油田生产bz345p1酸化施工设计钻井部.docx

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油田生产bz345p1酸化施工设计钻井部

前言1

一、出海前准备工作2

二、基本数据3

1、地理位置3

2、环境数据3

3、钻井数据3

4、地质设计5

5、酸液配方与用量7

三、施工程序8

1、下分层管柱8

2、下酸化管柱10

3、拆防喷器组,装采油树,连接钢丝作业井口11

4、组装钢丝作业井口11

5、注酸/排酸作业12

6、组装防喷器总成13

7、起酸化排酸管柱14

8、下生产管柱14

9、拆防喷器组,装采油树，座封过电缆封隔器16

10、完井液返排18

四、安全环保措施20

1、施工前准备工作20

2、酸化作业20

3、下生产管柱作业22

4、井口、采油树安装和试压22

5、完井液23

6、环保措施23

7、安全、环保具体体系要求23

五、附图:

24

（一）井身结构图24

（二）防喷器组装图25

（三）钢丝作业井口图26

（四）采油树图27

（五）注酸管柱28

（六）注酸/排酸示意图29

（七）生产管柱图30

（八）双泵Y型换向阀和双电缆护罩31

（九）井位图33

六、附表：

34

表1、射孔数据表34

表2、完井液配方表36

表4、质量评审标准38

表5、风险分析表39

表6、BZ34-5油田电泵机组参数表40

表7、BZ34-5-P1井返排日报表41

前言

BZ34-5油田东北距BZ34-4油田4EP平台约3km，位于东经119°28′～119°34′，北纬38°02′～38°05′的海域，油田范围内水深19.7m，气温及冰期同BZ34-3油田。

BZ34-5油田井口保护架中心坐标为X：

4213224.59，Y：

459909.83；北纬：

38°03′57.210″，东经：

119°32′34.700″（WGS-84坐标系统）。

目前BZ34－5油田已完成1sb井和P1井钻井作业，2006-10-21完成1sb井完井作业，本井配产为40～60m3/d，目前的产液量为20.6m3/d,含水0.5%，生产压差630.1psi（4.41MPa），油压：

3.79MPa,套压：

1.4MPa，目前的生产情况与配产要求有一定差距。

2006年10月25日BZ34-5-P1井投棒射孔（5”射孔枪，孔密40shots/m，穿深460mm，孔径0.39in，负压值1728.56psi），放喷后无油气，2006年10月27日再次下入深穿透射孔弹补孔（5”射孔枪，孔密16shots/m，穿深980.44mm，孔径0.48in，负压值1728.56psi），放喷，井口返出较多气泡，反循环完井液压井，1.5小时累积返出原油1方，测漏失量0.75小时漏失0.75方，折合漏失量1方/小时。

11月1日启泵对E3s-Ⅲ油组进行排液试生产，累积排液时间14.5小时，累积排液量33.09方，效果较差。

于11月4日启泵对E3s1-Ⅰ油组进行排液试生产，累积排液时间22.25小时，累积排液量106.98方，平均日产液量59.04～82.56方/天，效果较好（详见返排日报表）。

鉴于BZ34-5-P1储层物性较差（孔隙度11.4～17.2％，岩芯分析平均渗透率20.2mD），决定对BZ34-5-P1井进行酸化作业。

一、出海前准备工作

1、至少出海前5天（特殊情况除外）将详细的作业施工设计交材料总监安排备料。

2、出海前检查落实作业用主要动力设备、高压容器、防喷器以及主要完井工具的密封性能和安全性能，要求有关部门提供有效合格证书，并逐一确认。

3、所有井下工具要进行地面试压，冲管及密封要进行密封试验，并检查丝扣合格后出海。

4、出海前根据出海器材清单和施工设计要求备好防砂设备及完井器材。

易丢失、怕海水浸泡的器材、小型设备和工具应装箱或打包。

5、要做好所有出海人员的资格认证，包括海上安全作业“五小证”、“健康证”，特殊作业人员要求具有岗位操作证。

具体要求：

按照天津分公司《健康安全环保管理体系》钻完井分册HSE/WB－004“3.5对作业人员的资格认定”标准执行。

二、基本数据

1、地理位置

BZ34-5油田东北距BZ34-4油田4EP平台约3km，位于东经119°28′～119°34′，北纬38°02′～38°05′的海域。

2、环境数据

BZ34-5油田范围内水深19.7m，常年最高气温34.6℃，最低-17.2℃，结冰期最长23天，初冰日平均在1月15日，终冰日平均在2月15日。

3、钻井数据

3.1定向井数据

井名

选用槽口

靶点坐标北

靶点坐标东

靶点垂深

靶点位移

靶点方位

造斜点

造斜率

最大井斜

井底斜深

m

m

m

m

deg

m

°/30m

°

m

BZ34-5-1sb

1#

4213030

459940

3483

196.77

173.56

2307

3

15.6

3583

BZ34-5-P1

2#

4213885

460000

3215

666.89

7.24

500

3

17.8

3655

1、设计补心海拔25m。

2、BZ34-5平台中心坐标（1#槽口BZ34-5-1s）：

Y（E）:

