大张坨地下储气库修井工艺分析1.pdf

2004年4月油气井测试第13卷第2期

大张坨地下储气库修井工艺分析

张东生X
(大庆油田有限责任公司试油试采公司)

摘要为使大张坨地下储气库正常安全运行,针对板52井特殊的地理位置及其套管腐蚀程度
设计了一套完整的修井工艺技术,对该工艺的完井管柱设计原则、修井工具准备、修井作业施工步
骤作了详细分析,经板52井等4口井修井应用得知该工艺设计思路清晰、安全性强,为今后储气库
同类井修井施工,提供借鉴经验。
关键词大张坨储气库修井工艺分析

大张坨地下储气库位于天津市大港区南约5已经见水,井底温度102℃,在此情况下,普通的N80
km的独流碱河泄洪区内,处在板桥凝析气藏断块西油套管极易产生腐蚀,给储气库注采井的正常运行
部鼻状构造,于1975年5月由板52井钻井发现。带来安全隐患;另外,根据北京用气需要和储气库原
随着大张坨储气库的投入运行,地层压力呈现周期定运行方案,板52井应作为辅助调峰采气井加以利
变化,目前地层压力约为25.5MPa,鉴于板52井已用,以满足气库运行需要。因此,需对板52井修井,
经完钻27年,生产套管遭到严重腐蚀,此外板52井更换井下油管并采用新的完井管柱。
的井身结构是按照普通油气井标准设计的,无疑对2.修井原则
储气库安全运行产生威胁,为消除安全隐患并使之(1)套管腐蚀程度与油管腐蚀程度相比可能要
为储气库正常生产服务,因此必须对板52井等4口弱一些。油管腐蚀包括静态腐蚀和流动冲蚀;对套
井进行修井,以确保储气库安全。管而言,只存在静态腐蚀;从该井情况看,没有发生
套管气窜现象,还可以进一步修复利用。
板52井概况及修井原则(2)更换简易套管头和采气树。板52井位于储
气库站内,生产管理人员密集,且与甲醇罐、分离器
1.油井历史情况等重要设备相邻,一旦发生事故后果不堪设想。现
该井1975年5月试油后封井,一直未开采,表井口是在原套管上造扣进行连接的,存在着安全隐
层套管<325mm,下深177.61m,油层套管<139.7患;换套管头和采气树,基本上能够对老井进行安全
mm,下深2739.09m,井底2729.11m。1987年2月控制,如有异常情况发生,可随时进行压井处理。

由于井口采油树被流冰挫断,造成油层套管下沉,(3)陕京来气含CO2,油井已经见水,无疑会对
235根油管落井,于是进行大修,打捞油管,钻水泥油套管及井下工具产生腐蚀,所以井口和井下完井
塞试油后暂闭。修井口后油补距2.65m,套补距工具应以进口为主,以确保安全生产。
3.23m,联入3.49m。1994年5月26日进行补孔作
业,89弹射开9号层出气后进站投产,井下管柱为修井工艺方案
N80光油管带喇叭口,该井于1999年2月第二次修
井,更换采油树后液氮诱喷不成功,起出井内油管,1.完井管柱设计原则
发现自下而上85根油管腐蚀严重,其中有5根油管(1)采用国内外成熟可靠的技术,满足地质配
穿孔,换新N80油管液氮诱喷后投产。目前陕京来产、配注、地面注采工艺要求;

气含有一定量的CO2(3.5%～4.0%),而且板52井(2)针对储气库位于泄洪区内及天然气的固有

X张东生,男,工程师,1989年毕业于吉林工学院,现从事地层测试工作。地址:黑龙江省大庆市大庆油田有限责任公司试油试采分公司技
术开发大队,邮政编码:163412。
83油气井测试2004年4月

特点,使用井下液控阀实现远程控制,保证地层与地③工具串及辅助设备主要包括:通径规、液压震
面均不被污染,并能安全生产;击器、机械震击器、震击释放起下工具、铰链接头、加
(3)使用气密性丝扣油管及伸缩接头,保证管柱重杆、绳帽等。
在高温、高压状态下密封性良好。(3)井下作业设备及工具
2.修井工具准备①大修作业设备、泥浆泵、动力钳及扭力分析系
(1)地面装置及井下工具统、液压防喷器;
①井口采气树。法兰式连接双翼双阀结构,压②氮罐,氮气泵车,管线;
3
力等级:34MPa,主通径:65.1mm,可调油嘴最大尺③油套环空保护液30m、无固相优质压井液
3
寸为50.8mm,油层套管与升高短节的密封采用60m(考虑与地层配伍,防膨、防漏失、防污染地层
3
“BT”密封圈注塑密封,油管挂与四通之间为金属(10和腐蚀套管等),密度范围1.10～1.15g/cm。
#钢)密封圈,油管挂具直通式液压孔,可外接控制3.修井作业施工步骤
管线,实现井口液压控制开、关井下安全阀。(1)用无固相优质压井液40m3反循环压井,起
②外径<73mm、内径<62mm、钢级L280、TM丝出井内原管柱,观察油管腐蚀情况并记录,起管柱应
扣气密性油管、油管短节及变扣接头。慢速,并注意随时补充压井液。
③TRM2TE自平衡式井下安全阀及附件。可保(2)刮削通井后下入可回收式桥塞,坐封后试