氣井完井工程方案設(shè)計及典型案例分析

氣井完井工程方案設(shè)計及典型案例分析第1頁/共59頁非常榮幸有機(jī)會和大家一起探討關(guān)于氣井完井試氣設(shè)計的一些問題！隨著氣井勘探開發(fā)向超深、高含硫、復(fù)雜結(jié)構(gòu)等方面發(fā)展，井下作業(yè)工況越來越惡劣，氣井井筒完整性破壞等事故頻發(fā)，嚴(yán)重威脅人身及社會安全。本次就以西南氣井完井工程設(shè)計的一些思路及部分典型事故，與大家一起探討氣井完井工程設(shè)計方面的經(jīng)驗和教訓(xùn)。引言第2頁/共59頁提綱氣井完井工程設(shè)計難點及方法典型事故分析、處理及對策第3頁/共59頁一、氣井完井工程設(shè)計主要難點伴隨著氣井勘探開發(fā)向深層、高溫高壓、含硫等方向的發(fā)展，氣井完井試氣主要面臨工具、井筒及工藝事故等難點。1、氣藏埋藏深、作業(yè)工況復(fù)雜，易發(fā)生井下事故井深超過7000m以上水平井的完井屬于世界性難題，管柱埋卡、管柱斷脫和工具失效等安全性問題非常突出。測試管柱變徑多，薄弱點多作業(yè)工況復(fù)雜，常包括射孔、改造、測試等多個工況聯(lián)作，井筒壓力溫度變化大（122.3MPa/87℃）、管柱變形量大（約6m），管柱易螺旋屈曲深井測試工藝復(fù)雜，管柱承受交變載荷，易疲勞破壞第4頁/共59頁2、工程作業(yè)壓力高，對設(shè)備、井下工具承壓能力要求極高川西深層未鉆遇裂縫時需改造溝通裂縫，地層破裂壓力高、沿程摩阻大，施工壓力高達(dá)100MPa川東北海相改造建產(chǎn)依賴性強(qiáng)，儲層滲透性差，施工壓力高達(dá)99.5MPa部分井/工況接近或超過目前工具承壓能力極限新11井壓裂施工曲線試壓120MPa施工壓力100MPa第5頁/共59頁3、關(guān)井壓力高、泥漿密度大，增加了完井測試作業(yè)難度關(guān)井壓力高（河壩1井高達(dá)94.5MPa），井控風(fēng)險大泥漿密度高（河壩1井2.45g/cm3）,高溫下保持泥漿穩(wěn)定難，泥漿沉淀易掩埋、堵塞管柱，同時易沖蝕井口及地面流程，地面失控風(fēng)險大第6頁/共59頁4、腐蝕介質(zhì)含量高，腐蝕失效風(fēng)險大，經(jīng)濟(jì)風(fēng)險高元壩海相儲層H2S分壓高達(dá)4.9MPa、CO2分壓高達(dá)7.96MPa，地層溫度高達(dá)157.4℃，處于嚴(yán)重腐蝕區(qū)域，對管材要求高，腐蝕失效風(fēng)險大。產(chǎn)能差異大，無法實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)第7頁/共59頁5、井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，井筒完整性要求高套管層次多，部分井四開下193.7mm套管后、用165.1mm鉆頭鉆達(dá)目的層，套管磨損風(fēng)險大超深、小井眼條件下固井質(zhì)量難以保證，影響井筒完整性井號最大井斜/井深°/m小井眼段長m大邑1018.316/2200857.7新10144.7/5044716川高5615.66/4960673大邑4井71m處套管磨損形狀

