普光高酸性氣田井簡管材及完井方案優(yōu)選

摘 要

摘要：四川盆地普光氣田屬于高含H2S和C02的碳酸鹽巖過成熟酸性氣田，存在氣藏壓力高、埋藏深度大、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、腐蝕嚴(yán)重、易噴易漏、安全風(fēng)險高等開發(fā)難題。為解決上述難題，實
摘要：四川盆地普光氣田屬于高含H2S和C02的碳酸鹽巖過成熟酸性氣田，存在氣藏壓力高、埋藏深度大、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、腐蝕嚴(yán)重、易噴易漏、安全風(fēng)險高等開發(fā)難題。為解決上述難題，實現(xiàn)氣田的安全高效開發(fā)，在深入調(diào)研國內(nèi)外高含硫氣田完井技術(shù)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，分析了硫化氫、二氧化碳以及氯離子等對井下管材的腐蝕方式，提出了管柱腐蝕的防治措施：①采用防腐蝕管材；②注入緩蝕劑；③將上述兩種方式綜合應(yīng)用。進(jìn)而設(shè)計了3種完井方案：①高鎳基合金完井；②高鎳基合金與高抗硫材質(zhì)組合完井；③高抗硫材質(zhì)完井。經(jīng)分析對比，最終確定采用鎳基合金和高抗硫鋼套管組合，配合鎳基合金油管和永久式封隔器的完井方案；射孔后下酸壓-生產(chǎn)一體化完井管柱，酸化壓裂后投產(chǎn)。該方案成功解決了氣井酸壓、生產(chǎn)、防腐蝕等問題，具有防腐性能優(yōu)越、后期維護(hù)成本低、管柱有效生產(chǎn)時間長、安全系數(shù)高等特點。
關(guān)鍵詞：普光氣田；酸性氣田；氣井；腐蝕防護(hù)；優(yōu)選；鎳基合金和高抗硫鋼套管；鎳基合金油管和永久式封隔器完井
    四川盆地普光氣田屬帶邊水的高含硫碳酸鹽巖含裂縫孔隙型酸性氣藏。地層流體H2S含量介于12.31%～17.05%，平均含量為15.16%；CO2含量介于7.89%～10.53%，平均含量為8.64%，腐蝕環(huán)境異常惡劣[1]。普光氣田由于H2S和C02的同時存在，它們之間復(fù)雜的交互作用，其腐蝕機(jī)理非常復(fù)雜，這對完井油管、套管、井下管柱、井口裝置等完井工具和設(shè)備具有巨大的威脅。碳酸鹽巖氣藏具有易噴易漏的特征，酸壓(化)改造是提高單井產(chǎn)能的有力手段，如何才能在確保作業(yè)安全的前提下避免壓井對儲層造成二次污染[2]，也是氣田開發(fā)面臨的現(xiàn)實問題。因此，完井管材及配套工藝方案的優(yōu)化對安全高效開發(fā)普光氣田具有非常重要的意義。
1 國內(nèi)外高含硫氣田開發(fā)現(xiàn)狀
   國外投入開發(fā)的高含硫氣田主要有法國拉克(Lacq)氣田、加拿大卡羅林(Caroline)氣田、前蘇聯(lián)奧倫堡(Orenburg)碳酸鹽巖氣田、美國Madison高含硫氣田等。國內(nèi)高含硫氣田主要分布在川東北地區(qū)，包括普光氣田、羅家寨氣田、臥龍河氣田等[3]，但國內(nèi)高含硫氣田目前均處在建設(shè)探索階段，尚無高含H2S、C02氣田成熟的開發(fā)配套技術(shù)和經(jīng)驗[4]。國內(nèi)外高含硫氣田大多數(shù)都采用的是套管射孔完井，完井管柱利用永久式封隔器封隔油套環(huán)空，起到保護(hù)封隔器上部套管、減緩套管腐蝕、延長高含硫氣井生產(chǎn)壽命的作用。國外已經(jīng)投入開發(fā)的高含硫氣田與普光氣田的腐蝕環(huán)境有著截然不同的區(qū)別，前者大多數(shù)都含有凝析油[5]，如拉克氣田、奧倫堡氣田、卡羅林氣田等，天然氣在井筒中不斷析出的凝析油(或者輕質(zhì)油)在井筒管壁上形成一層保護(hù)膜，對完井管柱起到了很好的保護(hù)作用。普光氣田屬高含硫過成熟氣藏且有邊底水存在，對完井工藝及防腐要求更加苛刻。
2 管柱材質(zhì)及完井方案優(yōu)選
2.1 井下管材腐蝕形式
2.1.1 H2S腐蝕
