龍王廟組氣藏排水采氣技術探索

唐寒冰, 蔡道鋼, 王慶蓉

中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院

0 引言

龍王廟組氣藏已建成年產能為110×108m3的大氣田，該氣藏氣水關系復雜，氣水過渡帶面積大，約占總面積的45%，氣水過渡帶儲量大，約占總儲量的1/3。部分氣井產水后，產水量呈臺階式上升，嚴重影響氣井產能，排水采氣將成為開發中后期穩定生產的必要措施。目前MX210井日產水量可達600 m3以上，預測磨溪009- 3-X1等5口井單井排水400 m3/d，M008-H26等2口井單井排水300 m3/d。

龍王廟組氣藏氣井具有高溫、井深、含硫等特點，單井排水量大，泵類工藝及設備應用難度和風險急劇增加。排水采氣面臨如下挑戰：

(1)氣藏埋深4 500～5 000 m，單井排水規模在300 m3/d以上，目前成熟的柱塞氣舉、機抽、射流泵等工藝技術不能滿足下入深度和日排水規模需要。

(2)氣井以水平井、大斜度井為主，特殊的井身軌跡，井斜角和狗腿度限制了入井工具的下入深度，泵類工藝及設備在水平井、大斜度井中應用難度、風險急劇上升。

(3)高溫腐蝕環境，中含H2S、中～低含CO2，對井下工具提出了更高的防腐要求，機抽、螺桿泵等工具因工藝復雜在高溫腐蝕環境應用受到限制，全部采用防腐材質成本很高[1]。

(4)完井管柱帶有永久式封隔器和井下安全閥等井下工具，多為組合油管，同時在油套環空加注環空保護液，沒有現成的排水采氣工藝通道，為后期實施排水采氣工藝增加了施工難度[2]。

近年來，針對高溫、高含硫、超深井排水采氣，在龍崗礁灘氣藏永久式封隔器完井的生產井中成功實施了油管沖孔氣舉排水采氣工藝，實現了氣井連續帶液生產[3]。基于此類氣井井筒完整性管理的要求，考慮氣井后期排水采氣工藝的需要，傾向于完井時下入排水采氣工具，后期氣井喪失自噴能力后，通過措施建立油套連通通道，開展泡排、氣舉排水采氣[4]。本文提出的工藝做法和研制的相關工具，一是在已完井的井筒中通過繩索作業等方式下入新研發氣舉工具，建立排水采氣通道，既實現不削弱井筒完整性屏障又可實施排水采氣工藝措施;二是對于二次完井和新完井，在完井過程中提前下入預置排水采氣工具，采用一次性完井管柱實現完井試油投產一體化，為后期排水采氣建立通道，實施排水采氣工藝措施[5- 6]。

1 排水采氣主體工藝

根據龍王廟組氣藏氣井特點，結合排水采氣技術主要指標認為：氣藏排水以氣舉工藝為主，泡排工藝為輔。針對氣井能量比較充足，有一定自噴能力的氣井，初期生產遇到困難時采用泡排工藝輔助帶液。對于無法自噴的井主要考慮氣舉工藝，氣舉無法滿足排水需求時可考慮開展電潛泵先導性試驗，現階段排水采氣技術主要指標見表1。

表1 現階段排水采氣技術主要指標

泡排工藝對不同種類的含水氣井通常需采用不同類型的起泡劑，常規起泡劑僅僅適應于溫度小于等于120 ℃的氣井排水采氣需要，適用于150 ℃環境的泡排藥劑相對缺乏。近年來研制出適用高溫高壓高酸性環保型緩蝕泡排劑CT5- 20及相應的消泡劑，能適應高溫150 ℃環境，其性能見表2。

表2 緩蝕起泡劑CT5- 20(1.5g/L)性能

氣舉工藝對井筒條件適應性強，沒有井下運動部件，受井型及井下腐蝕影響較小，適應范圍廣，可滿足氣井不同排水量需求，為目前川渝氣田氣藏排水和單井水淹復產主力工藝，在川渝地區得到了廣泛運用，已在與龍王廟組氣藏條件相近的川東石炭系氣藏、龍崗礁灘氣藏、威遠震旦系氣藏成功進行應用[7- 8]。龍王廟組氣藏排水井普遍采用?88.9 mm油管為主，內徑76 mm，根據氣井井深及管柱情況，氣舉工藝排水量能滿足氣藏排水需求[9- 12]，主要氣舉參數如下：

