摘 要

——以四川盆地元坝气田为例摘　要：四川盆地元坝气田具有超深、高压、高温、高含酸性腐蚀气体的特点。完井投产过程中，腐蚀条件恶劣，安全风险大，对管柱的材质、结构要

——以四川盆地元坝气田为例

摘　要：四川盆地元坝气田具有超深、高压、高温、高含酸性腐蚀气体的特点。完井投产过程中，腐蚀条件恶劣，安全风险大，对管柱的材质、结构要求高；井筒条件限制，井筒净化作业的风险大、难度大；施工作业时间长，井控风险大；储层非均质性强，作业井段长，针对性改造难度大。为此，通过对管柱结构、腐蚀机理的研究，选择了4C+4D镍基合金材质油管配合永久式完井封隔器的酸化—投产一体化管柱，满足了酸化、测试及安全投产的需要；通过管柱设计、水动力学的计算，结合工艺措施优化，形成的扫塞、超深小井眼通井工艺等井筒处理工艺技术，满足了井筒净化的需要，保证了投产管柱顺利到位；通过对高含硫气体在临界状态的分析计算，结合现场实践，形成了配套井控安全设备，短起下测油气上窜速度小于30m／h的井控安全工艺措施，保证了投产作业的井控安全；通过暂堵剂的研制和暂堵工艺的优化，形成了多级暂堵交替注入酸化工艺。

关键词：四川盆地  元坝气田  高含硫  超深  高温  高压  完井投产  井筒处理  多级酸化  安全风险控制

Safe completion and production technologies of a gas well with ultra depth，high temperature，high pressure and high H2S content：A case from the Yuanba Gas Field in the Sichuan Basin

Abstract：The Yuanba Gas Field in the Sichuan Basin is featured by ultra depth，high temperature，high pressure and high acidic corrosive gas content．In the process of completion and production，high requirements are proposed for string material and structure because of harsh corrosive conditions and high safety risks；wellbore constrains bring about a high risk and great difficulty to wellbore cleaning operation；the well control risk is very high due to a long working time；strong reservoir heterogeneity and long working section result in more difficulties in targeted modification．To achieve successful production，based on the research of tubing structure and corrosion mechanism，we adopted the acidification production integrated string composed of a 4C+4D nickel based alloy pipe and a permanent packer，meeting the demand of acidification，testing and safe production．Then，we conducted string design and dynamic calculation and combined process measure optimization to successfully develop plug elimination，ultra-deep slim-hole drifting，and other wellbore treatment technologies，meeting the requirement of wellbore cleaning and making the production string smoothly reach the designated position．Meanwhile，we developed a complete set of well control safety equipment and well control safety measures(short tripping to measure oil＆gas channel up speed of less than 30m／h)through the analysis and calculation of high sour gas in critical state and site practice，ensuring well control safety in production．Finally，we developed multistage temporary-plugging alternatl+ve i’nJecti’on and acidification process through the development of temporary plugging agent and the optimization of temporary plugging technology．

Keywords：Sichuan Basin，Yuanba Gas Field，high H2S content，ultra deep，high temperature，high pressure，well completion，production，wellbore treatment，multistage acidification，safety risk control

四川盆地元坝气田长兴组储层埋藏深(7000m)、温度高(160℃)、高含腐蚀介质(H2S平均含量5.14％，CO2平均含量7.5％)，且储层较薄，非均质性强，井型主要采用大斜度井、水平井，完井方式为衬管完井。相对于国内的主要酸性气藏如普光、龙岗等开发难度更大，风险更高^[1-2]。笔者通过超深水平井分段改造  生产一体化管柱设计、超深含硫气井井筒处理、井控安全工艺、分流酸化等[艺研究，形成了一套适合元坝超深高含硫气井的安全投产作、世措施和配套技术，确保了元坝气田顺利、安全投产。

1　完井投产面临的主要难题

1．1　完井投产的高风险、高难度与对可靠性的高要求之间的矛盾突出

元坝气田周围人口稠密，安全责任和社会责任重大。面对超深、高温高压、工况复杂、高含腐蚀剧毒性流体等情况，投产管柱结构，施工作业方案要求高，实施难度大。

1．2　井筒条件限制，井筒准备作业难度大

井筒斜深一般在7500m以上，井身结构为193.7mm油套+Æ127mm衬管或Æ177.8油套+Æ114.3mm衬管，在扫水泥塞、通井、刮管等井简准备作业中，钻具组合选择受到井筒条件的限制。如何在安全作业的前提下，保证一个干净、合格的井筒，需要对钻具的组合、井筒作业的方式进行优化论证。

