ld101a21酸化解堵施工设计.docx
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ld101a21酸化解堵施工设计
LD10-1-A21h井
酸化解堵施工设计
1前言2
2基本数据3
2.1位置及环境数据3
2.2油藏数据3
2.3钻井数据3
2.4完井基本数据4
2.5清洗液配方与用量5
3作业前准备6
4施工程序6
4.1洗、压井作业6
4.2拆采油树6
4.3装井口防喷器组7
4.4起生产管柱7
4.5解泵8
4.6通井、浸泡8
4.7分段清洗9
4.8酸化作业10
4.9下入电泵生产管柱11
4.10装采油树14
4.11座封过电缆封隔器、启泵投产14
5清洗解堵施工时间计划17
6JSA报告17
6.1安全环保注意事项24
7附件25
7.1井口防喷器装置图25
7.2井身结构示意图26
7.3防砂管柱图27
7.4通井管柱图28
7.5分段清洗管柱图29
7.6酸化管柱30
7.7生产管柱图31
7.8采油树32
附《LD10-1-A21h井清洗酸化设计(液体部分)》
《LD10-1-A21h井射流泵排酸设计》
1前言
LD10-1-A21h井是一口在8-1/2”裸眼内下入7”优质梯级筛管进行防砂作业的生产井,于2004年8月19日结束完井作业。
10月7日对其进行了返排作业,返排至含油100%后关井,共排液25.68方,其中油5.52方,水20.16方。
2005年1月28日23:
57变频30HZ启动,运转30Min,运行电流在16~17A,接近电流欠载设定值15A,切换至35HZ运转。
1月29日10:
30切换至40HZ运转。
20:
30切换至50HZ,稳定运转10Min后手动切换至工频运转。
1月30日计量产液量115.7方/天,产油量115.3方/天,产气量1296方/天,含水0.4%,生产压差84psi,1月31日生产压差上升至286.9psi,2月1日生产压差上升至465.7psi。
2月2日计量产液量15.1方/天,产油量15方/天,产气量0方/天,含水0.14%,生产压差330.3psi。
由于生产压差大,并且井口油压较高,11:
23,停泵,恢复静压后启泵生产。
2月10日将A21h井油嘴由4.8mm增大至6.4mm进行生产,计量产液量14方/天,产油量14方/天,产气量2040方/天,含水0.05%,生产压差434.5psi。
2月13日~15计量几乎无液。
2月18日17:
00停泵。
3月3日9:
30变频30HZ启泵,油嘴18:
50由6.4改为7.5。
计量产液量8.59方/天,产油量8.42方/天,产气量1944方/天,含水2%,生产压差101.5psi。
3月4日计量产液量0.85方/天,产油量0.85方/天,产气量1530方/天,含水0.1%,生产压差58psi。
3月5日计量产液量0方/天,产油量0方/天,产气量1656方/天,生产压差116psi。
4月9日9:
00~11:
00A21h反洗井;11:
00A21h井35HZ启泵,油嘴1/4"~13/32"。
4月10日0:
30平台流程异常,所有井人工关井,3:
30恢复正常,重新启泵生产。
计量产液量79.45方/天,产油量79.01方/天,产气量2516方/天,含水0.56%。
4月11日15:
30,平台主机停电,所有井关井;16:
00,恢复供电,A21h井30HZ变频启动,并逐步调节至停电前的运行频率。
计量产液量117.6方/天,产油量106.3方/天,产气量2640方/天,含水9.6%。
4月12日16:
00,A21h产液量变化较大,油压偏低,油嘴堵塞严重,需经常活动油嘴,停泵,对油管试压,不能稳压,正挤地层水5方,重新启泵生产。
4月14日20:
50,油嘴由9.5mm调整至6.4mm,油压由1.3Mpa上升到1.8Mpa,套压由1.8Mpa上升到1.9Mpa。
4月15日计量产液量45.6方/天,产油量43方/天,产气量2304方/天,含水5.8%。
4月16日15:
30油嘴由6.4mm下降到6mm,活动油嘴,油压由1.5Mpa下降到1Mpa,套压仍然为1.6Mpa。
计量产液量11.64方/天,产油量10.98方/天,产气量2100方/天,含水5.7%。
4月17日9:
00油嘴由6mm调到6.4mm,油压由2.5Mpa下降到2.0Mpa,套压仍然为1.1Mpa。
