普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

侯树刚 刘东峰 李铁成 李涛

1.中国石化中原石油勘探局钻井工程技术研究院 2.中国石化中原油田普光分公司

普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

侯树刚1刘东峰1李铁成2李涛2

1.中国石化中原石油勘探局钻井工程技术研究院 2.中国石化中原油田普光分公司

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田,天然气储层埋藏深,其天然气具有高温、高压、高含硫的特点,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光气田安全优快钻井集成配套技术:①配套了70 M Pa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0;②普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%;③应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。实现了该气田高含硫气井安全、快速、优质钻完井的目标。

普光气田 高含硫天然气 安全快速优质 钻完井 配套技术 井控 钻井液 固井

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田。前期勘探成果表明,普光气田天然气储层埋藏深、高温、高压、高含硫,钻井面临的主要技术难题是:①陆相地层硬度大、研磨性强、可钻性差,机械钻速低;②高陡构造地层倾角大、防斜打快难度大;③地层压力系统复杂,防漏、堵漏难度大;④高含硫气井的井控难度大、安全风险大;⑤固井条件复杂、施工难度大,固井质量难以保证。总体概况为喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等7种世界级钻井难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光安全优快钻井集成配套技术,实现了普光高含硫气井安全、快速、优质钻完井,为“川气东送”工程的顺利推进提供了保证。

1 安全钻井技术

1.1 井控安全设备配套

1.1.1 封井器

根据气藏压力,普光气田防喷器压力等级为70 M Pa或105 M Pa。防喷器组合为环形防喷器+半封闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+四通+套管头,组合成双加双防喷器。同时,防喷器防腐达到内涂层防硫级别EE级以上,防硫级别得到提升。该配套的主要优点是不仅能应对钻遇高压气层而引发的井控风险,还能为海相高含H2S气层安全钻井提供保障。

1.1.2 节流压井管汇

节流压井管汇结构设计中,压井管汇采用双压井接口,节流管汇的结构方式上采用双液动和双手动节流阀实行操作控制,整个结构形式多为龙门式,放喷口一般为4个口以上。节流阀前后的平板阀采取同一压力等级,防硫级别由EE级升到 HH级。节流管汇和压井管汇的压力等级、阀件组合形式和防腐要求应与防喷器相匹配,主通径大于等于103 mm,节流管汇与四通平直连接。节流阀一井一换新,节流管汇、压井管汇的阀芯、阀座选用耐磨、耐冲蚀材料,四通内表面和节流管汇、压井管汇所有拐弯处内表面涂覆耐磨、耐冲蚀材料。

该配置实现了钻井泵反循环压井和远程压井泵组同时压井作业。高压时可通过压井车进行压井作业,低压时可通过钻井泵进行压井作业,实现双保险;整个管汇内部压力实现可视操作。

1.1.3 防喷、放喷管线

放喷管线由 F G88×21上升为 F G103×21或FG103×35专用标准管线,采用标准法兰连接,不准焊接。弯头采用135°,且整体式加厚。

1.1.4 套管头

套管头根据普光气田的最大地层压力或高一个压力级别进行选择,具有气密封、高抗硫、全金属密封、丝扣悬挂的能力;环空安装压力表和引流管线,以满足高H2S、高CO2气井的钻井要求。

技术套管和油层套管采用芯轴式悬挂器,并备有应急卡瓦;配备相应尺寸的试压塞﹑防磨套和送取工具;套管头上安装法兰扶正圈,利于钻头等工具的顺利下入。

1.1.5 内防喷工具

配齐与防喷器压力级别相一致的高抗硫气密封内防喷工具,包括方钻杆上下旋塞、钻杆回压凡尔抢装工具、钻具球形止回阀、钻具箭型止回阀、钻具旁通阀、井底式浮阀。

配备各种防喷短节:旋塞+G105钻杆+转换接头(下端可直连钻铤或其他尺寸钻杆,起下钻铤或其他尺寸钻杆过程中遇井喷时使用)。

1.1.6 防硫钻具

防硫钻杆G-105SS,有条件的全井使用,钻具不够的在井口以下3 000 m使用;其余用G-105钻杆;打开产层不能使用S-135钻杆。

1.2 钻井液密度附加值的选择

钻井过程中,为了维持压力平衡以防止发生井涌现象,井筒压力系统需要满足:

式中ρm为裸眼井段使用的钻井液密度,g/cm3;ρpmax为裸眼井段钻遇的最大孔隙压力梯度,g/cm3;Sb为抽吸压力系数,介于0.04～0.06 g/cm3;Δρ为附加钻井液密度,介于0.07～0.15 g/cm3。

模拟了4种溢流工况(75 L/s、150 L/s、225 L/s、300 L/s)对井筒压力的影响,当地层溢流量达到0.3 m3/s,井筒压力的降低量为8 M Pa,对照普光气田储层深度,钻井液安全密度附加值为0.15 g/cm3。

1.3 钻井液、加重料、堵漏材料

施工现场应进行钻井液、加重料、堵漏材料的储备。重钻井液储备数量必须在井眼容积的1倍以上;加重料的储备大于5 200 t;堵漏剂(包括复合堵漏剂、随钻堵漏剂、核桃壳等各种粒径的堵漏材料)的储备各在15 t以上。

1.4 硫化氢监测及检测

针对普光气田高含硫、高危险性的特点,结合当地的气象、地貌条件,在吸取国内外气体检测先进技术和应急响应预案优点的基础上,根据气井及周边H2S气体泄漏扩散方式,对气井作业现场安全监测仪器的选择、监测设备布局、报警及控制方式进行研究,制订了防止H2S、SO2等有毒有害气体危害的保护措施,包括:H2S、SO2等气体监测仪、个体防护设备、急救设备、警示标志等。建立起监测预警联动机制,编制了气井井站和周边区域两级应急响应预案。按照事故预案等级,分层次组织培训和演练,通过对演练效果的评价,使得应急体系逐步完善、有效,以便在发生险情或事故时能够科学应对。

2 优快钻井技术

2.1 井身结构优化技术

普光气田井深,井眼上部套管承受了较大拉伸应力。在高酸性环境下的井身结构要求降低入井管柱的应力水平,以提高酸性环境下材料的抗硫化物开裂能力,延长服役寿命。为此,优化了井身结构和油管柱设计,提出了套管回接、上部用低钢级厚壁套管、上大下小复合套管柱3种类型井身结构设计方法,降低应力水平,同时,避免喷、漏、塌、卡等复杂情况产生,满足提高钻井速度和固井质量、保证安全钻井和产能的需要。

1)导管下深50～100 m,封过地表水、防止地表窜气。

2)表层套管下深增加到700 m以上,防止水污染并提高井控安全,封过河床底部以下100 m;表层套管由`339.7 mm改为`346.1 mm,选用一般碳钢套管。

3)采用`273 mm技术套管下深3 600～4 500 m,完全封隔陆相复杂地层;并将第二次开钻`314 mm钻头优化为`320 mm,保证了下套管安全,增大了3 mm水泥环厚度,有利于提高固井质量;在管材选择上,增加抗硫性能,提高安全系数,使用 TP100SS和TP110TS抗硫套管。

4)针对嘉陵江组盐膏层蠕变,使用壁厚从12.50 mm改为19.05 mm的`193.7 mm厚壁套管,抗挤强度从90 M Pa提高到134.5 M Pa。

5)对产量大于100×104m3的高产井,采用井口以下200 m内为`222.2 mm套管+`193.7 mm套管回接+`177.8 mm尾管,水泥浆返至地面,以满足高产井采气要求。

2.2 陆相地层气体钻井技术

针对普光气田地质特点,在上部陆相地层使用气体钻井技术。其中,以空气作为介质的空气钻井技术应用最为普遍,减少井底钻头压持效应,大幅度地提高机械钻速,解决地层严重漏失的问题,减少遇水膨胀地层垮塌,并有利于井身质量的控制。

