高溫高壓高含硫氣井完井試氣工藝技術與應用

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。完井測試過程中，測試管柱在不同工況下的軸向位移明顯，測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。完井測試過程中，測試管柱在不同工況下的軸向位移明顯，測試管柱安全可靠性較差；多種腐蝕氣體共存，含量高，機理復雜，對管柱材質(zhì)的要求高；施工工藝復雜，優(yōu)質(zhì)、快速、取全、取準資料難度大；同時，安全風險也大。為了完井測試的順利進行，通過對管柱力學性質(zhì)、腐蝕機理的研究，優(yōu)選了Φ89mm、110SS油管組合，并在對工藝技術調(diào)研的基礎上，結(jié)合現(xiàn)場實踐優(yōu)化了APR完井試氣配套工藝技術。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，為該區(qū)和類同氣田的勘探開發(fā)提供了技術保障。
關鍵詞：四川盆地；東；北；溫度；壓力；硫化氫；氣藏；開發(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。綜合配套形成適應川東北氣藏“超深三高”特征的勘探試氣技術體系，加快海相氣藏勘探開發(fā)步伐，為川東北地區(qū)的勘探開發(fā)提供技術保障具有重要的意義。
1 高含硫氣井完井試氣技術難點
    川東北海相氣藏儲層最大埋深超過7000m，最大地層壓力達到139MPa，最高地層溫度超過160℃，最高無阻流量大于460×104m3/d，H2S含量高達20%，C02含量最高到32.66%。地質(zhì)構造復雜，構造主體部位裂縫和溶洞相對發(fā)育，使完井試氣工藝技術面臨很多難點：
    1) 在高溫、高壓、超深情況下，目前國內(nèi)對管柱力學效應的計算薄弱，無法定量計算不同工況下管柱的形變；
    2) H2S、C02分壓高，腐蝕性強，腐蝕機理復雜，對測試管柱、井下工具的可靠性、穩(wěn)定性、抗腐蝕性要求嚴格；
    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 完井測試管柱及試氣工藝技術
2.1 測試管柱
2.1.1管柱力學研究
    根據(jù)力學分析原理，井下管柱在自重、井筒壓力、溫度作用下產(chǎn)生鼓脹效應、溫度效應、屈曲效應、活塞效應[1]。在這4種基本效應作用下，管柱發(fā)生軸向位移同時導致軸力改變。川東北氣藏最大埋深超過7000m，各個工況中，必須考慮管柱的軸向位移以保證施工的安全。
    針對川東北氣藏管柱，修正了封隔器初始軸力計算模型，建立力學分析模型，計算不同工況下的管柱變形與受力情況。根據(jù)計算結(jié)果，結(jié)合施工情況，封隔器上部采用長400m加厚油管防止管柱屈曲導致泄漏；在對超深儲層測試時，在測試管柱上增加上下2組伸縮短節(jié)，一組平衡酸壓時降溫管柱收縮，一組平衡放噴時升溫造成管柱伸長；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，減少管柱在井簡中的形變。
2.1.2管柱材質(zhì)優(yōu)化
    根據(jù)測試資料，川東北海相儲層H2S、CO2腐蝕介質(zhì)的pCO2/pH2S都小于200。G.Fierrd、K.Mesamura及李鶴林、周計明等研究認為：在這種情況條件下，系統(tǒng)對鋼材的腐蝕以H2S為主導，一般會在鋼材表面優(yōu)先形成一層FeS保護膜，此層腐蝕產(chǎn)物的存在影響具有較好保護性能的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)定性及其保護措施。應著重考慮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實驗、抗靜態(tài)電化學失重腐蝕試驗結(jié)果，表明HP-13Cr材質(zhì)不耐H2S應力腐蝕，而95S、110SS等管材具有抗H2S腐蝕的性能，通過了NACE TM 0177-96標準在加載80%名義屈服強度下經(jīng)720h不開裂的抗硫性能要求，對管柱的抗拉強度也影響不大，能夠滿足短期測試的要求。
2.1.3管柱尺寸及扣型優(yōu)選
    根據(jù)產(chǎn)能、攜液、抗沖蝕和儲層改造需要優(yōu)化管柱尺寸，結(jié)合川東北井身結(jié)構，采用Φ89mm或Φ89+73mm組合油管；根據(jù)實驗評價及現(xiàn)場應用優(yōu)選國產(chǎn)氣密封特殊扣(如WSP-1T、BGT-1)能滿足測試要求。
