土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术

摘 要

摘要：土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田，恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13a，修井采气面临井筒腐蚀评价、
摘要：土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田，恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13a，修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、水合物预测等难题，存在较大的技术难度和安全风险。在对33口老井的采气工程进行了分析和评估的基础上，采用MIT/MTT井筒腐蚀评价和生产系统节点分析等方法，针对气田的储层特点和修井采气工程技术的难点，形成了高含硫气田恢复产能工程关键技术，主要包括老井修复与测试配套技术、生产系统优化技术、H2S与CO2的腐蚀与防治技术以及酸性气田高效酸化解堵技术。在已修复的9口井中恢复年产能12×108m3，修复26口井预计恢复年产能(25～30)×108m3，26口老井修复利用至少可节约钻井直接投资8000万美元以上。
关键词：土库曼斯坦；高含硫气田；采气工程；老井；修井；酸化；生产能力；恢复
1 Sa气田储层特征及生产概况
    Sa气田是土库曼斯坦阿姆河右岸区块最大的整装碳酸盐岩气田，储层为上侏罗统，埋深为2303～2533m，平均孔隙度5.74%，渗透率为53×10-3～155×10-3μm2。气田原始地层压力26.77MPa，压力系数1.1MPa/100m，原始地层温度102℃。储层非均质性严重，天然气中甲烷含量为89.9%，H2S和CO2摩尔含量分别为2.988%和3.588%。该气田于1986年12月投入开发，实际生产井26口，1993年4月气田全部停产封存。
2 老井修复与采气工程技术难点
    老井修复和采气工程技术难度和安全风险很大，表现在：①气藏高含H2S和CO2，修井采气工程面临重新完井、腐蚀与防护、排水采气、水合物防治等技术难题，对修井测试、采气工艺、增产措施等提出了很高的要求；②长期生产6～7a和封存13a使气井井口及井下管柱腐蚀严重，井筒质量难以准确判断，修井测试面临大量的技术难题，如套管变型、油管断脱、封隔器的打捞问题等}③修复后的老井生产存在套管变形和冲蚀破坏的问题，达到安全、长期、稳定生产的要求难度大。
    修井测试技术对策如下：①对老井进行系统全面的采气工程评估，对老井存在的问题进行分类，现场采用逐级试压和MIT/MTT测井技术进行井筒腐蚀评价；②老井修复重新完井要重点考虑H2S和CO2的腐蚀控制，并通过环空定期注入缓蚀剂防腐以保证生产安全；③老井修复完成后实施酸化，大幅度地提高气井产量；④为防止老套管变形和冲蚀破坏，建议控制生产压差，产量控制在30×104～50×104m3/d范围内，以尽量延长老井再利用期限；⑤进行天然气中水合物形成情况预测，根据预测结果和产生的情况提出相应对策。
3 老井修井与测试配套技术
3.1 老井采气工程分析及评价技术
    对33口老井的采气工程技术进行了系统地分析和评估，包括老井的油管情况、采气井口、生产套管、防腐工艺以及测试产能。存在的主要问题如下：多数井气侵、气窜；管柱和井口长期遭受腐蚀；30%的油管腐蚀严重，不能再使用；油管断脱和破漏；封隔器以上套管变形(错断)；管柱与封隔器脱离；管柱完整但刺漏；双封隔器且有工具落井。
3.2 老井井筒腐蚀评价技术
    腐蚀评价方法主要有两种：MIT和MTT测井、套管分级箍声波成像测井(图1)。
 

    通过MIT(多臂井径成像测井仪)和MTT(磁壁厚测井仪)测井来进行油管、套管损伤检测。A井经过MIT、MTT仪器的测量，共检测到油管253根，套管217根，分析结果认为在测量井段中油管：套管腐蚀程度均较小。
3.3 老井修井求产技术
    第1批井：典型修井工艺的气井3口，包括A井(主要问题是油管与封隔器脱离，已修)、B井(管柱完整但刺漏)、C井(双封隔器且有工具落井)。探索试验各种修井工艺的可靠性和可操作性，对今后各类井的修复提供指导。3口井修复后预计恢复产能150×104m3/d。
    第2批井：原生产管柱为光油管的气井2口。这类井安全隐患极大，因管柱简单，技术难度相对较低。2口井修复后预计恢复产能60×104m3/d。
    第3批井：原生产管柱为带封隔器的油管桂17口。这类井情况复杂，修井难度大，修井周期较长。通过油套环空试压，先验证判断井筒质量是否合格，如果油套封隔良好且试压合格，则直接测试求产；如试压不合格，视具体情况进行大修作业。17口井修复后预计恢复产能680×104m3/d。
    第4批井：经判断需要进行大修等复杂作业，技术难度、风险特别大的疑难井，主要有3口。这类井有可能无法修复，甚至导致工程报废。修复后预计恢复产能145×104m3/d。
4 高含硫气田生产系统优化技术
根据气田开发的要求，利用节点系统分析方法[1]，对气田不同产量下的气井进行生产制度优化，优化结果如表1。
表1 油管及油嘴尺寸选择结果表
配产(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
    当产量为50×104m3/d时，其油管、油嘴尺寸敏感性分析曲线见图2，Ø88.9mm油管与15.5mm油嘴组合情况下生产为最佳。
 

