石俊生古小紅尚磊劉靜劉均令王強(qiáng)

1.中國石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院 2.中國石化中原油田普光分公司 3.中國石油西南油氣田公司

普光高含硫氣田套管變形井的修井新工藝

石俊生1古小紅1尚磊1劉靜1劉均令2王強(qiáng)3

1.中國石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院 2.中國石化中原油田普光分公司 3.中國石油西南油氣田公司

石俊生等.普光高含硫氣田套管變形井的修井新工藝.天然氣工業(yè),2010,30(2):78-80.

普光高含硫氣田采氣完井方案采用的G3高鎳基一體化采氣管柱以及永久封隔器等配套工具,因“5·12”汶川大地震誘導(dǎo)下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏鹽層蠕變,數(shù)十口氣井的生產(chǎn)套管在較短時間內(nèi)發(fā)生了不同程度“屈曲”或“剪切”變形,先后發(fā)現(xiàn)普光201-2等多口井套管嚴(yán)重變形,制約了一體化采氣管柱配套的永久封隔等工具下井,投產(chǎn)采氣技術(shù)難度極大。為此,提出采用滾壓整形、井下震擊整形等修井技術(shù)對套管適度整形,擴(kuò)徑至132mm以上,使用永久封隔器加遇油膨脹封隔器新型一體化采氣管柱作業(yè)完井,保證了井筒的完整性和氣密封性,同時解決了氣井酸壓、生產(chǎn)過程中套管防腐問題。該工藝對類似氣田套管變形井的修井,為高含硫氣田開發(fā)工程探索了一條新的技術(shù)途徑。

普光氣田 高含硫 套管變形井 套管防腐 封隔器 采氣管柱 修井工藝

0 引言

普光氣田產(chǎn)層埋深為5500～6000m,天然氣組分中H2S平均含量約為14.0%、CO2平均含量約為8.0%,而且高壓、高溫。“5·12”汶川大地震誘導(dǎo)下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏鹽層蠕變,數(shù)十口氣井的生產(chǎn)套管在較短時間內(nèi)發(fā)生了不同程度“屈曲”或“剪切”變形[1],先后發(fā)現(xiàn)普光201-2等多口井套管嚴(yán)重變形,制約了一體化采氣管柱配套的永久封隔等工具下井,投產(chǎn)采氣技術(shù)難度極大。考慮到高含 H2S、CO2氣井生產(chǎn)必須保持井身結(jié)構(gòu)的完整性、氣密封性和套管防腐要求,使用永久封隔器+遇油膨脹封隔器新型一體化采氣管柱作業(yè)完井,以滿足高含硫氣井開發(fā)方案防腐要求和今后長期安全生產(chǎn)需要[2]。

1 嚴(yán)重套管變形井井況特征

1.1 套管變形井井況特征及投產(chǎn)對策

普光氣田產(chǎn)層套管直徑為177.8mm,鋼級為110S;壁厚為12.65mm;內(nèi)徑為152.5mm;抗擠毀強(qiáng)度為90.0MPa,在氣層生產(chǎn)井段及頂部使用抗 H2S、CO2腐蝕的高鎳基合金套管。開發(fā)工程方案設(shè)計采用高鎳基合金油管和永久式封隔器酸壓生產(chǎn)一體化管柱[3],封隔器坐在合金套管內(nèi),以隔離套管環(huán)空,防止110S鋼級套管在生產(chǎn)過程的腐蝕。汶川地震發(fā)生后,通過多臂井徑測井監(jiān)測發(fā)現(xiàn)大部分井發(fā)生不同程度套管變形,變形井段主要分布在井深3900～5200m的膏鹽層段,套管嚴(yán)重變形井縮徑在120～132mm,變形位置均位于井斜19°～31°的鉆井造斜井段,且套管鋼級高、管壁厚,整形修整套管技術(shù)難度大,擴(kuò)磨銑修套管會損傷套管,破壞井筒的完整性、密封性。針對套管嚴(yán)重變形井的井況特征和酸壓生產(chǎn)一體化管柱無法下至合金套管內(nèi)坐封的現(xiàn)狀。在修井投產(chǎn)設(shè)計思路上,修整套管設(shè)計采用對套管損傷小的滾壓整形技術(shù)[4]、井下震擊整形技術(shù)對套管適度整形,擴(kuò)脹套變通徑至132mm以上;采氣工程設(shè)計上使用小直徑遇油膨脹封隔器,采用“永久封隔器+遇油膨脹封隔器”新型一體化完井管柱結(jié)構(gòu)作業(yè)完井,永久封隔器坐封在套管變形段上部,遇油膨脹封隔器在合金套管內(nèi)坐封,實(shí)現(xiàn)氣井的防腐、酸壓、采氣的目的。這種設(shè)計思路,適度降低了套管整形難度,并保持了套管抗擠毀強(qiáng)度[5]以及井筒的密封性能,同時,解決氣井生產(chǎn)過程的套管防腐問題,在高含硫氣田開發(fā)工程實(shí)踐中具有重要的現(xiàn)實(shí)意義[6]。

