CO2同井驅(qū)替工程設(shè)計

許發(fā)賓， 韋龍貴， 徐 靖， 韓 成， 楊仲涵， 陳 力

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司)

南海西部某氣田上部為常壓高烴氣藏，下部為高壓高含二氧化碳氣藏，且上下部氣藏縱向上疊合性較好。上部常壓高烴氣藏經(jīng)過十多年的開發(fā)，壓力系數(shù)發(fā)生了較大衰竭，目前最低壓力系數(shù)已降至0.40左右，氣田總體產(chǎn)量也出現(xiàn)了較大下降。為進一步提高上部高烴氣藏采收率，穩(wěn)定產(chǎn)能，提出了建設(shè)海上CO2自動驅(qū)替井的思路。

海上CO2自動驅(qū)替井比常規(guī)氣田開發(fā)井鉆完井作業(yè)難度更大：①壓力衰竭氣層與高壓氣層在同一個井段，井漏風(fēng)險大，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計難度更大，對鉆完井液屏蔽暫堵性能及儲層保護性能要求更高；②壓力衰竭高烴氣藏部分井段井斜角大于85°，且氣藏易出砂，水平井射孔作業(yè)難度更大；③完井管柱要求有分層清噴、開采及自動注氣的多種功能，管柱設(shè)計難度更大；④后期需要能夠?qū)崟r監(jiān)測[1]及不動管柱調(diào)節(jié)注氣量，進一步增加了管柱設(shè)計難度。

通過開展井身結(jié)構(gòu)、鉆完井液耐壓差及儲層保護性能、水平井射孔及完井管柱設(shè)計等方面的技術(shù)攻關(guān)，國內(nèi)外首次研發(fā)了海上CO2自動驅(qū)替鉆完井技術(shù)。

一、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

海上CO2自動驅(qū)替井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原則：①在鉆井施工安全的前提下，合理設(shè)計三開?311.1 mm井眼長度，為封隔注氣目標(biāo)層上下其他的儲層或水層，保證后期注氣順利進入目標(biāo)氣藏，?244.5 mm套管固井質(zhì)量必須合格；②為保障后期該井按照日配注氣量自流注氣，對自流注氣模型建立數(shù)值分析模型，合理設(shè)計四開?215.9 mm水平井眼長度。

設(shè)計井身結(jié)構(gòu)[2]一開?914.4 mm井眼下入?762.0 mm套管固井，二開?444.5 mm井眼下入?339.7 mm套管固井，三開?311.1 mm井眼鉆穿上部壓力衰竭高烴氣藏至著陸，下入?244.5 mm套管固井，四開?215.9 mm水平井眼鉆下部高含CO2層氣藏。依據(jù)上下部氣藏出砂情況確定下入?168.3 mm打孔管或者篩管。

二、鉆井液優(yōu)化

三開?311.1 mm井眼鉆穿上部壓力衰竭高烴氣藏采用PLUS/KCl鉆井液[3]，由于該氣藏目前壓力系數(shù)約為0.40，壓力衰竭嚴重，該氣藏上下存在尚未開發(fā)的氣層，壓力系數(shù)較高，為保障高低壓同一井段的鉆井作業(yè)安全，對PLUS/KCl鉆井液進行優(yōu)化，以提高其儲層保護及最高耐壓差性能。

對氣藏孔喉進行分析，平均孔喉直徑為101.63 μm，優(yōu)選暫堵劑CaCO3800目 ∶400目最優(yōu)配比=4.01 ∶1。優(yōu)化后PLUS/KCl鉆井液配方：2%海水膨潤土漿+0.25%Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%PF-PAC-LV+2%PF-GBL+1.5%PF-LSF+1.5%PF-Lube+0.3%PF-PLUS+0.1%XC+3%CaCO3(800目 ∶400目=4.01 ∶1)+5%KCl+重晶石。

三開?311.1 mm井段最高壓差約25 MPa。高溫高壓差侵入評價實驗，最高溫度120℃、最高壓差26 MPa，巖心鉆井液侵入深度小于2 cm，出口端無漏失，降低了鉆井液濾液侵入深度，進一步保護儲層。PLUS/KCl鉆井液優(yōu)化前后封堵能力對比詳見表1。

