高溫高壓高含硫氣井完井試氣工藝技術(shù)與應(yīng)用

摘 要

摘要：川東北海相碳酸鹽巖氣藏具有(異常)高壓、高溫、高產(chǎn)、高含酸性腐蝕氣體的特點(diǎn)。完井測(cè)試過(guò)程中，測(cè)試管柱在不同工況下的軸向位移明顯，測(cè)試管柱安全可靠性較差；多種腐蝕氣體
摘要：川東北海相碳酸鹽巖氣藏具有(異常)高壓、高溫、高產(chǎn)、高含酸性腐蝕氣體的特點(diǎn)。完井測(cè)試過(guò)程中，測(cè)試管柱在不同工況下的軸向位移明顯，測(cè)試管柱安全可靠性較差；多種腐蝕氣體共存，含量高，機(jī)理復(fù)雜，對(duì)管柱材質(zhì)的要求高；施工工藝復(fù)雜，優(yōu)質(zhì)、快速、取全、取準(zhǔn)資料難度大；同時(shí)，安全風(fēng)險(xiǎn)也大。為了完井測(cè)試的順利進(jìn)行，通過(guò)對(duì)管柱力學(xué)性質(zhì)、腐蝕機(jī)理的研究，優(yōu)選了Φ89mm、110SS油管組合，并在對(duì)工藝技術(shù)調(diào)研的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐優(yōu)化了APR完井試氣配套工藝技術(shù)。所形成的川東北高溫高壓高含硫深井完井試氣工藝配套技術(shù)，為該區(qū)和類同氣田的勘探開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)保障。
關(guān)鍵詞：四川盆地；東；北；溫度；壓力；硫化氫；氣藏；開(kāi)發(fā)；完井
    川東北海相氣藏以碳酸鹽巖沉積為主，具有優(yōu)越的油氣地質(zhì)條件，資源十分豐富。綜合配套形成適應(yīng)川東北氣藏“超深三高”特征的勘探試氣技術(shù)體系，加快海相氣藏勘探開(kāi)發(fā)步伐，為川東北地區(qū)的勘探開(kāi)發(fā)提供技術(shù)保障具有重要的意義。
1 高含硫氣井完井試氣技術(shù)難點(diǎn)
    川東北海相氣藏儲(chǔ)層最大埋深超過(guò)7000m，最大地層壓力達(dá)到139MPa，最高地層溫度超過(guò)160℃，最高無(wú)阻流量大于460×104m3/d，H2S含量高達(dá)20%，C02含量最高到32.66%。地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，構(gòu)造主體部位裂縫和溶洞相對(duì)發(fā)育，使完井試氣工藝技術(shù)面臨很多難點(diǎn)：
    1) 在高溫、高壓、超深情況下，目前國(guó)內(nèi)對(duì)管柱力學(xué)效應(yīng)的計(jì)算薄弱，無(wú)法定量計(jì)算不同工況下管柱的形變；
    2) H2S、C02分壓高，腐蝕性強(qiáng)，腐蝕機(jī)理復(fù)雜，對(duì)測(cè)試管柱、井下工具的可靠性、穩(wěn)定性、抗腐蝕性要求嚴(yán)格；
    3) 川東北海相碳酸鹽巖地層的漏失通道主要以裂縫和溶洞為主，而且地層處于勘探階段，地層資料不清楚，壓井、堵漏難度大。
2 完井測(cè)試管柱及試氣工藝技術(shù)
2.1 測(cè)試管柱
2.1.1管柱力學(xué)研究
    根據(jù)力學(xué)分析原理，井下管柱在自重、井筒壓力、溫度作用下產(chǎn)生鼓脹效應(yīng)、溫度效應(yīng)、屈曲效應(yīng)、活塞效應(yīng)[1]。在這4種基本效應(yīng)作用下，管柱發(fā)生軸向位移同時(shí)導(dǎo)致軸力改變。川東北氣藏最大埋深超過(guò)7000m，各個(gè)工況中，必須考慮管柱的軸向位移以保證施工的安全。