大邑101破裂套管切割斷面圖第8頁/共59頁1、安全第一、兼顧經(jīng)濟(jì)2、井筒完整性良好油層套管密封性好完井管柱安全可靠井口裝置不失效3、滿足抗腐蝕要求4、工藝設(shè)計合理二、氣井完井工程設(shè)計方法設(shè)計原則提綱氣井完井工程設(shè)計完井方式選擇井筒設(shè)計射孔生產(chǎn)管柱設(shè)計井口裝置腐蝕與控制地面控制第9頁/共59頁1、完井方式選擇完井方式的選擇主要根據(jù)儲層特征，考慮整個壽命周期的各種作業(yè)及生產(chǎn)要求，立足于成熟工藝下的產(chǎn)能最大化。（一）完井方式考慮因素儲層物性：直接建產(chǎn)或需儲層改造。儲層是否產(chǎn)水:完井方式選擇是否有效封隔水層。井壁穩(wěn)定性:地層壓力、地應(yīng)力分布等地層參數(shù)發(fā)生變化，生產(chǎn)過程中可能井壁失穩(wěn)。儲層特征第10頁/共59頁完井工藝：井筒完整性、重復(fù)利用性增產(chǎn)作業(yè)：改造措施及目的、壓裂工具適應(yīng)性防腐工藝：具備緩蝕劑工藝條件完井方式需滿足后期排水采氣要求深層水平井的生產(chǎn)剖面監(jiān)測、分段控水、生產(chǎn)剖面均衡等難點工程要求滿足長期生產(chǎn)要求第11頁/共59頁（二）完井方式的選擇基本方法：從“空間（氣藏精細(xì)描述、地應(yīng)力及力學(xué)剖面等）+時間（整個生命周期，從工程工藝風(fēng)險到生產(chǎn)過程中的壓力衰竭）”三維角度，并結(jié)合經(jīng)濟(jì)評價優(yōu)選完井方法，達(dá)到整體優(yōu)化效果。第12頁/共59頁高含硫水平井完井方式---以元壩為例元壩與普光、龍崗對比

元壩長興組儲層屬礁、灘體控制含硫氣藏，埋藏深（>7000m）、儲層較薄、溫度高（150℃±）、高含硫（4.9%±）、中含CO2（8.86%），相比同類氣藏開發(fā)難度更大。區(qū)塊元壩區(qū)塊普光氣田主體龍崗長興下長興上飛仙關(guān)長興組埋藏深度，m7160m6710m

4356-51575800-60005900-6200儲層厚度，m10-2030-75102.1-411.2320-370220-320H2S含量，%5.81-5.923.71-6.6115.16（平均）1.67-3.833.21-4.22CO2含量，%12.30-15.513.33-11.538.64（平均）2.06-4.693.16-5.82地層壓力MPa66.33-69.2355-6152.83-61.8253.22-62.54地層溫度℃144.8-157.41120-134134.35140.72單質(zhì)硫需考慮存在\第13頁/共59頁

分析前期直井及定向井套管射孔酸化測試結(jié)果：單井天然氣產(chǎn)量的主要貢獻(xiàn)來源于Ⅰ類和Ⅱ類氣層、尤其是Ⅰ類氣層求解在無I類、Ⅱ類達(dá)到30％，或當(dāng)I+Ⅱ類達(dá)到20％（其中I類10％）時，能夠滿足配產(chǎn)要求（40萬方）。應(yīng)用井號構(gòu)造位置I類/mII類/m配產(chǎn)能否自然達(dá)產(chǎn)元壩204-1H③號礁117.634340√元壩101-1H②號礁43.3426.235√元壩121H元壩12灘區(qū)41.58123.6112√元壩29-2H③號礁15.4266.425√元壩272H④號礁8.2160.935√元壩102-2H礁灘疊合區(qū)093.425×關(guān)鍵因素之一：氣井產(chǎn)能預(yù)測第14頁/共59頁基于長興組巖石力學(xué)強(qiáng)度參數(shù)，開展酸化后地層巖石強(qiáng)度弱化實驗，構(gòu)建水平井井筒數(shù)值模型，開展生產(chǎn)動態(tài)井壁穩(wěn)定性分析及酸化的影響研究。酸化對臨界生產(chǎn)壓差的影響（地層壓力65MPa）酸化后巖石等效塑性變形圖酸化前酸化后壓力衰竭對臨界生產(chǎn)壓差的影響關(guān)鍵因素之二：酸化及生產(chǎn)動態(tài)井壁穩(wěn)定性分析第15頁/共59頁礁相儲層，有望自然達(dá)產(chǎn)，采用襯管完井，籠統(tǒng)酸化投產(chǎn)疊合區(qū)+灘相儲層，難以自然達(dá)產(chǎn)，采用裸眼預(yù)制管柱完井，分段酸化投產(chǎn)兩種完井方式井身結(jié)構(gòu)一致，可根據(jù)實鉆情況及時調(diào)整。元壩一期9口新井為礁相井，主體采用襯管完井，2口因?qū)嶃@情況調(diào)整為裸眼完井。二期10口新井中4口礁相井襯管完井，6口疊合區(qū)及灘相井裸眼完井。④號礁帶③號礁帶灘區(qū)②號礁帶疊合區(qū)元壩含硫水平井完井方式選擇第16頁/共59頁頁巖氣技術(shù)發(fā)展及完井方式現(xiàn)狀頁巖氣完井技術(shù)發(fā)展源自北美，隨著水平井分段壓裂、重復(fù)壓裂等技術(shù)等快速發(fā)展及大規(guī)模應(yīng)用，Barnett頁巖氣年產(chǎn)量由1999年的22億方快速增加到2009年560億方，10年間增長了25倍。3000250020001500100050006005004003002001000199219941996199820002002200420062008氣產(chǎn)量（右坐標(biāo)）300025002000150010005000300025002000150010005000600500400199219941996199820002002200420062008井?dāng)?shù)（口）氣產(chǎn)量（億方）直井水平井20101997年水力壓裂增產(chǎn)1999年多次壓裂增產(chǎn)2002年水平井鉆探2005年水平井分段壓裂美國FortWorth盆地Barnett頁巖氣開發(fā)歷史第17頁/共59頁頁巖開發(fā)難點及特點