    因此，根據(jù)管柱力學，考慮腐蝕環(huán)境、經(jīng)濟因素及安全風險，川東北含硫氣井短期測試管柱要求抗拉安全系數(shù)在80%名義屈服強度下選取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油管組合進行測試，材質(zhì)要求為95S或110SS及以上級別，油管扣型為氣密扣[4]。自應用以來，現(xiàn)場未發(fā)生一起因油管材質(zhì)和強度導致的事故。
2.2 測試工藝技術研究
2.2.1 APR測試技術
    川東北海相碳酸鹽巖氣藏測試過程中，測試工具在井筒內(nèi)承受的溫度高、壓力大、酸性腐蝕強，對測試工藝及測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較高、應用范圍廣的APR測試技術及配套工具。APR測試工藝適合于深井、斜井測試，主要特點如下[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) 整個測試管柱全通徑，在測試過程中可同時進行電纜或鋼絲作業(yè)。
    3) 井下測試閥靠環(huán)空加壓操作，可不動管柱進行替漿排液測試、負壓射孔誘噴排液測試、常規(guī)射孔酸壓排液測試、超正壓射孔酸壓排液測試、氣舉排液、循環(huán)替液、井下開關井等試氣測試作業(yè)，同一套管柱能夠滿足多項工藝的需要，從而也減低了封隔器失效的風險。
    4) 有利于進行正常壓井和應急壓井作業(yè)。
    5) 技術成熟，工藝可靠，具有時效性、經(jīng)濟性，安全性較高。
    APR測試工藝技術通過在川東北氣藏實踐中不斷總結(jié)，進行了完善和革新，逐步配套了系列TCP+APR測試主體工藝技術，適應了對“三高”氣藏進行勘探測試。
2.2.1.1 增加工具的可靠性
    分析井下工具特點、功能，結(jié)合川東北“三高”特征，川東北氣藏引進了承壓28000PSI的RDS、RD閥，加強型水力錨等，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試的需要。
2.2.1.2 優(yōu)化形成簡單可靠的管柱結(jié)構
    針對不同測試目的，川東北氣藏形成了以“負壓射孔-測試聯(lián)作、超正壓射孔-酸壓-測試聯(lián)作”為核心的優(yōu)快APR測試技術。
    1) APR射孔-測試聯(lián)作管柱
    負壓射孔-測試聯(lián)作管柱(圖1)引入LPR-N閥，適用于儲層物性相對較差的中、低壓氣層。在保證工具安全的情況下，油管內(nèi)掏空，利用射孔旁通通過環(huán)空加壓起爆，形成負壓射孔，有效的降低射孔液對地層的污染，同時，利用較大的壓差，地層流體對射孔彈造成的壓實帶進行沖洗，對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閥實現(xiàn)井下關井測壓力恢復，測壓力恢復結(jié)束后再利用RD安全循環(huán)閥進行壓井，若發(fā)生漏失，則利用RD閥進行堵漏壓井。

    常規(guī)射孔測試聯(lián)作只能從油管加壓射孔，射孔測試求產(chǎn)結(jié)束后環(huán)空加壓打開RD安全循環(huán)閥，利用RD安全循環(huán)閥實現(xiàn)井下關井以及循環(huán)壓井，RD循環(huán)閥作為地層發(fā)生嚴重漏失情況下堵漏通道。該種測試聯(lián)作管柱只能實現(xiàn)一開一關測試，適用于高壓地層的測試。管柱適用于高壓地層測試。
   2) 儲層改造-測試聯(lián)作管柱
   川東北氣藏采用以OMNI閥為主要結(jié)構的儲層改造-測試聯(lián)作管柱(圖2)。
 

    常規(guī)儲層改造-測試中由于OMNI閥球閥在較大壓差下開啟困難，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閥在井下可以反復開關，可進行前期替酸、后期排酸、液氮氣舉等作業(yè)。
    在水平井儲層改造-測試聯(lián)作管柱中，水平井由于封隔器座封位置高、水平段長、儲層改造規(guī)模大，相比直井改造測試后的壓井、堵漏難度更大，卡鉆風險更高。引入了單向閥形成了水平井儲層改造測試聯(lián)作管柱。單向閥是靠破裂盤控制，環(huán)空加壓開啟，具有通徑大(內(nèi)徑57mm)，單向流動的特點。利用該套工具組合能夠?qū)崿F(xiàn)封隔器座封后替漿、測試、井下關井、循環(huán)堵漏壓井，能夠滿足測試要求。
