深层煤层气水平井连续油管解卡工艺研究

2024-05-21熊巍石元宝张锐超韩宇

石化技术 2024年3期

熊巍石元宝张锐超韩宇

中石油煤层气有限责任公司临汾分公司山西临汾 042300

在深层煤层气水平井全生命周期排采工艺不断优化历程中，连续油管在分段气举、酸化解堵等措施工艺中得到普遍应用。在埋深2000m以下深层煤层气结合气藏高矿化度因素及大规模压裂之后煤基质易碎裂的特点，采出液矿化度极高，其矿化度、成垢阳离子及氯离子含量普遍高于国内大多数油气田，腐蚀性离子和溶解气体极易造成井下设备及管柱腐蚀，成结垢离子。在温度升高、压力骤变及与不相容水混溶时易在井筒内壁结垢析出，形成的煤垢产物是深层煤层气水平井连续油管遇卡的主要因素。

1 煤垢卡因素分析

不同于常规气田，深层煤层气井下故障的主要影响因素有煤粉影响、出砂影响、机械磨损，其中煤粉产出是影响煤层气开发的关键因素，煤粉影响因素造成的井下故障有煤粉卡泵、泵效低、吸液口堵死。煤粉的产出制约了煤层气开采，严重影响煤层气井的产量。煤粉会堵塞煤层气产出的通道，降低通道的渗透率和导流能力，也会导致煤层气井的排采系统事故，造成埋泵和卡泵。煤粉的产出受多种因素控制，在地质因素方面，煤岩特征、煤体结构特征和煤层特征是影响煤粉产出的基本因素。在工程因素方面，钻井工程、储层改造工程和排采工程是煤粉产出的诱因，直接导致煤粉的产出。

1.1 地质因素方面

以某区块为例，试采区主力煤层为二叠系山西组煤层、太原组煤层。深层煤层分布稳定，埋深1XXXm～2XXXm。该煤层主体厚度8～10m，平均7.Xm，总体呈NW-SE向展布。区块内深层煤层煤体结构以原生结构煤为主，属于特低渗透率储层，煤质较硬，应力敏感性弱，抗压性好，煤储层中镜质组和黏土矿物的占比越高，越容易产生煤粉；不同类型煤体结构煤储层产出煤粉浓度：III类煤＞II类煤＞I类煤，煤层结构越复杂，含夹矸层数越多，越容易产生煤粉；多分支和单分支水平井产出的煤粉浓度普遍高于直井和定向井；水平井水平段井眼沿最大水平地应力方向钻进更容易产生煤粉，井斜越大越容易产生煤粉[1]。

通过对比深、浅层煤的气藏特性以及历年井下故障比例，认为镜质组和黏土矿物的占比越大越容易产生煤粉，镜质组具有高显微脆度和低显微硬度的特性，在镜质组含量高的煤层中，割理相对发育，富含镜质组分的煤岩容易受力破碎，形成裂缝或者产生煤粉。煤中黏土矿物对骨架颗粒附着力差，矿物晶体之间结合力弱，具有吸膨胀分散性，在高速流体的剪切应力作用下，黏土矿物集合体容易从骨架颗粒上脱落，形成易于迁移的细粒煤粉。对各井型煤层气井产出的煤粉矿物成分进行分析后发现，几乎所有煤粉中矿物主要成分均为石英和高岭石，且高岭石含量占到50%以上，只有极少数的井产出的煤粉矿物主要成分为石英和方解石。通过对煤粉样进行扫描电镜下的微观形态观察和能谱测试发现，黏土矿物和其他矿物大量附着在颗粒的表面形成表面粗糙的煤粉颗粒。如果产出煤粉中有大量的黏土矿物，极易使颗粒之间相互附着黏连而聚集成块，进而导致卡泵、煤垢埋泵事故。

深层煤层以滞流水型CaCl2型为主，总矿化度高，分布范围广，从几万到几十万mg/L，大部分深层煤层气试采井产水量普遍较低，但仍有部分井需要经过一定时间的排水阶段才能见气，甚至个别井只产水不产气，由此表明，煤层及围岩的含水性直接影响深层煤层气见气时间和气体流动能力[2]。高矿化度含量是形成煤垢混合物的主要成因。

1.2 工程因素方面

深层煤层经过排采前大规模加砂压裂，地层水矿化度超高，采出水呈弱酸性，pH值为4～7，采出液矿化度极高，其矿化度、成垢阳离子及氯离子含量普遍高于国内大多数油气田，腐蚀性离子和溶解气体极易造成井下设备及管线腐蚀，成结垢离子；随着生产排采，垢下腐蚀加剧井筒内设备腐蚀，使检泵周期缩短，设备故障频率增加，给现场生产带来较大影响和经济损失。

1.2.1 储层改造方面

直井、定向井和单分支水平井采用套管射孔完井技术，射孔弹以高压高速进入煤层，会破碎煤层产生煤粉。在压裂连续作业过程中，压裂液冲蚀、压裂支撑剂的打磨等机械作用均会造成煤层破坏，产生大量煤粉。同时，压裂液的非正常压力注入煤储层后，亦会造成煤储层应力平衡状态的改变，导致煤体骨架结构失稳破坏，产生煤粉。不同矿化度的压裂液，会造成煤储层内矿物反应进而导致煤粉的产出。

