塔里木油田高温高压气井完井工艺技术.ppt

密封台肩,内螺纹台肩,高温高压气井开发特色技术,现场油管检测（DN2-8/DN2-6）,DN2-8油管现场检查六个方面：公母扣外观质量；油管公母扣接头现场端扭矩台肩内径检测；管体外观质量描述；油管接头上扣质量检查；油管短节、井下工具外观；个例解剖检查。,检查发现腐蚀问题、渗漏问题、丝扣松动三大问题。,泄露问题,松动问题,丝扣腐蚀问题,DN2-8井油管现场检查,高温高压气井开发特色技术,现场油管检测（DN2-8/DN2-6）,DN2-6油管现场检查：入井的第244号油管出现穿孔，漏点2293.99m，漏点距油管外螺纹端部约133mm，沿油管周向长约53mm，约占油管整个圆周的1/5，宽约2030mm。刺穿方向为横向，由于冲刷作用，周边光滑明亮，部分区域显示紫铜色。,检查发现一根油管腐蚀穿孔。,DN2-6井开孔周围局部腐蚀宏观形貌,漏点形貌,局部放大,局部放大,高温高压气井开发特色技术,油管室内评价试验（DN2-8）,依据ISO 13679:2002/API RP 5C5 3rd标准，试样采用7.34mm和6.45mm两种壁厚，总计38根。,材料实验螺纹上卸扣试验拉伸水压试验气密封试验,试验内容：,高温高压气井开发特色技术,试验内容：理学性能检测金相组织微观形貌分析,理学性能分析,金相分析,微观形貌分析,油管室内评价试验（DN2-6）,高温高压气井开发特色技术,油管腐蚀试验（DN2-8）,根据现场酸化作业程序及作业时间，依次对入井液进行了静态腐蚀评价及动态腐蚀评价。在迪那酸化液中采用的缓蚀剂TG201，严格按行业规范进行了评价，达到了3级协作标准要求，并在DN2-B1井进行了现场试验、确认符合要求后，才正式用于酸化作业中。经过本次室内实验评价后，为了进一步减缓酸液对油管的腐蚀，在DN2-8进二次完井中，在预前置液新添加了TG201，并根据国内外资料调研成果，用清水+TG201代替了原体系中的NH4Cl顶替液。,高温高压气井开发特色技术,注入鲜酸过程中，油管没有发生腐蚀；反排过程中，残酸未对管柱产生明显腐蚀；,静态评价结论：,动态评价结论：,注入鲜酸过程，油管没有发生明显腐蚀；反排殘酸过程中，若在油管连接处的缝隙出现 滞留，则会产生腐蚀。,静态腐蚀评价试验,动态腐蚀评价试验,高温高压气井开发特色技术,通过油管性能检测、酸化腐蚀实验及综合分析，查清了DN2-8、DN2-6井完井管柱失效原因。,DN2-8井丝扣渗漏原因由于上扣扭矩不足，导致密封面接触应力不够，在酸化及放喷过程中，受温度及压力的影响，管柱受力发生变化，引起丝扣失封管柱在发生渗漏后，在高温高压工况下由CO2引起腐蚀，加剧了渗漏。,DN2-6井管柱失效原因 在油管局部缺陷处，由氯化物应力腐蚀导致油管开裂。,高温高压气井开发特色技术,5、高温高压气井完井质量控制技术,鉴于迪那2气田DN2-8、DN2-6井管柱失效导致环空压力异常高压的教训，结合研究成果，为全面加强和提高塔里木油田高压气井的完井质量水平。对完井工艺和完井质量控制提出了优化、改进与完善。,完井工艺优化及质量控制技术体系图,高温高压气井开发特色技术,高压气井完井工艺设计优化,完井工艺优化内容优化管柱结构，加长上部壁厚油管；加大了上扣扭矩；优化酸化施工工艺，在预前置液中添加缓蚀剂,3*7.34mm*2000m,上扣扭矩调整,Q/SY,高温高压气井开发特色技术,制定了管理规范与技术标准,编制三高气井完井设计规范,制定入井油管质量检测规范,编制管材和丝扣选用标准,高温高压气井开发特色技术,入井选材质量控制,选材控制：制定气密性入井油管关键参数的质量检测标准逐根检测，合格的产品方可送达现场，现场进行二次检测,入井油管选择标准,1.齿高；2.螺距；3.锥度；4.密封径；,5.鼻端内径（接箍内径）；6.紧密距；7.完美螺纹长度；8.台肩位置。,油管密封面检测,高温高压气井开发特色技术,引进配套气密封检测装置和气动卡盘,气动吊卡与气动卡盘,引进气动卡盘装置-解决工厂端及现场端同时紧扣,引进气密封检测装置-解决油管下入丝扣过程中气密封性,氦气储能器,气密封检测装置,高温高压气井开发特色技术,严格入井油管和井下工具的检测,为了保证入井管柱和工具的完整性，现场制定了油管及工具入井前三道检测程序：入井工具井口车间试压及检测 管材和井下工具现场检查 油管丝扣清洗、检查及本体的检查；安全阀外观检查、试压，封隔器及其他工具检查 入井前油管及工具检测：在钻台完成,高温高压气井开发特色技术,加强对油管钳扭矩值的标定,调研了油田公司5家油管服务队的装备现状及应用情况，发现油管钳压力传感器和拉力传感器存在很大误差，为保证上扣过程中扭矩的准确性，研制了新型扭矩仪校正棒。