➢环空带压问题越来越突出
✓墨西哥湾50%油气井套管出现SCP（环空持续压力）,在其OCS地区大约15500口生 产井关闭或临时废弃 ✓美国统计了8122口井、11498层套管产生了稳定套压SCP ✓龙岗地区龙1、龙2、龙3井Ф244.5mm与Ф177.8mm技术套管环空带压 。。。。。。
占统计套管百分比
油层套管7″
HP-13Cr-110×11.51
衬管5″
p-110×7.52
油管27/8″
HP-13Cr-110×5.51
抗内压 (MPa)
44.5 60 85.91 78.6 97.5
抗挤 (MPa)
26.8 31.1 74.32 61.0 88.3
（2）事故概况
✓光管柱投产，井口压力57MPa下，输气 40×104m3/d。稳产一年后，井口泄漏频繁， 腐蚀严重，油管从悬挂器处断落，油压 57↑59.5MPa，套压60.1↓59.8MPa,井口温 度出现异常60 ℃ ↑90℃
1113.19mm之间。 DY7井套管磨损程度预测
30
25
平均14.55g/m
20
15
10
平均2.49g/m
5
0
0
2
4
6
8
10
12
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ14
16
测量次数
DY7井铁屑吸附物变化曲线
3000m以上井段下入非金属防磨套，防磨效果明显
2、油管断裂事故案例---川合137井
（一）基本情况
✓完钻井深：4636.87m ✓完井方式：裸眼完井 ✓原始地层压力：71.47MPa ✓气层中部温度：120℃ ✓CO2含量：0.3361% ✓初期测试无阻流量：33.54×104m3/d ✓气水关系：生产一段时期后产水量大
4、该井井况复杂，可能会出现多种情况，制定了多套不同 情况下的压井方案及应急预案
5、压井和封井须连续进行，压井前制定了详细组织方案保 证各环节衔接，共成立了技术顾问组、现场协调组、压井 组…等10个大组，20余个小组
（5）事故处理结果及效果
✓压井封井历时：3.3h ✓共注入压井泥浆：343m3 ✓最高排量：3.8m3/min ✓最高泵注压力：53.4MPa ✓向井内注水泥浆：115m3 ✓进入地层的水泥浆：36.04m3
气井完井工程方案设计及 典型案例分析
引言
非常荣幸有机会和大家一起探讨关于气井完井试气设计 的一些问题！
随着气井勘探开发向超深、高含硫、复杂结构等方面发 展，井下作业工况越来越恶劣，气井井筒完整性破坏等事故 频发，严重威胁人身及社会安全。本次就以西南气井完井工 程设计的一些思路及部分典型事故，与大家一起探讨气井完 井工程设计方面的经验和教训。
打捞出油管
打捞出油管碎片
打捞出油管腐蚀后形成的铁屑
（二）经验教训
经过长达213天井下作业，终于解放了川合137井气层，修井难度 极大且耗时、耗力。对于气水关系复杂气藏，油管断裂还会导致气 产量、油套压急剧下降，造成气井过早水淹。因此，对于高温高压 含酸性介质气井，需根据工况特点，优选材质防腐或缓释剂防腐
✓7″套管上部剌漏导致95/8″套管超内压力 破裂，7″与95/8″、 95/8″与133/8″环空起压， 环空输气量高达8.2 ×104m3/d，压力逼近 133/8″ 套管实际允许抗内压强度的趋势， 出现重大生产安全隐患
（3）处理难点分析
1、该井属油管断脱的高压、高产气井，关井 时井内压力上升很快，压井难度非常大。因 井下油管断落，无法建立循环，难以按正常 程序压井。而177.8mm套管抗内压已大大降 低，压井时可能使177.8mm套管损伤加剧
3、井口失效案例—新851井
（一）基本情况
➢完钻4870m ➢地层压力80.45MPa,井口关井压力65MPa以上 ➢CO2含量1.2-1.5% ➢QAOF314.27104m3/d
套管程序
钢级×壁厚(mm)
N-80×11.05×(0～910m) 技术套管95/8″ P-110×11.05×(910～854m)
5、处理裸眼井段时
✓井壁坍塌形成大肚子，残余油管 贴向井壁，磨铣严重蹩钻 ✓且Φ215.9mm井眼内段残留油 管处于活动状态，钻头不能下至 原井深 ✓用小径铣锥冲孔至4633.12m解 放气层，结束修井作业
➢事故处理结果及效果
加工和购买各式工具39类95只，累计下钻73趟，打捞出Φ73EUE 油管157根（1502.92m），Φ73NU油管206根（1858.05m），短节5根 （8m），大量油管碎片和腐蚀铁屑，最后解放了气层，基本达到修 井目的。
➢技术对策分析
1、针对破损点高，切割时加钻压难的情况， 自制了切割工具 2、测井资料显示该井上部10余根套管外无水 泥环，切割后具备直接倒扣、倒出井口部分套 管的条件，为此设计加工了针对性的倒扣工具 3、为保证螺纹清洁，设计了带喷孔的清洗枪， 专门用于螺纹清洁。 4、考虑到现场回接在钻台面操作，无法准确 判断井内螺纹上扣扭矩，根据特殊螺纹特性， 采用了110%上扣扭矩。