    針對(duì)川東北氣藏管柱，修正了封隔器初始軸力計(jì)算模型，建立力學(xué)分析模型，計(jì)算不同工況下的管柱變形與受力情況。根據(jù)計(jì)算結(jié)果，結(jié)合施工情況，封隔器上部采用長(zhǎng)400m加厚油管防止管柱屈曲導(dǎo)致泄漏；在對(duì)超深儲(chǔ)層測(cè)試時(shí)，在測(cè)試管柱上增加上下2組伸縮短節(jié)，一組平衡酸壓時(shí)降溫管柱收縮，一組平衡放噴時(shí)升溫造成管柱伸長(zhǎng)；優(yōu)化封隔器坐封壓力，并根據(jù)不同的工況，控制環(huán)空壓力，減少管柱在井簡(jiǎn)中的形變。
2.1.2管柱材質(zhì)優(yōu)化
    根據(jù)測(cè)試資料，川東北海相儲(chǔ)層H2S、CO2腐蝕介質(zhì)的pCO2/pH2S都小于200。G.Fierrd、K.Mesamura及李鶴林、周計(jì)明等研究認(rèn)為：在這種情況條件下，系統(tǒng)對(duì)鋼材的腐蝕以H2S為主導(dǎo)，一般會(huì)在鋼材表面優(yōu)先形成一層FeS保護(hù)膜，此層腐蝕產(chǎn)物的存在影響具有較好保護(hù)性能的FeC03腐蝕產(chǎn)物膜的生成。系統(tǒng)最終的腐蝕性，則取決于FeS與FeC03膜的穩(wěn)定性及其保護(hù)措施。應(yīng)著重考慮H2S腐蝕的影響[2～3]。
    根據(jù)川東北氣藏腐蝕環(huán)境及抗H2S SCC實(shí)驗(yàn)、抗靜態(tài)電化學(xué)失重腐蝕試驗(yàn)結(jié)果，表明HP-13Cr材質(zhì)不耐H2S應(yīng)力腐蝕，而95S、110SS等管材具有抗H2S腐蝕的性能，通過(guò)了NACE TM 0177-96標(biāo)準(zhǔn)在加載80%名義屈服強(qiáng)度下經(jīng)720h不開(kāi)裂的抗硫性能要求，對(duì)管柱的抗拉強(qiáng)度也影響不大，能夠滿足短期測(cè)試的要求。
2.1.3管柱尺寸及扣型優(yōu)選
    根據(jù)產(chǎn)能、攜液、抗沖蝕和儲(chǔ)層改造需要優(yōu)化管柱尺寸，結(jié)合川東北井身結(jié)構(gòu)，采用Φ89mm或Φ89+73mm組合油管；根據(jù)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用優(yōu)選國(guó)產(chǎn)氣密封特殊扣(如WSP-1T、BGT-1)能滿足測(cè)試要求。
    因此，根據(jù)管柱力學(xué)，考慮腐蝕環(huán)境、經(jīng)濟(jì)因素及安全風(fēng)險(xiǎn)，川東北含硫氣井短期測(cè)試管柱要求抗拉安全系數(shù)在80%名義屈服強(qiáng)度下選取1.8，抗內(nèi)壓安全系數(shù)選取1.25，抗外擠選取1.125。優(yōu)選Φ88.9×9.52mm油管及Φ88.9×6.45mm油管組合進(jìn)行測(cè)試，材質(zhì)要求為95S或110SS及以上級(jí)別，油管扣型為氣密扣[4]。自應(yīng)用以來(lái)，現(xiàn)場(chǎng)未發(fā)生一起因油管材質(zhì)和強(qiáng)度導(dǎo)致的事故。
2.2 測(cè)試工藝技術(shù)研究
2.2.1 APR測(cè)試技術(shù)
