天然氣新井投產(chǎn)工藝技術(shù)優(yōu)化研究

摘要：受井身完整性差、儲(chǔ)層污染、漏失嚴(yán)重及高溫高壓等問題，L油田天然氣井投產(chǎn)成功率低，生產(chǎn)效果差，為此開展投產(chǎn)工藝技術(shù)優(yōu)化研究，包括建立氣井完整性評(píng)價(jià)體系、加強(qiáng)鉆完井設(shè)計(jì)監(jiān)督、優(yōu)化管柱設(shè)計(jì)與井口選型、優(yōu)選壓裂投產(chǎn)一體化技術(shù)以及研制重晶石污染解堵技術(shù)等，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得較好效果，可為同行提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

主題詞：天然氣 新井投產(chǎn) 工藝技術(shù) 優(yōu)化研究

1概況

L油田發(fā)育多套含油層系，其主力開發(fā)氣層為沙河街組沙一段，氣層埋深1400～1650m，儲(chǔ)層性質(zhì)呈現(xiàn)低孔低滲特征，平均孔隙度10.5～12.5%，滲透率12.5～23.6mD，共有天然氣井575口，開井75口，日產(chǎn)氣28.4萬方，年產(chǎn)氣1.05億方。

2新井投產(chǎn)中存在問題

隨著國(guó)家對(duì)天然氣需求量日益增加，“十四五”期間，L油田天然氣產(chǎn)量規(guī)模將大幅度上升，但近年來，新井投產(chǎn)過程中面臨井身完整性差、機(jī)械鉆速低、儲(chǔ)層污染、漏失嚴(yán)重及高溫高壓等問題，影響投產(chǎn)成功率，難以保證氣井后續(xù)生產(chǎn)效果。

以L11井為例，完鉆井深4428m，鉆井周期198天，投產(chǎn)中存在問題主要有5方面，一是鉆井過程中，發(fā)生多次井漏，機(jī)械鉆速低，平均值僅為5.6 m/h;二是技術(shù)套管未回接至地面，導(dǎo)致管柱在過懸掛器臺(tái)階時(shí)出現(xiàn)工具損壞、下入困難等問題;三是套管未采用氣密扣，水泥未返至地面，固井質(zhì)量多處不合格;四是沒有系統(tǒng)的高壓氣井完整性評(píng)價(jià)及生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)體系;五是壓裂投產(chǎn)工序多、費(fèi)用高，頻繁壓井導(dǎo)致壓井液污染儲(chǔ)層。針對(duì)上述問題，有必要開展天然氣新井投產(chǎn)工藝技術(shù)優(yōu)化研究，為新井順利投產(chǎn)及生產(chǎn)效果穩(wěn)定奠定基礎(chǔ)。

3技術(shù)對(duì)策研究

3.1加強(qiáng)鉆完井設(shè)計(jì)監(jiān)督

建立天然氣井后評(píng)估制度，形成以保障鉆完井安全、井筒完整性為原則的標(biāo)準(zhǔn)井設(shè)計(jì)模板，在防漏/塌/噴、套管回接、固井等關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，加大技術(shù)支持與監(jiān)督力度，優(yōu)化鉆井技術(shù)及水力參數(shù)、強(qiáng)化井眼軌跡控制等，實(shí)現(xiàn)全井段安全高效提速。以L13-6井為例，完鉆井深5156m，鉆井周期83天，平均機(jī)械鉆速11.4m/h，與L11井相比，提高5.8m/h。

3.2 建立氣井完整性評(píng)價(jià)體系

根據(jù)《高溫高壓及高含硫井完整性設(shè)計(jì)準(zhǔn)則》開展井完整性評(píng)價(jià)，建立合適的完整性評(píng)價(jià)方法，包括井屏障組成、井口抬升分析、環(huán)空壓力分析評(píng)價(jià)及井筒監(jiān)控方案等，并配套井下電視、管柱檢測(cè)等技術(shù)，確保套管、油管、井口等安全可控。

