XP212井完井试气施工设计Word下载.docx
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KQ78/65-70MPa
套管头
TGQ95/8×
51/2-70MPa
1.2井身结构
表1-2井身结构
开次
钻头尺寸×
井深（mm×
m）
套管尺寸×
导管
Φ444.50×
26.00
Φ339.70×
24.17
一开
Φ311.15×
226.00
Φ244.50×
224.73
二开
Φ215.90×
1334.00
Φ139.70×
1332.35
1.3油层套管数据表
表1-3油层套管数据表
井段（m）
尺寸（mm）
钢级
壁厚
内径（mm）
抗内压（MPa）
抗外挤（Mpa）
内容积（L/m）
0-1332.35
139.70
N80
7.72
124.26
53.40
43.40
12.13
1.4地层划分
表1-4XP21-2井地层划分简表
地层
录井分层
测井分层
录井岩性描述
视深/垂深
（m）
视厚/垂厚
视厚/垂厚（m）
Q
4
--
顶部为深褐色种植土，其下为杂色砂砾层夹黄色粘土层。
与下伏地层呈角度不整合接触。
K1j
321.0
317.0
319．0/319.0
灰棕色细粒、（含砾）粗、中粒岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与棕红色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层；
底部为杂色砾岩。
J3p
1334.0/1000.9
（未穿）
1013.0
1332.9/--
1013.9/--
棕褐色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰、浅绿灰色细粒岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层。
1.5固井质量数据表
表1-5固井质量统计表
深度（米）
质量
10.70-328.90
胶结优
328.90-333.20
胶结不合格
333.20-358.30
胶结良
358.3-379.4
379.4-395.8
395.8-1302.2
图1-1井身结构示意图
1.6试气层段测录井显示
表1-6XP21-2井录井油气显示数据表
井段
厚度
砂组
岩性描述
钻时
（min/m）
录井显示
气测
ΣCn（%）
井口显示
泥浆变化
氯根变化
（PPm）
ρ（g/cm3）
Fv（S）
668.00～688.00
20.0
JP13
浅绿灰色细粒岩屑砂岩
2～15（定向）
0.2347↑5.3930
5%气泡
1.38↓1.35↑1.40（加重）
54↑58
530↑571
922.00～942.00
JP16
浅绿灰色粉砂岩
1～4
0.9790↑10.8012
10%气泡
1.47↓1.45
51↑53
489↑632
1167.00～1193.00
26.0
JP21
褐灰色细粒岩屑砂岩
1～6
1.8953↑19.5653
25%气泡
1.55↓1.50
50↑55
536↑674
1212.00～1227.00
15.0
3～7
3.2851↑18.1005
20%气泡
1.58↓1.55↑1.65
55↑60
561↑689
表1-7XP21-2井综合测井解释数据表
层号
起始
深度
截止
视
垂直顶
界深度
垂直底
垂直
GR
（API）
AC
（us/ft）
RD
（Ω.m）
RS
SH
（%）
POR
PERM
（×
10-3μm）
SW
解释
结论
1
367.7
376.9
9.2
367.6
376.7
9.1
58.6
87.8
9.0
8.3
10.3
17.3
3.05
67.9
含气水层
2
407.7
410.0
2.3
406.8
409.1
62.7
84.8
13.2
16.0
0.62
67.0
含气层
3
669.5
678.8
9.3
619.8
629.1
73.2
90.6
8.2
6.8
16.8
18.0
5.56
73.7
气水同层
751.3
759.5
670.0
678.2
66.3
86.8
8.4
7.3
15.2
16.6
1.53
79.3
5
761.0
763.2
2.2
675.8
677.9
2.1
57.0
82.8
10.4
9.8
6.1
4.26
71.8
6
918.8
924.6
5.8
767.9
773.7
57.6
91.7
11.5
10.1
6.5
20.3
28.00
46.4
气层
7
1164.2