10:
30油嘴由6.4mm调到7.2mm,油压由2.0Mpa下降到1.84Mpa,套压仍然为1.1Mpa。
13:
30油嘴由7.2mm调到7.6mm,油压不稳定,持续下降。
15:
30油嘴由7.6mm调回到7.2mm。
油压稳定在1.25Mpa,套压仍然为1.1Mpa。
6月13日计量产液量10.24方/天,产油量8.39方/天,产气量1903.2方/天,含水3.6%。
为充分释放该井产能,经钻井部及中海油服相关技术人员分析,拟针对该井实施分段清洗及酸化,以达到提高产量的目的。
2基本数据
2.1位置及环境数据
1)地理位置:
旅大10-1油田位于渤海辽东湾海域,东经120°34’~120°41’,北纬39°45’~39°51’,东北距绥中36-1油田中心平台约24km,西北距绥中市约65km。
2)构造位置:
LD10-1构造是一个在古潜山背景上发育起来的断裂半背斜,近北东走向,西北边界为辽西1号断层,东南侧呈缓坡向凹陷过渡
3)坐标位置(WGS-72坐标系统):
X:
4405709.61北纬:
39°47'59.061"
Y:
552375.46东经:
120°36'42.479"
4)补心海拔、水深:
补心海拔:
29.51m米,水深:
32.4米
2.2油藏数据
1)油层中部压力:
P=0.0097H+0.4477,H:
海拔,m;P:
MPa
2)油层中部温度:
T=0.0312H+16.407,H:
海拔,m;T:
℃
3)油层数:
1层
裸眼
顶深(m)
底深(m)
长度(m)
备注
MD
TVD
MD
TVD
单层
2078.85
1619.90
2377.00
1621.00
298.15
2.3钻井数据
1)井名:
LD10-1-A21h
2)井别/井型:
生产井/水平井
3)套管程序:
序号
套管尺寸(mm)
钢级
磅级(lbs/ft)
套管鞋深(m)
水泥返高(m)
1
508.0
X52
106.50
100.5
锤入
2
339.7
N80
61.00
194.53
井口生产平台
3
244.5
N80
47.00
2078.85
前置浆:
98,后置浆:
1216
4)井身结构:
(见附图)
2.4完井基本数据
1)井深基准面:
转盘面;油补距:
13.85m;
2)基准面到泥面高度:
61.91m;
3)9-5/8"套管鞋深度:
2078.85m,完井井深:
2377.00m;
4)筛管规格:
厂家
规格
外径(in)
基管(in)
过滤精度
钢级
重量
外径
内径
扣型
浙江苍南
优质梯级筛管
7.000
7.000
6.184
150um
N80
23#
7"BTC
5)防砂管柱的最小内径:
4.75in
6)防砂方式:
8-1/2"裸眼+7"优质梯级筛管
7)完井液配方:
项目名称
配方加量(kg)
工作液
封隔液
射孔液
堵漏液
清洗液
水填充液
过滤海水
1方
1方
1方
1方
1方
1方
烧碱
2~3
10
氧化镁
1
HCS
15
20
15
15
BPA
20
CA101
20
CMHEC
6
JWY
30
HBK
0.2
HTA
5
10
3
5
CA101-3
10
15
10
OSY
2
HXS
20
20
20
20
8)生产管柱基本数据:
Ø油管规格:
31/2"EUEN-809.3ppf
Ø井下工具最小内径及名称:
2.813in,"X"坐落接头;井下安全阀;滑套
Ø管柱类型:
普通合采管柱
井下工具
顶部扣型
底部扣型
外径(in)
内径(in)
压力级别(psi)
9-5/8"40-47#
过电缆封隔器
3-1/2"EUBoxSecondary:
2-7/8"EUBox
3-1/2"EUEPin
8.50
2.918
3000
部件号
Assy344711812ESP90719-ZSER.No.S1046496-9ReleasingShearPin:
10Klbs×4
1.5"放气阀
1/4"NPTPin
1"NomNPTPin
1.52
5000
部件号
Assy10127689978A052S1076725-22
Packoff
1.9"NUPin
2.52
1.00
2000
部件号
ASSY1246158120028S1068938
控制管线
GIBSONWLD1/4"×0.049"TD316/TP316LASTM-A269HT#891765U.S.A.
