系数大于1.8，管柱力学分析时要求三轴安全系数应大于1.8。

300万方/天生产时管柱安全系数图,封隔器坐封时油管轴向载荷图,提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,注采管柱具有的功能：

满足气库注采井强注强采要求；

管柱结构简单、安全；

实现井下安全控制；

消除注采期间温度、压力交变对套管产生的影响；

压力、温度变化时能自动消除管柱伸缩应力；

环空注保护液，保护套管内壁和油管外壁；

满足储气库注运行期间的温度、压力监测要求。

（4）,在我国首个地下储气库（大张坨）注采井，为了安全实现井下控制，采用了右图的生产管柱，此后所建储气库基本上是在此基础上进行优化。

从井口到井底为油管、流动接箍、安全阀、流动接箍、XD循环滑套、键槽式伸缩接头、锚定密封总成、永久封隔器、X坐落接头、带孔管、XN坐落接头、平衡隔离工具、射孔枪丢手、射孔枪总成。

储气库常用完井管柱图（大张坨、苏桥苏4、板中南）,相国寺储气库注采井完井管柱图,麻丘储气库注采井完井管柱图,定向井水平井,提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,井下安全阀,安全阀的主要作用是当地面发生紧急情况如火灾、地震、战争以及人为破坏，可以自动或人为关闭井下安全阀，实现井下控制，保证储气库的安全。

主要由上接头、液缸外套、液缸、弹簧、阀板以及下接头组成。

通过地面液压控制其开关，安全阀阀板在液压作用下打开，失去液压作用时关闭。

为防止流体流动对安全阀的冲击，需要在安全阀上下各安装一个流动接箍。

安全阀安装在井口以下80m的位置。

地面控制的自平衡式井下安全阀示意图,该滑套连接在油管中，可处于三个位置：

打开、平衡、关闭，通过钢丝作业可以实现。

可进行洗井、压井、替环空保护液。

循环滑套,循环滑套,开关工具,可以自动调节补偿在注采过程中由于温度、压力变化引起的油管伸缩，消除加在油管挂、封隔器上的应力，改善管柱的受力状态。

伸缩短节,有效封隔注采管和生产套管环空，避免气体腐蚀套管和阻止气体压力变化对套管产生的交变应力，保护套管，延长油井寿命；

当地面发生紧急情况，井口遭到破坏或失控，与安全阀一道可以有效控制井下气体大量泄漏，确保井下安全。

封隔器按作用功能可分为永久式封隔器和可取式封隔器。

永久式封隔器一旦坐封，封隔可靠，不易解封，只有通过套铣才能解封取出；

而可取式封隔器坐封后，可以通过旋转或上下提放进行解封，可方便管柱更换，但该类封隔器受外力作用后容易解封，不适合压力高的气井及大斜度井和水平井。

井下封隔器,SB-3永久式封隔器,插管封隔器及插管,可取式封隔器,坐封球座,坐封隔器时，投球坐封；

内径坐封后内径保持全通径。

坐放短节,可通过钢丝作业将堵塞器坐落在座放短节，实现管柱上下隔绝，完成油管密封试压及不压井更换井口作业；

用钢丝作业将储存式温度压力计悬挂于座放短节上，可实现对注储气库压力、温度的阶段性监测。

坐放短节,堵塞器,提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,储气库运行是注气和采气两个过程交替进行的，要求井口必须承受高压、高温，并具有一定的耐腐蚀性，同时应具有较好的气密封性能。

井口装置,基本要求,井口装置能适应储气库使用工况，如温度、压力、配产、腐蚀性气体及后期动态监测要求；

主密封均采用金属对金属密封；

油管头四通与生产套管的密封为全金属密封；

井下安全阀控制管线可实现整体穿越；

要求采气树出厂前必须进行水下整体气密封试验，确保采气树的质量；

闸阀为全通径，双向浮动密封闸门；

主通径与生产管柱配套。

“十”字形采气井口装置,“Y”字形采气井口装置,整体式采气井口装置,采气井口装置的主要类型:

按照API6A划分的压力等级:

按照API6A划分的材料等级:

井口腐蚀环境分级表（API6A、ISO15156-2）:

按照API6A划分的温度等级:

根据环境的最低温度、流经采气井口装置的流体最高温度选择井口装置温度等级。

根据API6A有关井口装置的另一个重要规格类别是产品规格等级（PSL），此参数是对产品质量控制的要求。

级别越高，要求测试的项目就越多。

美国腐蚀工程师协会推荐的最低PSL选择图。

“十”字形采气井口装置,“Y”字形采气井口装置,井口安全控制系统,在发生火灾情况下，可以自动关井；

在井口压力异常时，可以自动关井；

在采气树遭到人为毁坏和外界破坏时，可以自动关井；

在发生以上意外，自动关井没有实现时，或者其它原因需要关井时，可以在近程或远程实现人工关井；

要能够实现有序关井，保护井下安全阀。

主要功能：

井下安全阀；

地面安全阀；

采集压力信号的高低压传感器；

熔断塞；

紧急关井用的紧急关断阀；

单井控制盘和井组的总控制盘。

主要设备：

安全控制系统主要由井下和地面设备组成，井下由安全阀和封隔器配套形成井下防线，地面由地面安全阀和传感器以及控制盘组成地面防线。

连接方式：

安全系统的安装有两种方式：

单井控制和多井联合控制方式。

（1）单井控制就是每一口井的安全设备自成系统，不与其它井发生联系。

单井控制系统能监控井下和井口压力传感器的工作状态，在压力超出规定高压或低压范围、现场起火或有害气体泄漏等情况时，自动地对要求紧急关闭的报警信号做出快速反应，实现自动紧急关井。