,扭矩校正棒,高温高压气井开发特色技术,优选施工作业队伍,挑选油管队的原则：设备先进人员整体素质高现场服务态度好业绩突出,使用对扣器,油管密封面检查,手动上到位后液压钳上扣,高温高压气井开发特色技术,4、高温高压气井修井技术,修井目的：无法通过放压或其他手段使压力值下降到合理范围的高压气井，采取修井措施，解决环空超压问题（DN2-8/DN2-6/KL203）。,压井 在关井油压高达90MPa条件下进行挤压井，再采用电缆传输对油管进行打孔后循环压井，并长时间观察；管柱切割 气密性扣的上扣扭矩高，与封隔器采用丝扣连接，必须采取切割分离措施后，才能安全起出油管；但上部井下安全阀内径影响切割工艺，通常需分两步、采取两种切割工艺；封隔器钻磨与尾管打捞 在HTHP气井进行钻磨，时间长，风险大。,高压气井修井作业难点,高温高压气井开发特色技术,高压气井修井作业工艺流程,正挤压井,油管穿孔循环压井,下油管堵塞器换装放喷器,油管切割（两次）,打捞封隔器以上油管柱,封隔器以下油管柱连通性测试,放喷测试,查找套压升高原因,重新下管柱二次完井,测试方案：目的：检测封隔器以下管柱与地层是否连通：方法：在重泥浆中下入测试管柱；替入低密度坂土浆，形成小于35MPa的压差；用小油嘴进行放喷测试。,压井（示例）：DN2-8井采用密度2.302.41g/cm3，粘度93115s的泥浆，历时94小时。,高温高压气井开发特色技术,高温高压气井开发特色技术,油管切割（示例）,第一次切割：电缆传输镁粉切割，位置2314.17m。,第二次切割:油管切割弹切割，封隔器以上位置4524.7m,封隔器以上管柱最小内径位于井下安全阀处：65.08mm,高温高压气井开发特色技术,修井前完井管柱结构示意图,修井后完井管柱结构示意图,修井前后管柱对比,修井后压力控制效果对比,高温高压气井开发特色技术,高温高压气井开发特色技术,6、高压气井射孔技术,射孔完井是目前国内外使用最广泛的完井方法。射孔被誉为油气勘探开发过程中的“临门一脚”，是试油作业的关键环节,直接影响到油气井产能以及油气层的保护问题。塔里木油田高压气井完井过程中主要应用了正压射孔、负压射孔及全通径射孔等，形成塔里木特色的射孔技术：一是5大管径负压射孔技术（克拉2模块枪和叠层枪）；二是高压/超高压全通径射孔技术。,高温高压气井开发特色技术,5大管径负压射孔技术（克拉2模块枪和叠层枪）,模块枪入井示意图,技术需求：,解决大井眼长射孔井段，完井管柱下无法带射孔枪实现负压射孔问题实现负压射孔后丢枪,克拉7“大尺寸完井管柱,解决方案：采用模块枪或叠层枪进行负压射孔丢枪,叠层枪枪入井示意图,高温高压气井开发特色技术,高压/超高压气井全通射孔工艺技术,技术需求：,解决老井动态监测，但缺少丢枪口袋的问题解决大跨度超长射孔井段气井，无丢枪口袋的后期动态监测问题。,解决方案：全通径射孔技术,既不需丢枪，也不需要起枪，射孔完后射孔枪可以成为一个筛管，测试仪器可以通过，实现对产层的动态监测。,63.5mm木棒畅通无阻,全通径起爆器通径良好,应用效果：,高超气井全通径射孔枪已研制成功，在DN2-1井试验过程中由于其他原因造成了射孔枪未起爆，目前正在挑选合适井进行试验。,高温高压气井开发特色技术,7、高压气井井筒评价技术,由于塔里木油田高压气井在勘探、试油及完井过程中暴露出管柱的密封失效，环空带压等问题，在迪那2气田HTHP气井完井过程中提出了完井“井筒评价”的概念，并对迪那2气田大部分井进行了完井之前的井筒评价。,高温高压气井开发特色技术,井斜、钻具参数、起下钻次数,剩余抗内压强度、丝扣密封强度,防止生产压差过大挤毁套管,地下流体对材质的腐蚀，确定保护液体系,密封性要求较高,套管抗挤强度评价,套管抗内压强度评价,射孔套管剩余强度评价,套管腐蚀性评价,套管悬挂器评价,完井管柱“井筒评价”内容,高温高压气井特色完井技术,前言及塔里木HTHP气田概况,汇报内容,不妥之处，敬请批评指正！,讲课完毕,