3-1/2"座落接头
3-1/2"EUEPin
3-1/2"EUEPin
3.97
2.813
9600
部件号
M100007444711X28103SER.NO.S1063786-11
3-1/2"滑套
3-1/2"EUEBox
3-1/2"EUEPin
4.55
2.813
5000
部件号
X-lineAssy344845821XD28157-CS1064551-17ShiftingDirection:
openDown
3-1/2"井下安全阀
3-1/2"EUEBox
3-1/2"EUEPin
5.20
2.813
5000
部件号
Assy10133145478LXE28075-PSER.No.S1012232-1Self-Equalizing,1/8"NPTcontrollineconnection
Ø井下主要工具
2.5清洗液配方与用量
1)清洗液配方:
原清洗液+PA-DR(4%HCF+0.5%HF)+1.0%PA-HCS(缓蚀剂)+2.0%PA-NT(粘土稳定剂)+1.0%PA-FR(破乳剂)+淡水
具体配方说明详见《LD10-1-A21h井清洗解堵设计(液体部分)》
2)复合酸液60方
配方:
10%HCI+5%HBF4+2%HF+2.0%缓蚀剂(PA-CSH)+1.0%铁离子稳定剂(PA-TL)+2.0%粘土稳定剂(PA-NT)+1.0%破乳剂(PA-PR)+1.0%助排剂(PA-ZP)
3作业前准备
⏹检查各承包商和服务商的材料及器材准备情况,作好作业前准备工作。
⏹出海前进行人员资格审查,承包服务商派作业经验丰富的人员参加该项作业。
具体按照《中海石油(中国)有限公司钻完井健康安全环保管理体系》执行。
⏹作业前,要求检查作业平台安全防护设施。
按照《中海石油(中国)有限公司钻完井健康安全环保管理体系》联合作业中的要求执行。
⏹送井的完井器材、分段清洗工具,必须在陆地检验合格,带有合格的检验报告方能送井。
⏹各施工单位人员要做好防腐蚀工作。
配液前必须穿戴好,防酸手套、防护眼镜、呼吸器等个人防护用品。
⏹在清洗作业前,检查流程,通水试循环,排除一切跑、冒、滴、漏的隐患,同时在各管线连接处以及钻台上加放防酸护垫。
⏹收集气象信息,确定具体作业时间。
4施工程序
4.1洗、压井作业
1)由当班司钻组织召开班前会,值班队长办理HSE/WA-013R02“冷工作业许可证”
2)钢丝作业砸泄油阀(或开滑套)。
3)仔细检查管线流程、阀门和泥浆泵的状况。
倒好流程后,开泵反循环地层水洗井,压井排量从小到大逐渐增加,注意泵压表变化,洗至返出干净
4)确认进出口水质大致相同后停泵。
5)压井数据由值班队长负责记录,记录表交现场监督。
4.2拆采油树
1)在拆采油树之前,由司钻与平台中控取得联系,由中控操作人员将各井的连通阀关闭,对作业井放压,观察三十分钟,井口无压力、无气泡、无溢流后准备拆采油树。
2)通知封隔器现场人员将控制管线泄压,压力计现场服务人员负责拆掉采油树信号电缆密封,电泵人员剪断井口动力电缆。
副司钻在井口与司钻取得联系,司钻用大钩提住采油树,副司钻安排钻工将采油树螺栓卸下。
3)采油树吊起前,副司钻对各连接法兰螺栓进行检查,确认采油树所有螺栓及电缆穿透器压帽已全部拆下,采油树的两端翼阀法兰之间的钢圈已经取出,钻工在两端翼阀系牵引绳,防止采油树在吊装的过程中旋转、摇摆、碰撞。
4)吊采油树时,司钻观察指重表的悬重,吊装钢丝绳套按吊装索具的安全规定执行。
5)由副钻指挥将采油树摆放至安全稳定位置处,并安排螺栓的保养。
4.3装井口防喷器组
1)防喷器安装前,设备工程师检查防喷器控制装置油箱的油位、油质、各控制阀件开关位置、电器元件及线路等符合使用要求。
2)设备工程师检查胶芯无严重磨损、缺损或老化,不合格时应进行更换,并检查闸板防喷器的手动装置灵活好用。
3)由司钻负责防喷器的起吊、移位和与井口对中。
4)钻工负责上紧防喷器法兰与井口最近的连接螺栓,连接好防喷器的液压控制管线及放喷管线。
5)钻工用帆布覆盖防喷器立管与井口盖之间的环空,避免油、水、杂物等落入井口区。
6)司钻负责对防喷器进行开关功能试验,确保开关自如,灵活好用,进行试压作业时,试压区域进行隔离。
7)防喷器试压,环形防喷器2000psi×10min,闸板防喷器3000psi×10min,并记录试压结果,由完井监督确认。
