wellcat软件的三超气井完井设计优化

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1、钻采工艺2013年l1月·64·DRILLING＆PRODUCTIONTECHNOLOGYNOV．2O13表1XXX井基础数据裂液(或产出流体)、完井液、油管、套管、水泥环、围目的层深度／m7140岩等介质沿井筒的温度分布。图2为该井酸压压力系数1．8时各介质的温度分布。地温梯度／(oC·100m)2．4延伸压力梯度／(MPa·m)0．022预计日产气／10m50结合国内外的经验做法，塔里木三超气井油套管的最低安全系数规定为：抗内压1．3，抗外挤1．15，抗拉1．6，三轴1．5。单因素安全系数仅供参考，最终以三轴安全系数为校核准则，即通过调整参数将安全系数最低点落在1．5的基准线上。

2、三、压力和温度模拟(1)压力分布。井筒压力分布可以由井口向下温度／(℃)推算，也由井底向上推算，由已知的压力来决定。对图2压裂时的井简温度分布于压裂、产出、关井等工况而言，井底压力是可以根据前期资料预测的，则井筒的压力分布由式(1)确定：四、套管校核P=p底一P柱±p摩(1)式中：p一井筒某深度处压力；p底一井底压力，压裂在做完井设计时，套管已经入井且已固井，套管时，井底压力为裂缝延伸压力加孔眼摩阻，开井时，配置无法更改，校核套管的目的是确定试油完井各井底压力为孔隙压力减生产压差，关井时井底压力项作业井筒温度场和压力场的改变对套管强度的影恢复为孔隙压力；p梓一该深度至目的层的液柱(或

3、响。模拟最大内压和最大外挤情况下的最低安全系气柱)压力，p廑一该深度至目的层的流动摩阻，流入数，从而确定完井液的最佳密度。压裂时为了缓解取+，流出取一，不流动为0。鼓胀效应，需要施加平衡套压。根据经验，对于塔里显然，对压裂而言，压裂液密度越大，井口泵压木三超气井常用油管，压裂时平衡套压可能高达50越低，压裂液摩阻越小，井口泵压越低。MPa。下面按照套压不低于50MPa、三轴安全系数根据压裂方案，初步选定油管规格，假定排量要不低于1．5的条件下校核套管，确定完井液的最佳求不低于6m／rain，常规压裂液密度为1．02g／密度。。em，压裂液摩阻系数为0．35(摩阻系数指某流体相1．封隔

4、器以下的套管校核对于清水的摩阻比值)。根据地层压力选择140井封隔器以下的套管内流体和油管内流体相同，口，则压裂时泵压限制在120MPa(140MPa的内压取决于压裂液或产出流体密度和油压(或泵85％)以下。根据最恶劣工况的等安全系数原则压)。(每段油管最低安全系数大致相等的原则)，初步确衰竭时内压很小，套管外取可能的最大压力，通定油管配长，然后模拟井筒压力。经过初步运算，全过模拟最大外挤情况，确定纯气时的最低油压。最井089mm油管不满足6m／min的排量(泵压超出大内压为地层破裂前的高泵压低排量挤前置液工况120MPa)。增大管径可降低摩阻，从而降低泵压，(即低挤工况)，通过模拟

5、最大内压情况确定最大泵因此改用l14．3mm油管，经过运算，仍然超压，再压。封隔器以下套管校核情况如图3。通过高密度压裂液密度来降低泵压。常用的高密度图3表明，在最低1．5的安全系数控制下，对封压裂液密度为1．32g／m，经过运算，泵压在120隔器以下套管而言，选择密度1．02g／cm的压裂液MPa以下，满足设计要求。最大泵压145MPa，选择密度1．32g／em的压裂液(2)温度分布。根据压裂液(或产出流体)、完最大泵压126MPa；纯气时最小油压20MPa。这是井液、油管、套管、水泥环、围岩等的比热容、热传导对泵压和油压参数的一次控制，后面将通过封隔器特性，结合压裂排量(或产量)

6、，软件自动模拟出压油管校核，对泵压和油压参数进行二次控制。第36卷第6期钻采工艺Vo1．36No．6DRILLING＆PR0DUCTIONTECHNOLOGY·65·蛊绝对三轴安全系数绝对三轴安全系数图30139．7mm套管安全系数分布图5201．7套管安全系数分布2．封隔器以上的套管校核(3)以上是按照新套管校核的，对于尾管喇叭校核封隔器以上的套管，内压取决于完井液密口以上的套管，往往都有一定程度的磨损。如果磨度和套压。损明显，则套管按磨损后的剩余强度计算，这样，完(1)套管内为完井液，套压为0时套管内压力最小(不算套管掏空情况)，套管外取可能的最大压井液密度的取值范围将进一步缩小

7、。力(对于已固井套管且有外层套管，套管外最大压(4)另外，本井还要考虑尾管喇叭口的安全性。力取固井前的钻井液密度；对于已固井的单层套管，根据试压20MPa推算，喇叭口有效承压为28MPa，外面与地层连通，套管外最大压力取地层压力)。则完井液密度取值范围是(1．37～1．46)g／cm。。通过模拟最大外挤情况时，确定最低完井液密度。(2)套管外取可能的最低密度(固井质量良好五、油管封隔器校核一般按活性水计算)，内压力分布为完井液液柱压根据套管校核结果，初步选