董锎云 陳軍 杜龍飛 汪洋 史雪枝

(1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610500;2.中國(guó)石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川 德陽(yáng) 618000;3.中國(guó)石油新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000)

元壩氣田位于四川盆地川北坳陷與川中低緩構(gòu)造帶結(jié)合部，是繼普光氣田之后的又一大酸性氣田［1-2］。該氣田長(zhǎng)興組為礁體和灘體所控制的巖性氣藏，具有埋藏深和高含H2S的特征，與國(guó)內(nèi)的其他高含硫氣藏如普光氣田［3］、龍崗氣田［4］等相比，具有埋藏更深、地層壓力和溫度更高、儲(chǔ)層物性條件更差的特點(diǎn)。元壩氣田主體開(kāi)發(fā)采用水平井和大斜度井襯管完井方式，管柱設(shè)計(jì)難度較大。為了在超深、高溫、高壓、高含H2S條件下建立完善的井筒條件，確保生產(chǎn)的安全高效，此次研究對(duì)完井管柱進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。因?yàn)楣こ虠l件苛刻，所以在元壩超深高含硫水平井中進(jìn)行管柱設(shè)計(jì)和優(yōu)化的工作極具挑戰(zhàn)性。

1 完井管柱設(shè)計(jì)面臨的挑戰(zhàn)

長(zhǎng)興組氣藏埋深為6 710～7 160 m，地層溫度為145.2 ～157.4 ℃，地層壓力為 66.33 ～69.23 MPa;CO2含量為 3.12% ～15.51%，CO2分壓為2.06 ～10.74 MPa;H2S 含量為 2.51% ～6.65%，H2S分壓為1.66 ～4.6 MPa，氣藏屬于典型超深、高溫、高壓、高含H2S、高含CO2氣藏。氣藏還具有儲(chǔ)量豐度低，儲(chǔ)層物性變化大及氣水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)。氣藏的氣井采用五開(kāi)制井身結(jié)構(gòu)，主體采用Φ193.7 mm油層套管+Φ127 mm襯管完井［5-6］。

長(zhǎng)興組氣井完井管柱設(shè)計(jì)所面臨問(wèn)題和挑戰(zhàn)主要有［7-9］:

(1)超深、高溫、高壓和高含硫等復(fù)雜工況對(duì)完井安全要求高，管柱設(shè)計(jì)難度大、風(fēng)險(xiǎn)高。國(guó)內(nèi)外井深超過(guò)7 000 m的高含硫氣井實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)較少，而在垂深超過(guò)7 000 m的高含硫水平井實(shí)現(xiàn)完井更是世界級(jí)難題。

(2)H2S/CO2含量高，儲(chǔ)層物性差，致使管柱安全性和經(jīng)濟(jì)性之間矛盾突出，完井管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)的難度加大。

因此，如何進(jìn)行油管組合和完井管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)，優(yōu)選管柱材質(zhì)及井下工具，以保證氣井安全作業(yè)和平穩(wěn)生產(chǎn)，是完井投產(chǎn)過(guò)程中必須首先解決的難題。

2 油管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 油管組合優(yōu)化分析

根據(jù)Q/SH 0025—2006標(biāo)準(zhǔn)的要求，長(zhǎng)興組含硫氣藏管柱抗拉安全系數(shù)應(yīng)取1.8，抗外擠和抗內(nèi)壓安全系數(shù)應(yīng)取1.25。生產(chǎn)管柱應(yīng)選擇氣密封扣，如BGT扣和VAM TOP扣。

針對(duì)鋼級(jí) P110、P125及管徑73 mm、88.9 mm的單級(jí)油管，安全系數(shù)取1.8，并計(jì)算單級(jí)油管最大允許下入深度。表1為單級(jí)管柱強(qiáng)度計(jì)算數(shù)據(jù)。單級(jí)油管管柱允許下深的深度為5 189～6 137 m，長(zhǎng)興組儲(chǔ)層埋深為6 710～7 160 m，水平井A點(diǎn)井深為7 100～7 300 m，因此單級(jí)油管柱不滿足氣井生產(chǎn)要求，需選擇復(fù)合管柱。

表1 單級(jí)油管柱強(qiáng)度計(jì)算數(shù)據(jù)