1188.6
24.4
908.7
922.8
14.1
67.8
84.6
18.3
12.0
15.7
1.36
50.8
8
1209.5
1215.5
6.0
934.8
938.8
4.0
73.9
82.7
16.3
9.6
14.4
1.17
52.6
1.7本井目前情况
本井目前采气树未安装试压，全井筒在1.65g/cm3泥浆下试压20.00MPa。
目前井内为1.65g/cm3泥浆，井内无油管。
1.8目的层地质预测
根据本井垂深1000.90m的钻井泥浆密度1.65g/cm3，预测储层最大地层压力15.60MPa，最大关井压力为14.00MPa；
预测本井组目的层温度为37℃左右。
2施工方案
2.1设计依据
本设计是根据《XP21-2井方案设计》而制定的完井试气施工设计。
2.2总体施工方案
根据业主方要求，采用修井机配合试气，结合该井目前情况，拟订本井的试气方案如下：
（1）安装采气树并试压合格，安装地面流程并试压合格。
（2）拆井口采气树、安装防喷器。
（3）组下通井管柱通井、调整泥浆性能。
（4）组下射孔管柱、加压一次性射开射孔井段、观察、压井、提枪、验枪。
（5）刮管、组下分段压裂管柱进行压裂及压后试气。
2.3风险分析及控制
（1）预测压力具有不确定性，需做好压力监测及井控工作。
（2）下射孔枪过程中应控制下放速度，同时防止井内落物。
（3）现场起下钻作业时应勤灌浆，注意派专人观察、准确记录灌入井筒及返出井筒的压井液量，若发现异常应立即报告现场施工负责人，及时处理。
若现场发现井口溢流达0.5m3，应及时报警。
（4）该井作业井段均位于Ф139.7mm套管内，油套间隙小，因此可能出现组下射孔枪遇阻、射孔后上提遇卡等复杂情况，施工方应控制下枪速度，确保射孔枪下放到位、射孔后观察期间应在压井平稳条件下上下活动射孔管柱、起枪前充分循环井内泥浆，防止卡枪。
3主要物资设备
3.1主要设备及材料选型
3.1.1井口装置
目前井口未安装井口装置，将采用KQ65/78-70MPa型采气树，井口装置可以满足本次施工的需要。
在井口安装过程中按规范做好试压工作。
注：
若采用旧采气树时应对采气树主闸及整体试压合格。
现场作业队应重点检查组合采气树的四通上法兰、盖板法兰必须达70MPa压力级别要求；
装井口采气树时，应通过采气树试压孔对副密封、主密封、钢圈密封进行试压70MPa，检验每道密封的可靠性。
3.1.2油管选择
本井采用Ф73mm×
5.51mmN80NU油管按1332.35m作为试气管柱，空气中校核抗拉安全系数为3.46（见表3-1），满足试气施工要求。
要求：
每次入井前必须对油管进行外观检查并采用Φ59mm油管规通径，质量合格的油管才允许入井和使用。
表3-1试气油管强度数据表
尺寸
（mm）
扣型
重量
（kg/m）
抗挤强度
（MPa）
抗内压强度
最佳上扣扭矩N.M
抗拉强度
（kN）
抗拉安
全系数
73
NU
5.51
9.52
77
72.9
1990
470
3.70
3.1.3试气设备选择
按设计油管长度1332.35m计算，管柱在空气中的重量为12.68t，40t及以修井上机可满足本次完井试气施工满足要求。
要求修井机操作台满足井控装置安装、起下钻和井控操作要求。
3.2物资材料准备
3.2.1业主方准备
表3-2业主方准备施工材料单
序号
名称
规格型号
数量
油管
Ф73mm×
5.51mmN80NU
1332m
采气树
KQ65/78-70MPa
1套
双公
连接Ф73mm×
5.51mmN80NU油管及油管挂
1个
筛管
5.51mmN80NU（筛孔当量面积不小于73mm油管过流面积）
2根
短节
5.51mmN80NU
0.3m、0.5m、1m、1.5m、2m、5m
各2根
定位短节
5.51mmN80NU2m
注:
（1）业主方清理井场，维修道路，保证测试流程及施工设备车辆进场安装；
（2）井口采气树应准备好相应的附件及密封件材料，保证拆装井口后施工的安全顺利进行。
3.2.2试气队准备
表3-3地面测试流程、设施及附件
管汇台
60MPa（生产调度安排）
27/8"
N80NU
50根
N80NU短节
0.05m、0.10m、0.2m、0.3m、0.4m、0.5m、1.0m、2.0m、3.0m
各10根
N80NU弯头
直角
15个
N80NU弯管
90度
10个
普通压力表
100MPa、60MPa
各3只
精密压力表
60MPa、40MPa、6MPa
各2只
考克
70MPa
4只
9
黄油
Na基
4袋
10
生料带
小盒装
10盒
11
榔头
8P
2把
12
管钳
24"
、36"