单井控制的优点是简单、有效。

它可以无须安装控制盘，各个设备直接控制井下安全阀和地面安全阀的关闭。

（2）多井联合控制就是通过一个控制盘控制一个井组。

多井联合控制适用于井口较集中的陆上丛式井井场和海上平台。

储气库多数采用是单井和多井联合控制相结合的形式，这种形式的优点是可以在紧急情况下统一关井，如个别单井发生问题不影响其他井的正常生产。

提纲,一、完井方式二、生产油管选择三、完井管柱结构设计四、井下配套工具五、井口装置及安全控制系统六、完井配套技术简介,

（一）油管气密封检测技术,利用氦气分子直径很小、在气密封扣中易渗透的特点，精确地检测出油管的密封性。

从管柱内下入有双封隔器的测试工具，向测试工具内注入氦氮混合气，工具座封，加压至规定值，稳压一定时间后泄压，通过高灵敏度的氦气探测器在丝扣外探测氦气有无泄漏，来判断丝扣的密封性。

检测管径范围：

in20in。

（19mm508mm）探测器氦气检测的灵敏度为5ppm。

检测原理及工艺,气密封检测工艺及配套工具示意图,检测压力的确定按照油管抗内压最大载荷的75。

在一定的检测压力小，当漏率大于某一规定值时，就判定丝扣密封性不合格。

为保证检测结果的准确性，在发现氦气检测仪检测结果为不合格时，应该对同一丝扣进行再次检测，方可判定此丝扣密封不合格。

对丝扣密封性能不合格管柱不能入井，必须要加以整改，再次检测合格后方可入井。

检测压力及质量的确定,动力部分，主要包括发动机、高压水泵、液压泵、空气泵及附件；

绞车部分，包括绞车和控制台；

检测工具，包括油管封隔器，气体注入管线及工具连接管线等；

储能器，主要包括储能器本体、控制阀、氦气瓶、氮气瓶；

氦气检漏仪。

主要设备,常见不合格的原因,上扣扭矩不到位；

丝扣清洗不合格，丝扣密封面有杂物；

螺纹加工不合格，存在毛刺或损毁。

（二）不压井起下油管技术,不压井起下油管柱配套工艺技术是一种在带压环境中借助于机械装置将油管内和油、套环空密封，将气井中的有压气体与大气之间隔离，在这种状态下安全地起下更换油管的作业方法。

它能避免压井液对产层的污染，使开采潜能和产量得以最大保护。

不压井作业井口示意图,通过大直径工具（封隔器）施工示意图,液压动力系统（车辆提供）防喷器系统压力释放/平衡系统卡瓦系统举升系统,不压井作业装备结构及主要技术参数,不压井起下管柱作业过程中，井筒内压力控制是其作业的关键，尤其是油管内的压力控制，也是不压井起下管柱作业成败的关键因素，配套工具有固定式堵塞器、钢丝桥塞、电缆桥塞和油管盲堵。

井下配套工具,S-9不压井作业装置,（三）井筒安全性评价技术,根据挪威NORSOK标准D-010钻井和井下作业中井的完整性、APIRP90海上油气井环空压力管理和加拿大（IRP2）高危含硫井的完井与作业等标准，结合西南油气田公司气田实际特点，建立了天然气泄漏通道分析模板，编制了高酸性气井环空压力管理办法，形成了一套气井井筒安全性评价技术。

近年来，完成了罗家寨、铁山坡、滚子平、渡口河、双家坝、高桥、龙岗等气田50余口气井井筒安全性评价。

评价的因素：

1、井屏障评估2、腐蚀/冲蚀评估3、机械/压力载荷分析4、环空有毒气体的释放风险5、压井/修井措施,风险等级：

A：

无井下泄漏，可接受；

B：

环空有烃类气体，但泄漏速率小，可接受；

C：

压力超过最高允许压力，但如果存在风险的因素可控的情况下，仍可接受；

D：

井的双重屏障已经不能满足/井屏障已严重失效/已发生泄漏到邻近区域，为不可接受。

井筒安全性评价技术流程,评价内容：

1）生产运行监测分析2）放压取样分析3）井筒安全屏障分析4）管柱气密封检测分析5）井下漏点检测分析6）井下管柱力学分析7）固井质量分析8）评估结论及对应措施,评价方法：

