河嘉203H含硫水平气井测试工艺实践

收稿日期:2010-08-06;改回日期:2010-08-27

作者简介:唐波,男,1975年生,1996年毕业于西南交通大学经济专业,2007年西南学院石油工程本科专业毕业,现从事油气井完井测试相关工作。E -mail:cdbtb@ 。

文章编号:1008-2336(2010)04-0103-03

河嘉203H 含硫水平气井测试工艺实践

唐 波1,乔智国2,陈 伟1,叶翠莲2

(1.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司川北采气厂,四川德阳618000;2.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司工程技术研究院,四川德阳618000)

摘 要:河嘉203H 井是川东北河坝构造嘉二高压含硫气藏部署的第一口水平井,具有埋藏深、储层压力高、腐蚀分压高、地层易漏失、水平井压井堵漏难度大的特点,通过开展工具优选、管柱结构优化设计、流程优选,并对替浆、放喷油嘴控制及压井等主要工序的施工工艺参数进行研究,形成了河坝嘉二含硫气藏水平井测试工艺技术体系,并在河嘉203H 井获得成功应用。

关键词:水平井;气井测试;硫化氢中图分类号:T E272

文献标识码:A

doi:10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.103

The technological practice of testing HJ 203H horizontal sulfurous gas well

T ang Bo 1,Qiao Zhiguo 2,Chen Wei 1,Ye Cuilian 2

(1.N or theaster n Sichuan Pr oduction Gas Plant of SIN OPEC Southw est Oil &Gas Comp any ,Deyang 618000;

2.Engineer ing T echnology I ns titute of SIN OPEC Southw est Oil &Gas Comp any ,Deyang 618000)

Abstract:H J203H is the first horizontal well in Jia .er high pressure sulfurous gas reservoir in Northeast

Sichuan Heba block.The well is deep w ith high corrosion partial pressure,formation leaked easily and kill plugging is very difficult.By analyzing the difficulty of the w ell test,downhole tools w ere selected,the production string structure and flow chart w ere optim ized,and process control parameters of m ain ground test procedure w ere studied,such as the pulp,fuel injector control and killing,etc.As a result,a test tech -nology of horizontal sulfurous g as w ells w as created and it has been successfully applied in H J203H w ell.Key words:horizontal;gas well test;hydrogen sulfide

1 河嘉203H 井的测试难点

河嘉203H 井是在川东北河坝构造嘉二气藏部署的第一口水平井,完钻井深5676m,水平段长501m,预测该井井底压力95M Pa,井底温度100e ,H 2S 含量0.65%~2.51%,CO 2含量约1%,H 2S 腐蚀分压达0.62~2.38M Pa,CO 2腐蚀分压约0.1M Pa 。该井采用衬管完井,在进行完井测试时具有如下难点:

(1)嘉二水平段钻井漏失泥浆量约1100m 3,

测试过程中,漏失泥浆返排入井筒,可能堵住或埋住水平段测试管柱,导致起出管柱困难,需合理设计管柱下入深度,防止卡埋管柱[1]

;

(2)常规APR 测试工具利用RD 循环阀进行测试后压井,但RD 循环阀过流面积小,封隔器下部井段长,井筒容积大,气液置换速度慢,极易发生环空泥浆沉淀,卡埋管柱的事故,需要优选压井方案;

(3)深井水平井管柱受力复杂,座封扭矩及压力传递困难,座封位置选择不当,存在座封失败风

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险[2];

(4)按照封隔器座封在井斜角50b以内(对应井深4334m),计算封隔器下部井筒长1433m,容积约65.6m3,封隔器下部井筒容积大、储层易漏失,置换法压井易卡埋管柱,挤注法压井易发生井漏,井控安全风险大;

(5)井下测试工具在重浆(2.25g/cm3)条件下下入,在高密度泥浆条件下,井下工具存在不能正常开关的风险;

