土庫曼斯坦酸性氣田恢復(fù)產(chǎn)能工程關(guān)鍵技術(shù)

摘 要

摘要：土庫曼斯坦Sa氣田是一個(gè)高含H2S與CO2的底水塊狀碳酸鹽巖氣田，恢復(fù)利用老井產(chǎn)能是第一期產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo)的重要保證。該氣藏老井封存時(shí)間長達(dá)13a，修井采氣面臨井筒腐蝕評(píng)價(jià)、
摘要：土庫曼斯坦Sa氣田是一個(gè)高含H2S與CO2的底水塊狀碳酸鹽巖氣田，恢復(fù)利用老井產(chǎn)能是第一期產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo)的重要保證。該氣藏老井封存時(shí)間長達(dá)13a，修井采氣面臨井筒腐蝕評(píng)價(jià)、重新完井、腐蝕與防治、水合物預(yù)測(cè)等難題，存在較大的技術(shù)難度和安全風(fēng)險(xiǎn)。在對(duì)33口老井的采氣工程進(jìn)行了分析和評(píng)估的基礎(chǔ)上，采用MIT/MTT井筒腐蝕評(píng)價(jià)和生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)分析等方法，針對(duì)氣田的儲(chǔ)層特點(diǎn)和修井采氣工程技術(shù)的難點(diǎn)，形成了高含硫氣田恢復(fù)產(chǎn)能工程關(guān)鍵技術(shù)，主要包括老井修復(fù)與測(cè)試配套技術(shù)、生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)、H2S與CO2的腐蝕與防治技術(shù)以及酸性氣田高效酸化解堵技術(shù)。在已修復(fù)的9口井中恢復(fù)年產(chǎn)能12×108m3，修復(fù)26口井預(yù)計(jì)恢復(fù)年產(chǎn)能(25～30)×108m3，26口老井修復(fù)利用至少可節(jié)約鉆井直接投資8000萬美元以上。
關(guān)鍵詞：土庫曼斯坦；高含硫氣田；采氣工程；老井；修井；酸化；生產(chǎn)能力；恢復(fù)
1 Sa氣田儲(chǔ)層特征及生產(chǎn)概況
    Sa氣田是土庫曼斯坦阿姆河右岸區(qū)塊最大的整裝碳酸鹽巖氣田，儲(chǔ)層為上侏羅統(tǒng)，埋深為2303～2533m，平均孔隙度5.74%，滲透率為53×10-3～155×10-3μm2。氣田原始地層壓力26.77MPa，壓力系數(shù)1.1MPa/100m，原始地層溫度102℃。儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，天然氣中甲烷含量為89.9%，H2S和CO2摩爾含量分別為2.988%和3.588%。該氣田于1986年12月投入開發(fā)，實(shí)際生產(chǎn)井26口，1993年4月氣田全部停產(chǎn)封存。
2 老井修復(fù)與采氣工程技術(shù)難點(diǎn)
    老井修復(fù)和采氣工程技術(shù)難度和安全風(fēng)險(xiǎn)很大，表現(xiàn)在：①氣藏高含H2S和CO2，修井采氣工程面臨重新完井、腐蝕與防護(hù)、排水采氣、水合物防治等技術(shù)難題，對(duì)修井測(cè)試、采氣工藝、增產(chǎn)措施等提出了很高的要求；②長期生產(chǎn)6～7a和封存13a使氣井井口及井下管柱腐蝕嚴(yán)重，井筒質(zhì)量難以準(zhǔn)確判斷，修井測(cè)試面臨大量的技術(shù)難題，如套管變型、油管斷脫、封隔器的打撈問題等}③修復(fù)后的老井生產(chǎn)存在套管變形和沖蝕破壞的問題，達(dá)到安全、長期、穩(wěn)定生產(chǎn)的要求難度大。
    修井測(cè)試技術(shù)對(duì)策如下：①對(duì)老井進(jìn)行系統(tǒng)全面的采氣工程評(píng)估，對(duì)老井存在的問題進(jìn)行分類，現(xiàn)場采用逐級(jí)試壓和MIT/MTT測(cè)井技術(shù)進(jìn)行井筒腐蝕評(píng)價(jià)；②老井修復(fù)重新完井要重點(diǎn)考慮H2S和CO2的腐蝕控制，并通過環(huán)空定期注入緩蝕劑防腐以保證生產(chǎn)安全；③老井修復(fù)完成后實(shí)施酸化，大幅度地提高氣井產(chǎn)量；④為防止老套管變形和沖蝕破壞，建議控制生產(chǎn)壓差，產(chǎn)量控制在30×104～50×104m3/d范圍內(nèi)，以盡量延長老井再利用期限；⑤進(jìn)行天然氣中水合物形成情況預(yù)測(cè)，根據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果和產(chǎn)生的情況提出相應(yīng)對(duì)策。
3 老井修井與測(cè)試配套技術(shù)
3.1 老井采氣工程分析及評(píng)價(jià)技術(shù)
    對(duì)33口老井的采氣工程技術(shù)進(jìn)行了系統(tǒng)地分析和評(píng)估，包括老井的油管情況、采氣井口、生產(chǎn)套管、防腐工藝以及測(cè)試產(chǎn)能。存在的主要問題如下：多數(shù)井氣侵、氣竄；管柱和井口長期遭受腐蝕；30%的油管腐蝕嚴(yán)重，不能再使用；油管斷脫和破漏；封隔器以上套管變形(錯(cuò)斷)；管柱與封隔器脫離；管柱完整但刺漏；雙封隔器且有工具落井。
3.2 老井井筒腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)
    腐蝕評(píng)價(jià)方法主要有兩種：MIT和MTT測(cè)井、套管分級(jí)箍聲波成像測(cè)井(圖1)。
 