5 H2S与CO2腐蚀与防治技术
5.1 Sa气田腐蚀环境分析
    萨曼捷佩气田由于富含H2S和CO2(分别高达2.988%和3.588%)，计算得到H2S及CO2的井筒分压约为0.704MPa和0.845MPa(见表2)。
表2 气田H2S及CO2的分压表
气田
最大压力(MPa)
H2S含量(%)
H2S分压(MPa)
CO2含量(%)
CO2分压(MPa)
Sa(井口)
19.64
2.988
0.587
3.588
0.705
Sa(地层)
23.56
2.988
0.704
3.588
0.845
气田腐蚀环境处于应力开裂区，可引起敏感材料发生硫化物应力开裂(SSC)属严重腐蚀环境(图3)。相态分析表明地层内已有液态水析出(图4)，表明从地层到井底、井筒、到集输站的生产和集输流程都存在液态水，将进一步加快腐蚀速度，需要考虑相应的防腐措施。同时，从水合物生成曲线可以看到，从井口到集输站的管线可能产生水合物，在此期间需要考虑水合物的防治技术。
 

5.2 防腐工艺技术
    根据NACE标准，借鉴国内酸性气田开采的经验[2]，气田采用复合防腐工艺方法，即采用抗硫为主，结合防CO2腐蚀的材料，配合注入化学剂防腐的方法。气田选用同时具有抗硫和防CO2腐蚀的合金系列材料80S-3Cr和90S-3Cr油管。配合使用注入化学剂防腐，加注工艺采用化学注入阀。
6 酸性气藏酸化解堵技术
    由于地层存在严重污染，气田老井酸化以解堵为主，推荐采用两种酸液体系，分别是低伤害缓速酸液体系和清洁自转向酸液体系。
    对于Ø73mm或Ø76.2mm生产管柱完井的井采用油管酸化，对Ø101.6mm或Ø127mm生产管柱完井的井采用连续油管酸化。针对不同的储层优化了酸化施工参数，酸化采用了低伤害缓速酸液体系和清洁自转向酸液体系。低伤害缓速酸液体系具有良好的降阻、低伤害和缓速性能有利于形成较长的酸蚀有效作用距离。清洁白转向酸液体系，该酸液体系具有较好的自转向性能，有利于酸液在非均质严重层段的均匀分布，以达到对污染严重层段解堵的目的。
7 现场应用及效果
    截至2009年4月，已完成8口老井修复，预计恢复产能420×104m3/d，恢复年产能12×108m3；正修井4口，预计恢复产能150×104m3/a，恢复年产4×108m3；暂停井5口，预计恢复产能180×104m3/d，恢复年产能5×108m3；即将修井9口，预计恢复产能300×104m3/d，恢复年产能9×108m3。修复26口井预计恢复年产能(25～30)×108m3。
    气田的老井修复减少新钻井的工作量，大幅度节约成本，为实现50×108m3天然气产能的气田开发调整方案提供了可靠工程技术保障；按照修复单井全成本150～200万美元计算，26口老井修复利用可节约钻井直接投资8000万美元以上。
8 结论与建议
    1) Sa气田由于富含H2S和CO2(分别高达2.988%和3.588%)，又经过长期生产(6～7a)和封存关井13a，使老井修复技术难度很大。修复利用老井、恢复老井产能潜力对降低开发成本，尽快恢复气田产能意义十分重大。
    2) 形成高含硫气田老井修复技术，主要包括：老井压井技术、井筒腐蚀评价技术、井下特殊工具处理技术、老井再完井技术、高含硫气藏测试技术、井筒防腐技术、现场组分分析技术、现代试井解释技术。
    3) 形成了Sa气田完井采气工程关键技术，主要包括完井工程、生产制度优化、硫化氢和二氧化碳腐蚀机理及防治技术、气井酸化解堵技术等。
    4) 高含硫气藏老井修复测试取得成功，已修复9口井恢复年产能12×108m3，修复26口井预计恢复年产能(25～30)×108m3。
参考文献
[1] 杨继盛.采气工艺基础[M].北京：石油工业出版社，1994.
[2] 陈飞.高压气井-凝析气井CO2腐蚀机理及防腐技术[J].石油天然气学报：江汉石油学报，2005(2)：297-299.
 
(本文作者：邹洪岚1 汪绪刚1 康健利2 朱怀顺3 王青华2 1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司；3.中国科学院渗流流体力学研究所)