气田超深高含硫水平井完井技术实践

1,二一四年三月,YB气田超深高含硫水平井完井技术实践,YB气田是中国石化继PG之后开发建设的第二大酸性气田，也是迄今世界上埋藏最深的酸性气田之一，埋藏深度达到6800m。,YB超深高含硫气藏是开发面临的新对象、新领域，潜力大。但工程难度高、风险大，安全级别、技术水平要求高。,完井技术难点,1,完井技术优化,2,3,结论及认识,YB气田是目前我国已探明气田中工况最恶劣的气田之一。埋藏深（比PG深1500m）、储层较薄（10-75m）、以大斜度井、水平井开发为主。超深、小井眼、水平井导致工程风险增加的同时，投资大幅度增加。,YB与类似气藏的对比,YB长兴组为高含H2S（平均5.36%）中含CO2（平均7.91%）气藏，H2S含量虽比PG低，但温度高达158，且含单质硫。镍基合金的失效机理是高温阳极溶解断裂，因此更高温度下恶劣腐蚀环境导致需要选择更高级别完井管材。如何实现安全经济的选材，是决定气藏高效开发的关键因素之一。,耐蚀合金阳极溶解开裂SCC,腐蚀区,耐蚀区,硫在镍基合金825表面沉积产生局部酸化过程示意图,YB超深水平井管柱受力复杂，工况恶劣，增加完井管柱设计的难度。YB长兴组气井工程风险高，要求尽量减少多次作业，因此投产工艺、工序面临巨大的挑战。,管柱气密封检测,完井技术难点,1,完井技术优化,2,3,结论及认识,（一）完井方式选择,1、国内外高含硫气藏完井方式,国外高含硫气藏采用主要采用射孔完井，部分采用裸眼完井LG气田直井采用127mm尾管射孔完井PG气田水平井采用177.8mm套管射孔完井，DW设计了5口水平井裸眼完井，并成功实施分段酸化，获得高产。JN气田南飞三气藏水平井大都采用裸眼完井，部分井发生井壁垮塌，影响气井生产及后期修井作业。,1）储层物性对完井方式的影响,2、完井方式论证,研究思路：针对不同类型储层，定量预测气井钻遇储层级别与产能的关系。,基于长兴组岩石力学强度参数、构建水平井井筒数值模型，采用弹塑性应变准则，开展井壁稳定性分析。,未考虑酸化时，当井眼方位与最大主应力夹角40后，在5MPa生产压差下，井壁失稳风险较大。酸化后岩石强度明显降低、临界生产压差减小。当井眼方位与最大主应力夹角20后，井壁失稳风险加大。,酸化前，在地层压力(65MPa)临界生产压差,2）井壁稳定性对完井方式的影响,酸化后，在地层压力(65MPa)临界生产压差,3）储层改造工艺对完井方式的影响,礁相水平井，酸化解堵就能获得高产，同时应避免因深度酸化沟通水层的风险。,多级暂堵交替注入酸化投产,分段酸化投产,叠合区或滩相储层水平井，-类较少，酸化解堵难获高产，针对性的改造是建产的主要手段。,射孔完井封隔器分段酸化，面临超深水平井小井眼射孔卡枪、效果差，改造泵压高、排量小、投资成本大等风险。,推荐裸眼预置管柱分段酸化，排量可以达到2.5m3/min以上，分段完井管柱投产后能起到和衬管相同的支撑井壁作用。,3、YB超深高含硫完井方式优选,礁相储层以-类为主，自然建产或酸化解堵建产的可能性较大，采用衬管完井。叠合区+滩相储层主体以、类储层为主，考虑采用分段改造以提高单井产量，采用裸眼完井。,结合气藏地质认识、前期已经测试井情况及产能预测、井壁稳定性研究，储层改造适应性评价、工程风险分析，借鉴类似气藏的完井经验，推荐完井方式为：,1、按传统做法选材及类似气藏选材经验,（二）完井材料优选,按传统做法选材：YB的地层温度达到158且含有单质硫，根据标准需要采用4e型（C-276），工具材质要选择725。邻区PG气田投产管柱采用G3或SM2550合金管材。,2、采用适用性设计选材,国产镍基合金油套管抗腐蚀性能的系统评价：大量试验证实了国产镍基合金模拟H2S/CO2/S气田环境、模拟酸化环境、电偶腐蚀等工况条件下腐蚀速率轻微。,气相,液相,腐蚀产物膜分析,腐蚀挂片,气相腐蚀产物膜,A点,形成不同深度管柱材质的优化组合，即全井油管选择4c+4d，并应用国产化，大大降低完井成本。针对YB气田的工况，进行了井温预测，井深4000m以上选用4c类，井深4000m选用4d类。按化学成分，与4c类匹配的工具材质为718，与4d类匹配的工具材质为725。即安全阀及流动短节选择718，循环滑套和以下工具推荐使用725。,油管用固溶镍基合金的材料类型,718和725的化学成分,1、镍基合金套管应用井段优化,（三）完井管柱结构优化,国外含硫气藏：凡与流体接触部分套管采用镍基套管。PG气田：在储层顶部之上100-200m开始下入，至井底。YB长兴组：调研封隔器厂家及现场应用实践，封隔器座封在井斜角小于45，镍基合金套管下入井段为封隔器座封位置之上100m至井底。,1）油管选择,通过管柱下入、封隔器座封、改造、生产等工况力学分析，采用88.9mm7.34mm+88.9mm6.45mm+73mm5.51mm组合油管，空气中抗拉安全系数1.81；酸化时抗拉安全系数1.5，剩余抗拉482KN。