XXXX全国石油工程设计大赛推荐材料之三：采气工程设计

采气工程1气井的完井和试气1.1气井的完井和井身结构1.1.1气井的完井方法1）裸眼完井：钻到气层顶部后停钻，下油层套管固井，再用小钻头钻开油气层，这样气层完全是裸露的。

2）衬管完井：这是改进了的裸眼完井，有裸眼完井的优点，又防止了岩石垮塌的缺点。

衬管用悬挂器挂在上层套管的底部，或直接座在井底。

3）射孔完井：钻完气层后下气层套管固井，然后用射孔枪在气层射孔，射孔弹穿过套管和水泥环射入气层，形成若干条人工通道，让气进入井筒。

长庆气田目前采用的是射孔完井方法。

4）尾管完井：钻完气层后下尾管固井。

尾管用悬挂器挂在上层套管的底部,射孔枪射开气层。

尾管完井具有射孔完井的优点，又节省了大量套管。

尾管顶部还装有回接接头，必要时，还可回接套管一直到井口。

尾管完井特别适用于探井，因为探井对气层有无工业价值情况不明，下套管有时会造成浪费。

1.1.2井身结构井身结构包括下入套管的层次，各层套管的尺寸及下入深度，各层套管外水泥浆返深、水泥环厚度以及每次固井对应的井眼尺寸。

井身结构通常用井身结构图表示，它是气井地下部分结构的示意图。

经论证，适合长庆气田开发的最小生产套管尺寸为φ139.7mm，套管程序为φ244.5mm+φ139.7mm。

考虑到下古气层H2S含量较高，套管腐蚀后的修复、气田开发后期侧钻和上、下古气层的分层开采，下古气层开发井采用φ273mm+φ177.8mm(7″)套管程序。

上古气层采用φ244.5mm+φ139.7mm井身结构。

1）长庆气井井身结构演变过程：（三个阶段）第一阶段：1986年以前，以找油为主，兼顾石盒子组底砂岩气层。

套管程序:Φ339.7mm表套（150～200m）+Φ177.8mm或Φ139.7mm 套管。

井身结构见图2-1。

图2-1 第一阶段井身结构图2-2 第二阶段井身结构（1）第二阶段：1986年至1988年，油气并举阶段。

(1)区域探井及超探井：表层套管＋技术套管＋生产套管＋尾管。

井身结构见图2-2。

优点：不熟悉地层的情况下，裸眼段长，能解决盐岩层等复杂问题。

缺点：井眼大，套管层次多，钻速慢，建井周期长，成本高。

（2）盆地东部中深井：表层套管＋技术套管＋尾管井身结构见图2-3。

优点：相对前一种井身结构，简化了套管程序，钻速快，建井周期短。

缺点：表层套管下深浅，未封固延长水层。

图2-3 第二阶段井身结构（2）图2-4 第二阶段井身结构（3）（3）东部探井第三次简化：表层套管＋生产套管增加了表套下深，简化了套管成程序，提高了钻速，节约了成本。

井身结构见图2-4。

第三阶段：盆地中部地区，以找气为主。

（1）边探井：以扩大储量和面积为目的，要求中途测试，目的层先期完井。

井身结构见图2-5。

图2-5第二阶段井身结构（3）444.5mm 钻头 215.9mm 钻头152.4mm 钻头 造斜点311.2mm 钻头 346mm ×550m273mm ×550m241.3mm ×2690m 侧钻点：2690m 215.9mm×3170m 领眼152.4mm ×4117m 114.3mm ×4112m 悬挂器（2）评价井、试采井及开发井图2-6 靖边气田井身结构图 图2-7 上古气层开发井井身结构示意图2）水平井井身结构根据长庆气田区域特点和现场钻井实际情况，分三种井身结构： Ⅰ型：子洲气田上古气层、靖边气田中部和南部下古气层水平井井身结构，见图2-8；Ⅱ型：靖边气田北部下古气层水平井井身结构，见图2-9；Ⅲ型：苏里格气田上古气层水平井井身结构，见图2-10。

