川西海相酸性气井试气工艺技术

2014-04-05贾学钰

石油地质与工程 2014年4期

贾学钰

(中国石化西南油气分公司，四川成都 610041)

2010年CK 1井在海相雷口坡组储层取得勘探重大突破，测试获得天然气日产量38.4436×104m3，随后中国石化西南油气分公司围绕CK 1井启动川西海相新一轮评价勘探，2010年4月起，经反复论证部署了XS1井、XS-1井，其中XS1井获高产工业气流，天然气绝对无阻流量53.8657×104m3/d，成为继CK 1井后川西海相评价勘探的又一突破。2012年中国石化西南油气分公司对整个川西探区海相地层展开甩开勘探，在龙门山前隐伏构造带、成都凹陷、梓潼凹陷论证部署PZ1井、DS1井、TS1井3口重点探井。XS1井钻后预测显示该套储层在整个川西探区发育区面积近8 000 km2，资源量近5000×108m3，揭示了川西海相储层的巨大资源潜力，具有广阔的勘探前景。目前川西海相已经被定位为川西陆相油气田的重要战略接替基地和建设中国石化四川探区百亿立方米大气田的重要领域。

根据川西海相前期勘探试气成果显示，川西海相储层岩性以白云岩、灰岩为主[1]，储层埋深5 900～7 160 m，地层压力64～85 MPa，地层温度144～150 ℃，H2S含量0.39%～3.53%，CO2含量5.3%～22.82%，具有超深、高温、高压、高含腐蚀性气体的特征，勘探井不仅需要评价气井产能，同时还需进行试采及关井压力恢复测试评价储层物性，气井测试时间长、且测试工艺复杂，资料录取要求高，给测试工艺提出了更高要求。

1 川西海相气藏试气工艺难点

1.1 对试气管柱要求高

(1)川西海相测试周期长，为得到优质试气资料，通常要进行“系统试井+短期稳定试采+关井压力恢复”，测试时间在15 d以上，而川西海相气藏高含腐蚀性气体硫化氢和二氧化碳，对测试管柱、工具有强烈的腐蚀性，易发生泄漏、甚至断裂的事故，若测试周期长则管柱失效风险更大。

(2)川西海相酸性气井作业工况复杂，区块探井测试包含通井、刮管、下管柱、坐封封隔器、射孔、排液求产、试采、关井测压恢、临时封层、转采等多种作业，不同工况下，油管和井下工具在深井中会产生较大的温度效应、膨胀效应，使得井下管柱所受应力变化情况复杂，极易造成井下工具和管柱变形、泄漏、断裂，使得测试失败，甚至造成井下事故。

1.2 高硫化氢气井试气作业风险大，安全环保要求高

川西平原位于四川盆地西部，地势低洼，人口密集，如XS1井500 m范围有146户，436人，必须防止试气过程中出现硫化氢泄露，并杜绝因硫化氢泄露对人员和周边环境造成危害。因此要求地面流程不仅节流保温，且具有较强的抗腐蚀能力，同时试气测试期间将燃烧掉大量的含硫天然气，需对产生大量的SO2进行合理的处理，避免污染环境。

2 试气工艺技术对策[2-4]

2.1 试气工具选择及管柱结构设计

2.1.1 试气工具选择

川西海相试气工况复杂，储层埋藏深，且含酸性气体，采用全通径的APR(Annular pressure responsive)测试工具可进行射孔—测试联作、酸化—测试联作以及射孔—酸化—测试联作，大大减少了施工周期。APR三联作管柱结构采用“RD安全循环阀+OMNI阀+压力计托筒+RD循环阀+RTTS封隔器”组合，可实现井下开关井，有效地减小关井压力恢复期间井筒储集效应的影响，减少径向流出现时间，相比井口关井，资料录取更完整，解释符合率得以提高，同时大大缩短测试周期，节约了成本，提高了效益。

2.1.2 试气管柱材质选择

根据川西海相、元坝海相试气经验及川西海相酸性气体腐蚀性实验，可选择110SS钢级油管作为试气管柱，该钢级油管采用淬火加回火热处理工艺，进行应力消除，HRC小于26，满足ISO15156标准要求，并通过了NACE TM 0177标准在加载80%名义屈服强度下经720 h不开裂的抗硫性能要求，可满足试气要求。