459910.00

X（N）:

4213224.47

3.2定向井井眼轨迹数据

BZ34-5-P1井

3.3井眼尺寸及套管程序

1、BZ34-5油田常规定向井（P1）

钻头尺寸（in）×钻深（m）

套管尺寸（in）×下深（m）

套管钢级、重量及扣型

17-1/2"×594.3

13-3/8"×592.8

J55、61PPF、ER

12-1/4"×2760

9-5/8"×2755

N80、47PPF、BUTT

8-1/2"×3655

7"尾管×3642

N80、23PPF、BUTT

4、地质设计

4.1地理位置及区域位置

BZ34-5油田东北距BZ34-4油田4EP平台约3km，位于东经119°28′～119°34′，北纬38°02′～38°05′的海域，油田范围内水深19.7m。

4.2构造特征

渤中34油田群在下第三系沉积时，该地区是黄河口凹陷内分割东西部沉积中心的水下低隆起带，位于南缓北陡的狭长“箕形”生油凹陷中，具有良好的油气富集成藏的石油地质条件。

渤中34-5油田地球物理共解释了5个地震反射层，编绘了各层顶面构造图，分别为馆陶组顶面构造图、东二段J砂层油层顶面构造图、沙一段Ⅰ油组顶面构造图、沙一段Ⅱ油组顶面构造图、沙二段Ⅱ油组顶面构造图。

明化镇组和馆陶组顶面受到北东向断层的切割，平面上形成堑垒相间的断块特征，构造相对复杂。

东二段J砂层受北东东向及近东西向两组断层的控制，平面上形成呈东、西高点分布的断鼻构造。

圈闭面积1.0～1.1km2，构造幅度25～30m。

沙河街组是一个被断层复杂化的凹中隆，在构造中部（BZ34-5-1井与BZ34-5-2井之间）存在一低幅度的鞍部。

以此为界，可将构造细分为东、西两个部分，发育两个局部高点，分别位于BZ34-5-1井与BZ34-5-2井区，构造形态以断鼻构造及断块构造为主。

圈闭面积0.9～2.3km2，构造幅度20～90m。

其中1井区构造幅度相对较大，总体上被3条北东东走向断层（由南到北断层分别为：

1号断层、2号断层和3号断层）所夹持，油田被分为南、北两块。

渤中34-5油田断裂系统复杂，在剖面上断层主要为“Y型”断层，平面上呈雁行式排列。

根据断层产状，大致可分为两组，一组为近东西向，另一组为北东东向。

4.3储层特征

4.3.1地层层序及油组划分

4.3.1.1BZ34-5油田

P1井射开储层具有低孔低渗的特征：

沙一段测井解释孔隙度为11.4％～17.2％，岩心分析平均渗透率为20.2mD；沙二段：

测井孔隙度为14.5％。

具体数据详见附表1：

射孔数据表。

4.4油藏特征

4.4.1油藏温度与压力

渤中34-5油田地温梯度3.4℃/100m，压力梯度0.96MPa/100m。

属正常温度、压力系统。

☆地层压力与深度的关系：

P=0.0096×H+0.71

（式中：

P代表油层压力，MPa；H代表油层海拔深度，m）

4.4.2流体特征

4.4.2.1原油性质

渤中34-5油田地下原油性质：

渤中34-5油田共有2个PVT样品，其中一个E3d2个样，一个E3s1样，高压物性分析结果表明（表2-5），渤中34-5油田东营组油藏温度126.7℃，原油饱和压力28.7MPa，溶解气油比243m3/m3，原油体积系数1.650，地层原油粘度0.316mPa.s，地层原油密度0.605g/cm3。

沙一段Ⅰ油组油藏温度122.8℃，原油饱和压力27.3MPa，溶解气油比220m3/m3，原油体积系数1.627，地层原油粘度0.349mPa.s，地层原油密度0.628g/cm3。

渤中34-5油田地面原油性质：

BZ34-5-1井地面原油分析表明：

沙河街组原油密度在0.838～0.840之间，粘度在3.67～4.33mPa·s之间，含蜡量在12.78～14.94%之间，含硫量在0.11～0.13%之间，属于低密度、低粘度、高含蜡、高凝固点的原油。

