河嘉203H含硫水平气井测试工艺实践

唐 波,乔智国,陈 伟,叶翠莲

（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）

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）

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。

水平井;气井测试;硫化氢

Abstract:HJ203H is the first horizontal well in Jia’er high pressure sulfurous gas reservoir in Northeast Sichuan Heba block.The well is deep with high corrosion partial pressure,formation leaked easily and kill plugging is very difficult.By analyzing the difficulty of the well test,downhole tools were selected,the production string structure and flow chart were optimized,and process control parameters of main ground test procedure were studied,such as the pulp,fuel injector control and killing,etc.As a result,a test technology of horizontal sulfurous gas wells was created and it has been successfully applied in HJ203H well.

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5 676 m,水平段长501 m,预测该井井底压力95 MPa,井底温度100℃,H2S含量0.65%～2.51%,CO2含量约1%,H2S腐蚀分压达0.62～2.38 MPa,CO2腐蚀分压约0.1 MPa。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1 100 m3,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,存在座封失败风险[2];

（4）按照封隔器座封在井斜角50°以内（对应井深4 334 m）,计算封隔器下部井筒长1 433 m,容积约65.6 m3,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（2.25 g/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+OMNI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57 mm）,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φ88.9 mm×9.52 mm 110SS+φ88.9 mm×6.45 mm 110SS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800 m井段采用φ88.9 mm×9.52 mm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50°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4 330 m,采用φ88.9 mm×9.52 mm 110SS+φ88.9 mm×6.45 mm 110SS油管组合,管柱底界4 430 m,管柱结构数据见表1,示意图见图1。

表1 管柱结构数据Tab.1 The pipe string structure

图1 管柱结构示意Fig.1 The sketch map of pipe string structure

为防止替浆过程中泥浆沉淀堵塞OMNI阀,封隔器座封后,采用高黏隔离液3 m3+清水13 m3进行替浆,控制高黏隔离液液面底界距离OMNI阀375 m;通过计算不同粒径岩屑的临界携砂流量,并根据临界携砂流量计算不同粒径岩屑在不同井口压力下对应的最小油嘴,结合现场施工情况,放喷过程中井口油压0～20 MPa,采用4 mm油嘴控制,井口油压大于20 MPa以后,采用6～8 mm油嘴放喷,同时地面伴注清水,地面流程未发生明显的冲蚀损害;通过优化设计压井施工参数和泥浆浆柱结构,施工控制泵压小于23 MPa,连续泵注密度为2.25 g/cm3的领浆30 m3+堵漏浆20 m3+密度2.25 g/cm3的泥浆进行压井,确保了该井压井顺利施工。该井替喷测试获天然气无阻流量90×104m3/d,测试过程安全顺利,说明该井管柱结构、井下工具组合、地面流程及施工工艺参数设计合理。

4 结束语

（1）河坝嘉二含硫气藏水平井压井堵漏难度大,通过国内首次引入单向阀井下工具,为深层高压气藏水平井压井堵漏提供了新的技术手段,在国内首次形成了多功能压井APR测试管柱结构。

（2）针对河坝嘉二含硫气藏第一口水平井测试的系列难点,通过施工工艺及参数的优化设计,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,为类似气藏的勘探开发提供了可供借鉴的成功经验。

[1]马丽勤.水平井测试技术的研究与推广[J].油气井测试,2009,18（3）,47-49.

[2]刘华强,罗邦林.高含硫气田水平井试井工艺技术[J].天然气工业,2005,25（8）:97-99.

[3]乔智国.四川省通江县通南巴构造HJ203H井完井测试方案设计.内部资料

The technological practice of testing HJ203H horizontal sulfurous gas well

Tang Bo1,Qiao Zhiguo2,Chen Wei1,Ye Cuilian2

（1.Northeastern Sichuan Production Gas Plant of SINOPEC Southwest Oil&Gas Company,Deyang618000;2.Engineering Technology Institute of SINOPEC Southwest Oil&Gas Company,Deyang618000）

TE272

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.103

1008-2336（2010）04-0103-03

2010-08-06;改回日期:2010-08-27

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@126.com。