与采用88.99.52mm厚壁油管相比，满足安全系数同时有效降低成本（约282万）。,酸化时管柱受力分析,2、完井管柱优化设计,经过调研，目前钢丝作业最大井深5000米左右，井斜角30，考虑钢丝作业能力，不设计座放短节，设计滑套位置5000m。在满足管柱安全基础上，为尽量减少管柱泄漏点，原则上不采用伸缩节。,衬管完井管柱结构设计为：井下安全阀+循环滑套+完井封隔器+球座。,2）管柱结构及工具选型,模拟结果：酸化作业时模拟显示油管拉伸应力为672.84MPa，而油管抗拉强度为861.84MPa，大于拉伸应力。锚定密封处的拉伸力为27.62T，而锚定密封的抗拉强度为63.5T,大于模拟拉伸力。所以可以安全作业。,裸眼完井管柱结构，为保证管柱下入及生产安全（防止回接筒的密封插头脱出），增加悬挂封隔器，管柱分两趟下入，完井管柱结构：安全阀+循环滑套+永久式封隔器+悬挂封隔器+分段封隔器+投球滑套+分段封隔器+压差滑套+球座+引鞋。,完井封隔器选型,YB气井为大斜度井和水平井且超深，为确保封隔器顺利下入、安全投产，并考虑井眼尺寸小，后期处理难度大，处理的可能性较小等因素，完井投产封隔器选择具有长期稳定可靠性能的永久式封隔器。,可回收式永久封隔器与永久封隔器通过性能对比（按18/100m狗腿度）,从通过性能计算来看，在同等条件下，外径小、尺寸短的永久式封隔器下入性明显优于可回收式封隔器。,（四）投产技术优化,井筒条件主体采用水平井或大斜度井衬管完井投产（193.7mm油层套管+127mm衬管或177.8mm油层套管+114.3mm衬管），井内有多个水泥塞，部分利用探井存在落鱼。,投产作业面临的难点由于水泥塞下封闭有高压气柱，扫塞过程中存在井筒磨损、井涌、井喷、井漏等安全风险；井筒作业仅能下入101.6mm+88.9mm钻杆，通井、洗井风险大；下管柱过程需要进行气密封检测，下管柱作业时间长，井控风险大。,1、投产工序优化-降低作业周期和成本,通过YB103H投产作业的总结分析，对试压、替浆、通井、井口换装、下管柱前的井控观察方式等进行了优化，缩短作业时间，降低安全风险和作业成本,减少工序2次试压（2h）2次替浆(16h)4趟起下钻具(79h)1次拆装防喷器(12h)减少静止观察,2、投产关键细节的论证-保证作业安全,管柱强度校核水泥块沉降速度计算水力参数计算油气上窜速度预测,理论计算,钻扫水泥塞作业,小衬管内通井、洗井,防固体残渣及水合物堵塞,关井待投产,指导了12口井的投产作业，现场施工成功率100%。,钻井液转完井液,下完井管柱前静止观察和测油气上窜速度,水平井储层段均匀布酸,探井转开发井补孔,落实了8项细节,计算最大上窜速度为30m/h,气体上窜到1500m以前体积不会发生明显变化,以“多级交替注入、纤维转向酸化”为核心，通过现场应用验证了可行性和有效性，暂堵效果明显，解决了YB长兴组气井水平段长、储层非均质性强、层间矛盾突出、同时采用衬管完井存在的均匀布酸的问题，增产效果显著。,3、多级暂堵交替注入酸化工艺,（1）低成本高酸溶性完井液技术,4、工作液体系,针对储层段完井液需满足储层保护、长期高温稳定性及酸溶性要求，自主研制出1套高酸溶性完井液配方，160高温高压滤失为12mL，酸溶率大于70%，能够有效实现YB气井产能恢复。,原有的钻完井液酸溶率仅17.1%,针对部分采用高酸溶的情况，配套了五开井浆减稠钻井液优化改性处理工艺，保障转换后的完井液满足各项性能指标。,（2）高温无固相环空保护液,自主研发了一种具有160高温高稳定性、低腐蚀速率及低成本特点的无固相环空保护液产品，密度在1.02.3g/cm3范围内可调，pH值约为11。开展了为期1年的长期高温缓蚀实验，结果表明：样品抗高温老化性能好，无分层现象，挂片平均腐蚀速率为0.0444mm/a，完全满足抗腐蚀性能要求。并且成本比同类产品降低40%。,环空保护液产品,（3）酸液体系,自主研制的高温转向酸DGA-1具有优良的变粘性能，在140、170s-1速率下剪切120min剩余粘度仍然达到40mPa.s以上。研发出一种低腐蚀性、低酸岩反应速度的深穿透自生酸液体系，150溶蚀70%岩心需要时长是常规盐酸的11.7倍。,流变性,转向性,缓速性,破胶性,（五）应用效果,已完成12口井安全投产，其中在YB101-1H井创造了垂深最深（垂深6946.44m，斜深7971.00m）的完井投产记录。从关井情况看，均未出现异常的油套环空带压。已完成酸化测试的11口井均获得高产，在井口油压36.0-44.4MPa测试产量69.0-104.7万方/天，平均无阻流量418.76万方/天。,优化后的投产工序和工艺大大降低了投产纯作业时间，与2011年实施的第一口井相比纯作业时间减少了529-696h。通过投产物资降本措施，以及投产工序和工艺