2.1.1 Φ88.9 mm組合油管管柱力學(xué)分析

Φ88.9 mm組合油管的管柱力學(xué)分析結(jié)果表明:Φ88.9 mm ×7.34 mm+ Φ88.9 mm ×6.45 mm組合油管酸化作業(yè)時(shí)抗拉安全系數(shù)為1.35～1.37;施工中最高泵壓為90 MPa，排量為3.0 m3/min，計(jì)算出 Φ88.9 mm ×9.52 mm+ Φ88.9 mm ×7.34 mm+Φ88.9 mm×6.45 mm復(fù)合油管酸壓施工時(shí)的抗拉安全系數(shù)為1.38～1.77。表2為儲(chǔ)層改造時(shí)的管柱受力分析數(shù)據(jù)，表3為長(zhǎng)興組下儲(chǔ)層酸化時(shí)管柱受力分析數(shù)據(jù)。采用P125鋼級(jí)不同壁厚的Φ88.9 mm油管組合，酸化施工的安全系數(shù)較低，有必要進(jìn)一步優(yōu)化管柱以提高安全系數(shù)。

表2 儲(chǔ)層改造時(shí)管柱受力分析數(shù)據(jù)

表3 長(zhǎng)興組下儲(chǔ)層酸化時(shí)管柱受力分析數(shù)據(jù)

2.1.2 Φ88.9 mm+Φ73 mm 組合油管優(yōu)化設(shè)計(jì)

氣井配產(chǎn)為40×104～60×104m3/d，采用節(jié)點(diǎn)分析法，對(duì)比分析使用不同長(zhǎng)度Φ73 mm油管時(shí)的酸化排量、管柱安全系數(shù)和抗沖蝕能力，以獲得最佳的油管組合［10］。

(1)預(yù)測(cè)高溫轉(zhuǎn)向酸化排量。長(zhǎng)興組上儲(chǔ)層埋深為6 700 m，封隔器座封深度為6 650 m，管柱底界為6 660 m，據(jù)此進(jìn)行高溫轉(zhuǎn)向酸化排量預(yù)測(cè)。長(zhǎng)興組Ⅰ—Ⅱ類氣層吸酸壓力梯度為1.30～1.84 MPa/hm，下部 Φ73 mm 油管分別以 0，500，1 000，1 500，2 000 m等長(zhǎng)度進(jìn)行各種油管組合，預(yù)計(jì)95 MPa限壓下轉(zhuǎn)向酸酸化施工最高排量為3.0～6.2 m3/min。表4為長(zhǎng)興組高溫轉(zhuǎn)向酸酸化排量預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)。

表4 長(zhǎng)興組高溫轉(zhuǎn)向酸酸化排量預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)

(2)計(jì)算管柱安全系數(shù)。按照管柱力學(xué)苛刻的條件要求，針對(duì)長(zhǎng)興組下儲(chǔ)層埋深7 160 m(封隔器座封深度為7 000 m)的管柱進(jìn)行預(yù)測(cè)。針對(duì)下部的Φ73 mm 油管，分別計(jì)算長(zhǎng)度 0，1 000，1 500，2 000 m的抗拉安全系數(shù)。分析表明，當(dāng)下部Φ73 mm油管長(zhǎng)度小于1 500 m時(shí)，它的最小抗拉安全系數(shù)不滿足相關(guān)規(guī)定;當(dāng)其大于1 500 m時(shí)，計(jì)算出空氣中管柱最小抗拉安全系數(shù)為1.81。按照施工最高泵壓90 MPa及排量2.0 m3/min的條件進(jìn)行計(jì)算，改造后的管柱最小抗拉安全系數(shù)應(yīng)為1.5，安全系數(shù)滿足相關(guān)規(guī)定。表5為空氣中管柱抗拉強(qiáng)度數(shù)據(jù)，表6為儲(chǔ)層酸化時(shí)管柱受力分析數(shù)據(jù)。

表5 空氣中管柱抗拉強(qiáng)度數(shù)據(jù)

表6 儲(chǔ)層酸化時(shí)管柱受力分析數(shù)據(jù)

(3)分析抗沖蝕能力。根據(jù)管柱結(jié)構(gòu)分析，沖蝕嚴(yán)重的地方可能包括井口和Φ73 mm油管(內(nèi)通徑62 mm)變徑處。首先，需要預(yù)測(cè)井口抗沖蝕能力。在此計(jì)算無(wú)阻流量為400×104m3/d時(shí)，下部Φ73 mm油管長(zhǎng)度分別為1 000，1 500，2 000 m時(shí)的抗沖蝕能力，結(jié)果均滿足要求。由此可知，在最小井口壓力10 MPa(外輸壓力為9 MPa)下的Φ88.9 mm+Φ73 mm組合油管在井口不會(huì)發(fā)生沖蝕。其次，計(jì)算出Φ73 mm油管沖蝕臨界流量。計(jì)算結(jié)果顯示，Φ73 mm油管的沖蝕臨界流量在60×104m3/d以上，目前配產(chǎn)條件下Φ73 mm油管變徑處滿足抗沖蝕需要，不會(huì)發(fā)生沖蝕破壞。

