四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用——以龙岗气田为例

近年来,高酸性天然气井越来越多,但因技术和施工的瑕疵,往往导致气井功能不完整（如套管环空异常带压等）,已成为影响气井安全生产的重要问题。为此,在消化吸收国内外先进完整性管理理念的基础上,结合四川盆地龙岗气田高温（130~150 ℃）、超深（6 200 m）、高含硫（30~156 g/m³）、地层因素复杂等特点,从带压原因分析、井筒安全评估内容和流程、风险等级划分和防控措施等方面开展了气井完整性管理技术的研究与应用。制订了气井完整性管理相应的对策,即：对于已完成的老井加强压力、流体跟踪评价分析,加强井下及井口腐蚀状况监测、检测工作,定期对井筒安全状态进行评估,确保安全受控;对于待完成的新井,重点抓好井身结构、完井管柱设计与现场施工作业质量控制等环节,确保不形成新的环空异常带压气井。现场应用结果表明,形成的气井完整性管理方法及主体配套技术能够满足龙岗气田安全生产的需要。     

川东含硫气田气井井下管柱腐蚀特征分析

针对川东地区含硫气田井下油管所处腐蚀环境和现状,通过对目前井下生产管柱的基本情况和腐蚀影响因素的分析,结合近年取样井油管腐蚀分析所取得的研究成果,并对目前气井井下油管生产适应性进行了深入探讨,总结出目前气矿油管腐蚀现象的基本特征。     

高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理

高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理是一个国际性难题。随着四川盆地安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组、上震旦统灯影组等高温、高压、高含硫气藏的开发,气井生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置泄漏、封隔器密封失效等异常情况,给气井的安全生产带来风险。如何有效削减或消除风险,保障气井本质安全,避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害,成为生产中急需解决的问题。在调研国内外油气井井筒完整性管理的发展现状和管理经验的基础上,分析高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理需求,指出气井生产运行期井筒完整性管理应基于风险评价、风险检测、完整性评价及整改等关键技术环节,通过对比分析目前生产现场气井管理与井筒完整性管理标准的差异,结合安岳气田高石梯区块高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理现状,分析了井筒完整性管理中存在的问题,提出了下一步完善措施,指导高石梯区块气井生产运行期的井筒完整性管理,为类似气井生产运行期的完整性管理提供了参考。     

高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例

四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含 H₂S 和 CO₂等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明 ：(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础 ;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据 ;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供...     

元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术

四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H₂S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。     

四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法

四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组超深井测试期间存在管柱断裂、封隔器窜漏、阀件打不开、管柱安全系数参考标准不统一等问题.通过梳理测试失败井施工工况、分析导致失败的原因,全面对比涉及管柱强度相关标准,综合考虑鼓胀效应、温度效应、屈曲效应、活塞效应等条件下的三轴安全系数以及抗内压、抗外挤、抗拉条件下管柱安全,建立了超深超高压...     

元坝气田超深高含硫水平井测试投产一体化技术

元坝气田长兴组气藏埋深约为7 000 m,温度高达157℃,前期采用测试、投产分步工艺,存在管柱埋卡、工具失效、地层漏失严重等难题,产层二次污染严重,投产时酸化解堵难度加大,费用高,周期长。通过地质研究、力学计算,结合室内管材模拟腐蚀实验,形成了一套测试投产一体化工艺技术。完井方式为衬管,管柱材质根据井温不同选4C或4D类镍基合金,并精简了管柱中工具数量;采用气密封检测技术保证管柱密封可靠性,采取加装封隔器扶正器、底部筛管加长、正反循环坐封封隔器等措施,在降低工程难度的同时保证了工艺的顺利实施。以上工艺和技术,应用在YBXXH井,在天然气绝对无阻流量为600×10⁴m³／d的情况下,一次性完成了测试和投产,为该区域勘探开发提供了有力的技术支持。     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

高含硫气井完井管柱多漏点泄漏规律与控制

恶劣的井下环境使高含硫气井油套环空往往存在多漏点泄漏,不仅会使环空压力上升,同时还会引起环空液面下降,严重威胁该类气井的井筒完整性和安全生产。基于完井管柱泄漏点组合的可能性,总结了上漏点+下漏点丝扣泄漏、上漏点+下漏点本体泄漏和上漏点+封隔器泄漏3种多漏点泄漏模式,并对每种泄漏模式对应的环空压力上升规律和环空液面下降规律进行了分析。研究结果表明:当下漏点为过气不过液的丝扣泄漏时,其对于多漏点泄漏只起一个加速泄漏的作用;当下漏点为过气也过液的本体泄漏时,泄漏过程中会出现“环空上泄气下漏液同存”状态;当下漏点为封隔器泄漏时,环空压力上升过程中会多次出现明显的上升→突降模式,环空液面也会呈现阶梯式下降。结合高含硫气井的实际情况以及多漏点泄漏规律,提出3种操作简单、现场易实施、成本较低的控制措施,包括井下节流技术、碳酸钙堵漏技术和高黏低密度环空保护液技术,现场应用效果良好,可在类似高含硫气田推广应用。     