1.2 遇油膨脹封隔器結(jié)構(gòu)、性能和原理

遇油膨脹封隔器按照制作工藝和成型方式分整體硫化式和套筒式兩種,整體硫化式較套筒式承壓能力較強(qiáng),應(yīng)用較廣。整體式膨脹封隔器是采用特殊的工藝將可膨脹性EPDM橡膠硫化在基管上,不同生產(chǎn)商的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)形式不完全相同,但基本結(jié)構(gòu)形式見圖1所示。遇油膨脹封隔器在下井過程中,只有遇到液態(tài)烴(如柴油、原油)時才會膨脹、接觸井壁,最終密封套管環(huán)形空間,遇到井筒內(nèi)的非油基液體不會改變其性能或膨脹坐封。膠筒厚度愈大,徑向膨脹能力愈大,體積膨脹率約200%,密封壓力也愈高。液態(tài)烴中輕質(zhì)組分愈高,工況溫度愈高,膠筒膨脹速度愈快。在不高于200℃的井況環(huán)境下使用壽命達(dá)數(shù)十年。遇油膨脹封隔器基于EPDM橡膠吸收液態(tài)烴,內(nèi)部組織結(jié)構(gòu)變化、膨脹原理設(shè)計的。膨脹封隔器常被用在裸眼井、多邊井、水平井、智能井、篩管井完井方案中。坐封無需地面或井下控制,遇油自動膨脹坐封,膨脹坐封時間可以根據(jù)作業(yè)工藝或使用要求而定,在加工時預(yù)先設(shè)計好,可控制在1～4工作周。圖1是普光氣井?152.5mm套管內(nèi)徑,溫度為110℃工況環(huán)境下,5.1in×6.0in(注:1in=25.4mm)遇油膨脹封隔器膨脹時間與坐封密封壓力關(guān)系的示意圖。

圖1 膨脹封隔器結(jié)構(gòu)及膨脹時間—密封壓力關(guān)系圖

1.3 封隔器坐封工藝

1)按照修井工程設(shè)計將永久封隔器+遇油膨脹封隔器一體化完井管柱下井到位。

2)正循環(huán)替入環(huán)空保護(hù)液、凝膠隔離液、0號柴油、頂替液,使柴油處于膨脹封隔器上下100m的位置。凝膠隔離液是一種黏性液體,在110℃高溫下養(yǎng)護(hù)30d,仍具有較好的懸浮穩(wěn)定性、抗鹽性、隔離效果,具有阻止不同密度的流體重力交換和屏蔽柴油向上漂移的作用,保證柴油長期滯留在膨脹封隔器附近及浸泡效果。

3)油管內(nèi)投球,鋼球在井內(nèi)自由下落至剪切球座;油管打壓至坐封壓力值,永久封隔器坐封,油管繼續(xù)加壓至剪切球座打開。

4)關(guān)井浸泡21d以上,遇油膨脹封隔器坐封達(dá)到設(shè)計的密封壓力,然后進(jìn)行酸壓、投產(chǎn)。

1.4 膨脹封隔器承壓能力設(shè)計與分析

根據(jù)普光104-2等井套管嚴(yán)重變形縮徑情況、環(huán)空液柱壓力、儲層壓力、酸壓壓力,本著方便下井、使用可靠和防腐需要,選擇使用基管材質(zhì)G3鋼,壓力等級較高(50MPa)的遇油膨脹封隔器。以普光104-2井為例,完井作業(yè)壓井液密度均為1.27g/cm3,永久封隔器與膨脹封隔器坐封后,膨脹封隔器深度為5626.6m,垂深為5354.0m,管鞋深度為5737.6m,根據(jù)帕斯卡原理計算,可以知道兩個封隔器之間的環(huán)空液柱壓力(ph)為67.6MPa。

