高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势

随着勘探开发逐步向非常规油气藏进军,高温高压含硫气藏完井技术得到了极大发展.在调研国内外含硫气藏完井及测试技术的基础上,结合川渝、塔里木盆地等地区实践经验和成果,对高温高压含硫气井完井技术进展和适应性、完井方法的选择和设计以及装备、工具、储层保护、完井液等关键技术作了较为详尽的论述,同时提出了非常规气藏完井测试技术下一步的发展方向,认为井筒完整性、智能完井、高含硫气田完井、高温高压复杂水平井完井等是需要重点攻关和发展的技术.     

气井完井技术探讨

根据四川地质情况及气井完井方式,论述气井在优选完井方式中,需要考虑气藏类型,气层特性、产层以上纵向地层特征和工程措施。提出了影响选择完井方式的井壁稳定性、产层岩石坚固程度判断和３个划分标准;提出了完井工程的３点建议。     

XQ90气井分支井完井技术

XQ90井是我国在川西地区所钻成的第一口气井分支井组，该井在完井工艺上采用了先进的完井管柱和加砂压裂管柱，达到了主、分支井分层压裂，分层开采的目的；其自行研制的双管采气井口可以分别控制主、分支井井口油压，为后期的采气作业提供了可靠的保障。该井的完井工艺达到国际TAML分类5级水平。     

乍得基岩注气井膨胀管悬挂二次完井技术

乍得油田潜山基岩油藏面临油井低压低产的问题,需要开展注气补充地层能量以提高油井产量,但裸眼开发井转投注气井后,出现上部层系出砂填埋储层的问题。为此,下入膨胀管悬挂器结合裸眼封隔器等组成的下部完井管柱,在乍得BX20井进行二次完井技术先导试验。现场试验结果表明：设计的二次完井管柱一次入井到位,整个作业周期为10 d,较传统二次完井平均施工作业周期减少7 d,节省修井作业费用超20万美元;该井完井后能够有效地封固和保护套管免受注气高压的破坏,有效解决裸眼注气井井筒完整性问题,试注气压力达到20 MPa,注气量达到2 000 m³/h。该完井工艺的成功实施解决了乍得油田注气井完井问题,对同类油田的开发具有先导示范作用。     

川东北高含硫气井完井修井工艺技术探讨

就川东北地区高含硫气井完井修井的现状、基本思路及完井方法,完井修井工艺管柱、套管、油管、井下工具、采气井口装置、完井液、射孔、地面测试流程、酸液与产层的配伍性、酸化增产措施适应性、试修设计等工艺技术的现状和存在的问题进行分析,并提出具体建议.     

四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术

MX023-H1井是四川盆地龙王庙组气藏的一口五级分支井,目的是为验证分支井技术在深层碳酸盐岩气藏高效开发的适应性。该井作为国内第一口高温高压含硫五级分支气井,分支井眼钻完井作业面临完井级别高、作业程序多、井身质量要求严格、复杂套管串下入难度大、固井水泥环防气窜性能要求高等技术难题。为此,通过增加窗口强度、选择稳定地层开窗等手段以确保后期开采期间分支井眼与主井眼连接处的稳定性;设计平滑的井眼轨道和提高钻井液防塌性能可保证井径规则,降低了下套管难度;采用新设计的?177.8 mm弯套管,完成了近5 000 m井深?215.9 mm分支井眼通井作业,满足了分支井眼重入和通井要求,为分支井眼套管顺利下入创造了良好的井眼条件;壁挂式悬挂器壁钩前端开口槽间隙由21.66 mm增至25.66 mm,提高了壁挂成功率;三凝水泥浆体系配合控压平衡法固井技术,保障了分支井眼溢漏同存条件下的固井质量,一界面合格率97.6%、二界面合格率100%。现场应用表明,配套技术能够满足深层高温高压含硫五级分支井钻完井作业要求,该分支井钻完井作业的成功实施可为后续五级分支井技术的推广应用提供借鉴。     

川东石炭系气藏含硫气井完井工艺探讨

为满足气井长期开采的需要,对川东石炭系目前的完井方式、完井管柱、油管及其材质、井下工具和井口装置进行系统的分析和研究,认为川东石炭系最好选择φ177.8 mm套管(或φ127 mm尾管)射孔完井;优选油管尺寸;选用抗硫材料,加缓蚀剂保护,采用生产封隔器完井等防腐方法.通过现场实施,气井产能得到明显提高.     