3.3 優(yōu)化管柱設(shè)計(jì)與井口選型

對(duì)生產(chǎn)管柱參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，包括下深、管徑、材質(zhì)、沖蝕流量、臨界攜液流量等，建立不同油管尺寸在不同壓力下沖蝕流量，以外徑為73mm油管為例，在地層壓力30MPa時(shí)，沖蝕流量為60萬方/天。同時(shí)明確不同壓力下臨界攜液流量，以井底壓力10MPa為例，最低日產(chǎn)氣量為1.5萬方。采氣井口選型主要包括壓力、溫度、通徑、材料級(jí)別等，以材料級(jí)別為例，主要根據(jù)H2S和CO2分壓值確定腐蝕性（表1），選擇合理的采氣井口材質(zhì)。

3.4 優(yōu)選壓裂投產(chǎn)一體化技術(shù)

針對(duì)深層氣井壓裂和完井需要2套管柱且易造成儲(chǔ)層污染嚴(yán)重問題，引進(jìn)試驗(yàn)直井和水平井壓裂投產(chǎn)一體化管柱，實(shí)現(xiàn)改造后不壓井快速投產(chǎn)，利用一趟管柱完成壓裂與投產(chǎn)兩道工序，有效減少儲(chǔ)層傷害，提高深層氣井投產(chǎn)效率。對(duì)于直井，一體化管柱具有耐高壓（90MPa）、耐高溫（160℃）、耐CO2長(zhǎng)期浸蝕特點(diǎn)，可承受耐砂量400m3沖蝕，實(shí)現(xiàn)8層段壓裂、試氣和生產(chǎn);對(duì)于水平井，封隔器內(nèi)通徑由60mm提高至71mm，膠筒采用“支撐環(huán)+橡膠”雙層結(jié)構(gòu)，耐壓70MPa，耐溫150℃，可實(shí)現(xiàn)13段壓裂、試氣和生產(chǎn)。

3.5 研制重晶石污染解堵技術(shù)

根據(jù)金屬螯合機(jī)理，針對(duì)鋇離子研制了螯合能力強(qiáng)、成本低、螯合物穩(wěn)定的解堵體系，可實(shí)現(xiàn)堵塞物浸潤(rùn)、滲透、溶解，并最終形成穩(wěn)定的重晶石水溶液，有效解除地層堵塞，恢復(fù)氣井產(chǎn)能。具體技術(shù)指標(biāo)包括：溶失率≥40%，1L解堵劑溶失量≥8.0g，對(duì)管柱的腐蝕性≤1.2g/（m2·h），成本低，照比同類藥劑降本20%。

4現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

在上述技術(shù)對(duì)策指導(dǎo)下，L油田2020年部署實(shí)施直井25口，平均單井完鉆井深5050m，鉆井周期80天，平均機(jī)械鉆速11.2m/h，采用壓裂投產(chǎn)一體化管柱實(shí)施壓裂投產(chǎn)，投產(chǎn)成功率100%，井筒完整性較好，未出現(xiàn)生產(chǎn)管柱及井口管線腐蝕問題，平均單井初期日產(chǎn)氣8500方，目前日產(chǎn)氣7200方，階段累產(chǎn)氣0.6億方，生產(chǎn)效果較好。

5結(jié)論

（1）L油田新井投產(chǎn)過程中面臨井身完整性差、機(jī)械鉆速低、儲(chǔ)層污染、漏失嚴(yán)重及高溫高壓等問題，影響投產(chǎn)成功率，難以保證氣井后續(xù)生產(chǎn)效果。

（2）開展新井投產(chǎn)工藝技術(shù)優(yōu)化研究，指導(dǎo)2020年25口新井投產(chǎn)，取得較好效果

（3）本文在天然氣井投產(chǎn)工藝技術(shù)取得的成果和認(rèn)識(shí)，可為其行提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

參考文獻(xiàn)：

[1]李利華等. 蘇10區(qū)塊新井投產(chǎn)初期地面工藝優(yōu)勢(shì)[J]. 內(nèi)蒙古石油化工.2018，44（12）.

[2]鞏志榮.超深天然氣井的測(cè)試實(shí)踐與分析 [J].天然氣工業(yè). 1989（06）.

作者簡(jiǎn)介：

徐井潮，男，1979年12月出生吉林，漢族，助理工程師，2012年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京），現(xiàn)于遼河石油勘探局有限公司石油化工技術(shù)服務(wù)分公司從事天然氣田水淹井挖潛增產(chǎn)工作。