頁巖氣井自然產(chǎn)能低、需壓后建產(chǎn)，具有生產(chǎn)周期長、投資回收期長的特點，完井方式及工藝選擇應(yīng)充分考慮“高排量縫網(wǎng)壓裂”、“重復(fù)壓裂”與“低成本”要求，實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。254.7226.4198.1169.8141.5113.284.956.628.30千立方米未考慮初期返排的產(chǎn)量遞減曲線BarnettMarcellusHaynesvilleFayetteville初產(chǎn)104m3/d712285.3第一年遞減率%70758168采收率0.740.750.820.62建井成本104$280350700300穩(wěn)定產(chǎn)量14000m3/d左右頁巖氣生產(chǎn)壽命長達(dá)30-50年，Barnett頁巖可達(dá)80年以上第18頁/共59頁頁巖氣開發(fā)關(guān)鍵因素美國FortWorth盆地Barnett頁巖氣開發(fā)井從北美地區(qū)的頁巖氣研究及國內(nèi)外試驗證明增加油氣接觸面積是頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵，水平井完井+分段壓裂是頁巖氣規(guī)模開發(fā)的主要手段。Barnett

水平井完井超過了95%，Haynesville水平井為80%以上，可增加油藏接觸面積20倍，“水平井+分段壓裂”增加油藏接觸面積1053倍。體積改造實現(xiàn)有效開發(fā)第19頁/共59頁井工廠模式實現(xiàn)低成本每個井臺第一口井試氣過程中，同時開展第二口井鉆井作業(yè)，有效節(jié)省施工時間。第20頁/共59頁完井改造方法Fayette-villeBarnettWood-fordMarcellusBakkenNiobraraHaynes-villeEagleFord橋塞+射孔聯(lián)作75%97%98%99%40%20%100%99%封隔器分段+滑套25%2%2%1%60%80%