8)试压作业时,无关人员不得进入隔离区域。
4.4起生产管柱
1)在提升短节(油管挂)上接拷克和循环管线并用大钩提住后,卸开顶丝。
2)试提前,检查顶丝退出情况,防喷器、指重表提升系统符合安全要求方可提油管挂。
3)上提油管挂,起油管时操作要平稳,必须待吊卡挂好后方可慢慢起吊,管柱上提拉力严禁超过油管抗拉极限的80%,不可猛提猛放,防止油管脱扣、断裂,司钻应注意指重表变化。
4)油管挂及过电缆封隔器解封后,将油管挂卸至钻台,检查油管挂状况。
并迅速将井下安全阀的控制管线接上手压泵打压,确保安全阀处于打开状态。
5)接循环头及管线,开泵循环进行二次压井,循环压井结束后测量漏失量。
6)若环空液面无上涨趋势,则通过油管四通开始向井内灌液,保持液面。
7)按照正确操作程序起出生产管柱,将井下工具甩至甲板。
8)电缆必须穿过滑轮,从滚筒上方缠绕,并做好警示工作。
9)起管柱时应随时注意和记录指重表悬重,起钻过程中,随时补充地层水至井口。
10)拆卸绑带和橡胶卡子时必须防止销钉掉入井里,卸下后放置到适当的位置,并统计数量,对比入井记录,检查是否有落井护罩及绑带。
11)钻工确认卡瓦座好后方可摘吊卡,以防管柱落井。
12)钻台摆放立柱时,司钻要根据管柱数量选择合适位置,充分考虑作业人员作业空间及安全通道。
13)起出井内全部生产管柱后,井架工必须将二层台上的立柱固定好。
14)各服务商严禁在井口附近进行其它作业,严禁在井口附近放置杂品,防止物件落入井内。
4.5解泵
1)司钻配合电泵作业人员将电机、保护器、分离器、泵解体和安装,并用吊车按顺序吊入井场井口时,必须用尾绳协助吊装,并且有机组服务人员在现场监督指挥。
2)现场检查机组外观、绝缘、直阻,对机组进行盘轴检查,并检查分离器、泵头处是否有出砂迹象,为下步作业提供依据。
3)继续起钻(3/4”抽油杆50根)回收信号电缆,起出的电子压力计进行检查、调试。
4.6通井、浸泡
1)组下通井钻具,从下至上通井钻具组合如下:
(见附图7.4)
a)圆头带孔引鞋(2-7/8"EUEB)
b)2-7/8倒角油管320m(2-7/8"EUEBP)
c)4.75“定位密封(3-1/2"EUEB2-7/8"EUEP)
d)3-1/2“EUE油管(3-1/2“EUB×P)
2)通井过程中,注意保护好井口,严防井下落物。
3)下入通井管柱,当冲洗头接近SC-1R顶部封隔器时(顶深:
2025.59米)注意指重表悬重的变化,遇阻时慢慢转管柱通过。
4)通井管柱下至2330米(密封筒顶深:
2335.27米,筛管底深2348米),定位密封距顶部封隔器3~5m时大排量正循环地层水,返出进生产流程。
5)返出干净后,测静漏失量并记录,泵入12方清洗液+7方地层水,使清洗液浸泡筛管内部,下放管柱至定位密封插入顶部封隔器。
6)浸泡6小时,起钻。
起钻前,测静漏失量并记录。
4.7分段清洗
1)分段清洗钻具组合:
(见附图7.5)
a、圆堵(2-7/8“EUB)
b、2-7/8“EU倒角油管短节1m(2-7/8“EUB×P)
c、下皮碗组#2(2-7/8“EUB×P)
d、2-7/8“EU带孔管4m(2-7/8“EUB×P)
e、2-7/8“EU倒角油管短节(4m+2m)
f、2-7/8“EU倒角油管1根(2-7/8“EUB×P)
g、上皮碗组#1(2-7/8“EUB×P)
h、2-7/8“EU倒角油管340米(2-7/8“EUB×P)
i、变扣(3-1/2“EUEB×2-7/8“EUP)
j、3-1/2“EUE油管(3-1/2“EUB×P)
2)按照钻具组合连接并下入双皮碗分段清洗工具(注意在皮碗上均匀的涂抹黄油),下钻速度要慢。
3)皮碗工具下至封隔器附近时测上提、下放悬重,注意指重表悬重变化,当圆堵距SC-1R顶部封隔器2米时,开泵将清洗液8方替满钻具内容积(封隔器深度:
2025.59米,ID:
4.75in)。
4)继续下双皮碗清洗管柱至筛管段顶部,(注意控制下放速度,防止磨损胶皮),连接循环头和地面固井管线,对地面管线试压2500psi×10min。
5)继续下钻,当皮碗工具进入筛管段时,严禁转动钻具,防止损坏皮碗。
6)泵入清洗液试挤,试挤过程中,注意记录泵压变化:
a、若有憋压现象控制泵压<1500Psi,观察并记录泵压变化,待压力下降后继续挤入清洗液2方,停泵放压(记录反吐量,计算进入量),待压力回零后,拆管线,下放管柱,进行下段清洗作业。
b、若在试挤过程中无憋压现象,则泵入2方清洗液,从泵头放掉管线内流体后,接拆管线,下放管柱,进行下段清洗工作。
7)继续下双皮碗清洗管柱清洗至密封筒上部(2335.27米)(注意控制下放速度,防止磨损胶皮),此次分段清洗作业计划泵入清洗液共30方。
8)起出清洗管柱。
起钻前,用8方地层水顶替清洗液进裸眼段,分段清洗管柱提出顶部封隔器后,观察并记录静漏失速度。
9)起出皮碗工具后检查皮碗的使用情况。
注意:
Ø皮碗工具外径尺寸较大,在出、入封隔器和内径变化井段时注意控制提放速度,密切注意悬重变化,严禁快速提放。
Ø皮碗入井后,尽量不转动管柱。
Ø若皮碗工具起出过程中遇卡,无法解卡时,上提管柱将工具提断(管柱薄弱点为2-7/8"带孔管及皮碗之间的中心管-最大外径2.53"),在下入酸化管柱时将断落的管串推至筛管底部。
4.8酸化作业
4.8.1下入注酸管柱:
圆头带孔引鞋+2-7/8"EUE倒角油管200m+4.75"定位密封+3-1/2"EUE油管短节1根+球座+3-1/2"EUE油管1根+滑套+射流泵工作筒(带储存式电子压力计)+3-1/2"EUE油管
4.8.2酸化管柱下入到位,定位密封插入顶部封隔器后,关防喷器,环空验封1000psi×10min,合格后,打开防喷器。
4.8.3注酸地面管线试压2500psi×10min,压力不降为合格。
4.8.4注入方式:
管内正注。
4.8.5施工排量:
根据施工压力现场确定,施工时地层附加压力:
<10Mpa。
4.8.6挤注程序
序号
施工内容
泵注压力
注入液量
累计注入量
备注
Psi
MPa
Bbls
方
bbls
方
3
正挤酸液
<1450
<10
377
60
564
60
3
正挤顶替液
<1450
<10
50
8
614
68
4.8.7注酸完毕后,拆循环头,投球,泵送至球座,正打压3000PSI,打开滑套。
4.8.8拆循环头,投射流泵泵芯,泵送到位。
4.8.9启动射流泵返排残酸(同时启动注碱泵向A21h井生产管汇注入碳酸钠水溶液),返出直接进入计量系统计量,同时检测残酸的PH值和残酸中的絮状物情况,要求记录返排的总量、油压、日产液量、日产油量、含水等的变化情况。
设计排液速度150~200方/天,计划2天排酸结束。
(具体参照《LD10-1-A21h井射流泵排酸设计》)
4.8.10排酸完毕,反循环将射流泵泵芯循环至井口。
4.8.11拆井口循环头及管线,起出井内酸化管柱。
4.9下入电泵生产管柱
1)LD10-1-A21h井按下列顺序连接、下入生产管柱:
(见附图7.7)
(1)压力计
(2)抽油杆(50根)
(3)变扣3/4”抽油杆扣BOX×2-7/8NUP
(4)扶正器(0.5米)
(5)电潜泵机组(泵挂深度1500米)
(6)泵头
(7)变扣(27/8”EUP×3-1/2”EUB)
(8)3-1/2"EUE油管(1根)
(9)单流阀(3-1/2”EUP×B)
(10)3-1/2"EUE油管(1根)
(11)泄油阀(3-1/2”EUP×B)
(12)3-1/2"EUE油管2根及油管短节
(13)‘XD’滑套(关闭下入)
(14)3-1/2"EUE油管及油管短节
(15)"X"坐落接头
(16)3-1/2"EUE油管2根及油管短节
(17)9-5/8”过电缆封隔器(下入深度170米)
(18)3-1/2"EUE油管2根及短节
(19)井下安全阀(31/2”EUB×P)
(20)3-1/2"EUE油管14根及短节
(21)双公短节(31/2”EUPxP)
(22)11”油管挂(31/2”EUBx31/2”EUB)
2)由压力计厂家服务人员负责压力计的连接及下入作业,连接下入过程中防止磕碰压力计电缆。
压力计连接完毕后须由压力计厂家检测压力计是否正常。
3)按照设计深度要求下入抽油杆,每个抽油杆接箍上打一个压力计电缆卡子,打卡时注意避免磕碰挤伤电缆。
4)连接机组时,机组吊卡要安全、可靠,机组各件要逐节连
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- ld101a21 酸化 施工 设计