1.2.2 排采生产方面

煤粉浓度与井底流压、套压呈负相关，与日产气量呈正相关，分析认为排采过程中，增加排采速度来提高日产气量会导致煤基质收缩，更容易产生大量煤粉，同时渗流通道内的气体流速增快，对储层的冲蚀更强，破坏煤储层的同时也会产生大量次生煤粉。另一方面，排采强度的增大，会导致井筒的液面下降过快，底部流压也会较快下降，从而进一步导致流体压差变大，流体流速增加，冲蚀煤储层，产生大量次生煤粉[3]。

2 解卡方法

出现连续油管遇卡，及时采取正确的处置方法有助于安全、高效解卡，快速恢复施工。但是，如果处置方法不得当，可能会导致连续油管断裂，造成事故扩大，甚至使生产井报废。正确解卡，首先要清楚连续油管所允许的最大上提拉力，即连续油管最大允许上提拉力不应超过其屈服强度的80%。在进行连续油管解卡时，依据能否建立循环，分两种情况进行处理，有时这两种情况又是交替出现的，其解卡的方法在具体的情况下也可以交替和反复使用，直至解卡成功。

2.1 能够建立循环时

在连续油管遇卡时，如果能够建立循环，首先关注的是泵压上升情况，观察是否能够继续循环。如果能够继续建立循环，则持续泵注流体，保持循环不变。

解卡方法如下：①反复几次上提下放连续油管解卡，上提力设定在连续油管屈服强度的80%；②结合井筒结构和工具直径判断是否为工具遇卡，如是，则投球断开工具安全接头；③泵入降阻液或降阻剂，如聚丙烯酰胺降阻液或柴油；④泵入溶剂或相应化学剂，关井浸泡；⑤泵注轻质流体进入连续油管，如泡沫或柴油，增加连续油管的浮力；⑥维持连续油管张力为其屈服强度的80%不变，观察指重表读数，如果下降，则反复进行；⑦如果确定解卡不成功，压井后，剪断连续油管，悬挂于井口，转打捞程序进行打捞。

2.2 不能建立循环时

在连续油管遇卡时，如果不能够建立循环，则采取如下的解卡方法：①保持连续油管循环压力比正常泵注压力稍高，反复几次上提下放连续油管解卡，上提力设定在连续油管屈服强度的80%；②一旦连续油管循环压力降低，尝试尽快建立循环。如果循环建立，则按有循环遇卡步骤解卡；③关闭节流管汇，采用连续油管正注液氮，依靠液氮的气化膨胀解卡，尝试建立循环；④保持连续油管循环压力，维持连续油管张力为其屈服强度的80%不变，观察指重表读数，如果下降，则反复进行；⑤如果确定解卡不成功，剪断连续油管，悬挂于井口，转打捞程序进行打捞。

3 解卡案例分析

3.1 事故经过

A井是深层煤大规模压裂水平井，人工井底3568.7m，水平段分11段33簇压裂，入井总液量3.1万m3，砂量3820m3，平均单段用液量2818m3、加砂量346m3，最高单段加砂量421方。压后排液过程中实现自喷生产，套压4.5MPa，日产气9.4万m3，日产液236m3；于2022年2月16日下入φ50.8mm连续油管环控生产，连续油管底深2500m。2022年6月30日，测试排液矿化度225054mg/L，氯离子137515.27mg/L；2022年10月25日，测试排液矿化度197521mg/L，氯离子128823.08mg/L。

2023年3月9日该井为实现排液降压，液面尽最大可能降至煤层垂深最低点，计划实施更换射流泵作业。3月10日连油设备搬迁入场，安装井控设备并压井后，上提连续油管负荷升至18.2t，连续油管提出0.6m，管柱遇卡，反复在10～18.3t之间活动解卡，速度管柱提出1.0m。

3.2 遇卡后处理情况

（1）活动解卡。判断卡点在连续油管底部，多次尝试活动解卡未成功，上提负荷10～19t。

（2）注齿轮油。采用环空注入齿轮油，减小连续油管环空磨阻。静置后继续上提至18.3t，井内连续油管无上行变化。

（3）反注水。水泥车起泵，套管注水27m3，排量500～750L/min，泵压0MPa，停泵后继续活动解卡10～19t，解卡无效，观察油管无气体显示。

（4）氮气正举。配制起泡剂40m3，比例1∶10，连接连续油管正注入氮气，瞬时排量1500～2300m3/h，油管压力8.7～9.3MPa之间波动，期间出口显示有阶段性可燃气体及氮气，累计注入氮气约21000m3。

（5）氮气反举。布置井场制氮反举管线及出口放喷管线，双制氮车开始反举排液，泵压最高10.98MPa，降至9.78～9.83MPa，瞬时排量2300m3/h，出口陆续返液，出液呈泡沫状，期间检测有可燃气体、氮气；反举期间尝试上提解卡至20t，无效果。

（6）注酸。准备氨基磺酸4t、助排剂、缓蚀剂、铁稳剂，配制酸溶液20m3，环空注入酸液，泵压3.6mPa下降至0.1mPa，排量500L/min，油管压力4.0mPa，注入酸液20m3。打顶替液，泵压2.9mPa下降至0.1mPa，排量500L/min，油压4.0mPa，用清水10m3；继续环空注入清水30m3，排量500L/min，泵压0mPa，油压0mPa。试提连续油管管柱，负荷18.7t下降至14t，负荷正常，解卡成功。

（7）注酸溶解。备水150m3，铁离子稳定剂1t、缓蚀剂1t、助排剂0.3t、氯化钾1t、氨基磺酸7t，按设计要求配制氨基磺酸溶液100m3。继续环空注入酸液，泵压0.3MPa，排量2000L/min，油管压力0MPa，注入酸液100m3，倒管线注入顶替液40m3。