03 气田开发工艺

东方1-1气田开发二期完井工艺设计汇报汇报人:方达科东方1-1气田钻完井项目组2004年4月1.二期开发实施要求二期开采方式:水平井单层开采,B5h井为水平分枝井完井方式：8.5″裸眼下6-5/8″筛管,然后下生产管柱完井气藏监测要求：投产后对生产进行严密监测,定期测量井下压力,6口井下地面直读井下压力计清井要求：完井后及时清喷完井液,防止长时间浸泡气层考虑的CO2防腐措施，以备应付CO2含量变化和出水量增加的风险■气藏数据0.008~0.075mm,平均0.050~0.066mm砂粒中值:弱弹性边水驱,砂岩背斜气藏气藏类型:0.2%~71.0%CO2含量:一般分布22~32%,频率峰值26~28%孔隙度:一般分布3~320md,频率峰值20~40md渗透率:井底温度87℃,井口最高温度64℃气藏温度:13.3~14.3MPa,压力系数1.04~1.14最大井口关井压力12.0MPa气藏压力:2.基础数据2.基础数据气井井眼结构及井眼数据详见钻井工程设计2.基础数据二期工程气井生产数据3.完井工艺 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ---完井液◆体系:无固相钾酸盐隐型酸完井液体系PF-HCS为粘土稳定剂,PF-SAA为助排 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 面活性剂,PF-HTA为隐型酸螯合剂,CA101-3为防腐剂,KCL和HCOONa为加重材料,BHK-2为氧化剂,完井液:海水＋1.5%PF-HCS＋0.5%PF-SAA＋0.2%PF-HTA＋1.5%PF-CA101-3＋（20%KCl＋变量HCOONa）破胶液:海水+1.5%PF-HCS+2.0%PF-HBK-2+0.5%PF-SAA+2.0%CA101-43.完井工艺方案---完井液◆性能:比重:气层压力系数的110%,PH值:4~6过滤要求:2微米滤芯,混浊度小于30NTU◆一期应用效果:※对气层保护性好,除E3h井外所有井诱喷顺利※对泥岩的抑制性好，井眼稳定，井壁摩阻小,下筛管顺利※破胶液消除泥饼效果好,表现在放喷和生产测试时井口压力接近探井和评价井测试压力※完井液配制情况正常,性能达到设计要求3.完井工艺方案---防砂工艺方案◆防砂方式:8-1/2″裸眼井段下光筛管防砂筛管类型:结构紧凑,机械性能好优质复合筛管,防止变形及下井困难筛管尺寸:6-5/8″24ppf基管,内径5.910″BTC扣;降低摩阻,提供大通道筛管网孔：采用一期试验研究确定的尺寸，即100~125微米筛管长度及分布：按原ODP要求，水平段内筛管与盲管的长度比例为1:1，与盲管交叉分布E5h井下入7″基管的金属棉蠕动筛管，进行适度防砂和调整水平段产出剖面工艺对比E6h井下入基管为5-1/2″复合防砂筛管3.完井工艺方案---防砂工艺方案◆防砂管柱设计:液压坐封尾管封隔器适于大斜度井,可与插入密封配合封隔环空可从底部循环的管柱结构增加遇阻处理措施,便于替完井液洗筛管防压力激动服务工具防止封隔器过早坐封,便于大排量循环;机械和液压双脱手方式,提高可靠性3.5″EUE冲管,有利于提高作业效率对于鱼骨刺井只在主井眼段下入筛管，分枝井眼不再重进入3.完井工艺方案---防砂工艺方案CO2分压:0.024~8.75MPa,气流可能具有腐蚀性开采气层温度:小于90oC地层水氯根含量:小于2%根据《海上油气田完井手册》材质选择图表，选择13Cr材质完全可以满足防CO2腐蚀要求根据一期开发井的经验，为应付CO2含量变化的风险，全部井的防砂工具采用Cr13材质◆材质选择:3.