    通過MIT(多臂井徑成像測(cè)井儀)和MTT(磁壁厚測(cè)井儀)測(cè)井來進(jìn)行油管、套管損傷檢測(cè)。A井經(jīng)過MIT、MTT儀器的測(cè)量，共檢測(cè)到油管253根，套管217根，分析結(jié)果認(rèn)為在測(cè)量井段中油管：套管腐蝕程度均較小。
3.3 老井修井求產(chǎn)技術(shù)
    第1批井：典型修井工藝的氣井3口，包括A井(主要問題是油管與封隔器脫離，已修)、B井(管柱完整但刺漏)、C井(雙封隔器且有工具落井)。探索試驗(yàn)各種修井工藝的可靠性和可操作性，對(duì)今后各類井的修復(fù)提供指導(dǎo)。3口井修復(fù)后預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能150×104m3/d。
    第2批井：原生產(chǎn)管柱為光油管的氣井2口。這類井安全隱患極大，因管柱簡單，技術(shù)難度相對(duì)較低。2口井修復(fù)后預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能60×104m3/d。
    第3批井：原生產(chǎn)管柱為帶封隔器的油管桂17口。這類井情況復(fù)雜，修井難度大，修井周期較長。通過油套環(huán)空試壓，先驗(yàn)證判斷井筒質(zhì)量是否合格，如果油套封隔良好且試壓合格，則直接測(cè)試求產(chǎn)；如試壓不合格，視具體情況進(jìn)行大修作業(yè)。17口井修復(fù)后預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能680×104m3/d。
    第4批井：經(jīng)判斷需要進(jìn)行大修等復(fù)雜作業(yè)，技術(shù)難度、風(fēng)險(xiǎn)特別大的疑難井，主要有3口。這類井有可能無法修復(fù)，甚至導(dǎo)致工程報(bào)廢。修復(fù)后預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能145×104m3/d。
4 高含硫氣田生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)
根據(jù)氣田開發(fā)的要求，利用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法[1]，對(duì)氣田不同產(chǎn)量下的氣井進(jìn)行生產(chǎn)制度優(yōu)化，優(yōu)化結(jié)果如表1。
表1 油管及油嘴尺寸選擇結(jié)果表
配產(chǎn)(104m3/d)
油管尺寸(mm)
油嘴尺寸(mm)
30
88.9
13.0
50
88.9
15.5
60
101.6
20.0
80
101.6
27.0
100
114.3
24.0
150
139.7
32.0
200
139.7
40.0
250
177.8
40.0
300
177.8
46.0
    當(dāng)產(chǎn)量為50×104m3/d時(shí)，其油管、油嘴尺寸敏感性分析曲線見圖2，Ø88.9mm油管與15.5mm油嘴組合情況下生產(chǎn)為最佳。
 

5 H2S與CO2腐蝕與防治技術(shù)
5.1 Sa氣田腐蝕環(huán)境分析
    薩曼捷佩氣田由于富含H2S和CO2(分別高達(dá)2.988%和3.588%)，計(jì)算得到H2S及CO2的井筒分壓約為0.704MPa和0.845MPa(見表2)。
表2 氣田H2S及CO2的分壓表
氣田
最大壓力(MPa)
H2S含量(%)
H2S分壓(MPa)
CO2含量(%)
CO2分壓(MPa)
Sa(井口)
19.64
2.988
0.587
3.588
0.705
Sa(地層)
23.56
2.988
0.704
3.588
0.845
氣田腐蝕環(huán)境處于應(yīng)力開裂區(qū)，可引起敏感材料發(fā)生硫化物應(yīng)力開裂(SSC)屬嚴(yán)重腐蝕環(huán)境(圖3)。相態(tài)分析表明地層內(nèi)已有液態(tài)水析出(圖4)，表明從地層到井底、井筒、到集輸站的生產(chǎn)和集輸流程都存在液態(tài)水，將進(jìn)一步加快腐蝕速度，需要考慮相應(yīng)的防腐措施。同時(shí)，從水合物生成曲線可以看到，從井口到集輸站的管線可能產(chǎn)生水合物，在此期間需要考慮水合物的防治技術(shù)。
 