式中:h為膨脹封隔器垂深,m;ρ為壓井液密度,1.27g/cm3。

膨脹封隔器綜合抗壓差能力相當(dāng)于環(huán)空壓力與封隔器自身抗壓差能力之和,即 p∑為117.6MPa。

式中:p∑為遇油膨脹封隔器綜合抗壓差密封能力, MPa;pf為膨脹封隔器壓力等級,50MPa。

應(yīng)用酸壓工程軟件模擬計算,結(jié)合普光氣田前期酸壓投產(chǎn)實(shí)踐和地層破裂梯度,計算酸壓作業(yè)時油管鞋最高壓力為85～90MPa。

式中:pp為酸壓時管鞋壓力,MPa,其最大值與地層破裂壓力相當(dāng);pk為酸壓井口壓力,MPa;H為管鞋垂深,m; q為酸液密度,1.10g/cm3;L為管鞋斜深,m;c為不同排量下酸液與油管的摩阻系數(shù),0.21～0.65MPa/100m。

綜合式(2)、(3)分析,酸壓施工時,封隔器綜合抗壓差能力 p∑大于酸壓施工時油管鞋壓力 pp,能滿足儲層酸壓增產(chǎn)措施和安全采氣生產(chǎn)需要。

2 現(xiàn)場應(yīng)用情況及效果

2.1 現(xiàn)場應(yīng)用情況

普光氣田套管變形井發(fā)生后,通過普光氣田主體嚴(yán)重套管變形井綜合修井技術(shù)研究,采用井下震擊整形技術(shù)、滾壓整形技術(shù)實(shí)現(xiàn)套管擴(kuò)徑,普光103-2、204-2H井整形后通徑達(dá)到132～134mm,保證小直徑遇油膨脹封隔器下井的要求;2009年7～9月份應(yīng)用外徑130mm遇油膨脹封隔器,采用“永久封隔器+遇油膨脹封隔器”采氣管柱結(jié)構(gòu),先后完成了普光103-2、104-2、203-1定向井、204-2H水平井投產(chǎn)作業(yè)施工,現(xiàn)場應(yīng)用效果較好(見表1),對高含硫嚴(yán)重套管變形井修井投產(chǎn)具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

表1 套管嚴(yán)重變形井永久封隔器+遇油膨脹封隔器管柱結(jié)構(gòu)應(yīng)用情況統(tǒng)計表

2.2 應(yīng)用效果

普光104-2井采用“永久封隔器+遇油膨脹封隔器”管柱結(jié)構(gòu)作業(yè)完井,井下工具深度見表1。2009年7月12日替入柴油,關(guān)井浸泡時間25d,根據(jù)圖1膨脹時間與密封壓力關(guān)系,可知膨脹封隔器理論密封壓力可以達(dá)到45MPa,綜合抗壓差達(dá)到112.6MPa。2009年8月5日對飛仙關(guān)組,井段5731.3～6038.0m,采用油管注入的方式酸壓施工:①泵入前置酸,排量為1.76m3,2009年8月5日10:13壓力上升到44.8MPa;②2009年8月5日約10:15倒管線泵入膠凝酸,壓裂車空泵,排量突降,導(dǎo)致壓力降低至4.5MPa,至11:22增加排量過程中壓力為44.3MPa,排量為7.4m3/min;③頂替活性水26.5m3;排量為1.2～1.7m3;壓力為5.0～1.8MPa;2009年8月5日11:47停泵壓力為1.8MPa,本次酸壓施工壓力、排量基本與設(shè)計相符,達(dá)到了設(shè)計要求,2009年8月6日進(jìn)行放噴求產(chǎn)工作。按照前述式(3)計算,泵入前置液時管鞋最高壓力為91.4MPa,泵入膠凝酸時管鞋最高壓力為65.57MPa,均小于封隔器綜合抗壓差能力p∑。對壓裂施工參數(shù)曲線進(jìn)行綜合分析,施工過程沒有出現(xiàn)壓力、排量異常點(diǎn),說明封隔器承壓密封良好,新型一體化管柱結(jié)構(gòu)能夠滿足套管防腐、酸壓、生產(chǎn)需要。