BZ34-5-2井地面原油分析表明：

东营组原油密度为0.811，粘度为3.75mPa·s，含蜡量15.8%，含硫量0.04%，也属于低密度、低粘度、高含蜡、高凝固点的原油。

BZ34-5-2井东营组的原油轻于BZ34-5-1井沙河街组的原油。

4.4.2.2BZ34-5油田流体性质

天然气性质：

BZ34-5-1井气样分析表明：

沙河街组天然气相对密度在0.8以上，甲烷含量60.32～84.33%，属湿气。

沙河街组油层的天然气比东营组重。

BZ34-5-2井气样分析表明：

东营组天然气相对密度为0.6540，甲烷含量85.04%，属湿气。

东营组油层的天然气比沙河街组轻。

地层水性质：

根据BZ34-5-1井及BZ34-5-2井的水样分析，渤中34-5油田地层水总矿化度为10,000～20,000mg/l，水型主要为NaHCO3。

5、酸液配方与用量

5．1酸液配方

1）.前置酸

10％HCl＋1.5%SA1-3＋1.0%PA-TL＋2%PA-NT＋1%PA-PR＋1%PA-ZP+2%PA-RH

2）.主体酸

3％HCl+4%SA701+6%SA601+1.5%SA1-3＋1.0%PA-TL＋2%PA-NT＋1%PA-PR＋1%PA-ZP+2%PA-RH

3）.后置酸

5%HCl+1.5%SA1-3＋1.0%PA-TL＋2%PA-NT＋1%PA-PR＋1%PA-ZP+2%PA-RH

4）.顶替液

0.6％PA-RH＋1%PA-ZP

5．2酸液用量

名称

前置酸

主体酸

后置酸

顶替液

合计

21m3

36m3

21m3

20m3

98m3

淡水m3

14.42m3

27.86m3

15.69m3

19.2m3

77.17m3

31%盐酸

5637Kg

4.9m3

3537Kg

3.1m3

3472Kg

3.0m3

12646Kg

11m3

SA601

2160Kg

2160Kg

SA701

（固体）

1440Kg

1440Kg

互溶剂

PA-RH

420Kg

720Kg

1060Kg

120Kg

2320Kg

缓蚀剂SA1-3

315Kg

540Kg

315Kg

1170Kg

铁稳剂PA-TL

210Kg

360Kg

210Kg

780Kg

防膨剂PA-NT

420Kg

720Kg

420Kg

1560Kg

破乳剂PA-PR

210Kg

360Kg

210Kg

780Kg

助排剂PA-ZP

210Kg

360Kg

210Kg

200Kg

980Kg

碳酸钠

5000Kg

★盐酸按工业盐酸浓度31%计算；

三、施工程序

1、下分层管柱

（1）准备合适尺寸的筛管支架、筛管和冲管提升短节，并按下列顺序连接、下入防砂管柱井下固定部分：

（2）连接分层外层管柱：

（由下至上）：

a）引鞋

b）底层筛管OD：

4.0"，N80，NUB×P

c）变扣41/2STCB-4"API-NUP

d）隔离封隔器

e）变扣41/2STCP-4"API-NUB

f）顶层筛管OD：

4.0"，N80，NUB×P

g）变扣

（3）用4.0"卡瓦和合适的安全卡瓦将最后一根筛管座到井口上；然后依次下入分层管柱服务工具总成：

a）圆堵

b）3.25”密封（内带接球器）

c）带孔管

d）3.25”密封

e）27/8”hydril511冲管

（4）连接Halliburton"VSA"顶部封隔器总成，31/2”IFBX4”NUP+27/8”Hydril511P。

（5）31/2"短钻杆。

（6）下入一柱钻杆，关万能，缓慢开泵反循环，验证能否反循环，确定各工具连接是否正确。

（7）下钻。

注意事项：

严禁猛停猛放，坐卡瓦和提卡瓦时起下要缓慢，下入速度控制在1柱/60秒。

a）到位前（1柱）测上提、下放悬重并记录，同时计量漏失。

b）连接地面管线，并对地面管线通水试压：

（8）座封SC-1R封隔器

a）投17/16”座封球,小排量泵球入座。

b）座封顶部封隔器；1800PSI×5’→0；2500PSI×5’→0；3100PSI×5’→0。

（注：

如果管柱打不起压，上提管柱反循环清洗单流阀阀座，放回到原位置重新打压座封封隔器；如果管柱还打不起压，则投备用球，打压座封）

c）上提超过正常上提悬重10T验封。

d）下放管柱，下压2T，关闸板防喷器并环空打压2500PSI×5’验封。

e）上提管柱至中和点位置，正转12-15圈释放服务工具。

f）缓慢上提管柱确认工具已脱手（注：

如果用备用球座封顶部封隔器，则上提管柱到反循环位置反循环出备用球）。

（9）座封隔离封隔器

a）上提至负荷显示位置，这是座封底层隔离封隔器位置