1%連續(xù)油管拖動分段壓裂

1%

北美完井工藝實施情況統(tǒng)計Barnett氣田Wood-ford氣田Bakken油田

頁巖氣完井技術(shù)主要來源于國外，采用了多種完井方式，Barnett采用的是水平井套管射孔完井為主，Bakken、Niobrara主要采用的是水平井裸眼完井分級壓裂方式。國外頁巖氣水平井完井技術(shù)第21頁/共59頁近年來，隨著全通徑可選擇性多級開關(guān)滑套分段壓裂工具的成熟，滑套+封隔器完井有日益增加的趨勢。第22頁/共59頁國內(nèi)頁巖氣水平井完井技術(shù)中國美國地質(zhì)條件構(gòu)造復(fù)雜，多次改造，斷裂發(fā)育簡單，一次抬升，斷裂較少沉積類型發(fā)育三大類，海相有效范圍保存少單一，主要為海相頁巖有機(jī)碳含量中等-好，以1-5%為主豐富，以5-10%為主頁巖厚度20-300m15-180m含氣量偏低（平均1-3m3/t）高（平均3-6m3/t）熱演化程度變化大，海相偏高（Ro＞2%），陸相偏低（Ro＜1.3%）適中（Ro1.1-2.0%），普遍為成氣高峰階段開發(fā)條件埋深偏大，>3500m埋深為主較淺，以1500-3500m為主地表條件復(fù)雜，南方多高山，北方少水平原或丘陵，水源好油氣管網(wǎng)總體不夠匹配，部分地區(qū)無管網(wǎng)發(fā)達(dá)，遍及全國國內(nèi)頁巖氣與美國在儲層特征上存在較大差異，目前尚處于單井（先導(dǎo)性）試驗階段，前期的完井技術(shù)基本照搬國外經(jīng)驗。第23頁/共59頁在不斷的學(xué)習(xí)和探索的過程中，各大油田形成了具有自主特色的完井技術(shù)，在焦石壩、長寧-威遠(yuǎn)等地區(qū)展示了良好的勘探開發(fā)前景。長寧-威遠(yuǎn)（泵送橋塞完井）：9口井累計產(chǎn)量1250萬方/天焦石壩（泵送橋塞完井）：無阻流量15-156萬方，總計無阻流量達(dá)到492萬方。第24頁/共59頁總體上，隨著頁巖氣開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，水力噴射分段完井工藝、連續(xù)油管+跨隔式封隔器分段完井工藝也取得了巨大的進(jìn)展。壓裂方式直接影響完井方式的選擇，套管完井方式配套的速鉆橋塞射孔工藝應(yīng)用最為廣泛。分段壓裂完井工藝優(yōu)缺點對比第25頁/共59頁2、完井井筒設(shè)計完井井筒設(shè)計主要包括尺寸和強(qiáng)度兩大關(guān)鍵要素，根據(jù)現(xiàn)代完井工程的理念，“一體化、逆向設(shè)計”是目前最為合理和廣泛使用的方法。（一）生產(chǎn)套管尺寸設(shè)計生產(chǎn)套管尺寸直接影響油氣井完井管柱的下入及井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計應(yīng)主要考慮以下幾個因素：生產(chǎn)套管尺寸需與油管尺寸匹配；對于深井應(yīng)盡可能避免小井眼完鉆，以為完井、儲層改造或特殊情況留余地；必要時考慮采用小接箍或無接箍套管，便于水平井、大斜度井套管柱順利下入及深井、超深井提高固井質(zhì)量需要?？紤]因素第26頁/共59頁設(shè)計方法根據(jù)地質(zhì)條件及增產(chǎn)方式，運(yùn)用節(jié)點分析方法開展攜液、配產(chǎn)、沖蝕及增產(chǎn)油管的敏感性分析確定生產(chǎn)油管尺寸，再按照油套匹配的經(jīng)驗結(jié)合實際選擇生產(chǎn)套管尺寸。油管外徑[mm(in)]生產(chǎn)套管尺寸[mm(in)]油管外徑[mm(in)]生產(chǎn)套管尺寸[mm(in)]60.3（23/8）127（5）88.9（31/2）168.3-177.8（65/8-7）63.5（21/2）139.7（51/2）101.6（4）177.8（7）73.0（27/8）139.7（51/2）114.3（41/2）177.8（7）127.5（5）177.8-193.7（7-75/8）139.7（51/2）139.7（75/8）-244.5（95/8）第27頁/共59頁生產(chǎn)套管是保證井筒完整性的重要隔斷，連接的漏失和封隔的失效是威脅氣井（高溫高壓含硫）安全的主要因素。（二）生產(chǎn)套管強(qiáng)度設(shè)計深井、超深井若一次性地下入生產(chǎn)套管，必然會遇到井口部分軸向拉力大，對套管拉伸強(qiáng)度的要求高。溫度對套管強(qiáng)度的影響溫度較高時，材料性能發(fā)生改變，套管強(qiáng)度和穩(wěn)定性影響較大，隨溫度升高，管材抗拉強(qiáng)度、屈服強(qiáng)度呈下降趨勢。國外文獻(xiàn)取溫度每升高1℃，屈服強(qiáng)度降低值為20℃時屈服強(qiáng)度的0.0544%。井深的影響設(shè)計考慮因素第28頁/共59頁頁巖氣井采用水平井開發(fā)，油層套管在大彎曲狗腿度和長水平段的高摩阻和彎曲應(yīng)力作用下，需要套管有比較高的拉伸/壓縮+彎曲條件下的抗擠和密封性能。水平井對套管抗彎曲性能的影響螺紋連接的選擇必須滿足高拉伸、壓縮和彎曲條件下的氣密封性，避免在儲層改造和彎曲變形下發(fā)生泄漏。螺紋連接氣密封性的影響第29頁/共59頁硫化氫環(huán)境會引起材料性能退化，應(yīng)力達(dá)到一定數(shù)值時，材料可能不具有抗硫化物應(yīng)力開裂的能力，需考慮降低應(yīng)力水平的設(shè)計。硫化氫等腐蝕的影響超深井、大斜度井磨損風(fēng)險大，國內(nèi)外深井中套管磨損問題突出套管磨損的影響