3 結(jié)論與認(rèn)識

通過嚴(yán)重套管變形井投產(chǎn)采氣管柱優(yōu)化設(shè)計和應(yīng)用,得出以下初步認(rèn)識:

1)膨脹封隔器應(yīng)用在嚴(yán)重套管變形井一體化酸壓生產(chǎn)管柱中,因井徑限制,其核心構(gòu)件膠筒直徑較小,與永久封隔器相比抗壓差能力相對低,與永久封隔器配合使用,能夠較好地解決普光氣田嚴(yán)重套管變形井酸壓、套管防腐和生產(chǎn)要求。

2)膨脹封隔器坐封位置井斜相對較大時,對膠筒最終膨脹密封壓力有影響,井斜較大時應(yīng)采取必要的扶正措施,盡量保持居中。

3)膨脹封隔器是近幾年引進(jìn)的新型井下工具,需要在油氣田工程實(shí)踐中不斷完善。

[1]趙金洲.普光氣田套變成因及治理措施研究[D].成都:西南石油大學(xué),2008.

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.020

Shi Junsheng,engineer,was born in1962.He graduated from Chongqing Petroleum School in1982,and is now engaged in research and design of overhaul and workover technology for oil and gas wells.

Add:No.109,Zhongyuan Rd.,Puyang,Henan457001,P.R.China

Tel:+86-393-4890898 Mobile:+86-13408189305 E-mail:shijszy@126.com

New workover techniques applied in the deformed cased wells at the high-H2S Puguang gas field

Shi Junsheng1,Gu Xiaohong1,Shang Lei1,Liu Jing1,Liu Junling2,Wang Qiang3
(1.Oil Production Engineering Technology Research Institute,Sinopec Zhongyuan Oilf ield Com pany,Puyang,Henan457001,China;2.Puguang Com pany,Sinopec Zhongyuan Oilf ield Company,Dazhou,Sichuan635000,China;3.PetroChina Southwest Oil&Gasf ield Company,Chengdu,Sichuan610051,China)

The integral gas production G3high-nickel-base string and the matching devices like permanent packer,etc.,adopted for wells at the Puguang high-H2S gas field,were deformed in forms of buckling or shearing in short term in dozens of gas wells,due to the creeping of Jialingjiang gypsum beds during the disastrous Wenchuan Quake on May12,2008.Serious casing deformation were observed in quite a few wells,including the well Puguang201-2,which restricted the running in of components of the integral production string,including permanent packers,making it extremely hard to put the wells into production.So rolling reformation and downhole jarring reformation methods were suggested for casing reformation in those wells,the drift diameters were expanded to over132mm,and a new integral gas production string including permanent packer plus oil-inflatable packer was adopted,thus,not only to ensure the integrity and gas sealing performance of the wellbore,but to control the casing corrosion during acidzing or production.This new technology provides a new means for workover in casing-deformed wells in similar gas fields and for the development of high H2S gas fields.

Puguang gas field,high H2S content,casing-deformed well,casing corrosion control,packer,gas production string, workover technology

book=78,ebook=189

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.020

2009-09-27 編輯 鐘水清)

中國石化川氣東送工程建設(shè)指揮部先導(dǎo)性研究項目“普光氣田嚴(yán)重套管變形井綜合修井技術(shù)”(編號:G04CQ-09-ZS-0036)。

石俊生,1962年生,工程師;1982年畢業(yè)于原重慶石油學(xué)校;從事油氣井的防治、修井設(shè)計研究工作。地址: (457001)河南省濮陽市中原路109號。電話:(0393)4890898,13408189305。E-mail:shijszy@126.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.78-80,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)