解 琪

(中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院)

高壓高酸性氣井二次試采工藝技術(shù)探討—以興隆1井為例

解 琪

(中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院)

針對高壓高酸性氣井二次試采作業(yè)的特殊性，以川東北興隆區(qū)塊興隆1井為例，分析了此類氣井二次試采作業(yè)的難點及工藝要求，認(rèn)為二次試采作業(yè)方案重點為既要防止壓井液對酸蝕裂縫的二次污染，同時也要滿足高壓高酸性氣井完井工藝的需要，由此提出了二次試采作業(yè)技術(shù)方案。圖1表7參3

高壓高酸性 氣井 二次試采 興隆1井

1 試采施工中面臨的主要難點

對高壓高酸性氣井探井進(jìn)行試采作業(yè)時，需對不同儲層采取酸壓求產(chǎn)以確定氣區(qū)的儲層及生產(chǎn)資料，在采用由下至上的逐層施工中應(yīng)對已措施層采用高密度壓井液壓井、封層。但在不同儲層獲得測試產(chǎn)量后，又面臨著鉆開封層后再重新試采的問題。因此針對該類氣井的二次試采工藝，既要防止壓井液對酸蝕裂縫的二次污染，同時也要滿足高壓高酸性氣井完井工藝的需要［1］。

興隆1井是拔山寺向斜石家場礁、灘巖性圈閉群上的第一口區(qū)域探井。為了解興隆場氣田長興組、飛仙關(guān)組的天然氣產(chǎn)能及儲層情況，為興隆場區(qū)塊開發(fā)提供依據(jù)，2010年6月至10月對該井進(jìn)行射孔、酸壓、測試施工，測試情況見表1。

按方案設(shè)計要求，鉆開飛仙關(guān)組、長興組的兩段灰塞后，下一次性防硫完井管柱試采長興組，先替出壓井泥漿，再通過解堵求取地層產(chǎn)能。因井下流體中腐蝕介質(zhì)含量高，在施工作業(yè)中存在以下問題:

表1 興隆1井測試情況表

(1)儲層壓力高、試采工序復(fù)雜。在二次試采的全施工過程中，涉及鉆塞、壓井、完井、措施等各工序，對壓井液、措施液、完井管柱的設(shè)計及各項作業(yè)工序提出更高要求。

(2)產(chǎn)層高含硫，對設(shè)備抗硫要求高，施工風(fēng)險大。封隔器、球座、化學(xué)注入閥、井下安全閥等均采用國外進(jìn)口設(shè)備、工具，施工周期長。

(3)本井采用加重泥漿壓井，處理復(fù)雜工況時間較長，儲層可能深度污染，替漿施工完成后，需進(jìn)行一定規(guī)模的酸化解堵。

(4)測井綜合解釋表明，長興組措施層下部為水層(井段4669.38m～4791.38m為氣水同層、含水氣層、含水層)，因此，解堵施工過程中，為避免溝通水層，應(yīng)適當(dāng)控制施工規(guī)模及排量。

2 試采工藝技術(shù)探討

2.1 井口及井控要求

根據(jù)測試情況，預(yù)測空井筒條件下，井口關(guān)井壓力為41MPa(表2)。

表2 興隆1井預(yù)測關(guān)井壓力

根據(jù)試氣結(jié)果及本井酸性條件，計算本井H2S井底分壓為5.93MPa、CO2井底分壓為12.8MPa。從最大關(guān)井井口壓力考慮應(yīng)該選用105MPa采氣樹;從腐蝕分壓角度考慮，采氣樹及配套附件應(yīng)采用抗H2S和CO2腐蝕的材質(zhì)并且采用金屬密封，材料類別選用HH級別的井口標(biāo)準(zhǔn)，性能級別PR2，規(guī)范級別 PSL4，主通徑不低于 78mm的 KQ78/65－105MPa采氣樹。同時，在鉆開封層、循環(huán)洗井施工中，需考慮已措施儲層高壓天然氣可能存在的氣浸因素，設(shè)計采用防噴器組采用2FZ28－105、FZ28－105(EE級)防硫液壓剪切閘板組合防噴器。