四川盆地高含硫气井油管螺纹气密封性能评价与应用——以龙岗气田为例

四川盆地自四川盆地龙岗气田投产以来,部分气井出现了由螺纹泄漏造成的油套环空异常带压现象,异常带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发安全事故。为避免新投产井出现此类现象,在调研国内外气密封螺纹技术发展的基础上,结合该气田特点进行了螺纹气密封难点分析、上卸扣和交变载荷（拉、压、弯曲）气密封性室内实验评价,以及现场施工控制技术的研究与应用。室内评价结果表明：Φ88.90×6.45 mm SM 2550-125 VAM TOP扣和Φ73.02×5.51 mm BG 2830-110 BGT1扣满足该气田不同工况条件下油管柱气密封性能的要求。现场应用结果表明：油管柱密封完整性不仅受到扣型优化选择、管柱结构设计、井下工具选择、施工工艺、不同工况载荷等因素影响,还受到现场操作质量（如现场上扣操作和扭矩控制等）的影响,氦气气密封检测是确保油管柱密封完整性的有效控制措施。建议在该类气井推广应用VAM TOP、BGT1扣和气密封检测技术,同时注重对其他控制措施如油管钳扭矩标定、专用上扣工具的研究,以及优选下油管专业队伍和加强操作监督等。     

含硫气井的井筒完整性设计方法

针对API/ISO或GB/SY标准设计的油管、套管不能完全保证在服役过程中完整性的现状,参考挪威石油工业协会NORSOK D 010标准,研究了“井筒完整性设计”的理念和设计方法,提出了井下作业的井筒完整性管理方法,防止井下作业工具对套管可能产生的潜在损伤。从API圆螺纹和偏梯形螺纹的使用限制、金属接触气密封螺纹的选用方法、井下组件潜在的电偶腐蚀和缝隙腐蚀等角度,研究了降低螺纹连接部位被腐蚀、泄漏或断裂的措施,尽可能保持井筒物理上和功能上的完整性,使井筒始终处于受控状态。建议在井筒完整性设计过程中,重视螺纹的合理选用以及正确操作、井下组件的电偶腐蚀,以降低密封失效的风险。     

四川盆地罗家寨高含硫气田安全高效开发与长期稳产关键技术

罗家寨气田飞仙关组气藏是中国石油在四川盆地储量规模最大、丰度最高的高含硫气藏,自2008年以来,随着开发阶段的不断深入,气藏安全高效开发面临长期稳产的严峻挑战。为保障高含硫气藏的长期稳产,从全生命周期角度系统分析了优质储层准确识别难、硫沉积影响全生命周期产能评价和产能维护难,以及复杂地理和人居环境下硫化氢(H₂S)泄漏预警监测难的“三难”问题,并通过地质、工程等多专业联合攻关,创新形成了高含硫天然气开发关键技术。研究结果表明：(1)解决了低品质地震资料成像、多期滩体叠置与多尺度裂缝发育背景下优质储层预测难的问题,形成了高陡复杂构造高含硫鲕滩气藏超高产井精细培育技术,优质储层预测符合率从70%提高到85%,平均单井无阻流量由293.4×10⁴ m³/d提升至794.3×10⁴ m³/d,确保了超高产井部署的效果,实现了高产;(2)研发了高含硫气藏高效溶硫产品,解决了元素硫沉积机理及硫沉积影响的生产特征不明确问题,支撑了硫沉积影响的全局智能优化高效决策,形成了硫沉积气藏全生命周期智...     

高含硫气田CHJ系列缓蚀剂的研制与评价

为解决高含硫气田高H2S/CO2分压、单质硫共存条件下集输系统的腐蚀问题,将咪唑啉季铵盐、噻唑衍生物与助剂按一定比例复配形成棕红色的CHJ系列缓蚀剂。在模拟普光气田集输系统介质条件下,缓蚀剂CHJ-1和CHJ-7存在下抗硫钢L360的腐蚀速率大于0.08 mm/a,其余5种缓蚀剂均使L360的腐蚀速率小于0.076 mm/a。其中加有缓蚀剂CHJ-4和CHJ-5的腐蚀速率最小,分别为0.046、0.038 mm/a,其缓蚀率分别为92.6%、93.9%。在连续加注与油溶性缓蚀剂预膜复合使用时,连续加注CHJ-4、CHJ-5和现场在用国外缓蚀剂CI-12的腐蚀速率分别为0.032、0.025、0.058 mm/a,CHJ缓蚀剂的缓蚀效果较好。腐蚀样片形貌分析和电化学实验表明,缓蚀剂在金属基体表面形成了较好的保护膜。并且缓蚀剂与现场溶硫剂配伍良好。图4表3参8     