    川東北海相碳酸鹽巖氣藏測(cè)試過(guò)程中，測(cè)試工具在井筒內(nèi)承受的溫度高、壓力大、酸性腐蝕強(qiáng)，對(duì)測(cè)試工藝及測(cè)試工具都有很高的要求。根據(jù)川東北氣藏情況，優(yōu)選具有全通徑、承壓能力及耐溫能力相對(duì)較高、應(yīng)用范圍廣的APR測(cè)試技術(shù)及配套工具。APR測(cè)試工藝適合于深井、斜井測(cè)試，主要特點(diǎn)如下[5～7]。
    1) 采用RTTS封隔器封隔環(huán)形空間，避免套管頭及上部生產(chǎn)套管承受高壓及酸性氣體的腐蝕。
    2) 整個(gè)測(cè)試管柱全通徑，在測(cè)試過(guò)程中可同時(shí)進(jìn)行電纜或鋼絲作業(yè)。
    3) 井下測(cè)試閥靠環(huán)空加壓操作，可不動(dòng)管柱進(jìn)行替漿排液測(cè)試、負(fù)壓射孔誘噴排液測(cè)試、常規(guī)射孔酸壓排液測(cè)試、超正壓射孔酸壓排液測(cè)試、氣舉排液、循環(huán)替液、井下開(kāi)關(guān)井等試氣測(cè)試作業(yè)，同一套管柱能夠滿足多項(xiàng)工藝的需要，從而也減低了封隔器失效的風(fēng)險(xiǎn)。
    4) 有利于進(jìn)行正常壓井和應(yīng)急壓井作業(yè)。
    5) 技術(shù)成熟，工藝可靠，具有時(shí)效性、經(jīng)濟(jì)性，安全性較高。
    APR測(cè)試工藝技術(shù)通過(guò)在川東北氣藏實(shí)踐中不斷總結(jié)，進(jìn)行了完善和革新，逐步配套了系列TCP+APR測(cè)試主體工藝技術(shù)，適應(yīng)了對(duì)“三高”氣藏進(jìn)行勘探測(cè)試。
2.2.1.1 增加工具的可靠性
    分析井下工具特點(diǎn)、功能，結(jié)合川東北“三高”特征，川東北氣藏引進(jìn)了承壓28000PSI的RDS、RD閥，加強(qiáng)型水力錨等，提高了管柱的承壓和密封能力，增加了工具的安全可靠性，滿足了川東北高壓深井測(cè)試的需要。
2.2.1.2 優(yōu)化形成簡(jiǎn)單可靠的管柱結(jié)構(gòu)
    針對(duì)不同測(cè)試目的，川東北氣藏形成了以“負(fù)壓射孔-測(cè)試聯(lián)作、超正壓射孔-酸壓-測(cè)試聯(lián)作”為核心的優(yōu)快APR測(cè)試技術(shù)。
    1) APR射孔-測(cè)試聯(lián)作管柱
    負(fù)壓射孔-測(cè)試聯(lián)作管柱(圖1)引入LPR-N閥，適用于儲(chǔ)層物性相對(duì)較差的中、低壓氣層。在保證工具安全的情況下，油管內(nèi)掏空，利用射孔旁通通過(guò)環(huán)空加壓起爆，形成負(fù)壓射孔，有效的降低射孔液對(duì)地層的污染，同時(shí)，利用較大的壓差，地層流體對(duì)射孔彈造成的壓實(shí)帶進(jìn)行沖洗，對(duì)解除近井地帶的污染有一定的作用。求產(chǎn)結(jié)束后，利用LPR-N閥實(shí)現(xiàn)井下關(guān)井測(cè)壓力恢復(fù)，測(cè)壓力恢復(fù)結(jié)束后再利用RD安全循環(huán)閥進(jìn)行壓井，若發(fā)生漏失，則利用RD閥進(jìn)行堵漏壓井。

    常規(guī)射孔測(cè)試聯(lián)作只能從油管加壓射孔，射孔測(cè)試求產(chǎn)結(jié)束后環(huán)空加壓打開(kāi)RD安全循環(huán)閥，利用RD安全循環(huán)閥實(shí)現(xiàn)井下關(guān)井以及循環(huán)壓井，RD循環(huán)閥作為地層發(fā)生嚴(yán)重漏失情況下堵漏通道。該種測(cè)試聯(lián)作管柱只能實(shí)現(xiàn)一開(kāi)一關(guān)測(cè)試，適用于高壓地層的測(cè)試。管柱適用于高壓地層測(cè)試。
