清洁完井工艺在超深高温高压气井的应用及认识

2021-07-24向文刚何银达吴云才周忠明何川江王春雷吴镇江

天然气技术与经济 2021年3期

向文刚何银达吴云才胡超赵鹏周忠明何川江王春雷吴镇江

（1.中国石油塔里木油田公司迪那油气开发部，新疆库尔勒 841000；2.中国石油塔里木油田公司勘探事业部，新疆库尔勒 841000）

0 引言

塔里木盆地库车山前构造迪那2气田属于低含凝析油块状底水异常高压凝析气藏，原始地层压力高达105 MPa，压力系数为2.18，原始地层温度为136℃，储层多具低孔低渗或特低孔低渗特征，大多需要完井后进行酸化增产作业。由于钻井液密度窗口小，钻进过程中钻井液漏失量大（一口井最高漏失量达8 487 m3），钻井成本高，钻井技术难度大，钻井预留的井底口袋都不可能太长［1-2］。新井完井工艺采用耐压差超过120 MPa的全通径射孔工艺；修井后的完井工艺采用的是先行钻杆传输射孔，然后再下完井管柱的完井工艺［3-4］。两种生产管柱在完井、生产及后期修井存在以下问题：①替浆不充分造成产层污染问题；②生产过程中部分井砂堵无法处理、影响产能问题；③尾管打捞效率低、周期长、风险高、成本高问题；④长时间钻磨套铣对生产套管造成损伤。为解决该类完井问题，应针对性开展清洁完井技术研究。

1 清洁完井工艺原理

油气井清洁完井技术主要针对高温高压完井及安全高效修井两种作业需求，是一种全新的能够实现低成本清洁完井及后期安全修井作业的完井管柱与工艺方法。采用清洁完井工艺时，用清洁完井液替换出原井重泥浆，在不影响现有完井工艺的基础上，对封隔器下部管柱进行管柱优化，首先根据井筒井底条件，管鞋下过射孔低界或者下至射孔中下部；同时对应射孔段的管柱采用填塞可溶孔塞的筛管。

用可溶材料制造的可溶孔塞安装在可溶筛管的孔眼内，可暂时封堵筛管的孔眼，保证在反循环顶替重泥浆作业过程中悬挂尾管的完整性，为下步替重浆清洁井底及储层改造提供井筒条件。自油管正打压挤注酸液后，可溶孔塞溶解，沟通产层，从而为实现改造作业和生产提供通道（图1）。

图1 填塞可溶孔塞的筛管图

2 D1井清洁完井可行性分析及优化方案

2.1 可行性分析

迪那2气田D1井属于老井利用，地层压力为79.3 MPa，压力系数为1.70，地层温度为136℃。储层具低孔低渗特征，需要酸化改造；设计要求：射孔井段为4 732.5～4 774.0 m，射开厚度为30.5 m；人工井底在4 779 m；井底预留口袋为5 m；依据地质和工程设计要求分析，D1井井身结构及井筒清理都完全符合清洁完井工艺的实施条件。

可溶塞管每根长为4.39 m，在5"尾管内完井，为了保证筛管的屈服强度和抗拉强度，采用塞管外径为Φ88.9 mm，材质为超级13Cr110，孔眼之间的距离为62 mm，相位角为90°。孔眼直径为M16*1的细牙螺纹孔，16孔／m；同时要保证可溶塞管下入5"尾管时的安全，因此采用HKS双级直连扣塞管，可消除接箍入井可能带来的遇卡风险。

2.2 D1井清洁完井施工方案及管柱优化

D1井清洁完井施工方案：①根据测井解释资料确定生产层段位置并完成射孔；②地面配置清洁完井管柱，管柱下至人工井底坐油管挂，装采油树；③利用打孔筛管反循环替换出井筒以及油管内部的重泥浆；④按照封隔器操作规程坐封封隔器；⑤油管正打压注入酸性液体，将可溶筛管的可溶部件溶蚀脱落，形成增产改造及生产通道。⑥储层需要改造时，通过油管将改造液经可溶筛管挤入储层；完成改造后，通过筛管即可实现自喷生产（图2）。

图2 D1井清洁完井管柱图

3 清洁完井工艺在D1井的应用要点分析

D1井完井后，从钻杆传输射孔后清洁完井管柱开始下入井筒，到酸化结束的工艺流程及清洁管柱力学参数要点做如下分析。

3.1 可溶塞管抗内压及抗拉载荷实验

3.1.1 可溶塞管抗内压实验

安装。孔眼直径为M16*1的细牙螺纹孔，孔塞安装螺纹为M16*1，耐高温密封件安装在可溶孔塞上，可溶孔塞用扭距板手按照3～4 N／m的扭矩上扣，保证用力均衡。与可溶筛管本体实现密封。