(1)氣井井深5 000 m以內，生產停噴后啟動壓力約為30～38 MPa，35 MPa壓縮機可滿足大部分氣井氣舉啟動需要，極少數井需40 MPa等級壓縮機。若存在啟動困難，可臨時采取井口油套連通注氣憋壓等方式進行啟動。

(2)在井口油壓7 MPa、井底流壓19～31 MPa、注氣量(7～10)×104m3/d條件下，氣舉排水量可達100～500 m3/d，注氣工作壓力14～23 MPa。在井口油壓3 MPa、井底流壓13～26 MPa、注氣量(6～10)×104m3/d條件下，氣舉排水量可達100～500 m3/d，注氣工作壓力9～20 MPa。即增壓開采后在井底流壓26 MPa時氣舉排水可達500 m3/d，當井底流壓13 MPa時氣舉工藝依然可排100 m3/d。

2 龍王廟組氣藏排水采氣技術方案

2.1 已完井排水采氣技術

無論采用氣舉還是泡排工藝技術，都需要建立注入通道，龍王廟組氣藏早期已完井都采用永久式封隔器完井，其油套環空不連通，在不削弱井筒完整性屏障的條件下，如何建立排水采氣工藝實施通道是開展排水采氣的關鍵。

2.1.1 隔離式舉升

隔離式舉升工藝是一種先通過電纜對油管射孔、坐封隔離式舉升工具，再利用射孔孔眼和工具上的單流閥建立舉升通道的一種新的氣舉工藝。其作業工序：首先用電纜通井，在油管內采用電纜進行射孔孔眼定位，定位后在油管上進行沖孔。然后上提工具串一定距離，再次定位使射孔點位于隔離式氣舉工具上下膠筒之間，之后進行油管內雙封隔器膠筒坐封；最后隔離式舉升工具鎖定機構解鎖，完成井下工具丟手，見表3。

表3 隔離式舉升工具性能參數

由于工具上已預設單流閥，同時油管沖孔孔眼受工具上下部密封膠筒密封，它能確保油管內流體無法進入油套環空，防止生產套管受到產層流體腐蝕，進而確保井筒完整性。注入氣或泡排劑從油管射孔孔眼和工具內部的單流閥進入油管，從而實施氣舉或泡排工藝，見圖1。

圖1 隔離式舉升工藝原理圖

該工藝在寺47井成功完成現場功能性模擬試驗，模擬井下工具沖孔、座封、試壓測試，入井深度480 m，射孔位置477 m，井下工具試壓25 MPa(地面試壓35 MPa)。

2.1.2 跨隔式延伸舉升

與隔離式舉升類似，通過連續油管下入跨隔式封隔器，封隔油管沖孔點上下兩端，跨過原有的永久式封隔器重新建立流動通道，實現延伸舉升，如圖2所示。跨隔式封隔器由懸掛封隔器和自驗封封隔器組成，封隔器參數見表4，兩者之間連接有一定長度(由永久式封隔器長度確定)的油管(或連續油管)短節或密封中心管。常用于永久式封隔器座封位置距離產層較遠的氣井實施氣舉或泡排工藝。其作業工序：首先連續油管通井、刮管，在采用電纜作業對封隔器之上設計位置進行射孔；之后采用連續油管將跨隔式延伸舉升工具串下入設計位置，投球座封并驗封合格；然后再次投球丟手，起出連續油管。

圖2 跨隔式延伸舉升工藝原理圖

表4 跨隔式延伸舉升工具性能參數

此工藝在LG001- 3井(井深6 643.9 m，封隔器位置3 199.95～3 202.45 m，封隔器距離管鞋2 858 m)完成現場試驗，前期該井在封隔器之上3 183～3 186 m處實施油管沖孔氣舉，由于地層能量逐漸下降，油管液面已經降到沖孔位置，氣舉無效被迫停舉。通過實施跨隔式氣舉向下延伸注氣點，在3 208～3 210 m位置對油管補孔后實施跨隔式氣舉工藝，成功將注氣點從3 186 m延伸到6 058 m(油管鞋位置)，實施后最高注氣壓力26 MPa，管鞋處壓力38.3 MPa，工藝實施初期注氣壓力14～22 MPa，排水80～140 m3/d，產氣(1～2)×104m3/d，表明氣舉舉升到了管鞋位置，試驗取得成功。

2.2 新完井及二次完井排水采氣技術

針對龍王廟組氣藏新完井及二次完井，提前將預置式排水采氣工具考慮到完井管柱設計中，隨油管下入，在氣井自噴生產階段，油套不連通，保證井筒完整性；當地層壓力降低、氣井自噴帶液困難時，環空采用泵注或其它措施啟動預置式排水采氣工具，打開排水采氣通道。對水量小、水氣比較高、自噴困難的氣井采用泡排；對產水量大，不能靠自身能量連續生產的井，采用油套環空注入凈化氣氣舉。