自制切割工具 现场施工图片
➢事故处理简要步骤
1、气举出井筒内200m液体，然后下入红外线摄像仪，直观地检测
套管磨损段长
2、采用自制切割刀切割断井口附近套管，提出套管悬挂器
3、在Φ193.7mm套管外环空下入探管，探固井水泥返高情况
4、下倒扣捞矛倒扣打捞出井口Φ193.7mm套管
5、采用自制喷射水枪清洁井内回接螺纹，再采用红外线摄像仪检
套管外径 (mm) Φ339.7 Φ273.1 Φ193.7
Φ139.7
井段 （m） 0-282.40 0-2001.14 0-4540.21 4420.55-4617.58 4617.58-4852.20 4852.20-5398.60
规格 (钢级/壁厚/扣型) J55×9.65mm×BTC N80×12.57mm×TPCQ 13Cr-110×12.70mm×FOX P110×9.17mm×WSP-3T P110×10.54mm×LTC P110×9.17mm×WSP-3T
➢优化井身结构
优化井身结构从源头上防磨， 或完钻后回接尾管防止磨损。
新10-1H井身结构示意图
➢加强套管磨损预测，钻井过程防磨措施到位降低套管磨损
钻井过程中采用非金属防磨套降低磨损，据侧向力值预测套管磨损 井段和程度，在侧向力突出井段更应加强防磨
井深，m 平均磁性吸附物，g/m
0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 0
➢事故概况
✓回接套管固井后，为满足下步施 工，井筒试压至58MPa。试压至该 值时，井内突然“砰”一声闷响， 压力随后突降至10MPa ✓检查发现套管被憋爆，破损点距 套管头0.7m，长度约0.7m，宽度56cm，不规则
➢处理难点分析
为提高井筒承压能力且保证井筒内径，拟采用取换套回接进行 修复，但存在以下难点：
具有稳定套压的套管统计
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
5
生产套管
中间套管
表层套管
引自：美国矿套业管类管型理局
导管
1、套管破损事故案例---大邑101井
（一）基本情况
➢完钻井深5400m，尾管悬挂完井 ➢井筒试压16MPa泄漏，采用封隔器和多 臂井井仪检查，发现2373.5-2386.4m套 管泄漏，后回接尾管至1602m
3、磨铣油管时
✓油管碎屑沉积在落鱼顶，导致重复破碎。 在磨鞋上部加工外打捞杯，避免重复破碎、 提高磨铣时效
✓部分碎屑无法带出，有针对性的设计了梅 花打捞杯。还据落鱼具体情况设计加工了裙 边磨鞋、领眼磨鞋等工具
4、套铣作业时
设计、加工了套铣和打捞一体化工具， 有效克服了套铣、打捞分步实施效率低的难 题，同时解决了油管严重弯曲变形、内腔充 满岩屑、打捞难等问题
“ф127壁钩+ф61铣锥+DLM-T73倒扣捞矛”组合工具
2、开窗打捞筒打捞落鱼时
✓初期出现了打捞矛断裂落井，采 用引鞋为螺旋状的Φ127mm开窗 打捞筒打捞，但引入落鱼困难 ✓后根据井内情况加工了短舌捞筒 （增加强度）及马蹄形引鞋（入 鱼容易），成功捞出斜靠在井筒 内、且与油管卡得较紧的落鱼
带螺旋状引鞋Φ127开窗捞筒 带马蹄状引鞋Φ127开窗短舌捞筒
川合137井井身结构
➢事故概况
✓ 投产5年后发现，井内油管1140-1170m 穿孔，推断在2670m处出现断裂，6001515m间油管腐蚀严重，特别是油管接 箍附近及接箍腐蚀较严重 ✓ 修井作业提井内油管时在2138.75m 断 裂，许多提出油管本体有穿孔现象，孔 径大小不一，最大的孔径Φ12mm，同 时内壁严重锈蚀、壁厚变薄
➢技术对策分析
1、倒扣打捞阶段 ✓加工了鱼顶修复、打捞一体化及加长打捞筒等工具 ✓采用分段少量打捞方法，防剩余强度低的油管从本体扭断，形成不规 则鱼顶，导致事故复杂化 ✓据井内落鱼形状和实际情况采用了多种组合工具打捞，如针对井内落 鱼顶变形严重内腔堵塞、工具入鱼和抓住落鱼困难，采用了“φ127壁钩 +φ61铣锥+DLM-T73倒扣捞矛”组合工具
提纲
➢气井完井工程设计难点及方法 ➢典型事故分析、处理及对策
➢井下工具易损坏
国外：Franklin气田F7z 井封隔器损坏 国内：柯深1井封隔器插管抽出插管座……
➢高压、含酸性介质气井井口失效
国外：Franklin气田F2 井套管悬挂器事故 国内：KL2-11井安全阀控制管线穿越处泄露
罗家寨前期采用FF级采气树闸阀泄露 塔里木牙哈气田DD级井口失效 ……
4、压井过程中若被迫从环空放喷泄压，高压 的高速气流携带重泥浆的固体颗粒，将会对 井口、地面管汇等造成严重刺坏，不但造成 压井失败，同时使该井更加复杂化