DY4井3350m-3460m油層套管四十臂井徑儀測井解釋

DY101井套管磨損實照第30頁/共59頁部分深井發(fā)育有巖鹽、膏巖、泥巖等蠕變性強(qiáng)的地層。地層蠕變、塑性流動會產(chǎn)生不均勻載荷，增加套管擠毀風(fēng)險，事故日益增多膏巖層等特殊地層的影響川東北某氣田套變井段與地層巖性對照圖大慶、勝利、吉林、中原等各油田鹽膏層蠕變導(dǎo)致套管損壞井占60%以上普光氣田近期通井測井發(fā)現(xiàn)鹽膏層發(fā)育的嘉4-5段套變率達(dá)80%以上第31頁/共59頁生產(chǎn)套管強(qiáng)度設(shè)計套管安全強(qiáng)度設(shè)計需求第32頁/共59頁四個關(guān)鍵參數(shù)：井內(nèi)為清水時最大掏空深度：測試求產(chǎn)過程中防止套管擠毀；井內(nèi)為靜止清水時最高套壓：封隔環(huán)空的最高允許壓力；井內(nèi)為純天然氣時允許最低和最高套壓：關(guān)井期間的井筒安全。參照API、ISO10400等標(biāo)準(zhǔn)，需綜合考慮各方法的優(yōu)缺點和適用條件ISO10400的設(shè)計強(qiáng)度與API5C3計算值對比與API5C3的抗擠強(qiáng)度差異，%生產(chǎn)套管強(qiáng)度計算第33頁/共59頁套管強(qiáng)度設(shè)計方法考慮雙軸應(yīng)力作用（軸向拉力對抗擠強(qiáng)度降低）的強(qiáng)度校核是當(dāng)前深井套管強(qiáng)度設(shè)計最常用方法，但有不滿足三軸應(yīng)力強(qiáng)度可能，采用兩種方法相結(jié)合提高安全性。川科1井套管強(qiáng)度設(shè)計表第34頁/共59頁（三）扣型選擇隨著油、氣井鉆井條件的日益苛刻和油氣開采技術(shù)的迅速發(fā)展，API螺紋已不能滿足高溫高壓井、大斜度井、深井、超深井的工程技術(shù)要求。API螺紋的局限性連接強(qiáng)度低使用性能差氣密封性不足公扣母扣API螺紋主要靠螺紋牙側(cè)面的過盈嚙合實現(xiàn)密封，存在泄漏通道。圓螺紋連接強(qiáng)度低，一般僅為管體屈服強(qiáng)度的60%-80%，同時易滑扣。無扭矩臺肩，上扣長度難以控制，同時接箍內(nèi)存在臺肩，易被沖蝕。第35頁/共59頁特殊螺紋的主要特點及優(yōu)點特殊螺紋與API螺紋的不同主要體現(xiàn)螺紋齒狀、密封結(jié)構(gòu)形式、扭矩臺肩等三方面。圓扣梯形扣公扣母扣扭矩臺肩金屬對金屬密封螺紋牙形API螺紋：特殊螺紋：第36頁/共59頁（1）特殊螺紋的扭矩臺肩----抗過扭強(qiáng)度高逆向臺肩直角臺肩（2）金屬對金屬密封----良好密封性能弧面/柱面錐面/錐面弧面/弧面（3）螺紋牙型----連接效率高，抗拉強(qiáng)度高楔形偏梯形（改良）倒鉤形第37頁/共59頁API螺紋主要靠螺紋牙側(cè)面的過盈嚙合和絲扣油充填絲扣間隙以達(dá)到防止泄漏，實現(xiàn)密封。圓螺紋在齒根和齒頂部位、偏梯扣在螺紋對扣面和齒根部位存在泄漏通道。API螺紋無法滿足壓縮、彎曲條件下的密封性能要求。常規(guī)氣井可采用API螺紋，高溫高壓含硫氣井應(yīng)采用特殊扣螺紋，頁巖氣井視情況采用特殊扣螺紋。第38頁/共59頁特殊扣型選擇流程針對高壓氣井復(fù)雜工況，必須通過對螺紋性能評估后才能選擇適合的特殊螺紋。直井和定向井，大斜度井和水平井應(yīng)選擇不同的螺紋。對于含硫氣井，還應(yīng)選擇端部應(yīng)力小的螺紋，防止端部應(yīng)力腐蝕開裂。適應(yīng)復(fù)合載荷能力氣密性效果防粘扣能力抗過載扭矩能力密封性能評估抗彎曲性能第39頁/共59頁操作及使用要求