(6)H2S和CO2腐蚀分压高,测试过程中气体、液体及泥浆中的固相颗粒对地面流程产生严重腐蚀和冲蚀,需要优化设计测试流程及施工工艺,保证测试安全。

2施工工艺选择

该井测试过程中应解决好地面流程腐蚀冲蚀破坏强、压井堵漏难、井下工具可靠性要求高、井控风险大等一系列难题。针对该井的测试难点,通过研究形成了如下应对措施[3]:

2.1测试工具的选择

考虑常规APR测试工具依靠RD循环阀压井,本井压井泥浆密度高,在井下高温的条件下,重浆易发生沉淀,导致堵塞或卡埋管柱等井下事故,因此优化设计采用上RD循环阀+OM NI阀(带球阀)+单向阀+压力计托筒+下RD循环阀+封隔器的井下工具,其中单向阀是靠破裂盘控制,环空加压开启,具有通径大(内径57mm),单向向下流动等优点的井下工具。利用该套工具组合能够实现封隔器座封后替浆、测试、井下关井、循环压井(备用挤注压井、置换压井)等多种功能,能够满足测试要求。

2.2测试管柱选择及结构设计

(1)根据河坝嘉二气藏水平井产能预测,考虑储层产能测试评价时间较短的特征,通过进行气井节点分析、井筒携液、井筒冲蚀、腐蚀预测等计算分析,优选U8819mm@9.52mm110SS+ U8819mm@6145m m110SS油管组合能够满足施工要求;

(2)通过进行管柱受力分析,并在封隔器上部800m井段采用U88.9m m@9.52mm厚壁油管以减小管柱的弯曲变形,封隔器座封位置控制在井斜角小于50b的位置,并尽量座封在稳斜段;

(3)本井完井时采用变孔密筛管完井。该完井方法有助于实现均匀布酸的目的,后续储层改造考虑采用高温转向酸酸化施工,因此本井主要考虑泥浆返排问题。为防止返排泥浆堵塞或卡埋管柱,设计测试管柱底界下入到A靶点附近,同时在管柱底界安装筛管,增加过流面积,防止堵塞流动通道。

2.3测试流程选择

(1)考虑腐蚀气体、泥浆及固相颗粒对地面测试流程的腐蚀、冲蚀破坏较为严重,为保证测试期间地面安全,地面测试流程由一套进口EXPRO 抗硫流程和一套常规三级节流EE级抗硫地面流程组成,采用进口抗硫流程进行测试求产,常规流程进行防喷排液;

(2)在排液期间通过优化设计放喷油嘴、地面伴注清水等措施,控制流体对流程的冲蚀作用。

2.4压井施工工艺设计

根据选择的井下工具组合,优化设计如下施工步骤确保压井施工安全有效:

(1)测试求产结束后,通过环空压力操作,先打开单向阀,实现油管内关井;

(2)环空继续加压打开上RD循环阀,循环泥浆,将单向阀上部井筒内置换为压井泥浆,降低后续压井施工风险;

(3)利用单向阀通道对封隔器下部井筒进行挤注法压井,由于单向阀过流面积大,泥浆及堵漏浆中的固相颗粒能够顺利通过,而且单向阀具有单向流通的特征,能够有效防止封隔器下部高压天然气上窜对井筒安全产生的隐患,因此能够有效保证压井堵漏成功。

(4)优化设计泵压、排量、泥浆浆柱结构等施工参数,压井施工过程中根据测试求产的初步成果,确定压井施工泵压与排量,其原则是尽量保证不压破地层;为保证压井堵漏施工后,封隔器及井下管柱能够顺利起出,在进行压井堵漏泥浆浆柱结构设计时应确保压井堵漏平稳后堵漏浆液面处于管柱底界之下。

3实际应用

针对该井情况,设计采用单向阀作为主要压井通道,预留环空吊罐堵漏通道下RD循环阀,封隔器座封位置4330m,采用U88.9mm@9.52mm110SS

#104#海洋石油2010年12月