2.2 完井管柱選擇

針對興隆場區(qū)塊主體埋藏深、高含H2S和CO2的特點，要求盡量減少起下管柱次數(shù)，防止多次作業(yè)污染產(chǎn)層，達(dá)不到儲層改造的目的;同時，可減少工作量，降低作業(yè)成本。建議選擇替漿－酸化－完井一體化管柱。

(1)油管選擇

興隆1井長興組硫化氫含量達(dá)7.16%，綜合材料性能及成本要求，采用 Φ88.9mm×6.45mm的BG2250－110/125合金油管(其性能見表3、表4)。

表3 BG2250－110/125油管基本性能參數(shù)

表4 BG2250－110/125油管安全校核

由表3、表4知，BG2250－110油管達(dá)到了川東北高含硫氣井完井推薦作法的要求(抗壓安全系數(shù)大于1.25，抗拉安全系數(shù)大于1.8)，興隆1井建議采用BG2250－110油管。

根據(jù)《Q/SH 0015－2006含硫化氫含二氧化碳?xì)饩吞坠苓x用技術(shù)要求》要求，井下入井工具材質(zhì)選擇 inc718、油管材質(zhì)選擇 G3，密封件為 Aflas FEPM橡膠。

(2)完井管柱

天然氣水合物是采氣過程中經(jīng)常遇到的一個重要問題。水合物在油管中生成后會降低井口壓力，防礙井下工具的起下，嚴(yán)重時會堵塞油管，影響氣井的正常生產(chǎn);同時，液態(tài)水的存在、低溫、高壓、高H2S等，均能加快水合物的生成。通常水合物防治措施主要有提高溫度、使用井下節(jié)流工藝、加注抑制劑、干燥氣體等，考慮興隆1井高含H2S，作業(yè)危險性很大，推薦采用加注水合物抑制劑法。

通過高壓天然氣Trekell－Campbell法計算，在氣產(chǎn)量低于25×104m3/d時，井口易形成水合物，而興隆1井高含H2S，必須下入封隔器保護(hù)套管，無法從油套環(huán)空加注水合物抑制劑。因此，應(yīng)設(shè)計加藥管線輔助加藥，通過計算，注入閥設(shè)計下入深度為1500m。

根據(jù)井下流體性質(zhì)，完井管柱采用酸壓、生產(chǎn)一體化管柱(圖1)。自下而上為:球座+1根油管+坐落短節(jié)+油管+永久式封隔器+1根油管+循環(huán)滑套+油管+化學(xué)注入閥+油管+井下安全閥(110m)+井下安全閥管制管線+油管+懸掛器總成。

(3)受力分析

考慮到替漿施工結(jié)束后，需對長興組進(jìn)行酸化解堵。鑒于儲層埋藏深、施工壓力高，為降低施工摩阻，設(shè)計施工采用88.9mm油管進(jìn)行連接。由于管柱中采用封隔器進(jìn)行封隔，管柱在坐封和酸壓這兩個工作狀態(tài)受力情況類似，并且在酸壓過程中受力更大，對管柱的破壞性更大，因此對酸壓過程受力進(jìn)行重點分析。

利用《酸壓管柱受力分析軟件》對管柱在施工全過程中的受力情況進(jìn)行了分析(表5)，結(jié)果表明，當(dāng)井口泵注壓力為85MPa，措施管柱達(dá)到安全要求，因此設(shè)計最大泵注壓力≤85MPa。

圖1 完井管柱示意圖

2.3 入井液要求

結(jié)合儲層特點、工況條件，設(shè)計了隔離液、環(huán)空保護(hù)液、前置酸/后置酸、膠凝酸、頂替活性水等入井液性能及要求(表 6)［2，3］。

2.4 施工規(guī)模設(shè)計

考慮本次施工以解除壓井液對酸蝕裂縫的二次污染為主，設(shè)計酸量規(guī)模為150m3(軟件擬合結(jié)果如表7所示)。

2.5 施工作業(yè)要求

(1)試氣施工中強(qiáng)化風(fēng)險評價，促進(jìn)隱患治理。對生產(chǎn)中可能遇到的各類事故隱患進(jìn)行評估，找出可能導(dǎo)致事故發(fā)生的主要因素，制定相應(yīng)的預(yù)防措施和事故預(yù)案，認(rèn)真落實隱患消減計劃，保證安全生產(chǎn)。