完井工艺方案---防砂工艺方案◆一期应用效果:※所有井的防砂管柱一次顺利下到设计深度,悬挂正常※送入防砂管柱所需的推力小※下入过程没有出现严重遇阻的情形※设计的管柱结构便于替完井液和破胶液,减少了下钻次数※放喷过程没有发现有明显出砂3.完井工艺方案---生产管柱◆油管选择:一期研究计算结果:单井日产气量6.6×104～67.8×104m3/d所有井使用4-1/2″油管,仅E3h井在21年后井筒有积液；一期投产结果:测试单井产量3.0×104～68.4×104m3/d,仅E3h井有积液影响正常生产；对比二期配产,单井配产量：1.9×104~58.0×104m3/d，部分井可考虑采用4-1/2″油管,对配产气量小于30×104m3/d和气层物性较差的部分井采用3-1/2″油管；但需要从摩阻损失、防水化物堵塞和井筒积液出发，对选择油管尺寸进行重新核算；选用强度高、密封性好、内孔平滑和可多次重复上扣的FOX扣;基于应付CO2含量变化风险的需要，材质选用13Cr。3.完井工艺方案---生产管柱◆生产管柱结构设计采用双封隔器结构，增加封隔油套管环空的可靠性,并能降低完井作业返工率；管柱底部用液压剪切坐封球座,避免在大斜度井钢丝作业坐封;另设有No-GO工作筒作为坐封、悬挂和封堵备用工具;选有代表性的井,下入地面直读井下电子压力计,量程至少为5000psi;另外,No-GO工作筒可作为备用测压悬挂装置;采用3.813″油管回收自平衡式井下安全阀;井下安全阀上下两端设流动接箍，保护井下安全阀;管柱工具工作压力5000psi以上，材质选用13Cr。3.完井工艺方案---生产管柱◆管柱安全校核一期开发井管柱进行强度和变形计算结果:满足要求※管柱抗拉强度安全系数为3以上;※抗压强度安全系数达4.56;※油管总伸缩变形在0.935~1.670m,选用插入尾管封隔器的油管密封总成长度为3m;参照一期计算结果，初步确定二期设计管柱可满足安全要求;3.完井工艺方案---生产管柱◆管柱结构图4-1/2″油管井下压力计3.完井工艺方案---生产管柱◆管柱结构图3-1/2″油管3.完井工艺方案---生产管柱◆一期应用效果D7H井管柱剪切球座不能到位,无法诱喷,起出重下,其它井用泵开式剪切球座均一次顺利下井成功油管回收封隔器坐封正常,密封试压合格井下电子压力计安装顺利,投产取资料过程工作正常为便于放喷投产和进行钢丝作业,弃井油管堵头下至井下安全阀内工作筒3.完井工艺方案---井口采油树◆工作压力34.5MPa；◆防腐等级为FF级,适用于含CO2环境；◆非定向安装方式,便于调整采油树安装方向；◆双手动阀和地面安全阀,控制途径多,安全性好；◆主通道阀杆、触动器和侧翼为可拆式设计,便于临时弃井时拆卸、防碰和共享剪钢丝式安全阀；为便于生产管理和维修保养，原则上采用与一期相同的结构、规格和材质。3.完井工艺方案---井口采油树◆一期应用效果※所有井的采油树安装方便、顺利,密封试压合格※采油树的拆卸满足平台安装工程要求※完井作业过程对安全控制好※可调油咀刻度过大，不便于在投产测试时精确调节油咀※井下压力计电缆穿越不方便4.完井作业方案和程序作业方案8.5″井段采用钻完一口井完井一口井的作业方式采用自升式悬臂梁钻井平台靠导管架进行作业,尽量利用空间进行交叉作业采用一期优快完井经验,在基地进行器材的连接、检查和准备及钻完井液基液的配制在平台进行防砂服务工具的组装用钻井水和柴油进行诱喷,放喷时经试油阻流管汇直接从钻井平台上的测试燃烧头放空燃烧使用3-1/2″冲管提高作业效率作业程序下钻刮管通井,循环清洗井眼下入防砂管柱替入完井液和破胶液坐封尾管封隔器,脱手起出服务工具下生产管柱,替入诱喷液坐油管挂,拆BOP,移井架至下口井进行钻井作业安装采油树,投球坐封生产封隔器放喷清井关井下油管堵头试压,装背压阀关采油树阀门弃井4.完井作业方案和程序5.完井作业时间及进度完井单井作业时间计划5.完井作业时间及进度投产准备作业时间计划汇报结束谢谢！