   2) 儲(chǔ)層改造-測(cè)試聯(lián)作管柱
   川東北氣藏采用以O(shè)MNI閥為主要結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層改造-測(cè)試聯(lián)作管柱(圖2)。
 

    常規(guī)儲(chǔ)層改造-測(cè)試中由于OMNI閥球閥在較大壓差下開(kāi)啟困難，在鉆井液中密封性能差，因此在聯(lián)作管柱中一般不使用球閥。0MNI閥在井下可以反復(fù)開(kāi)關(guān)，可進(jìn)行前期替酸、后期排酸、液氮?dú)馀e等作業(yè)。
    在水平井儲(chǔ)層改造-測(cè)試聯(lián)作管柱中，水平井由于封隔器座封位置高、水平段長(zhǎng)、儲(chǔ)層改造規(guī)模大，相比直井改造測(cè)試后的壓井、堵漏難度更大，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)更高。引入了單向閥形成了水平井儲(chǔ)層改造測(cè)試聯(lián)作管柱。單向閥是靠破裂盤控制，環(huán)空加壓開(kāi)啟，具有通徑大(內(nèi)徑57mm)，單向流動(dòng)的特點(diǎn)。利用該套工具組合能夠?qū)崿F(xiàn)封隔器座封后替漿、測(cè)試、井下關(guān)井、循環(huán)堵漏壓井，能夠滿足測(cè)試要求。
    3) 射孔-酸壓-測(cè)試三聯(lián)作管柱
射孔酸化測(cè)試三聯(lián)作相對(duì)于先射孔測(cè)試后酸壓測(cè)試的二次施工模式，不僅能縮短試氣周期，有效壓縮測(cè)試成本的目的，而且能減少射孔測(cè)試后壓井液對(duì)地層的二次污染，特別是深井、高溫高壓低滲井，還會(huì)解除鉆井液性能不好導(dǎo)致鉆井液沉淀的井下復(fù)雜情況(圖3)。
 

    負(fù)壓射孔-酸壓-測(cè)試聯(lián)作管柱可以在射孔后測(cè)試地層的自然產(chǎn)能再進(jìn)行酸壓施工。
    超正壓射孔酸壓聯(lián)作測(cè)試工藝具有在射孔后不用再操作閥件就可連續(xù)進(jìn)行酸壓，可充分利用超正壓射孔產(chǎn)生的高壓聚能流體對(duì)地層形成的部分微裂縫，降低注酸壓力，快速注入常規(guī)酸對(duì)井筒近井地帶的地層進(jìn)行處理，也利用酸壓的壓力提高射孔壓力的傳播。川東北通過(guò)實(shí)踐運(yùn)用，其對(duì)降低地層破裂壓力有明顯的效果。
2.2.1.3 施工參數(shù)優(yōu)化及壓力控制
    APR測(cè)試管柱施工參數(shù)設(shè)計(jì)及壓力控制，與管柱結(jié)構(gòu)、施工工藝息息相關(guān)。可采用環(huán)空限壓→壓力等級(jí)個(gè)數(shù)→環(huán)空操作壓力→油管回壓的APR測(cè)試壓力控制計(jì)算方法進(jìn)行施工參數(shù)優(yōu)化及壓力控制設(shè)計(jì)。
    1) 遵循油套環(huán)空最大施工泵壓滿足套管承壓能力、測(cè)試工具耐壓能力及測(cè)試油管強(qiáng)度要求的原則，確定環(huán)空最高限壓。
    2) 壓力級(jí)數(shù)取決于工具，每一個(gè)壓力操作工況代表了一個(gè)壓力等級(jí)，一般情況下最小操作壓力為多次開(kāi)關(guān)閥壓力，最大操作壓力為RD循環(huán)閥開(kāi)啟壓力。測(cè)試工具每個(gè)壓力等級(jí)之間的安全壓力值應(yīng)不低于7MPa。