各3把
13
油嘴套
70.00MPa
14
EUE堵头
合金堵头
20个
15
油嘴
2-15mm
各5个
16
油嘴扳手
32、34
各2把
17
废液罐
40m³
18
地层水/压返液
/
40m3
表3-4井下管柱、工具及附件
名称
油管通径规
Φ59mm×
（800-1200）mm
1支
通井规
（116-118）mm×
1500mm
刮管器
GX-T140
表3-5安全环保材料
灭火器
Mfr\ABC35Kg
2个
Mfr\ABC8Kg
8个
消防桶
铁桶
4个
防火锹
4把
防火斧
木柄
消防砂
2m³
试气队需配备废液罐（要求内容积不小于40m³
），要求不渗不漏，做好及时处理废液的准备工作；
清理排水沟，保证畅通，清污分流。
3.2.3修井队准备
表3-6修井队准备施工材料单
修井机
60t（生产调度安排）
1台
液控柜
FKQ480-5
液压双闸板防喷器
35MPa及以上（全封闸板＋27/8〞半封闸板）
旋塞阀
27/8〞NU35MPa
2只
回压凡尔
防喷单根
会议室
YHY1-20JSB
1栋
野营房
Y2G1-8JSA;
Y2G1-8HSD
2栋
工具房
发电机
中沃80KW
配电柜（房）
BKX
各1栋
压井液罐
50m3
清水罐
表3-7安全环保设施
避雷针
K-410213
1根
Mfr\ABC8Kg
接地线
1m
接地电阻检测仪
ZC29B型
（1）修井队准备供水泵和供水管线，备施工和消防用水40m³
（供水能力达15m³
/h）。
（2）修井队准备27/8〞NU油管吊卡、吊环，要求无裂纹、无变形、无损伤。
（3）修井队根据本井施工制定井内溢流观察（坐岗）、压井、起下管柱等过程中的井喷失控应急预案，并进行演练。
3.2.4泥浆服务方准备
泥浆服务方按照井控设计“4.1压井方案”要求准备压井液。
3.2.5工具服务方准备
准备Y341封隔器2支、循环滑套和喷砂滑套各1个及相关配套工具。
注意：
上述设备和材料由作业队伍根据具体作业内容等情况调整和补充准备足够，避免不必要的停工待料。
4井控安全技术要求及应急措施
4.1压井方案
本井为定向井，为缩短射孔后射孔枪在泥浆中的停留时间、防止卡枪，采用保护储层压井液，因而此次射孔在密度1.65g/cm3泥浆条件下进行。
射孔排液观察后采用泥浆循环两周，若有溢流，根据现场情况，选择合适压井液压井。
（1）压井液密度确定（Q/SHS0003.1-2004）
射孔后若压井不平稳则根据完井泥浆使用情况，为保护储层，推荐采用保护储层压井液，初步确定试气层压井液密度参见表4-1；
若压井前求得实际地层压力，则应根据实测地层压力调整密度。
表4-1压井液密度确定
射孔井段（m）
钻井泥浆密度（g/cm³
压井液密度（g/cm³
1211.00-1214.00m
1.45-1.65
1.65
（2）压井液准备
泥浆服务方准备25m³
（井筒容积为16.16m³
）压井液及充足加重材料、准备2m³
CMC高粘隔离液。
要求泥浆密度均匀，性能一致，并定期搅拌泥浆，保证泥浆性能。
要求泥浆服务方取水样做压井液配伍实验，必须保证压井液性能稳定、悬浮能力强，避免泥浆与地层水混合后发生沉淀卡管柱。
4.2井控装置（执行标准Q/SH0098-2011）
（1）防喷器配置及要求
根据目的层地质预测及方案设计要求，防喷器选用1套35.00MPa液压双闸板防喷器。
防喷器闸板顺序（自上而下）：
全封+27/8"
半封。
施工队伍可根据井口实际情况配备相应的转换法兰或选择与井口匹配的防喷器。
要求液压防喷器按“液压关井、手动锁紧，换向阀处于工作位”的操作步骤实现关井。
（2）井控管汇配置及要求
通过管汇实现压井和节流，要求安装的压井管线应当能够方便地进行正注和反注。
（3）抢喷工具
与27/8〞NU油管连接的带操作手柄的35MPa旋塞阀2只及相匹配的防喷短节；
同时按施工作业队本井的井控应急措施和应急预案准备相应内防喷工具、防顶装置等井控装置；
放在作业台上便于抢装的地方。
（4）试压要求
表4-2防喷装置试压要求
型号
试压要求
（MPa×
min，压降小于MPa）
备注
（上全封+27/8"
下半封）
35MPa
35×
15，0.7
配备相应
液控系统
内防喷工具
旋塞
35MPa
2套
30，0.5
根据入井管柱扣型准备相应转换接头，并能迅速完成连接。
节流、压井管汇
备注：
a、除防喷器控制系统采用规定的液压油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。
b、现场每次拆装防喷器和井控管汇后，应重新试压。
c、闸板防喷器试压到额定工作压力后方能上井。