1．3　投产作业时间长，井控风险高

投产管柱下入衬管上部，下深一般超过7000m。为保证长期投产的安全，需要进行气密封检测作业。从起井控管柱、下完井投产管柱，到换装井口共需要约168h。由于考虑到完井投产工具的限制，作业期间不能循环压井液，因此长时间作业中，如何在保证井控安全的难度大。

1．4　长井段均匀布酸、全井段充分改造难度大

长兴组水平段长度一般在700m左右，且储层的性质差异大，如何充分的改造储层，实现均匀布酸的难度大。

2　超深水平井分段改造一生产一体化管柱设计

针对元坝气田硫化氢分压高、生产井段长及储层非均质性强的特点，模拟气田的工况条件，进行不同材质腐蚀评价实验，在对完井工具充分调研分析的基础上，根据开发的需要，优化设计配套了生产完井一体化管柱。

2．1　材质的优选

元坝气阳长兴组储层温度在160℃，H2S平均含量5.14％，可能有单质硫的存在，依据ISO 15156及腐蚀评价试验，结合产量预测井筒内部的温度分布，在井深小于等于4000m选用4C类镍基合金油管、718材质完井投产工具，井深大于等于4000m选用4D类镍基合金材质及725材质完井投产工具^[3-4]。132℃时长兴组不同产量下对应的井深如表1所示。

 

2．2　管柱结构的选择

完井投产管柱主要考虑到酸压、测试、投产及井控安全的需要，在此基础上优化完井投产管柱结构为：安全阀流动短节+井下安全阀+安全阀流动短节+循环滑套+液压坐封封隔器(含锚定密封总成)+磨铣延伸筒+剪切球座^[5-7]。

考虑到钢丝作业能力及降低管柱的复杂性，不下入坐落短节，后期需要进行井下取样及相关作业时采用专门的配套工具进行作业。

2．3　油管的选择

根据“气井生产系统分析”系统的分析，完井油管采用Æ89mm或Æ89mm+Æ73mm的复合油管能够满足携液、抗冲蚀及增产要求(表2、3)。

 

 

根据抗管柱在酸压、生产过程中的强度校核，最大限度地降低生产成本，油管柱选择125钢级Æ88.9mm×7.34mm+Æ88.9mm×6.45mm+Æ73mm×5.51mm复合油管。

3　超深含硫气井井简处理工艺

井筒的处理是完井投产成功实施的重要保障，为保证通井、洗井的顺利，需结合水泥块在钻井液的沉降速度、不同排量下环卒返速、压力损耗等。

3．1　水泥块在钻井液沉降速度的计算

要返出地面液体的上升速度为固体沉降速度的2倍及以上，固体物质才能被顺利的带出地面，达到洗井的效果。根据力学分析及水动力学分析，可以得到固体在液相中的重力沉降速度，密度为3.0～3.15g／cm³硅酸盐水泥在密度为1.3g／cm³的钻井液，可计算得沉降速度详见表4。

 

3．2　通井管柱组合及压力参数计算

考虑到井筒条件，只能采用Gl05钢级的Æ101.6mm、Æ88.9mm、Æ73.0mm／Æ60.3mm新钻杆进行通井作业。其参数及强度校核如表5所示。

 

当洗井的排量达到500L／min时，最小上返速度0.52m／s，累计压力损失23.95MPa，能够顺利带出12mm及以下直径的水泥块(表6)，基本满足洗井要求。

 

3．3　作业方式的设计

考虑到作业深度深，管柱抗拉余量小，处理事故能力有限，作业方式必须进行优化。即：①提前做好风险辨识，扫塞过程中做好防磨、防钻井液污染、防溢流、防漏及防卡钻措施；②通井中，必须保证排量的控制，以充分脱气及保证携带固体残渣；③衬管通井中，必须进行分段循环通井，严格控制下放吨位。

4　井控安全工艺措施

4．1　井控安全设备

采用两套105MPa液压双闸板防喷器组合，EE级；配备与井筒内管柱连接的105 MPa防硫防喷短节和防喷单根；配备双机双泵及循环储备系统；准备充足的井控备件及材料。

根据地层压力70～80MPa，最大关井压力48～55MPa，选择105 MPa+70 MPa二级抗硫(EE级)节流流程，同时现场考虑双向放喷、分离计量、保温、正反循环压井、自动点火等功能。

采用105MPa、HH级采气树，设计井下安全阀控制管线穿越通道。

4．2　投产管柱下入前的井控措施

组合下入投产管柱需要进行气密封检测，耗时需要168h左右。为确保井控安全，元坝气田前期均采用静止观察一个井控周期以保证井控安全，大量增加了整体作业时间和施工风险。