特殊螺紋的應(yīng)用注意事項很多，現(xiàn)場判斷一組螺紋擰接是否合格主要通過上扣扭矩圖來判斷。標(biāo)準(zhǔn)扭矩圖合格現(xiàn)場扭矩圖扭矩值圈數(shù)最大扭矩最佳扭矩最小扭矩密封干涉臺肩位置螺紋干涉注意：有些螺紋扭矩圖的密封干涉拐點是看不出來的。主要是因為密封面長短及形狀設(shè)計不同所致。第40頁/共59頁高扭矩打滑低扭矩打滑上扣打滑螺紋摩擦系數(shù)高原因：

1、絲扣油不合格；

2、扣沒有對正；3、螺紋公差配合不當(dāng)。原因：

1、液壓鉗扭矩低，鉗牙磨損；

2、扭矩值不正確。第41頁/共59頁（四）生產(chǎn)套管典型結(jié)構(gòu)高溫高壓氣井使用套管回接結(jié)構(gòu)降低上部管柱的拉伸載荷、防止套管磨損。美國派尼伍茲西南高含硫氣田，168mm油層套管采用了鋼材屈服強(qiáng)度僅586MPa（屈服強(qiáng)度85Ksi）壁厚28.6mm的特厚壁套管。增加套管的壁厚降低含硫氣井套管的應(yīng)力水平，滿足高含硫氣井的高強(qiáng)度要求與抗硫能力之間的矛盾。地層蠕變等非均勻度嚴(yán)重時,采用雙層套管等措施來防止套管擠毀事故發(fā)生。第42頁/共59頁不僅利于降低應(yīng)力水平，以便于采用較低鋼級套管，而且有利于下入大直徑油管及配套井下工具適應(yīng)高產(chǎn)氣井安全生產(chǎn)的需要。北海某油田采用95/8″+8″+75/8″組合油層套管美國某高含硫氣田采用103/4″+97/8″73/4″組合套管，不用擴(kuò)眼就可得到較大完井直徑和較高井口段安全系數(shù)美國某高溫高壓高含硫氣田井身結(jié)構(gòu)采用上大下小的復(fù)合套管柱——國外生產(chǎn)套管結(jié)構(gòu)第43頁/共59頁難點：元壩長興組嘉陵江組存在膏巖層，存在井筒縮徑或擠毀的風(fēng)險對策：采用φ193.7×15.88mm+φ177.8×12.65復(fù)合套管外徑mm套管下深m鋼級壁厚mm安全系數(shù)抗內(nèi)壓抗擠抗拉Φ177.80～5580110SS12.651.671.004.17Φ193.75580～5950110SS15.881.841.196.60Φ177.85950～6630110SS12.651.670.816.46Φ177.86630~浮箍4c及以上-11012.65——元壩含硫氣井套管設(shè)計第44頁/共59頁頁巖氣水平井井身結(jié)構(gòu)不斷演變第45頁/共59頁增加套管的壁厚提高套管強(qiáng)度，滿足頁巖氣井大排量、高泵壓儲層改造的要求。北美地區(qū)：不斷地增加油層套管壁厚，來達(dá)到套管的期望性能。第46頁/共59頁采用復(fù)合套管柱，提高井口段鋼級可有效提高井口段安全系數(shù)，滿足氣井安全生產(chǎn)的需要采用氣密封套管在高溫、高壓、深井采用氣密封套管，以滿足改造和后期采氣要求第47頁/共59頁——西南頁巖氣井套管設(shè)計目的層位：龍馬溪組地壓系數(shù)：1.50-1.90地層溫度：130-140℃完鉆井深：5325m（垂深4140m）