高温高压和高含硫气井固井水泥浆设计

川东高温、高压和高含硫气井具有多压力系统且密度安全窗口窄、裂缝发育等特点,导致固井期间又漏又喷,固井后期出现窜槽、微间隙,大大增加了固井水泥浆的设计难度。介绍了“三高”气井固井水泥浆设计时应注意的问题,包括平衡压力设计、材料选择、干混监控、复核实验、组织协调以及某井水泥浆设计的教训与经验。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

元坝气田钻井工程井筒完整性设计与管理

元坝气田长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫化氢的酸性气藏,平均埋深６８００ｍ,是国内最深
的酸性气藏,钻完井过程中面临的工程风险较大。为解决上述难题,在油气井建井过程中引进先进的完整性管理
理念,系统谋划,科学设计,精心施工,有效保证了元坝气田的安全、快速建设。钻井工程井筒完整性设计和管理是
完整性管理的关键环节,通过深入研究工程地质特征,优化钻井液密度和体系、合理调整钻井液密度,重视井内压
力管理,强化初次屏障核心作用;同时不断优化井身结构、优选管材材质和抗压级别,不断提升固井质量,提高二次
屏障效果,成功确保了元坝气田２３口超深开发井的顺利施工,可对国内相似油田的开发提供参考作用。     

超深高含硫气藏完井管材优化与实践

为了缓解元坝气田完井安全性和经济性的矛盾,介绍了元坝气田在选材过程中开展的国产镍基合金油套管、电镀钨合金衬管和钛合金油管等不同材料的性能评价以及现场的应用情况。研究认为,通过适用性设计及系统试验评价,形成不同深度镍基合金材质的优化组合,并大规模应用国产材料,是超深高含硫气藏实现安全经济完井的一项重要途径。电镀钨合金管抗腐蚀性能优异,需对镀层厚度优化设计并优选上扣管钳钳牙,对于不作为油气泄漏屏障的衬管可满足使用要求。钛合金油管抗腐蚀性能优异,力学和整管性能满足标准对同钢级碳钢油管性能的要求,气密封性能优异,质量约为镍基合金的60%,在降低完井成本的同时可提高管柱的安全系数,有望替代传统的镍基合金油管。研究结果可为超深高含硫气藏完井管材的选用提供参考。     

川东飞仙关组气藏高含硫气井完井工艺设计研究

川东飞仙关组气藏多属高含硫气藏,高含量硫化氢和二氧化碳是完井管柱,井下工具和井口装置的严重的腐蚀隐患,威胁着气井的安全生产,给完井工艺设计带来很大困难。针对川东飞仙组关高含硫气藏储层地质特征和完井工艺设计需要考虑的主要因素,提出了高酸性气井完井工艺设计的新思路,并制定了高峰场气田飞仙关组气藏高含硫气井的完井工艺设计方案。该完井方案可为川东其它飞仙关组高含硫气井的完井工艺设计提供可借鉴的方法,也有可供国内其它高含硫气井的完井工艺设计参考。     

8000 m连续油管在超深高含硫气井的应用与实践

超深高含硫气井一旦发生井筒堵塞,由于作业深度、井筒尺寸以及硫化氢等复杂因素影响,处理极具 挑战性。为此,针对元坝气田YB29-1井作业井深6876 m、油管柱最小内57 mm/硫化氢含量高达5.53%、井筒 结构复杂等特殊复杂工况,优选了长度8000 m、外径44.45 mm变径抗硫连续油管作为作业管柱,并设计了一把 抓、左旋螺杆配合特殊磨铣铣锥、三瓣可退式捞矛等特殊工具,顺利完成了在内径61.98mm油管内打捞钢球、扩 径、打捞球座芯子、钻磨球座托、补孔等作业,成功解除了该井井筒堵塞,创造了国内外连续油管作业井最深的纪 录,为类似超深含硫小尺寸管柱内复杂事故处理提供借鉴与参考。     

油气井管柱完整性技术研究进展与展望

在回顾油气井管柱完整性概念的提出与发展历程的基础上,介绍了我国在钻柱构件适用性评价、"三超"(超深、超高温、超高压)气井油套管柱可靠性设计与完整性评价、"三超"气井油管腐蚀行为与评价、热采井基于应变设计与选材评价技术等方面的最新研究进展及其应用情况。指出现有油气井管材与管柱技术仍不能满足"三超"、严重腐蚀、非常规、特殊工艺和特殊结构井等服役环境,进而提出了进一步加强油气井管柱完整性技术研究与科技攻关的建议:1持续完善和发展中国西部深层油气勘探开发套管柱优化设计与管材选用及完整性评价技术;2急需建立有针对性的非常规页岩气开发套管柱优化设计、选材及完整性评价技术;3建立"三超"高含CO2气井环境及压裂酸化工况复杂油管优化设计、选材选型、完整性评价技术;4深入研究含缺陷油气井管柱缺陷检测、安全评价、风险评估、寿命预测、维修补强等关键技术;5建立油气井管柱完整性管理体系和配套的支撑技术体系。