    3) 管柱結(jié)構(gòu)不同，操作壓力的計(jì)算方法不盡相同。射孔起爆壓力應(yīng)高于測(cè)試閥推薦操作壓力10MPa左右；酸壓作業(yè)時(shí)為提高泵注排量，同時(shí)保證封隔器或井下管柱的安全，需在環(huán)空施加一定平衡壓力，平衡壓力=p泵+p油管-p摩阻-p環(huán)空-p抗內(nèi)壓/K抗壓。
    4) 環(huán)空加壓操作APR測(cè)試工具時(shí)，為保證井下管柱的安全、確保封隔器不解封，需控制油管內(nèi)回壓，回壓=p泵+p環(huán)空-p油管-p抗外擠/K抗擠。
2.2.2壓井堵漏技術(shù)
    川東北海相氣藏地層壓力變化大(地壓系數(shù)1.1～2.28)、裂縫溶洞相對(duì)發(fā)育、破裂壓力與地層壓力相近、酸蝕裂縫易漏失，但管柱過(guò)流面積小，壓井堵漏處理難度大。
    通過(guò)不斷總結(jié)，形成了一套川東北試氣壓井堵漏技術(shù)。
    常壓井——壓力系數(shù)接近或低于1的氣井，采用體膨型化學(xué)堵漏劑與橋堵復(fù)合的堵漏工藝技術(shù)。
    高壓井——根據(jù)工具的通徑，優(yōu)選直徑小于3mm的非纖維狀堵漏材料，多種堵漏材料復(fù)配，增加堵漏劑濃度的二級(jí)橋結(jié)堵漏漿體系：一級(jí)濃度15%～18%、二級(jí)25%～28%。
    前期多口井堵漏后出現(xiàn)卡鉆事故，分析到APR測(cè)試管柱中堵漏通道不暢通是堵漏失敗和卡鉆的主要原因之一。經(jīng)過(guò)論證及實(shí)踐，在封隔器上部增加1個(gè)RD循環(huán)閥，有效解決了堵漏通道的難題。
    目前堵漏工藝和技術(shù)已取得長(zhǎng)足的進(jìn)步和發(fā)展，基本上能滿足川東北“三高”氣藏壓井堵漏需要，后期沒(méi)再出現(xiàn)因堵漏卡鉆的事故。
2.2.3高效復(fù)合排液技術(shù)
    通過(guò)在酸液中加入起泡劑、全程伴注液氮或段塞液氮酸壓、投入固體起泡劑助排、液氮吞吐等復(fù)合排液技術(shù)，解決殘酸或積液返排的問(wèn)題。
3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果
    Y1-C1井井深超過(guò)7427m，儲(chǔ)層溫度達(dá)到158℃；YB1井長(zhǎng)興組儲(chǔ)層改造井底施工壓力達(dá)到212MPa、產(chǎn)出物中H2S含量為268g/m3，C02含量為32.66%；HB2井飛三段完井液密度2.35g/cm3，無(wú)阻流量超過(guò)460×104m3/d。通過(guò)對(duì)測(cè)試工藝及管柱結(jié)構(gòu)的創(chuàng)新，在各種極端條件下，川東北氣藏實(shí)現(xiàn)了一趟管柱實(shí)施射孔、酸壓、測(cè)試、替噴、誘噴、堵漏、壓井一次性成功作業(yè)。
4 結(jié)束語(yǔ)
    川東北氣藏APR完井試氣工藝技術(shù)及配套技術(shù)通過(guò)嚴(yán)格仔細(xì)的基礎(chǔ)研究和工程技術(shù)優(yōu)化，基本上解決了高溫井、高壓井、高產(chǎn)井、高含H2S井等多種工況的試氣測(cè)試難題，為中國(guó)石化天然氣儲(chǔ)產(chǎn)量的良性接替和川氣東送建設(shè)工程作出了一定的貢獻(xiàn)。
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(本文作者：蘇鏢 趙祚培 楊永華 中國(guó)石化西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院)