2.2.1 设备配置

气体钻井设备主要由空气压缩机组、增压机组、制氮机组、雾化泵和化学剂注入泵、连接管汇部分、中央控制系统及其他辅助设备组成。要求配备的空气压缩机、增压机的输出排量和压力要能够满足普光气田现场设计施工井段的需求。针对不同井眼、不同钻具组合在不同深度进行气体钻井施工所需要的气体排量,可以得出需要配置的空气压缩机的数量,并应遵循以下原则:

1)应按设计的最大气体流量配置空气压缩机,并至少多配置1台压缩机作为备用;若使用膜制氮机进行氮气钻井时,空气压缩机的供气能力按氮气流量的2倍配置。实施雾化钻井,空气压缩机的供气能力应高于空气钻井的30%～40%,具体应根据地层出水量的大小进行计算确定。

2)压缩机的额定气体流量应根据海拔高度、地面温度和湿度进行校正。

3)膜制氮机对氮气纯度应连续可调,在氮气纯度为95%的条件下氮气流量应大于设计气体流量,若使用液氮,液氮设备的氮气流量应高于设计气体流量。

4)地质预告有潜在水层的情况下,应配备雾化泵。雾化泵的额定压力应不低于10.5 M Pa,排量不低于18 m3/h。宜另配2台化学剂注入泵,注入泵排量不低于1.25 L/min、泵压不低于14 M Pa。

2.2.2 气体钻井方式转换

上部陆相地层气体钻井技术以空气钻井作为陆相地层的核心提速技术,在地层出水、出气等不同情况下可以转换为氮气、雾化、泡沫钻井,以保持气体钻井快速钻进的优势。

2.2.3 气体钻井提速技术

在普光气田陆相地层`444.5 mm、`320 mm大井眼试验应用了空气钻井、氮气钻井、雾化钻井、泡沫钻井等气体钻井技术[1-5],提高了机械钻速,缩短了钻井周期,有效解决了易漏、易斜、易塌、地层出水出气等难题。

在气体钻井中,使用空气锤+具有钻头防掉落安全机构的空气锤钻头钻井方式,可以获得更高的机械钻速,而且井身质量更好,井眼规则,并减轻对钻具的疲劳破坏。平均机械钻速为10.43 m/h,是空气牙轮钻头的2倍以上,单只钻头平均使用寿命达61 h,空气锤无故障工作时间达143.7 h。

普光气田38口开发井气体钻井总进尺占全井钻井总进尺的47.83%,平均机械钻速7.49 m/h,比常规钻井液钻井提高约6倍,缩短单井钻井周期约90 d。

2.3 海相地层复合钻井技术

在普光海相地层,采用“螺杆+PDC钻头”复合钻进工艺,大幅度提高了海相非目的层的机械钻速,平均机械钻速为2.8 m/h,比常规钻井机械钻速提高2倍。

依据地层和钻头特性,优选耐高温、长寿命、大扭矩螺杆钻具。海相地层直井段选用输出动力强劲的大尺寸螺杆,较规则的直井段宜采用`197 mm直螺杆,若井眼不规则,则采用`185 mm直螺杆;由于`197 mm弯螺杆与第三次开钻`241.3 mm井眼间隙小,稳斜段不宜采用`197 mm弯螺杆;在海相地层应尽可能减少`172 mm螺杆的使用。

2.4 钻井液技术

由于普光气田地层复杂,易漏、易塌、易发生盐膏层污染、目的层埋藏深且高含 H2S和CO2,所以对钻井液的防塌、防漏、抗污染、抗高温性、防腐性能有更高的要求。

2.4.1 钻井液体系

普光气田陆相地层采用强抑制聚合物防塌钻井液体系:3%～4%NV-1+0.2%Na2CO3+0.5%～0.8% NaOH+0.1%～0.3%DS-301+0.2%MM H+0.3%～0.5%HP+1%～1.5%PL+3%～4%BY-2,具有良好的抑制和防塌能力。