完井方式：Ф177.8mm套管固井

油層套管選擇：二開技術(shù)套管封堵含硫?qū)游缓笕_完鉆，油層套管全部選用普通材質(zhì)。第48頁/共59頁3、射孔射孔的目的是溝通地層與井筒，氣井射孔普遍采用油管傳輸?shù)姆绞?，溫度、壓力是影響氣井射孔的兩個重要因素。這里重點談一下高溫高壓氣井射孔和頁巖氣射孔工藝。（一）高溫高壓含硫氣井射孔工藝超深、小井眼，射孔槍卡槍、炸槍超高溫，射孔效率降低、密封失效易炸槍、斷爆射孔槍體可能存在腐蝕斷裂射孔工藝難點第49頁/共59頁高溫高壓含硫氣井射孔工藝射孔槍彈選擇技術(shù)高溫高壓含硫氣井射孔主要為了溝通產(chǎn)層，以達(dá)到發(fā)揮自然產(chǎn)能或利于后期改造的目的。射孔槍尺寸、強(qiáng)度，射孔穿深、孔徑是至關(guān)重要因素射孔槍選擇主要考慮槍套間隙，一般來說水平井射孔要求槍套間隙較大，大灣三口井水平井，槍套單邊間隙達(dá)38mm。井型套管外徑(mm)槍型水平井139.786177.8114直井139.7102177.8127常用射孔槍選擇數(shù)據(jù)表第50頁/共59頁四川氣田射孔槍應(yīng)用情況氣田名稱井深(m)井型套管外徑射孔槍型號卡槍事故普光>5000大斜度井177.8mm114槍2井次（不完全統(tǒng)計）水平井177.8mm114槍/元壩>7000直井177.8mm127槍1口146.1mm102槍/139.7mm102槍1口大斜度井177.8mm114槍139.8mm86槍水平井///龍崗>6000直井、定向井127.0mm86槍（部分井應(yīng)該stimgun技術(shù)采用73槍）射孔后槍未提管柱，是否卡槍情況不明，前期采用89曾多次卡槍。西南分公司已成功射孔的大斜度井元壩10-側(cè)1井，最大斜井角79.14°，套管外徑177.8mm，采用114槍（無盲孔）泥漿下射孔，井底施工壓力110MPa。第51頁/共59頁射孔彈選擇射孔彈主要由炸藥、殼體、藥型罩組成。射孔彈炸藥根據(jù)溫度選擇，射孔彈的大小根據(jù)射孔槍及穿深選擇。炸藥-溫度-時間關(guān)系圖PYXHMXRDX炸藥類型耐溫OC時間(h）RDX1602HMX16048PYX(國外HNS、LM105)23048

射孔彈的尺寸

槍身內(nèi)部直徑