b）在座封底层隔离封隔器位置再上提8ft，是底层隔离封隔器的验封位置

c）连接管线正循环，记录泵压，泵速不得超过2BPM。

d）下放管柱至正常下入位置后再上提到座封位置。

e）打压座封底部隔离封隔器：

2500PSI×5’→0

f）上提到验封位置，正打压以3BPM左右的排量验封，观察环空是否有返出。

g）如果地面无返出，则证明隔离封隔器已经座封；如果地面有液体返出，重复步骤4）---6），座封封隔器。

（10）起钻。

注意事项：

a）按照工具清单认真核对下井工具。

b）对下井筛管应仔细检查有无变形、损伤等。

c）下冲管时应打好卡瓦和安全卡瓦，防止管串落井。

d）应使用管钳上卸冲管扣。

e）下管柱时应保护好井口，防止小件落井。

f）下钻要平稳，严禁猛刹猛放。

g）施工前地面管线、管汇必须固牢（每隔5m一点），应先通水，再试压4000psi×10′，不降为合格。

必须严格执行试压标准，试压时人员必须远离高压管线、管汇。

h）起钻时注意补充工作液，保持液面在合适的高度。

2、下酸化管柱

卸顶丝，起出防磨补芯，按下列顺序连接下入酸化管柱

a）圆堵

b）OTIS2.313”滑套（开启）

c）27/8”NU油管

d）3.25”插入密封

e）27/8”NU油管

f）OTIS2.313”滑套（关闭）

g）27/8”NU油管

h）3.25”定位密封

i）27/8”EUE油管一根

j）OTIS2.313”滑套（开启）

k）27/8”EUE油管

l）Y接头

电泵机组：

电机+保护器+分离器+离心泵+泵出口+单流阀+“Y”接头

大庆电泵（扬程1500ｍ，排量100ｍ3/ｄ）

m）31/2”EUE油管

n）31/2"EUE双公油管短节

o）连接油管挂。

p）连接BIW电缆穿透器。

q）在油管挂上面连接提升油管，电缆固定至提升油管。

r）慢慢下放管柱，油管挂下放至油管四通上面时，停止下放。

s）卸掉防喷器下部变径法兰的螺母，慢慢上提防喷器，以能看见油管挂的定位销为限度。

根据油管四通定位槽和油管挂定位销的位置，慢慢调整管柱方向（转最小角度以保护电潜泵机组），下放。

t）上紧油管挂顶丝。

3、拆防喷器组,装采油树,连接钢丝作业井口

a）拆放喷器组,拆升高短节、防喷器组，并将升高短节吊至钻台固定。

b）装采油树（见附图8），注意采油树安装方向要符合工程安装的要求，按API标准上紧全部紧固螺栓。

c）注密封脂，对采油树钢圈连接处试压2000psi2hrs，压降≤2%为合格。

d）连接地面流程。

e）从采油树油嘴另一侧翼阀接注酸管线至注酸泵,并对采油树整体试压5000psi*10分钟,压力不降为合格。

f）井口电缆回接至控制柜,确认电机正反转。

4、组装钢丝作业井口

a）连接变扣接头至采油树顶部，53/4″-4AcmeB3-1/2″EUEP。

b）连接三通，53/4″-4AcmePB1502。

c）连接钢丝防喷器，53/4″-4AcmePB。

d）连接钢丝BOP防喷管总成。

e）将预先准备好的钢丝工具串装入防喷管内。

f）将防喷管/工具串总成吊装到井口上。

g）将钢丝工具串提出防喷器以上至少0.5m，关钢丝防喷器，对防喷管总成试压3500psi10min，压降≤2%为合格，放压。

h）连接地面管线至井口三通。

地面管线试压3500psi10min，压降≤2%为合格。

放压。

i）关清蜡阀。

5、注酸/排酸作业

（1）底层注酸作业；

a）泵注程序

序号

泵注内容

液量

施工压力

排量/

备注

m3

bbl

MPa

psi

m3/min

bpm

1

低压替预处理液（柴油＋PA-RH）

5.3

2

低压替前置酸

4.7

29.6

3

钢丝作业关循环滑套

4

高压挤前置酸

5.3

33.4

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

关闭套管闸门

5

高压挤主体酸

10

63

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

6

高压挤后置液

10

63

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

7

高压挤顶替液

10

63

<3550

0.3—0.8

1.9-5

8

停泵记录压降曲线15min。

（2）底层排酸作业

a）开清蜡阀,钢丝作业开循环滑套。

b）拆钢丝作业井口,投Y堵,试压确认是否到位。

c）调整欠载电流及过载电流，初始以30HZ频率启泵稳定生产。

d）启泵的同时，开始注碱作业，向生产管汇注入碳酸钠水溶液，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。