(2)加強(qiáng)崗位培訓(xùn)，提高防患意識。在含H2S井作業(yè)中，永遠(yuǎn)銘記“毒氣猛于虎”的教訓(xùn)，時刻把防硫控硫放在首位，現(xiàn)場所有人員都經(jīng)過防硫化氫、井控、HSE培訓(xùn)合格才能上崗，并加強(qiáng)實戰(zhàn)演練，提高防硫意識，做到遇硫不慌，有序快速降損耗。

表5 施工全過程管柱受力分析

表6 興隆1井替漿施工入井液用量

表7 興隆1井長興組(4589m－4622.5m)酸壓設(shè)計模擬結(jié)果

(3)加強(qiáng)座崗和溢流觀測，做到及時發(fā)現(xiàn)井漏和溢流24小時座崗，專人負(fù)責(zé)。起鉆時認(rèn)真按照標(biāo)準(zhǔn)灌注壓井液，始終保持井筒壓力平衡，并記錄計算灌漿量，觀察有無漏失或溢流，做到及時發(fā)現(xiàn)，及時處理。

(4)鉆塞后的起下管柱等作業(yè)前，充分循環(huán)脫氣，點長明火，利用綜合錄井儀進(jìn)行流體監(jiān)測，測定氣體上返速度，確定安全起下管柱時間，確保安全施工。

(5)在起下含有合金油管、井下工具的完井管柱的過程中，外請專業(yè)公司技術(shù)專家指導(dǎo)，精心設(shè)計，優(yōu)選技術(shù)參數(shù)。

3 結(jié)論

(1)興隆1井二次試采采用替漿－酸壓－生產(chǎn)一趟管柱，達(dá)到了減少施工工序、保護(hù)儲層、降低作業(yè)成本的目的。

(2)針對高壓、高腐蝕工況條件，提出了試采工藝技術(shù)要求，為超高壓、高產(chǎn)、含硫氣井開采提供了很好的借鑒經(jīng)驗。

(3)所形成的這套完井及試氣工藝技術(shù)體系，達(dá)到了簡化試采工藝、降低作業(yè)風(fēng)險的目的，建議在高壓、高產(chǎn)、含硫氣藏同類型井的開發(fā)中被逐漸推廣應(yīng)用。

1 何生厚，曹耀峰.普光高酸性氣田開發(fā)［M］.北京:中國石化出版社，2010，6.

2 朱曉榮.建南氣田低壓低滲碳酸鹽巖氣藏儲層改造技術(shù)［J］. 石油天然氣學(xué)報，2006，28(4).

3 朱曉榮.建南氣田裂縫性碳酸鹽巖儲層增產(chǎn)措施技術(shù)難點及解決辦法［J］.江漢石油學(xué)院學(xué)報，2004，26(增刊).

SECONDARY PRODUCTION TEST TECHNOLOGY FOR GAS WELLS WITH HIGH PRESSURE AND H2S:AN EXAMPLE FROM XINGLONG 1 WELL

JIE Qi(Research Institute of Oil Production Technology，Sinopec Jianghan Oilfield Company)．

For gas wells with high pressure and H2S，the secondary production test is very special．In this study，taking Xinglong 1 well in Xinglong block，northeastern Sichuan Basin，as an example，both difficulties and technological requirements of production test are analyzed．It is believed that the test key should not only prevent secondary contamination of acid－eroded fractures from killing fluid，but also meet the requirements of completion technology．At last，a technical scheme for production test is also proposed．

high pressure and H2S，gas well，secondary production test，Xinglong 1 well

解琪，女，1964年出生，工程師;現(xiàn)在中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司采油工藝研究院從事科研管理工作。地址:(430035)湖北省武漢市硚口區(qū)古田二路南泥灣大道37號匯豐企業(yè)總部第五棟B座8617。電話:(0728)6596727。E－mail:xq987456123@qq.com

NATURALGAS EXPLO-RATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3，pp．58 －61，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－04－11 編輯 景岷雪)