5.2 防腐工藝技術(shù)
    根據(jù)NACE標(biāo)準(zhǔn)，借鑒國內(nèi)酸性氣田開采的經(jīng)驗(yàn)[2]，氣田采用復(fù)合防腐工藝方法，即采用抗硫?yàn)橹?，結(jié)合防CO2腐蝕的材料，配合注入化學(xué)劑防腐的方法。氣田選用同時(shí)具有抗硫和防CO2腐蝕的合金系列材料80S-3Cr和90S-3Cr油管。配合使用注入化學(xué)劑防腐，加注工藝采用化學(xué)注入閥。
6 酸性氣藏酸化解堵技術(shù)
    由于地層存在嚴(yán)重污染，氣田老井酸化以解堵為主，推薦采用兩種酸液體系，分別是低傷害緩速酸液體系和清潔自轉(zhuǎn)向酸液體系。
    對(duì)于Ø73mm或Ø76.2mm生產(chǎn)管柱完井的井采用油管酸化，對(duì)Ø101.6mm或Ø127mm生產(chǎn)管柱完井的井采用連續(xù)油管酸化。針對(duì)不同的儲(chǔ)層優(yōu)化了酸化施工參數(shù)，酸化采用了低傷害緩速酸液體系和清潔自轉(zhuǎn)向酸液體系。低傷害緩速酸液體系具有良好的降阻、低傷害和緩速性能有利于形成較長的酸蝕有效作用距離。清潔白轉(zhuǎn)向酸液體系，該酸液體系具有較好的自轉(zhuǎn)向性能，有利于酸液在非均質(zhì)嚴(yán)重層段的均勻分布，以達(dá)到對(duì)污染嚴(yán)重層段解堵的目的。
7 現(xiàn)場應(yīng)用及效果
    截至2009年4月，已完成8口老井修復(fù)，預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能420×104m3/d，恢復(fù)年產(chǎn)能12×108m3；正修井4口，預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能150×104m3/a，恢復(fù)年產(chǎn)4×108m3；暫停井5口，預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能180×104m3/d，恢復(fù)年產(chǎn)能5×108m3；即將修井9口，預(yù)計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能300×104m3/d，恢復(fù)年產(chǎn)能9×108m3。修復(fù)26口井預(yù)計(jì)恢復(fù)年產(chǎn)能(25～30)×108m3。
    氣田的老井修復(fù)減少新鉆井的工作量，大幅度節(jié)約成本，為實(shí)現(xiàn)50×108m3天然氣產(chǎn)能的氣田開發(fā)調(diào)整方案提供了可靠工程技術(shù)保障；按照修復(fù)單井全成本150～200萬美元計(jì)算，26口老井修復(fù)利用可節(jié)約鉆井直接投資8000萬美元以上。
8 結(jié)論與建議
    1) Sa氣田由于富含H2S和CO2(分別高達(dá)2.988%和3.588%)，又經(jīng)過長期生產(chǎn)(6～7a)和封存關(guān)井13a，使老井修復(fù)技術(shù)難度很大。修復(fù)利用老井、恢復(fù)老井產(chǎn)能潛力對(duì)降低開發(fā)成本，盡快恢復(fù)氣田產(chǎn)能意義十分重大。
    2) 形成高含硫氣田老井修復(fù)技術(shù)，主要包括：老井壓井技術(shù)、井筒腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)、井下特殊工具處理技術(shù)、老井再完井技術(shù)、高含硫氣藏測(cè)試技術(shù)、井筒防腐技術(shù)、現(xiàn)場組分分析技術(shù)、現(xiàn)代試井解釋技術(shù)。
    3) 形成了Sa氣田完井采氣工程關(guān)鍵技術(shù)，主要包括完井工程、生產(chǎn)制度優(yōu)化、硫化氫和二氧化碳腐蝕機(jī)理及防治技術(shù)、氣井酸化解堵技術(shù)等。
    4) 高含硫氣藏老井修復(fù)測(cè)試取得成功，已修復(fù)9口井恢復(fù)年產(chǎn)能12×108m3，修復(fù)26口井預(yù)計(jì)恢復(fù)年產(chǎn)能(25～30)×108m3。
參考文獻(xiàn)
[1] 楊繼盛.采氣工藝基礎(chǔ)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994.
[2] 陳飛.高壓氣井-凝析氣井CO2腐蝕機(jī)理及防腐技術(shù)[J].石油天然氣學(xué)報(bào)：江漢石油學(xué)報(bào)，2005(2)：297-299.
 
(本文作者：鄒洪嵐1 汪緒剛1 康健利2 朱懷順3 王青華2 1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司；3.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所)