普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田,天然气储层埋藏深, 其天然气具有高温、高压、高含硫的特点,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光气田安全优快钻井集成配套技术：①配套了70 MPa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0;②普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%;③应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。实现了该气田高含硫气井安全、快速、优质钻完井的目标。     

现代气井射孔完井技术

目前采用的射孔技术有两种:钢丝绳射孔技术和油管输送射孔技术,后者较优。射孔方法有过平衡射孔和欠平衡射孔,而欠平衡射孔更有效。影响气井产能的几何因素是射孔密度,理想的射孔密度应用井的系统(节点)或产能分析来确定。     

中原油田二次完井与配套技术

中原油田套管损坏井约占生产井总数的20%,且套损井段分布距离长,跨度大,从井深400m至生产井段均有套损现象发生,严重地影响着增产增注措施的实施和注采井网的完善。常规的套管补帖和取换套技术不能解决套管长距离破漏穿孔的难题,为此,决定采用下小套管二次固井完井工艺,在已损坏或管壁变薄的Ф139.7mm油层套管内全井下Ф101.6mm套管或局部悬挂套管二次固井完井,配套开发了高温延迟水泥浆、系列Ф101.6mm套管,采用了延迟固井工艺及小套管内射孔、注采、修井等技术,对修复套损井、细分层系、改善吸水剖面、完善注采井网、实施增产增注、恢复储量、提高经济效益有重要意义。     

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。     

定向井小套管二次完井及配套技术

老油田经过多年开采,部分油藏整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散,稳产难度大,同时,油井纵向上油层均经历多次补孔、封层重射等措施作业,导致井筒状况复杂,不能满足单井措施要求,严重影响了油藏井网重构效果。为完善井筒条件,满足CO₂协同吞吐、调堵+吞吐等逐层上返开发的措施需要,开展了定向井小套管二次完井矿场试验。针对施工过程中管串下入难度大、固井质量难以保证等技术难点,形成了高效打通道、液压滚珠整形、小套管固井等系列定向井小套管二次完井技术,达到了复杂井长井段封堵、耐CO₂腐蚀、井筒承压高等效果,实现了井筒重塑,为油田井网完善、提高可采储量提供了技术支持。     

普光高含硫气田完井工艺技术研究与应用

普光气田属于高含H2S和CO2的碳酸盐岩酸性气田。由于H2S气体的剧毒性及H2S和CO2对钢材的强腐蚀性等问题,对该气田的采气工艺技术提出了更高的安全、防腐要求。针对酸性气田开采工艺进行了深入研究,对工艺成果进行了现场推广应用,取得了显著的经济效益和社会效益,为普光气田的顺利、高效投产奠定了坚实的技术基础。     

川西高温高压气井完井工艺技术

川西深层须家河组气藏地层压力70MPa～90MPa，地层温度90℃～140℃，具有高温高压的地质属性，有的还含有H2S、CO2等腐蚀气体，腐蚀分压值高，对油井管、井口装置的要求极为严格。从川西深层工程地质条件着手，介绍了该地区井身结构和完井方式，总结了通过十余年的实践而形成的川西高温高压气井完井工艺技术，包括油井管与井口装置配套技术、尾管悬挂回接与防气窜固井技术、油管传输射孔技术与永久式封隔器1次完井技术。该技术为类似的气井完井提供有益的参考。     

罗家寨飞仙关高含硫气藏水平井完井技术

罗家寨气田是目前全国较大的高酸性气田,高含H2S且地形复杂,采用丛式井组水平井培育高产井,是提高气田开发效益的重要途径。对大产量、高含硫的水平井采用什么样的完井方式、完井工具、完井管柱、完井工艺才能使气井在生产过程中能够安全生产,采取何种安全措施,才能保证高含硫气井能安全顺利地完井。目前已安全地在罗家11H、16H-1两口井进行完井现场试验,其完井测试产量达到了200×104m3/d以上,这两口大产量井的现场试验成功,为规模开发川东北高含硫气田取得了宝贵的经验。     

元坝高含硫气藏超深水平井完井技术研究及实践

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫碳酸盐气藏,水平井完井的经济性与安全性矛盾非常突出,作业工况及井下条件复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。为此,通过大量的理论研究、模拟计算、室内实验、现场试验,形成了元坝高含硫气藏超深水平井完井技术。Ⅰ-Ⅱ类较多的礁相储层,以衬管完井方式为主,Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,底水较为发育区域,采用射孔完井;完井材质选用4C类镍基合金;完井工具采用具有自平衡功能的井下安全阀、具备可回收功能的锚定密封插管封隔器;完井管柱采用复合油管,原则上不设计坐放短节、不采用伸缩节;通过优化封隔器坐封位置减少镍基合金套管使用长度。通过以上措施,既能满足酸化及长期安全生产要求,便于后期作业,又极大程度降低了完井成本,为该区的勘探开发提供了重要的技术支持。     

川渝高含硫气田钻完井主要难点及对策探讨

针对川渝地区高含H2S和中含CO2气田特点,并结合国内外高含硫气田开发情况,分析认为:除油气勘探开发本身的高隐蔽和高风险外,其高风险还突出表现在H2S和CO2带来的强腐蚀性和剧毒性两个方面。这些风险又主要集中在钻、完井(包括修井)两个主要环节上。在此基础上分析并提出了川渝地区高含硫气田钻、完井主要六个方面难点和八个方面对策。     

APR测试工具在含硫气井完井试油中的应用

常规完井试油存在较多问题，而含硫气井试油涉及流化物应力腐蚀更为复杂。采用抗硫APR测试工具和特殊扣抗硫油管可以解决含硫气井完井试油难题。文中介绍了APR测试工具完井试油的工艺技术，并以四川川东地区的预探井渡1井为例，较详细地说明了APR工具在高含硫气井试油的应用情况。