2.1.3 试气管柱结构设计

管柱设计上选择φ88.9 mm×9.52 mm110SS+φ88.9 mm×6.45 mm110SS抗硫化氢腐蚀的气密封扣油管组合。考虑过高的关井压力或改造压力会使油管、套管、井下工具及采气井口都将承受很大的密封压差。同时，深井不同作业工况下管柱变形量大，如酸化测试联作工艺，大排量注入时，管柱因温度降低和内“鼓胀效应”而大幅度缩短，测试时因温度升高管柱又大幅伸长，过大的变形量会影响封隔器密封性能，管柱结构设计上增加伸缩补偿器，一支平衡伸长、一支平衡缩短，以防井下工具和管柱变形。同时在封隔器上部800～1 000 m井段采用厚壁油管(如φ88.9 mm×9.52 mm油管)，以增加管柱刚性和保证加在封隔器上的压重增加。

该套测试管柱能够实现封隔器坐封后替浆、测试、酸化、再测试、井下关井、循环压井等多种功能。

2.2 地面流程及安全环保技术

为保证试气投产地面安全，采用国产双翼三级节流抗硫测试流程用于排液、放喷、循环、压井等作业。试气流程主要由一台105 MPa×EE(与井口双油单套连接)+两台70 MPa×EE级测试管汇、一套热交换器、分离器组成，105 MPa测试管汇台至井口全部采用抗硫材质法兰短节连接，管汇台之间采用抗硫油管短节连接，测试管汇、压井和节流管汇之间连接管线及测试、放喷管线，使用31/2″厚壁抗硫油管，其他设备都能抗硫化氢应力腐蚀开裂。管汇台为“丰”字型，可根据需要增加管汇的翼数和放喷管线数量，通道多。一级管汇台进口安装远程液控闸门，在放喷测试过程中出现紧急情况时，可实现瞬时关井。采用镍基合金油嘴，放喷时伴注清水防止流程冲蚀。

常规气田测试利用燃烧筒燃烧的方法，因H2S燃烧效率太低，SO2容易聚集，易对人员造成伤害，对环境造成污染。因此针对高酸性气田长时间、高气量测试的要求，在工艺上采用了高温焚烧炉连接于测试管线未端、利用净化气为燃料气，然后利用含硫化氢或其它毒气的原料气的可燃性，以原料气为主焚烧气进行焚烧，使炉内温度达到1 300 ℃以上，使含毒气的原料气能充分焚烧，产生出无毒、无味、无色的气体，减少高含硫气田生产过程中对环境的污染。含氢天然气燃烧效率大于99.99%，焚烧温度约1 350 ℃，天然气焚烧炉释放二氧化硫量小于900 mg/m3，能极大地降低环境污染,解决较长时间试气的环境保护和腐蚀问题。

3 现场应用

PZ1井是位于金马构造的一口预探井，2013年10月18日完钻，完钻井深6 050 m，试气层位雷口坡组，采用四开井深结构设计，φ139.7 mm尾管完井，预测二氧化碳含量4.57%～9.81%，硫化氢含量0.21%～4.83%，最大地层压力87.99 MPa，地层温度145 ℃。本井于2013年11月20日-2014月1月21日采用APR三联作管柱进行试气施工。

3.1 测试管柱

管柱结构(从上至下)：油管挂+双公+φ88.9 mm×9.52 mm调整短节及油管+ +φ88.9 mm×6.45 mm油管+伸缩短节2支+φ88.9 mm×6.45 mm油管+φ88.9 mm×9.52 mm油管及定位短节+RD安全循环阀+压力计托筒++液压旁通阀+震击器+RD循环阀+安全接头+RTTS封隔器+安全接头，RD安全循环阀+OMNI阀+压力计托筒+RD循环阀+RTTS封隔器+油管及射孔枪。

3.2 试气过程

2013年11月24日组下APR三联作管柱，加压210 kN座封RTTS封隔器成功(压差70 MPa，坐封井深5 647.55 m，环空为清水)。2014年1月1日-1月3日680 m3酸压改造后，采用国产105 MPa(EE)+两台70 MPa(EE级)三级流程排液求产，进行系统试井，获日产115×104m3工业气流。2014年1月5日开RD安全循环阀井下关井，1月5日-1月11日井下关井测压力恢复。1月12日-22日进行堵漏压井解封起管柱施工，共计注入堵漏浆KCl溶液40 m3，堵漏浆38.7 m3。22日起出管柱后地面检查测试工具，RD安全循环阀孔壁无堵塞物，RD循环阀循环孔正常开启，封隔器胶皮完好，压力计工作正常。

APR测试管柱自入井到出井，历时29 d，测试期间密封性能良好，未出现渗漏，并顺利的起出了管柱，未有阻卡现象，地面流程也经受住了高产量下的放喷测试施工，达到了安全、环保、取全取准资料的要求。