根据高含硫气井溢流压井期间井筒超临界相态特征：当流体温度压力都大大超过临界点，流体密度与温度及压力存在一一对应关系，但不存在温度压力较小范围变化会引起流体密度剧烈变化现象，油气在压井液中匀速上移，一直到过临界点后，体积和上移速度才会显著增加。因此，根据作业时间，井筒深度及高含硫气体在超临界状态分析，可以计算得出当最大油气上传速度在30m／h以内，可以满足投产管柱的安全作业。

元坝气田在YB101-1H、YB204-1H井投产中进行了试验，在YB101-1H静止观察前测得气体上窜速度为10.1m／h，静止观察180h后，气体上移距离837m；在YB204-1H井中静止观察前测得气体上窜速度为24.27m／h，静止观察150h后，气体上移距离685.5m，气体上窜速度均没有明显增加，验证了气体在压井液中的运行规律(表7)。实践证明，通过短起下测油气上窜速度能够满足下完井投产管柱的井控需要。

 

5　长水平段多级暂堵交替注入分流酸化工艺

元坝气田长兴组气藏非均质性强，储层段打开长度长，因此若采取笼统酸化适应性较差，需要将高渗井段暂堵起来，从而逐步改变进入各部位的酸量分布，尽量保证对整个水平段的均匀改造^[8-11]。

因此，采用多级暂堵交替注入分流酸化工艺，先利用高黏压裂液和可降解纤维相配合，将高渗井段暂堵，让酸液转向进入渗透率较低或伤害严重井段，改变水平段各部位的酸量分布；从而逐步改变进入各部位的酸量分布，尽量保证对整个水平段的均匀改造。

通过试验数据(表8)可以看到，在60℃以上，纤维在盐酸中能够很好地降解。暂堵后，纤维能够显著降低岩心的渗透率，通过酸化解堵，岩心渗透率能够完全恢复(表9)。

 

 

6　现场实施

YBl01-1H井元坝气田长兴组②号礁带的1口开发水平井，采用衬管完井，完钻井深7971m(垂深6946.44m)，水平段长1023.88m，最大井斜角91.90°。井筒为Æ193.7mm油层套管+Æ127mm衬管。

该井采用G105钢级的Æ101.6mm、Æ88.9mm、Æ73mm／60.3mm新钻杆组合，顺利完成了井筒内扫塞作业，衬管段内通井、洗井作业。通过短起下测油气上窜速度方式，确定了安全了作业时间，满足了投产管柱下入期间的井控安全要求。设计采用4C油管4000m，4D油管2690m，配套井下安全阀、循环滑套、永久式封隔器，坐封球座的酸化一投产一体化管柱，满足了多级暂堵交替注入分流酸化的实施要求，酸化规模为：胶凝酸920m³，纤维1500kg，共采用两级交替注入。纤维入地之后，施工压力在13min内由32.2MPa缓慢上升到41.3MPa，酸液分流转向明显，说明Ⅰ类储层较好的暂时封堵，Ⅱ类储层得到充分的改造。

酸化后求产，在稳定油压36MPa下测试天然气产量82.5×10⁴m³／d，计算无阻流量为310.5×10⁴m³／d，满足了开发的要求。

2012年以来，超深高温高含硫气井完井投产技术措施在元坝指导了11口井现场施工，成功率100％，保障了投产作业的顺利实施。其中最大测试产量104.69×10⁴m³／d，最大井深7971m，创造了垂深最深高含硫水平井完井投产记录。

7　结论

元坝气田水平井完井投产工艺技术通过严细的基础研究和现场实践，基本上满足了高温、高压、高产、高含H2S井等多种工况的完井投产难题。

1)超深水平井分段改造  生产一体化管柱投产管柱经受了酸压最大排量从3.1～7.1m³／min的考验，满足了储层改造的要求；而且在改造、求产及关井期间，油套环空压力变化正常，证实了管柱的可靠性，满足了管柱安全投产的要求。

2)在井筒条件的限制下，通过对扫塞、通洗井管柱结构优化设计，扫塞时控制钻压、转速、排量等关键参数，衬管段通井时控制排量、钻压、分段循环、反复划眼等关键工艺，满足了超深小井眼井筒净化作业，在满足井控安全的条件下，为投产管柱的顺利下入提供了保证。

3)结合高含硫气井溢流压井期间井筒超临界相态特征，通过理论计算和现场实践相结合，证明通过短起下测油气上窜速度时，在满足上窜速度小于30m／h能够满足组下完井投产管柱期间的井控需要。

4)长水平段多级暂堵交替注入分流酸化工艺能够有效解决长井段非均质性强的难题，尽量保证对整个水平段的均匀改造。

 

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本文作者：苏镖  龙刚  许小强  伍强  丁咚  王毅

作者单位：中国石化两南油气分公司工程技术研究院