海相地层采用强抑制性聚磺防塌钻井液体系:4% NV-1+0.2%Na2CO3+0.5%～0.8%NaOH+0.2 MM H%+0.2%～0.3%DS-301+0.3%HP+1%～1.5%COP-HFL+3%～4%CSM P+3%～4%CFL+ 3%～4%BY-2+3%CGY,具有抗高温、抗污染、有效保护油气层等性能。

2.4.2 防漏堵漏

普光气田井漏较为普遍,主要漏失层位在陆相地层遂宁组和沙溪庙组,漏失类型为裂缝性。根据其漏失速度采用以下堵漏方法:①渗透性漏失主要采用随钻堵漏;②中等漏失主要采用细粒堵漏浆进行暂堵;③大漏情况下采用桥浆堵漏、大颗粒复合堵漏、胶质水泥或M TC水泥堵漏。

对于产层井漏,采用沥青、聚合醇、超细钙、无渗透材料、乳化石蜡作为封堵和造壁材料,进行防漏和保护产层处理;采用堵漏浆进行堵漏时,堵完漏以后要将堵漏剂清除,避免摩阻大幅上升。

3 优质固井技术

3.1 固井设备配套

普光气田固井质量要求高,固井难度大,为保证固井质量,固井设备配套必须达到以下要求:

1)配备双级双泵固井设备,确保施工连续性和固井质量,建立全自动化混拌装置,保证水泥、添加剂混拌均匀,从而提高固井质量。

2)建立水泥干混库,水泥储存量为700 t。

3)配备批混罐,保证入井水泥浆密度达到设计要求。

4)建立实验室,配置齐全化验设备和技术人员,从固井准备开始到后期跟踪进行全过程化验和监督。

3.2 水泥浆体系优选

为防气窜防腐蚀,优选了胶乳防气窜水泥浆体系和胶粒防气窜水泥浆体系[6-7];针对高抗挤优质低密度水泥浆体系,优选了具有高抗挤能力的空心玻璃微珠作为减轻剂,具有较高的承压能力,同时水泥浆综合性能良好。

1)表层套管全部采用高密度常规水泥浆体系。

2)针对技术套管井段长、易漏失的难题,采用了常规高密度水泥浆体系和国产漂珠低密度水泥浆体系。

3)尾管尾浆优选出了尾浆胶乳体系、胶粒体系,水泥强度高,防气窜效果好,同时具有一定的弹性和防腐性能,主要应用于目的层井段。

4)尾管领浆采用3M低密度水泥浆体系,水泥浆密度低、强度高,降低了尾管固井中的漏失概率。

5)回接固井不存在漏失问题,采用高密度常规水泥浆体系,直接返到井口。

3.3 固井工艺

1)产层套管固井全部采用尾管悬挂技术和回接技术。

2)在防漏上采用分段压稳设计,防止固井井漏。

3)在保证固井质量上采用旋流、塞流复合顶替技术,提高固井质量。

4)针对普光气田技术套管下深到3 500～4 500 m、固井井段长、固井时容易发生井漏的情况,采用正注反挤固井工艺,提高技术套管固井质量。

通过采用先进的工艺、技术、措施,固井质量得到了有效的保证,普光气田完井的38口井,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。

4 结论与认识

1)配套了70 M Pa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和 H2S监测及检测,普光高含硫气井井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0。

2)普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水、出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%。

3)应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。

4)形成了普光安全优快钻井集成配套技术,实现了普光高含硫气井安全、快速、优质钻井。

[1]侯树刚,李铁成,舒尚文,等.空气锤及空气钻头在普光气田的应用[J].天然气工业,2007,27(9):65-67.

[2]侯树刚,舒尚文,张克勤,等.空气、氮气钻井技术在普光气田的应用[J].天然气工业,2008,28(5):55-57.

[3]侯树刚,舒尚文,李铁成,等.普光气田防斜打快技术研究与应用[J].天然气工业,2007,27(6):61-63.

[4]舒尚文,侯树刚,胡群爱,等.气体钻井技术提高普光气田钻井速度研究[J].钻采工艺,2007,30(6):4-5.