2.1.3 油管組合優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果

綜合分析Φ73 mm油管不同長(zhǎng)度的酸化排量和管柱安全系數(shù)，結(jié)合酸化排量和管柱安全系數(shù)，推薦組合油管設(shè)計(jì)方案為:Φ88.9 mm ×7.34 mm+ Φ88.9 mm ×6.45 mm+Φ73 mm ×5.51 mm，長(zhǎng)1 500 m。此時(shí)抗拉安全系數(shù)達(dá)到1.5，滿足相關(guān)要求，長(zhǎng)興組高溫轉(zhuǎn)向酸酸化排量預(yù)測(cè)結(jié)果應(yīng)為3.2～5.2 m3/min。

2.2 油管材質(zhì)優(yōu)化選擇

該氣藏溫度達(dá)到157℃，含有單質(zhì)硫。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)Q/SH0015— 2006，油管須選用4e型(C-276)材質(zhì)，工具選用725材質(zhì)。根據(jù)經(jīng)濟(jì)適用性設(shè)計(jì)原則，需要對(duì)4d(G-3)、4c類(028、825)和718 材質(zhì)在模擬氣藏環(huán)境下的抗腐蝕性能進(jìn)行實(shí)驗(yàn)分析。

大量抗腐蝕性能實(shí)驗(yàn)表明，與進(jìn)口產(chǎn)品相比，國(guó)產(chǎn)鎳基合金同樣具有良好的抗腐蝕性能。國(guó)產(chǎn)4d(G-3)材質(zhì)能夠滿足160℃的抗腐蝕性能要求，而4c類(028、825)材質(zhì)160℃時(shí)在3 g/L元素硫條件下沒(méi)有發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕(但在10 g/L元素硫條件下腐蝕嚴(yán)重)。借鑒普光氣田采用全井G-3材質(zhì)油管的成功經(jīng)驗(yàn)進(jìn)一步優(yōu)化，井深4 000 m以內(nèi)的油管選用4c類材質(zhì)，井深4 000 m以內(nèi)的選用4d類材質(zhì)，即全井油管為4c+4d組合;同時(shí)，井下工具優(yōu)化為718+725組合材質(zhì)［11］。

3 完井管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

3.1 管柱力學(xué)分析

設(shè)計(jì)采用 Ф88.9 mm ×7.34 mm+Ф88.9 mm ×6.45 mm+Ф73 mm ×5.51 mm 的 P125鋼級(jí)組合油管，總長(zhǎng)7 000 m。根據(jù)管柱力學(xué)分析，空氣中井口抗拉安全系數(shù)可達(dá)1.8。酸化施工最高泵壓90 MPa及排量2.0 m3/min的條件下，管柱最小抗拉安全系數(shù)為1.5。各種工況下管柱變形量如表7所示，酸壓工況下管柱可能縮短5.5 m。

表7 各種工況下管柱變形量

3.2 管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

根據(jù)以上管柱力學(xué)分析，所選油管組合酸壓時(shí)抗拉安全系數(shù)為1.5，為減少動(dòng)態(tài)密封點(diǎn)，不下伸縮短節(jié)。長(zhǎng)興組氣藏埋深大于6 500 m，目前鋼絲作業(yè)能力僅5 500 m，尤其是大斜度井封隔器下部工具下入井斜大，為降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，減小投資成本，不設(shè)計(jì)座放短節(jié)。

結(jié)合元壩氣田前期實(shí)踐和普光、龍崗氣田［12-16］的完井管柱設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，完井管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為:Ф88.9 mm×7.34 mm油管 +井下安全閥 +Ф88.9 mm×7.34 mm油管 +Ф88.9 mm ×6.45 mm+循環(huán)滑套 +Ф88.9 mm ×6.45 mm+Ф73 mm ×5.51 mm 油管 +完井封隔器+Ф73 mm×5.51 mm油管+球座，管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 襯管水平井籠統(tǒng)酸化完井管柱結(jié)構(gòu)圖

4 完井工具優(yōu)化選擇

4.1 井下安全閥及控制管線

長(zhǎng)興組地層壓力一般為 66.3～69.2 MPa，70 MPa安全閥本體抗內(nèi)壓強(qiáng)度大于100 MPa，該氣藏水平井儲(chǔ)層改造時(shí)環(huán)空可加平衡壓力。結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)Q/SH0173—2008，安全閥閥板及本體選用抗壓70 MPa的718材質(zhì)，液控管線選擇耐壓105 MPa的825材質(zhì)。參考元壩103井和普光氣田自平衡式井下安全閥的成功經(jīng)驗(yàn)，采用具有自平衡功能的井下安全閥，設(shè)計(jì)安裝在井深約100 m的位置。

4.2 循環(huán)滑套選型

根據(jù)開(kāi)關(guān)動(dòng)作原理，可將循環(huán)滑套類型分為液壓控制和機(jī)械開(kāi)關(guān)，其中液壓控制滑套又分為環(huán)空加壓型和內(nèi)投球加壓型。