4.3井控技术措施
（1）起下管柱井控要求
A、起管柱前应按设计要求进行洗、压井。
B、起下管柱操作，应保持井筒常满状态，连续向井筒内灌注与井筒内液体一致的压井液。
对于不能保持井筒常满状态的，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。
起下过程中要有专人负责观察井口，发现溢流或溢流增大等井喷预兆时，应立即关井。
C、应备有封堵油管的井控装置（如油管控制阀、油管旋塞等）。
D、如果发生井筒流体上顶管柱，在保证管柱畅通的情况下，关闭井口井控装置组合，再采取下一步措施。
E、起下带有大直径工具的管柱时，应控制起下钻速度，距射孔井段300m以内，起下管柱速度不得超过5m/min，防止产生抽汲或压力激动。
对于不能正常循环，下部管柱可能存在高压圈闭时，应在防喷装置上加装防顶卡瓦，并及时向井内灌注压井液。
F、气井溢流压井后起管柱前，应进行短程起下作业，发现异常及时采取相应措施。
G、起管柱时，要注意观察悬重及井口液面的变化。
如果有异常情况，不得强行起管柱。
H、加强坐岗观察与记录。
下管柱的排出量或起管柱的灌入量，应与计算值相符，否则应采取措施。
（2）起下管柱井控技术（执行标准Q/SH0098-2011和SY/T6690-2008）
A、起下管柱，应有专人在井口观察是否外溢或漏失，发现异常立即进行压井。
B、起下管柱过程中发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井；
①发：
发出信号。
②停：
停止起下作业。
抢：
抢装管柱旋塞。
关：
关防喷器、关内防喷工具。
⑤关：
关套管闸门，试关井。
看：
认真观察，准确记录油管和套管压力，以及循环罐压井液增减量，迅速向队长或技术员及甲方监督报告。
C、起下大直径工具（封隔器）过程中发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井；
③抢：
抢下防喷单根。
④关：
⑥看：
（3）空井井控技术（执行标准SY/T6690-2008）
空井发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井：
停止其他作业。
（4）井控工作要求（执行标准SY/T6690-2008）
A、作业队应落实各级井控责任制，并编写井控应急预案。
B、作业班组每月应进行不少于1次不同工况的防喷演练（试油气与井下作业应分射孔、起下管柱、诱喷求产、拆换井口、空井等5种工况组织井控演习，见《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》中国石化安〔2011〕907号）。
演练时间要求：
空井不大于2min，起下钻不大于4min，起下封隔器等大直径工具不大于5min，做好演练情况记录。
C、作业队应组织全队职工进行防火演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止，将演练情况做好记录。
D、作业队干部负责检查、督促各岗位严格落实井控岗位责任制的情况。
E、射孔油气层前，作业队技术人员向全队职工进行地质、工程、压井液、井控装置、井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
井控设备及要求符合西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司《井控管理实施细则》规定，甲方按以上要求进行开工验收合格后方能施工。
4.4其他井控要求
（1）修井队作为本次完井施工作业、换井口作业的井控主体，负责测试求产前的井控工作；
试气队作为测试求产作业的井控主体，负责井队搬迁后的井控工作。
应提前做好施工准备，对整个施工过程中可能出现的施工风险做好安全预案。
（2）施工过程中井控技术管理措施按西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司《井控管理实施细则》执行，井队及试气队按要求制定相应的单井井控应急预案。
（3）拆、装采气井口及防喷器过程中，由专人坐岗，随时注意环空液面变化，并及时补压井液。
在起下管柱过程中应按相应规范灌浆，保持井筒常满。
（4）认真检查闸板心子尺寸，必须与使用的油管尺寸相符、预备应急单根和变丝，液控系统功能齐全，液控管线不得有刺漏。
（5）起下管柱作业过程中发现溢流时，应尽快抢接内防喷工具，并
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