1）对气井的生产情况监测数据进行分析，初步确定是否出现异常情况。

2）对出现异常情况的环空进行放压、取样分析，确定气源以及能量大小。

3）对井筒现有安全屏障进行逐级分析，是否满足高温高压高酸性气井安全屏障要求。

4）现场下完井管柱是否进行了气密封检测，检测结果及整改情况分析。

5）对出现环空压力异常的井是否进行了井下漏点检测，对检测出的漏点情况进行分析。

6）根据单井实际安全屏障按照实际载荷工况进行逐级力学性能分析，是否满足强度要求。

7）对各级套管固井质量原始曲线进行分析，确定各级套管固井质量是否满足要求。

8）根据上述各项评估内容综合得出对应评估结论和单井现场可操作的对应措施。

注采井井筒完整性是地下储气库整体完整性的主要组成部分，是储气库长期、安全、高效运行的保障，井筒完整性评价是一个系统工程，贯穿于储气库运行始终。

因此要求单井完井后，应开展单井的井筒完整性评价，分析气井的安全风险点，制定针对性的措施，保证单井安全；

储气库运行期间，加强气井的监测、资料录取工作，每23个运行周期，应全气藏注采井开展安全性评价工作；

对发现异常应对单井进行安全性评价。

第四部分：

实例分析,中卫贵阳联络线配套相国寺储气库项目,（注采工程）,一、注采工艺计算二、完井工程设计三、井口装置四、监测设计五、防腐设计六、出砂预测七、完井施工步骤及时间预测,提纲,油管注采能力采气,一、注采工艺计算,1、生产油管尺寸优化,油管注采能力注气,井筒内的压力损失,采气（P地=28MPa）,注气（P地=11.7MPa）,在气库工作范围内，内径76mm井筒内的压力损失明显高于内径100.53mm，而内径从100.53mm增大到159.42mm，井筒内的压力损失变化幅度不大。

1）内径76mm油管,油管抗冲蚀能力,2）内径100.53mm油管,3）内径112mm油管,4）内径159.42mm油管,油管携液能力,油管尺寸选择结果,最大合理产量及合理采气范围,采气量与井口压力关系预测,气库运行条件下，注采井在采气过程中的井口最高压力约为23.1MPa。

地层压力28MPa不同采气量下的井筒内压力曲线,2、注采动态预测,采气量与井口温度关系预测,气库运行条件下，注采井在采气过程中的井口温度最高约37.6。

地层压力28MPa不同采气量下的井筒温度曲线,注气量与井口压力关系预测,在气库运行条件下，注采井井口的最高注气压力将达到30MPa。

不同地层压力下注气量100万方时井筒内压力曲线,注气量与井底温度关系预测,在气库运行条件下，井口注气温度为50时，井底温度约5456.6。

不同地层压力下注气量100万方时井筒温度曲线,1、完井方式选择,由于石炭系储集层孔、洞、缝都十分发育，渗透性能很好，裂缝平均密度一般在5.6927.97条/m；

经过多年开采，目前压力系数仅为0.1，固井时储层保护难度大；

同时，考虑注采时产生的交变应力对岩石的影响，推荐采用防砂筛管完井。

二、完井工程设计,优化注采井完井管串为：

注采井采用井下安全阀+可取式封隔器插管封隔器的完井管串结构。

2、生产管柱设计,附件：

液压控制管线、控制管线护箍、液压油、手压泵、安装工具、流动短节等,

（1）井下安全阀,井下安全阀,3、井下配套工具,选用液压坐封的进口可取式封隔器。

（2）可取式封隔器,可取式封隔器,附件：

坐封工具、伸缩加力器、油管扶正器等。

（3）插管式封隔器,插管封隔器,双层密封插管,封隔器坐封位置在井斜角小于50的井段上。

（4）座放短节,用于存储式压力、温度监测，也可下堵塞器暂闭储层，实现不压井起下钻或更换井口。

座放短节,堵塞器,具有配套的压力、温度监测仪器。

1、压力等级：

35MPa；

2、材料级别：

EE；

3、温度级别：

P-U级；

4、产品规范级别：

PSL35、性能要求级别：

PR26、主通径：

41/16（103.2mm）；

7、套管闸阀通径：

31/16（77.8mm）；

8、生产闸阀通径：

41/16（103.2mm）；

9、控制管线整体穿越油管挂；

10、适用介质：

天然气。

三、井口装置及安全控制系统,1、井口装置主要技术规格：

（1）主要设备,

（2）安装方式,相国寺储气库注采井丛式井布置，采用单井控制和多井联合控制相结合的形式，可以在紧急情况下统一关井，如单井发生问题关井时不影响其他井的正常生产。

2、安全控制系统：

1、监测方案,永置式压力温度监测工艺方案，适用于重点观察井。

储存式压力温度监测工艺方案，适用于注采井和非重点观察井。

根据相国寺储气库实际情况，结合注采井完井管串结构，拟采用两套监测方案进行压力、温度监测：

2、监测内容,观察井井底压力、温度监测；

平衡期间的注采井井底压力、温度监测；

压力恢复试井