e）确认残酸排出且产液量达到配产要求后环空替入完井液,直至井口返出为干净完井液为止,停泵。

（3）顶层注酸作业

a）钢丝作业捞Y堵。

b）钢丝作业关底层滑套。

c）钢丝作业开顶层滑套。

d）关清蜡阀。

e）泵注程序

序号

泵注内容

液量

施工压力

排量/

备注

m3

bbl

MPa

psi

m3/min

bpm

1

低压替预处理液（柴油＋PA-RH）

10

2

钢丝作业关循环滑套

3

高压正挤预处理液8.7m3

关闭套管闸门

4

高压正挤前置酸

10

63

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

5

高压正挤主体酸

25

157.5

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

6

高压正挤后置酸

10

63

<25

<3550

0.3—0.8

1.9-5

7

高压正挤顶替液

10

63

<3550

0.3—0.8

1.9-5

8

停泵记录压降曲线15min。

（4）顶层排酸作业

a）开清蜡阀,钢丝作业开循环滑套。

b）拆钢丝作业井口,投Y堵,试压确认是否到位。

c）调整欠载电流及过载电流，初始以30HZ频率启泵稳定生产。

d）启泵的同时，开始注碱作业，向生产管汇注入碳酸钠水溶液，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。

e）确认残酸排出且产液量达到配产要求后环空替入完井液,直至井口返出为干净完井液为止,停泵。

6、组装防喷器总成

1）导通流程，用1.03SG完井液反循环洗井，返出液先经油、气分离器将气放空或燃烧掉，油、水进罐，送回陆地处理（地面放喷流程见附图六）。

2）井口无油气返出后停泵，观察半小时有无溢流。

3）拆采油树，仔细清洗油管四通钢圈槽，在钢圈槽内涂上一层薄薄黄油，将R54钢圈平稳放入钢圈槽内。

（注意对毛细管及控制管弦拧紧盲堵，防止试压时损坏）

4）组装变压变径法兰及BOP，组合如下（见附图二）：

防喷器组合方式：

环形防喷器＋双闸板防喷器（剪切闸板＋5"闸板）＋钻井四通＋闸板防喷器（5"闸板）。

5）下提升油管，连接油管挂，对防喷器进行功能试验。

6）打开油管四通翼阀，导通试压流程后，先通水排气，确认管线连接及闸门开关正确后，停泵。

对31/2″闸板试压5000psi10min，压力不降为合格,放压。

对5″闸板试压5000psi10min，压力不降为合格，放压。

对万能试压3000psi10min，压力不降为合格，放压。

注意事项：

试压时，务必将油管四通的翼阀打开，避免由于油管挂泄漏而损坏套管,注意观察油管四通有无液体返出。

试压后要将试压曲线和试压记录保存好。

具体要求：

按照天津分公司《健康安全环保管理体系》钻完井分册HSE/WB－012井口装置的拆装及试压执行。

7、起酸化排酸管柱

1）卸顶丝，起生产管柱，回收电泵机组及电缆。

注意事项：

1、注意绑带及护罩数量，记录与下井记录是否相符。

2、防止电缆磕碰，电缆出井后测整盘电缆绝缘。

3、机组出井后测机组绝缘直阻。

4、起生产管柱过程中连续灌液，保持环控液面

8、下生产管柱

1）酸化作业结束，起钻时做以下准备工作：

（1）油管丈量并编号、通径、检查有无伤痕、弯曲变形和丝扣有无损伤。

（2）所有计划下井的工具必须认真清点，下井前对下井工具核实内径、外径、长度、扣型、通径、作开关等功能试验。

（3）检查并计录电潜泵机组尺寸、型号，并与原来的出厂报告进行核对；打开电潜泵机组装箱盒，核实参数。

（4）将泵工况连接至电机尾部（BZ34-5油田不下入泵工况，BZ34-3油田下入泵工况）。

（5）备好下泵专用工具，电缆和导向划轮并检查其可靠性。

（6）将