表1 X井PLUS/KCl鉆井液優(yōu)化前后封堵性能對比

經(jīng)過調(diào)整CaCO3粒度分布后，優(yōu)化后的PLUS/KCl鉆井液體系在切除?25×50 mm標(biāo)準(zhǔn)巖心損害端面0.5 cm后，滲透率恢復(fù)值大于90%以上，儲層保護效果好。

三、出砂預(yù)測

對南海西部某油田X井氣層采用聲波時差、B指數(shù)和S指數(shù)[4]3種方法分別進行出砂預(yù)測分析，B指數(shù)和S指數(shù)計算公式如下：

(1)B指數(shù)計算公式：

(1)

式中：EC—巖石密度、聲波時差的函數(shù)；C—常數(shù)，9.94×108；ρ—巖石密度；Δtc—巖石縱波時差。

(2)S指數(shù)計算公式：

(2)

式中：ES×EB—巖石密度、泊松比、聲波時差的函數(shù)；C—常數(shù)；μ—巖石泊松比；ρ—巖石密度；Δtc—巖石縱波時差。

結(jié)合該油田前期項目開發(fā)井的出砂與生產(chǎn)情況，該井下部高含二氧化碳層氣藏與上部壓力衰竭高烴氣藏均易出砂，見圖1、圖2。

圖1 X井B指數(shù)法上部氣組出砂預(yù)測

圖2 X井S指數(shù)下部氣組出砂預(yù)測

依據(jù)出砂預(yù)測結(jié)果，設(shè)計上下氣藏的防砂方案。氣藏易出砂也大大提高了射孔作業(yè)的難度。

四、水平井射孔技術(shù)

?244.5 mm套管射孔段井斜角大，部分井段大于85°，水平井射孔作業(yè)難度大。根據(jù)氣層出砂分析，優(yōu)化射孔方案。對于氣藏不出砂的井，選擇常規(guī)鉆桿輸送負壓射孔方案；對于氣藏易出砂的井，選擇內(nèi)定向定方位正壓射孔方案[5]。

1.射孔槍砂卡風(fēng)險分析

射孔時由于射流的高壓作用，地層的砂沿著射孔的孔道壁被壓實，射孔后出的砂就是這部分被壓實的地層砂，通常壓實帶的厚度為12～13 mm左右，計算這部分砂的體積就能估算出射孔后單孔的出砂量。

假設(shè)使用?178 mm射孔槍，射孔彈為DP44RDX 38-2，穿深0.848 m，孔徑0.01 m；用?127 mm射孔槍，射孔彈為SDP44RDX38-1，穿深0.59 m，孔徑0.012 m。根據(jù)套管內(nèi)徑和射孔槍外徑可以計算出套管與射孔槍的環(huán)空體積，如表2；根據(jù)錐體的體積計算出出砂的量，如表3。

表2 套管與射孔槍的環(huán)空體積

表3 射孔后出砂體積估算

通過估算?178 mm套管采用?127 mm射孔槍射孔情況下，射孔后落入井筒體積砂量，遠小于?127 mm射孔槍、?178 mm套管間隙能容納體積，并且砂是沿井筒近似均勻分布，所以沿井筒上部射孔可行。

2. 水平井射孔管柱強度校核

由于封隔器是管柱中容易受到傷害的部分，采用38 g藥量的射孔彈，采用帶封隔器的射孔管柱進行模擬。根據(jù)射孔爆轟波數(shù)值分析結(jié)果，在射孔瞬間爆轟載荷作用下，管串最大拉伸載荷為367.85 kN，最大壓縮載荷為144.95 kN。數(shù)值分析結(jié)果顯示，管柱結(jié)構(gòu)最大屈服應(yīng)力為284.1 MPa。

根據(jù)管柱結(jié)構(gòu)螺旋屈曲判斷條件與屈服失效準(zhǔn)則，對射孔管串關(guān)鍵構(gòu)件進行安全評價。利用水平井爆轟壓力波分布于關(guān)注結(jié)構(gòu)安全評價軟件計算可得井筒爆轟壓力與時間的關(guān)系，如圖3所示。結(jié)合油管、井下工具屈服強度可分別計算得到封隔器安全系數(shù)為2.38，減震器安全系數(shù)為5.80，油管抗擠壓安全系數(shù)為2.24，油管屈服安全系數(shù)為2.46，屈服破壞安全系數(shù)為1.94，滿足安全要求。