后期根据钻井成功经验，还可进一步优化。

图2-8子洲气田、靖边气田中部和南部水平井井身结构 图2-9靖边气田北部水平井井身结构图2-10 苏里格气田水平井井身结构1.2气井的完井试气气井完钻后要进行试气，目的是了解钻探目的层有无油气及其产量的多少，为评价气层和气层的开采提供依据。

试气的工艺过程分六个工序，即通井、洗井、压井、射孔、诱喷和测试。

1.2.1通井新井射孔前，为了保证射孔枪顺利下到目的层，先用通井规通井和探井底。

通井规是一个空心圆柱体，外径比套管最小内径小6～8毫米，长度0.5米。

通井时，通井规装在油管或钻杆的最小端到井内，如果顺利下到井底就算合格。

探到井底的深度两次相差在0.5米以内，取平均值作井底实际深度。

1.2.2洗井洗井是为了冲掉并携带出套管壁上的泥饼和井底的沉砂等杂质，避免射孔后堵塞孔眼，污染油气层。

1）清水洗井：用清水以大排量在井内循环至少两周以上，洗井结束时清水中的机械杂质含量要求低于0.20%。

2）泥浆洗井：用优质泥浆大排量在井内循环至少两周以上，洗井结束时进出口泥浆密度一致。

洗井有正循环和反循环两种方式，由油管注入，从套管返出的称为正循环，由套管注入，从油管返出的称为反循环，由于油管截面积比油套管间的环空截面小得多，所以，正循环比反循环的液流速度大，冲刺能力强，而携带杂质的能力却比反循环弱。

井底沉砂多的井，可以先用正循环，后用反循环方式洗井。

1.2.3压井为了保证射孔中不发生井喷，射孔前要压井，压井液在洗井合格后替入井内。

对压井液密度的要求是：压井液对气层形成的压力梯度是气层预计压力梯度的1.05～1.15倍。

1.2.4射孔射孔是用射孔弹穿透油层套管和套管外的水泥环，使气层和井底沟通。

工业化并且在打开气层大量使用的射孔方式有3种：电缆输送式套管射孔、油管传输射孔、电缆输送式过油管射孔。

1)、电缆输送式套管射孔工艺电缆输送式套管射孔工艺，是采用射孔完井以来最早采用的一种射孔方法。

它实在敞开井口的情况下，用电缆把射孔器输送到目的层，进行定位射孔。

该工艺一般用于气层压力较低的情况下，具有施工简单、成本低、穿透深的特点。

为减少射孔液对储层的伤害，必须采用优质射孔液。

2)、油管传输射孔工艺油管传输射孔解决了电缆传输射孔方法所存在的大部分问题。

油管传输系统的基本原理是将一节或多节油管枪下入到合适的深度（通常位于可回收式封隔器下面）。

射孔前装好井口装置使井口能保持最大压力。

3)、电缆输送式过油管射孔工艺⑴有枪身过油管射孔◆地面所需特殊设备该射孔现场施工方法主要应用于压力较高，自喷能力较强的气井。

针对防喷问题需要在地面完善配套防喷装置。

其中主要设备有：封井器、防落器、防喷管、注脂泵车、手压泵。

◆施工过程首先在采气井口上安装封井器和防落器，连接好注脂泵车。

然后使电缆经过地滑轮和吊滑轮，再穿过防喷盒和防喷管与磁性定位器、加重杆和射孔器连接。

联好后全部放入防喷管内，用由壬把防喷管固定在防落器上。

打开防落器和采气井口的阀门，均匀的下放电缆至射孔井段进行定位射孔。

②无枪身过油管射孔无枪身过油管射孔工艺地面所需特殊装备和施工过程与有枪身过油管射孔相同。

特点：过油管张开式射孔器，采用大药量、深穿透射孔弹，穿透性能与有枪身射孔弹具有同等的威力，使用安全可靠。

由于无枪身射孔器在老井和注水井中，能不起油管进行射孔和补孔作业，避免了起下油管过程中储层带来二次伤害。

在新井中，对那些需要丢枪进行生产测井的井，可大大减少口袋长度而降低钻井成本，对于要开展“分层开采”等新工艺的气井也能发挥其独特的作用。

2采气工程2.1采气工程的概念采气工程是在气藏开发地质和气藏工程研究的基础上，以气井生产系统分析为手段，着重研究不同类型气藏天然气在井筒中的流动规律，并在科学合理利用气藏天然气能量的原则下，采用最优化的采气工程方案与相应的配套系列工艺技术措施，把埋藏在地下的天然气资源最经济、安全、有效的开采出来，以实现气田长期高产、稳产、获得较高经济采收率。