    3) 射孔-酸壓-測試三聯(lián)作管柱
射孔酸化測試三聯(lián)作相對于先射孔測試后酸壓測試的二次施工模式，不僅能縮短試氣周期，有效壓縮測試成本的目的，而且能減少射孔測試后壓井液對地層的二次污染，特別是深井、高溫高壓低滲井，還會解除鉆井液性能不好導致鉆井液沉淀的井下復雜情況(圖3)。
 

    負壓射孔-酸壓-測試聯(lián)作管柱可以在射孔后測試地層的自然產(chǎn)能再進行酸壓施工。
    超正壓射孔酸壓聯(lián)作測試工藝具有在射孔后不用再操作閥件就可連續(xù)進行酸壓，可充分利用超正壓射孔產(chǎn)生的高壓聚能流體對地層形成的部分微裂縫，降低注酸壓力，快速注入常規(guī)酸對井筒近井地帶的地層進行處理，也利用酸壓的壓力提高射孔壓力的傳播。川東北通過實踐運用，其對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測試管柱施工參數(shù)設計及壓力控制，與管柱結(jié)構、施工工藝息息相關?？刹捎铆h(huán)空限壓→壓力等級個數(shù)→環(huán)空操作壓力→油管回壓的APR測試壓力控制計算方法進行施工參數(shù)優(yōu)化及壓力控制設計。
    1) 遵循油套環(huán)空最大施工泵壓滿足套管承壓能力、測試工具耐壓能力及測試油管強度要求的原則，確定環(huán)空最高限壓。
    2) 壓力級數(shù)取決于工具，每一個壓力操作工況代表了一個壓力等級，一般情況下最小操作壓力為多次開關閥壓力，最大操作壓力為RD循環(huán)閥開啟壓力。測試工具每個壓力等級之間的安全壓力值應不低于7MPa。
    3) 管柱結(jié)構不同，操作壓力的計算方法不盡相同。射孔起爆壓力應高于測試閥推薦操作壓力10MPa左右；酸壓作業(yè)時為提高泵注排量，同時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測試工具時，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
    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，但管柱過流面積小，壓井堵漏處理難度大。
    通過不斷總結(jié)，形成了一套川東北試氣壓井堵漏技術。
    常壓井——壓力系數(shù)接近或低于1的氣井，采用體膨型化學堵漏劑與橋堵復合的堵漏工藝技術。
    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，多種堵漏材料復配，增加堵漏劑濃度的二級橋結(jié)堵漏漿體系：一級濃度15%～18%、二級25%～28%。
    前期多口井堵漏后出現(xiàn)卡鉆事故，分析到APR測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)過論證及實踐，在封隔器上部增加1個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已取得長足的進步和發(fā)展，基本上能滿足川東北“三高”氣藏壓井堵漏需要，后期沒再出現(xiàn)因堵漏卡鉆的事故。
2.2.3高效復合排液技術
    通過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、液氮吞吐等復合排液技術，解決殘酸或積液返排的問題。
3 現(xiàn)場應用及效果
    Y1-C1井井深超過7427m，儲層溫度達到158℃；YB1井長興組儲層改造井底施工壓力達到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，無阻流量超過460×104m3/d。通過對測試工藝及管柱結(jié)構的創(chuàng)新，在各種極端條件下，川東北氣藏實現(xiàn)了一趟管柱實施射孔、酸壓、測試、替噴、誘噴、堵漏、壓井一次性成功作業(yè)。
4 結(jié)束語
    川東北氣藏APR完井試氣工藝技術及配套技術通過嚴格仔細的基礎研究和工程技術優(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試難題，為中國石化天然氣儲產(chǎn)量的良性接替和川氣東送建設工程作出了一定的貢獻。
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(本文作者：蘇鏢 趙祚培 楊永華 中國石化西南油氣田分公司工程技術研究院)