圖3 射孔管柱安全評價

五、同井自動驅(qū)替完井管柱

完井管柱功能設(shè)計原則：①對井下自流注氣氣量進行實時監(jiān)測與計量，在不動管柱情況下，可以進行注氣量調(diào)節(jié)；②由于下部高含二氧化碳層氣藏與上部壓力衰竭高烴氣藏壓差較大，完井管柱設(shè)計需最大限度保護氣層；③滿足下氣藏分層開采要求。

1．完井管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

按完井管柱功能設(shè)計原則設(shè)計完井管柱[6]，下部高含二氧化碳層氣藏四開?215.9 mm水平井眼設(shè)計利用?244.5 mm防砂封隔器懸掛?168.3 mm篩管進行簡易防砂。為避免上部壓力衰竭高烴氣藏射孔期間發(fā)生下噴上漏的復(fù)雜情況出現(xiàn)，在?168.3 mm篩管串上安裝一個油藏隔離閥，該閥以關(guān)閉形式下井，對上下氣藏的壓力進行隔離，后期通過生產(chǎn)管柱下部安裝的閥開關(guān)工具打開。上部壓力衰竭高烴氣藏射孔后同樣設(shè)計利用?244.5 mm防砂封隔器懸掛?168.3 mm篩管進行簡易防砂，篩管柱下部通過?177.8 mm插入密封與下部防砂封隔器配合實現(xiàn)密封。CO2同井自動驅(qū)替完井管柱見圖4。

圖4 海上CO2同井自動驅(qū)替完井管柱

2．同井自動驅(qū)替功能

下部高含CO2層氣體在地層原始能量的驅(qū)動下，經(jīng)過生產(chǎn)管柱上?50.8 mm液控井下流量計、?88.9 mm液控滑套[8]注入上部壓力衰竭高烴氣藏，實現(xiàn)CO2同井自動驅(qū)替，被驅(qū)替的上部高烴氣體從周邊生產(chǎn)井采出。?71.37 mm井下安全閥及?88.9 mm液控滑套液控管線完井后回接至井口平臺地面流程液壓源。?50.8 mm液控井下流量計[7]電纜接線至井口平臺中控，實時讀取顯示并存儲井下注氣量。通過控制?88.9 mm液控滑套液控管線液壓調(diào)節(jié)滑套開度，實現(xiàn)不動管柱調(diào)節(jié)井下注氣量。各公司液控滑套性能[9]對比見表4。

表4 液控滑套性能對比

注：控制方式為液壓。

六、結(jié)論

(1)通過開展井身結(jié)構(gòu)、鉆完井液耐壓差及儲層保護性能、水平井射孔及完井管柱設(shè)計等方面的技術(shù)攻關(guān)，國內(nèi)外首次研發(fā)了海上CO2同井自動驅(qū)替鉆完井技術(shù)，實現(xiàn)了海上CO2自動驅(qū)替，進一步提高了氣藏采收率。

(2)海上CO2同井自動驅(qū)替完井管柱具備對井下自流注氣氣量進行實時監(jiān)測與調(diào)節(jié)的功能，在不動管柱情況下，可以進行注氣量調(diào)節(jié)，相對常規(guī)的配注管柱而言，如同心集成管柱等，避免了后期反復(fù)進行鋼絲作業(yè)投撈氣嘴調(diào)配注氣量的作業(yè)，節(jié)省了大量費用，同時滿足氣藏分層開采要求，對地質(zhì)油藏風(fēng)險具有一定的應(yīng)變能力。

(3)打破了常規(guī)CO2驅(qū)替工藝、注氣工藝地面設(shè)備多的窘境，克服了海上平臺設(shè)備安裝空間不足的限制，提高了氣田采收率，未增加后期棄井作業(yè)難度，為類似井作業(yè)提供了借鑒。

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