    H2S造成的腐蝕主要有電化學(xué)腐蝕和硫化物應(yīng)力腐蝕開裂(SSC)[6]。在含H2S的條件下，SSC是最嚴(yán)重的問題，SSC可使管材在短時間內(nèi)、毫無先兆的情況下開裂失效。引起SSC的環(huán)境因素主要包括H2S濃度(分壓)、pH值及作用應(yīng)力等。H2S濃度(分壓)越高、pH值越低，作用的應(yīng)力越大，SSC越容易發(fā)生。H2S引起的電化學(xué)腐蝕取決于溶液中H2S濃度，H2S在水中的溶解度取決于H2S分壓，分壓越高，電化學(xué)腐蝕越嚴(yán)重。按普光氣田主體地層壓力計算，H2S分壓介于6.92～9.90MPa，H2S腐蝕非常嚴(yán)重。
2.1.2 C02腐蝕
    C02腐蝕鋼材主要是由于天然氣中C02溶于水生成碳酸而引起電化學(xué)腐蝕所致[7]。根據(jù)SY 7515—89中按C02分壓來劃分腐蝕環(huán)境，C02分壓大于0.1MPa有明顯腐蝕；C02分壓介于0.05～0.1MPa應(yīng)考慮腐蝕作用；C02分壓小于0.05MPa一般不考慮腐蝕作用。按普光氣田主體地層壓力計算，C02分壓為4.36～5.10MPa，C02分壓也達(dá)到2.37～2.72MPa，腐蝕環(huán)境十分惡劣。
2.1.3氯離子(Cl-)腐蝕
    在無氧環(huán)境中，氯離子濃度范圍介于1×104～10×104mg/L時，腐蝕速率隨氯離子濃度升高而升高。在溫度高于60℃時，這種趨勢加劇。這是因為溶液中的氯離子滲透到腐蝕膜中破壞了膜的穩(wěn)定性。溶液中Cl-除了破壞保護(hù)膜的穩(wěn)定性外，還增加了鋼遭受點蝕的可能性[8]。普光氣田主體地層水氯離子含量約為100000mg/L，而且氣井投產(chǎn)和生產(chǎn)過程中將不可避免接觸含Cl-的溶液，H2S和CO2的存在對Cl-腐蝕還會起到加速作用。
2.2 井下管柱腐蝕防治措施
    目前高含硫氣井井下管柱的腐蝕防治措施主要從以下方面著手：①采用防腐蝕的管材；②加入相應(yīng)的緩釋劑；③管材防腐與緩釋劑綜合應(yīng)用。
    防腐管材方面主要有雙層復(fù)合管、內(nèi)表面涂層油管、合金管等。雙層復(fù)合油管由于成本低，在法國拉克氣田開發(fā)早期得到應(yīng)用，但這種管柱強(qiáng)度低，下入深度受到很大的限制，同時由于其內(nèi)通徑較小，氣井的產(chǎn)量也受到限制。內(nèi)表面涂層油管在國內(nèi)塔里木油田、川中油氣田等油氣田應(yīng)用過[9]，前蘇聯(lián)奧倫堡氣田采用20號和10號鋼用鋁和鋅作涂層。內(nèi)涂層油管防腐的核心在于涂層的研究以及加工工藝的改進(jìn)，這種方式具有成本低的特點[10]，但在油管接箍以及在作業(yè)施工中磕碰損壞涂層處易產(chǎn)生局部腐蝕、沖刷腐蝕等。合金油管防腐性能較好，但主要的制約因素在于成本較高。
    緩釋劑在高含硫氣田開采過程中得到了非常廣泛的應(yīng)用，緩蝕劑主要是油溶和水分散的有機(jī)緩蝕劑，如胺類成膜緩蝕劑、多胺縮合物緩蝕劑、吡啶及咪唑啉類緩蝕劑等。緩蝕劑的加注方法主要有：間歇注入、地層擠注和連續(xù)注入等。美國多采用連續(xù)注入法，法國、加拿大、德國等多采用間歇注入法。
2.3 管柱材質(zhì)及完井方案優(yōu)選
    根據(jù)普光氣田的天然氣組分，井身結(jié)構(gòu)及投產(chǎn)工藝的要求，設(shè)計了3種完井方案[11]。
2.3.1高鎳基合金完井方案
    生產(chǎn)套管在產(chǎn)層以上200m至井底采用既抗H2S應(yīng)力腐蝕，又抗電化學(xué)腐蝕的高鎳基合金材質(zhì)；其余部分套管均采用高抗硫材質(zhì)套管。油套環(huán)空加注環(huán)空保護(hù)液以保護(hù)套管內(nèi)壁和油管外壁。完井管柱全部采用既抗H2S應(yīng)力腐蝕，又抗電化學(xué)腐蝕的高鎳基合金(如G3)材質(zhì)油管；井下工具選用可抗18%H2S、C02腐蝕的Inconel718材質(zhì)，封隔器坐封在合金套管段。
2.3.2高鎳基合金與高抗硫材質(zhì)組合完井方案
    生產(chǎn)套管組合與方案一相同，油套環(huán)空加注環(huán)空保護(hù)液以保護(hù)套管內(nèi)壁和油管外壁。完井管柱采用高鎳基合金材質(zhì)和高抗硫鋼材質(zhì)組合油管，其中封隔器以下和安全閥以上的管柱采用高鎳基合金鋼材質(zhì)油管；封隔器以上和安全閥以下管柱采用高抗硫材質(zhì)油管，封隔器坐封在合金套管段。