[5]孙继明,侯树刚,李铁成,等.空气钻井在普光D-1井成功应用[J].石油钻探技术,2006,34(4):24-26.

[6]周仕明.南方海相高压气井防气窜固井技术研究[R].北京:中国石化石油工程技术研究院,2006.

[7]周仕明,曾义金.川东北复杂压力体系气井固井技术[R].北京:中国石化石油工程技术研究院,2010.

Package of technologies for safe,fastand high-quality drillingand completion of high-H2Sgas wells in the Puguang Gas Field

Hou Shugang1,Liu Dongfeng1,Li Tiecheng2,Li Tao2
(1.D rilling Engineering Technology Institute,Zhongyuan Petroleum Exp loration Bureau,Sinopec,Puyang,Henan 457001,China;2.Puguang B ranch of Zhongyuan Oilfield Com pany,Sinopec,Dazhou,Sichuan 635000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 3,pp.18-21,3/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Deep buried gas reservoirs have been found in the Puguang Gas Field,w here natural gas is characterized by high temperature,high p ressure and a high H2S content,so drilling engineers have to face the great challenge of seven wo rld-class drilling difficulties including blowout,mud loss,well slough,sticking,well deviation,hard fo rmation,and toxic gas.In view of this,through tackling w ith key p roblem s and perfo rming a lo t of field p ractices,we have fo rmed a package of safe,fast and high-quality drilling technologies for the Puguang Gas Field.First,by theway of equipping with"double p lus double"well controloutfitw ith a combination of 105 M Pa blowout p reventer and interio r blowout p revention tools,determining an additional value of safe density w indow of drilling fluids,p reparing weighting material and sealing agent,and monitoring H2S continuously,the well control safety rate of 100%and the blowout accident rate of zero have been both achieved.Second,as for the drilling in continental fo rmation,the techniques of air drilling,atomized drilling,nitrogen drilling,air hammer drilling were app lied to drill rapidly through the comp licated fo rmations;as for the marine fo rmation,a combination of PDC bit and screw drilling was applied.As a result,the average drilling time for thew hole wellwas sho rtened by 33%,and the average rate of penetration ratewas increased by 61.21%.Third,the co rrosion p roof and gas block latex cement slurry system and high strength and low density slurry system were chosen,and the techniques of liner hanger,injecting positively&extruding oppositely and stage cementing were app lied.Consequently,the accep tance rate of cementing of technical casing and p roduction fo rmation casing reached 94.7%and 100%,respectively,and the percentage of the excellent rate was 83%.With the above-mentioned package of drilling technologies,we have realized the target of fast,safe and highquality drilling and completion of high H2Swellsof the Puguang Gas Field.

Puguang Gas Field,high H2S gas,safe,fast,high-quality,drilling,comp letion,package of technologies,well control, drilling fluid,well cementing

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”之“高含硫气藏安全高效开发技术”课题二“高含硫气藏安全钻井与完井技术”(编号:2008ZX05017-002)和“四川盆地普光大型高含硫气田开发示范工程”(编号:2008ZX05048)部分研究内容。

侯树刚,1974年生,高级工程师,工学博士;2004年毕业于中国地质大学地质工程(钻井)专业;从事气体钻井和石油钻井技术研究工作。地址:(457001)河南省濮阳市中原路59号中原石油勘探局钻井工程技术研究院。电话:(0393)4899603, 13513902866。E-mail:houshugang@sina.com

侯树刚等.普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术.天然气工业,2011,31(3):18-21.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.005

2011-01-28 编辑 赵 勤)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.005

Hou Shugang,p rofessor of senio r engineer,bo rn in 1974,graduated in geological engineering(drilling)from China University of Geosciences in 2004.Now he is engaged in research on petroleum drilling&p roduction technologies.

Add:No.59,Zhongyuan Rd.,Puyang,Henan 457001,P.R.China

Tel:+86-393-4899 603 Mobile:+86-13513902866 E-mail:houshugang@sina.com