2.2采气常用术语2.2.1压力(1)原始地层压力：气藏未开采前的气层压力称为原始地层压力。

(2)目前地层压力：气层投入开发之后，在某一时间关井，待压力恢复平稳后，所求得的井底压力称为该时期的目前地层压力。

(3)井底压力：指气井产层井段气层中部(气层中深)的压力。

(4)流动压力：气井生产时测得的井底压力称为流动压力。

(5)井口压力：井口压力分为油压和套压。

通常根据油、套压来分析气井的生产情况。

油压：是指井口油管内流体的压力。

套压：是指井口套管内流体的压力。

2.2.2温度(1)地层温度：气层中部的温度称为地层温度。

(2)井口温度关井井口温度：气井关井后在井口测得的天然气温度。

井口流动温度：气井采气时在井口测得的天然气温度。

2.2.3流量单位时间内从气井产出的气态或液态物质的数量称为流量。

天然气流量常用104m3/d、地层水常用m3/d；凝析油、原油常用t/d、m3/d 表示。

为了比较气井和气井之间或气井在不同阶段生产能力的大小，常用绝对无阻流量和无阻流量的概念。

绝对无阻流量是在气井井底流动压力等于0.1MPa时的气井产量，它是气井的最大理论产量，实际上不可能按它生产。

无阻流量是指气井井口压力等于0.1MPa时的气井产量。

为了表示气井产气量和产水量(或产油量)的比例，引出水气比和油气比的概念：水气比＝产水量/产气量；油气比＝产油量/产油量。

2.3井筒中的垂直管流图3-1 气液混合物在油管中流动形态气泡状 段柱状 环雾状 雾状 2.3.1气液混合物在垂直管流中的流动形态油、气、水混合物在从井底流向井口的垂直上升过程中压力不断下降，流体的流动形态随之发生变化。

1）纯气井：不产油或产油很少的气井，井筒中呈单相气流。

由于气体密度小，流动摩阻也很小，只需要井底压力大于井口油压，气井就能正常生产。

2）气水同产井：对于存在气液两相流的气井，气液混合物在上升过程中，随着压力的逐渐降低，气体不断分离、膨胀，使得流动形态不断变化，一般要经历气泡流、段塞流、环雾流和雾流几种流态，如图3-1。

2.3.2垂直管流中的能量供应与消耗在垂直管流中，气体的膨胀能一方面是携带、顶推液体上升的动力，而另一方面又由于气液之间产生的滑脱现象而增加了滑脱损失。

气井举升油、气、水出井口的能量来源是井底流压，能量消耗主要是气液柱的重力、流动的磨擦阻力、井口回压(油压)及滑脱损失。

二者平衡，即：井底流压+气体膨胀能=气液柱重力+摩阻损失+滑脱损失+井口回压流动摩阻随流速(产量)的增大而增大，油、气混合物在油管中的上升速度为：泡流＜段塞流＜环雾流＜雾流滑脱损失与下列因素有关：1）流动状态：泡流>段塞流>环雾流>雾流2) 油管直径：油管内径越大，滑脱现象越严重，滑脱损失越大。

3) 气液比：举升一定量的液体，气量越大，滑脱损失越小。

2.4采气生产参数之间的关系采气生产参数主要有地层压力、井底流动压力、油压、套压、输压、流量计静压、差压、油气比、水气比、日产气量、油量、水量、以及出砂量等。

天然气从气层到计量站一般要经过气层渗流、井筒垂直管流、井口针阀的节流和地面管流四个过程。