2.2.1 限位式單流閥

限位式單流閥，主要由閥芯、本體、剪切環組成，它和固定式氣舉芯軸一起連接使用，在完井管柱中替代氣舉閥。如從油管內加壓，剪切環不受力，閥芯則在壓力作用下頂住閥座，密封效果更好。從油套環空加壓，當施加壓力大于剪切環承受能力，剪切環被剪切，推動閥芯向下移動，通道打開。通道打開后，如工具所在位置油套環空壓力小于等于油管內壓力時，則閥芯會在彈簧作用下復位，重新頂住閥座，進行密封。工具能夠在后期需要建立氣舉通道時再打開，并建立單向的流動通道，保證井筒完整性。

為了確保工具在入井后的安全可靠，開展了室內基礎性實驗、剪切環酸堿實驗等，通過剪切盤壓力震蕩實驗確定疲勞強度，通過工具剪切實驗確定打開壓力，見表5。

表5 工具室內實驗情況

M008-X23井是位于磨溪構造開發井，試油井段4 867～4 971 m。該井?88.9 mm油管下深4 860 m，限位式單流閥下深4 743.5 m，封隔器坐封位置4 835～4 836 m，封隔器以上所有接箍均做60 MPa氣密封檢測全部合格，隨后完成封隔器坐封、驗封等工序。該井酸化后采用連續油管氣舉排液測試，排水達270 m3/d，未見氣。從酸壓施工曲線判斷限位式單流閥中的剪切環仍處于良好狀態，工具滿足永久式封隔器坐封、酸化等施工工序壓力控制要求。

2.2.2 滑套式氣舉工作筒

完井時下入滑套式氣舉工作筒和調試好的氣舉閥，滑套入井前處于關閉狀態，氣舉閥在保護液柱壓力下處于打開狀態，為保護氣舉閥，氣舉閥上設置有止位臺階。在后期需要實施氣舉、泡排工藝時，通過繩索作業采用位移器將內滑套打開，從而溝通油套環空，建立排水采氣通道。該工藝受繩索作業開關井下工具能力限制，通常入井深度不超過4 500 m。

2.2.3 修井下入充氮壓力35 MPa氣舉閥

為了適合深井氣舉工藝參數需要，在原有充氮壓力25 MPa氣舉閥基礎上研制出了充氮壓力可達35 MPa氣舉閥[13- 14]，氣舉閥型號100TGP12N35。通過實驗獲得氣舉閥不同充氮壓力下在不同溫度下的穩定性。在氣舉閥充氮壓力28～32 MPa，抗外壓90 MPa，溫度15.6～140 ℃條件下實驗，結果表明氣舉閥在不同溫度下打開壓力與理論值絕對誤差小于0.9 MPa，相對誤差小于8%，見表6。

表6 氣舉閥打開壓力試驗

3 結論與建議

(1)龍王廟組氣藏屬于深層高溫酸性氣藏，為確保井筒完整性，完井管柱采用永久式封隔器和井下安全閥完井，排水采氣工藝措施面臨巨大挑戰。氣舉工藝不受井型井筒條件的影響，能適應不同排水量范圍，可作為氣藏排水和單井水淹復產主力工藝，泡排工藝可作為小水量氣井輔助帶液。

(2)針對已下油管的井，研發了隔離式舉升和跨隔式舉升排水采氣工具，可滿足氣井后期排水采氣工藝技術需求。若完井封隔器距離產層較近，可采用隔離式舉升工具，若完井封隔器距離產層較遠，可采用跨隔式延伸舉升工具，建立油套環空加注通道實現氣井排水采氣。

(3)針對新下入油管的井，研發了高壓氣舉閥、限位單流閥一系列工具等，隨油管下入限位式單流閥或滑套式氣舉閥。氣井正常生產時，油套不連通，后期氣井喪失自噴能力后，通過地面加壓或采用繩索作業等方式啟動預置式排水采氣工具，建立油套環空加注通道實施氣井排水采氣。

(4)隨著地層壓力下降，對于需排水采氣的井，修井時建議不下入封隔器和井下安全閥，但油套環空需要采取防腐措施并開展腐蝕監控，以掌握油層套管腐蝕速率。一是在停止氣舉階段時，環空可注入氮氣保護油層套管；二是在實施泡排或停止氣舉工藝階段，環空定期注入緩蝕劑保護套管；三是定期對生產套管進行腐蝕監測，及時調整防腐措施。