常規(guī)投球滑套因球座縮徑會(huì)產(chǎn)生一定的節(jié)流效應(yīng)，不利于壓井堵漏，影響后期繩索作業(yè);普通環(huán)空加壓型滑套生產(chǎn)時(shí)須控制井口回壓，帶破裂盤的滑套要先加壓打破破裂盤才能工作，且破裂盤工作穩(wěn)定性差;機(jī)械開(kāi)關(guān)式滑套通徑大，開(kāi)啟成功率高，HB1-1D井滑套下深4 201.39 m，井斜角為39°，實(shí)現(xiàn)了正常開(kāi)啟且滑套開(kāi)關(guān)工具脫手成功。為降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和難度，該氣田所用循環(huán)滑套宜選擇下?lián)糸_(kāi)啟式機(jī)械開(kāi)關(guān)滑套。

考慮到鋼絲的作業(yè)能力有限，循環(huán)滑套下深深度不宜超過(guò)5 000 m，井斜不宜超過(guò)35°;若考慮儲(chǔ)層施工壓力等因素，則選擇耐壓70 MPa的725材質(zhì)循環(huán)滑套。

4.3 封隔器選型

根據(jù)長(zhǎng)興組已酸化井的施工資料統(tǒng)計(jì)，部署在Ⅰ-Ⅱ類礁相的新井封隔器座封分別按照垂深6 500，6 700，6 900 m進(jìn)行設(shè)計(jì)，儲(chǔ)層廢棄壓力取13.6 MPa，工作液密度取 1.30 g/cm3，則封隔器需承受的上壓差分別為 69.0，71.7，74.3 MPa。由于長(zhǎng)興組上儲(chǔ)層油氣顯示較好，封隔器座封位置普遍小于6 650 m，井斜角小于45°(穩(wěn)斜段)，采用70 MPa封隔器便可滿足大多數(shù)酸化施工要求。

在同等條件下，外徑小、尺寸短的永久式封隔器下入性明顯優(yōu)于可回收式封隔器。因此，在確保酸壓-測(cè)試-生產(chǎn)管柱及井筒安全的前提下，應(yīng)選用可靠性較高的永久式封隔器，其內(nèi)徑應(yīng)不小于73 mm的油管，外徑比套管內(nèi)徑小6～8 mm，耐溫高達(dá)177℃，選725材質(zhì)。

5 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

元壩204-1HF井是元壩區(qū)塊長(zhǎng)興組③號(hào)礁帶的一口水平開(kāi)發(fā)井，采用襯管完井，完鉆井深7 791 m(垂深6 680 m)，最大井斜角 85.46°，采用 Φ88.9 mm ×7.34 mm+Φ88.9 mm ×6.45 mm+Φ73 mm ×5.51 mm的 P125鋼級(jí)組合油管，井深小于等于4 000 m時(shí)采用4c類，井深大于4 000 m時(shí)采用4 d類鎳基合金鋼材質(zhì)油管。酸化后計(jì)算其產(chǎn)量，在穩(wěn)定油壓40 MPa下測(cè)試天然氣產(chǎn)量為104.7×104m3/d，計(jì)算無(wú)阻流量為 791.5 ×104m3/d，滿足了開(kāi)發(fā)的要求。

通過(guò)完井油套管及井口國(guó)產(chǎn)化應(yīng)用、油管材質(zhì)優(yōu)化、鎳基套管井段優(yōu)化、油管尺寸壁厚優(yōu)化、降低工具壓力級(jí)別等措施，相比國(guó)外同類條件采用G-3及以上材質(zhì)、井下工具選725材質(zhì)，單井平均降低成本1 339萬(wàn)元人民幣。

6 結(jié)語(yǔ)

元壩氣田主體開(kāi)發(fā)采用水平井和大斜度井襯管完井方式，管柱設(shè)計(jì)難度較大，因此本研究針對(duì)完井管柱進(jìn)行優(yōu)化。

(1)選用國(guó)產(chǎn)4c+4d類完井管材及718+725材質(zhì)完井工具，整體管柱滿足長(zhǎng)興組氣井的抗腐蝕性能要求，并降低了完井成本。

(2)選擇 Ф88.9 mm ×7.34 mm+Ф88.9 mm ×6.45 mm+Ф73 mm ×5.51 mm 的 P125鋼級(jí)組合油管滿足管柱安全系數(shù)和抗沖蝕能力的要求，并能有效降低管柱成本。

(3)采用井下安全閥+循環(huán)滑套+完井封隔器+球座的籠統(tǒng)酸化完井管柱結(jié)構(gòu)，能夠滿足酸化及長(zhǎng)期安全生產(chǎn)要求，且便于后期生產(chǎn)作業(yè)。

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