试压。可溶筛管的孔塞抗内压为17 MPa，满足15 MPa的密封设计要求。双级扣的强度密封为50 MPa。

3.1.2 可溶塞管抗拉载荷实验

液动拉伸机打压实验。①打压68.41 MPa稳压15 min，无降压现象，压力数据曲线显示68.25 MPa；②筛管的试验抗拉载荷为650 kN。测量筛管的密封孔为19.1 mm，无变形；③3 1／2"平式油管的实测线重：13.84 kg／m，抗拉安全系数满足施工要求。D1井现场射孔后各工序施工数据表明，D1井下入的清洁完井塞管，在抗内压、抗拉载荷及可溶孔塞与密封孔密封方面都达到设计要求，清洁完井塞管完整性良好。

3.2 液体体系对可溶孔塞腐蚀数据对比评价

重泥浆、主体酸腐蚀实验数据由西安摩尔实验室提供；有机盐完井液腐蚀实验数据由塔里木油田实验检测中心提供；实验室所取不同类型液体的配方比与D1井在射孔后井筒内所用液体体系配比相近。可溶孔塞材质类型选取与D1井下入井筒内一致。

1）可溶孔塞耐重浆腐蚀分析

实验选取重浆性能。库车山前K1井现场重浆密度为1.72 g／cm3；氯根含量为36 000 g／L；D1井射孔后循环油基重浆密度为1.80 g／cm3，塑性黏度为63 mPa·s，现场实测氯根含量为25 000～35 000 g／L。由表1实验数据分析可知，相同直径不同厚度的可溶孔塞在170℃温度下重浆腐蚀介质环境中，48h无明显腐蚀。D1井射孔后循环压井的油基重浆腐蚀介质氯根含量比实验用重浆氯根含量低，且D1井产层温度为136℃，由此判断，可溶孔塞在下入清洁完井管柱至替浆之前的4天的油基重浆环境中，D1井井筒内可溶孔塞不会产生明显腐蚀。

表1 170℃、48 h试验清洗后试样的重量测量结果表

2）可溶孔塞耐甲酸盐完井液腐蚀分析

实验所用完井液配方与D1井完井液配方相同，都是淡水＋甲酸钾；由表2数据可知，可溶孔塞在甲酸盐完井液中实验后质量有所增加，无明显腐蚀。因此判断，D1井井底完井液温度不会超过136℃的状态下，可溶孔塞不会被腐蚀。D1井井筒容积为83.73 m3，塞管下深位置为4 773.84 m，现场替浆施工数据：采用密度为1.50 g／cm3过渡浆7 m3＋密度为1.02 g／cm3隔离液10 m3＋密度为1.20 g／cm3有机盐92 m3反替出井内油基泥浆，泵压为4.553～35.824 MPa，控制回压为0～35.270 MPa，排量为200～250 L／s，回收油基泥浆为74 m3，排混浆为34 m3，计算可知井筒内重浆全部替出，证实了可溶塞物在重浆及甲酸盐完井液内无腐蚀脱落，清洁完井管柱完整性良好［5］，达到设计要求工况。

表2 不同温度下（3 h）试验清洗后试样的重量测量结果表

3）可溶孔塞耐酸腐蚀分析

实验选用主体酸主要配方为：12.0%HCl＋3.0%HF＋5.1%酸化缓蚀剂（3.4%缓蚀主剂A＋1.7%缓蚀辅剂B），实验时间为30 min；由不同温度实验数据所绘制曲线图（图3）腐蚀趋势分析，相同材质、相同直径、不同厚度的可溶孔塞的酸溶材料在温度为110℃时30 min内全部溶解；由曲线图（图4）趋势分析不同材质相同直径、相同厚度的酸溶材料及钢体在150℃的实验条件下，30 min内可溶孔塞酸溶材料全部溶解，不同材质钢体仅有微量腐蚀；

图3 可溶孔塞（直径15 mm）酸溶材料减薄量随温度变化趋势图

图4（直径15 mm）酸溶材料及不同钢体减薄量随温度变化趋势图

D1井所用主体酸主要配方为：9.0%HCl＋1.5%HF＋4.5%酸化缓蚀剂（3.0%缓蚀主剂A＋1.5%缓蚀辅剂B），其中氢氟酸浓度较实验所采用的浓度低一半，而且少量用来溶解可溶材料的主体酸在30 min内完全能在井底地层温度的影响下达到110℃，由此判断D1井井筒内可溶材料在少量主体酸正替到可溶塞管位置后，30 min内可以完全溶解，为下步大量主体酸顺利均匀挤入地层打开通道。酸化现场施工数据显示：当5.0 m3主体酸挤到可溶塞管位置，停泵反应30 min后，泵压由36.6 MPa降至28.3 MPa；说明可溶孔塞内可溶材料已完全溶解脱落至井底，同时也证明了在射孔后，下完井管柱至酸化前的这段时间，可溶孔塞与塞管本体之间密封良好，清洁完井管柱完整［6-7］。