2.3.3高抗硫材質(zhì)完井方案
    生產(chǎn)套管組合與方案一相同，油套環(huán)空加注環(huán)空保護(hù)液以保護(hù)套管內(nèi)壁和油管外壁。完井管柱全部采用高抗硫鋼材質(zhì)油管，封隔器坐封在合金套管段，管柱配置連續(xù)加注閥和毛細(xì)管加注通道，生產(chǎn)過程持續(xù)加注緩蝕劑。
室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)表明：一方面高抗硫鋼在高含H2S、C02環(huán)境下自身腐蝕嚴(yán)重；另一方面高抗硫鋼與高鎳基合金鋼存在嚴(yán)重電偶腐蝕，使用這種管柱結(jié)構(gòu)存在油管斷脫和腐蝕穿孔的風(fēng)險，會給生產(chǎn)帶來極大的安全隱患。采用高鎳基合金生產(chǎn)管柱一次性投資大，但防腐效果好，使用壽命長，不需要加藥維護(hù)工作量，安全系數(shù)高。采用高抗硫鋼材質(zhì)油管生產(chǎn)管柱，腐蝕速率高，由于產(chǎn)量較大(普光氣田氣井平均產(chǎn)量為60×104m3/d以上)緩釋劑加注困難，緩釋效果不理想。綜合考慮各方面因素，普光氣田主體開發(fā)選取了高鎳基合金完井方案。
2.4 普光氣田完井方案
2.4.1完井工具組合
采用插管式液壓坐封永久式封隔器完井，完井工具采用Inconel718滿足普光氣田高酸性氣井完井使用工況環(huán)境的要求。完井工具管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計從上向下依次為井下安全閥、循環(huán)滑套、錨定密封總成、液壓坐封封隔器(帶磨銑延伸筒)、坐落接頭、剪切球座。
完井方案設(shè)計簡單可靠，上部設(shè)計井下安全閥，保證氣井在緊急狀況下安全可靠關(guān)閉，及時切斷氣源。安全閥為全金屬密封(氣密封)。循環(huán)滑套安裝于封隔器上部，用于再次作業(yè)時頂替環(huán)空或油管中的鉆井液或完井液，亦可在緊急情況下或需回收管柱時進(jìn)行循環(huán)壓井，保證施工安全。封隔器具有液壓坐封，一次管柱下入即可完成管柱坐封的特點，使得作業(yè)非常簡單、安全。封隔器下部設(shè)計坐落短節(jié)，作為坐封封隔器備用、管柱試壓、不壓井作業(yè)、壓力測試等。最下部提供的剪切球座，底部為引鞋設(shè)計，使得過油管繩纜作業(yè)順利，剪切后的球及球座落入井底，保證管柱的通徑。
2.4.2投產(chǎn)工藝優(yōu)選
根據(jù)普光氣田開發(fā)方案，所有生產(chǎn)井均采用酸壓投產(chǎn)。經(jīng)過投產(chǎn)工藝比較和優(yōu)選，確定采用射孔后酸壓、生產(chǎn)一體化管柱投產(chǎn)方式為最佳選擇(圖1)。該投產(chǎn)工藝先進(jìn)行射孔施工，壓井取出射孔管柱后，再下入酸壓、生產(chǎn)一體化管柱投產(chǎn)?？梢詼p少酸壓后壓井起下管柱工作量，避免酸壓后壓井對地層的傷害。但流工工藝復(fù)雜，對管柱及井下配套工具的性能要求較高。

3 結(jié)論
高含硫氣藏的開發(fā)具有安全要求高、腐蝕環(huán)境惡劣以及開發(fā)成本較高的顯著特點，加強(qiáng)科學(xué)管理是高含硫氣藏安全高效開發(fā)的重要保證，但歸根結(jié)底必須以先進(jìn)的工藝技術(shù)作為堅強(qiáng)后盾。普光氣田氣井采用高鎳基合金和高抗硫鋼套管組合，配合鎳基合金永久式封隔器完井管柱的完井方案，具有防腐性能優(yōu)越、后期維護(hù)成本低、管柱有效生產(chǎn)時間長、安全系數(shù)高等特點。雖然前期投入成本較高，但較之于其他方案，避免了后期不斷增加的高昂維護(hù)費用，以及由此所帶來的其他附加成本，整體效益較好。目前按照此完井方案，普光氣田已經(jīng)完井36口，并順利投入開發(fā)，取得了很好的生產(chǎn)效果。
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(本文作者：李順林1 姚慧智2 趙果1 李海鳳1 王洪松1 1.中國石化中原油田普光分公司；2.中國石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院)