元壩超深高含硫氣井井筒堵塞診斷技術

倪　杰　劉　通　黃萬書　李　莉　許　劍

中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司石油工程技術研究院,　四川　德陽　618000

0　前言

由于堵塞點在井下,看不見摸不著,而堵塞物的來源與眾多因素有關,包括水合物、單質硫、鉆完井及酸壓作業過程中殘渣、井壁失穩垮塌下來的巖屑、座封球座及球等,因此僅憑經驗無法判斷堵塞類型,解堵措施也無針對性,現場解堵效果不盡理想。而目前國內外也沒有專門針對堵塞井形成系統的診斷分析方法,因此急需一套適合于元壩氣田的井筒堵塞診斷技術,指導解堵工作的有效實施。

本文分別從堵塞類型及特征分析、堵塞類型快速診斷、復合堵模糊診斷等三個方面展開研究,通過壓力和溫度變化特征診斷堵塞類型,并利用模糊數學理論判斷堵塞物主要來源,為現場解堵措施的制定提供了理論支撐。

1　堵塞類型及特征分析

從元壩氣田井筒堵塞的情況來看,主要有兩大堵塞類型:水合物堵和復合堵。

1.1　水合物堵

水合物堵一般發生在開井階段,井筒尚未建立溫度平衡,極易在井口附近的油管壁形成水合物堵塞油管,使生產難于進行。

圖1　壓力與水合物生成溫度關系

圖2　井筒水合物預測圖

根據元壩103 H井天然氣組成,實驗室配制試驗用天然氣樣,測定了不同壓力下水合物生成溫度(圖1),結合井筒管流動態技術預測井筒600 m以淺易形成水合物[1-5](圖2)。現場發生井筒水合物堵塞的元壩124-側1、元壩103 H井在采用連續油管解堵時均探得堵點位置在預測值范圍以內。

1.2　復合堵

復合堵較水合物堵更為復雜,主要由地層返排出的臟物,在天然氣流的帶動下附著于油管壁,在流態不穩定的情況下逐漸運移堆積,在油管變徑處逐漸形成節流,導致壓力、產量的下降。復合堵的影響因素很多,如完井方式、前期鉆完井液的漏失、酸壓時的酸巖反應、暫堵劑的殘渣等。從元壩27-3 H井取得的堵塞樣分析看(圖3),堵塞物呈黑色黏稠狀,以高黏性有機物為主,并夾雜CaCO3、FeSx和SiO2。

元壩氣井生產管柱下部存在多處變徑,如球座、封隔器、滑套,這些位置是臟物容易堆積的地方,因此發生復合堵的位置一般都較深[6-9],如元壩102-1 H井連續油管解堵時探得堵點位置為6 446 m。

1.3　堵塞特征

基于堵塞類型特征分析,得出不同堵塞類型具有的堵點位置、壓力、溫度等特征(表1)。

表1堵塞特征

堵塞類型堵點位置特征壓力特征溫度特征堵塞時機水合物堵堵點淺壓降慢,壓力波動明顯井口溫度降低明顯多在開井階段復合堵堵點深壓降快,壓力波動不明顯井口溫度無明顯變化多在頻繁調產期間

1.3.1堵點位置特征

對于水合物堵塞,堵點較淺,一般發生在井口以下600 m以內井段[10-15];對于復合堵塞,返出物最易堆積在接近產層的油管變徑或球座處,堵點較深,一般在 5 000 m 以下。

1.3.2壓力特征

對比了目前元壩不同堵塞類型的壓降特征(圖4)。由圖4可知,對于水合物堵塞,水合物結晶過程相對緩慢,致使油壓降低緩慢,堵塞過程壓力波動明顯;對于復合堵塞,地層已有的臟物在頻繁調產時于井筒變徑處迅速堆積,尤其高產井,油壓會陡降。

圖4　井筒堵塞井壓力遞減曲線

圖5　兩種堵塞類型的溫度模擬圖

1.3.3溫度特征

以元壩氣井典型工況為例,對比了不同堵點深度對井筒溫度剖面的影響(圖5)。由圖5可知,堵點越淺,溫度來不及恢復[6-20],井口溫降越多。對于水合物,堵點離井口近,節流降溫十分明顯,一般低于20℃,甚至零下;而對于復合堵,堵點較深,經節流降溫后,由于地層的加熱作用,溫度逐漸恢復,井口溫降不明顯。

2　堵塞類型快速診斷

針對元壩氣田的堵塞類型及特征,采用壓力及其導數特征診斷法和圖版診斷法進行堵塞類型診斷,兩種診斷方法相互結合、相互印證,確保診斷準確無誤。

2.1　壓力及其導數特征診斷法

該方法利用井筒發生堵塞時的壓降變化趨勢以及壓力導數的變化特征進行分析。其基本原理是根據前面分析的兩種堵塞類型的壓力變化特征,采用壓降速率指標進行診斷,同時對壓力數據求導,將壓力的波動信息放大,根據波動頻率高低進行診斷(圖6～7)。

2.2　圖版診斷法

利用元壩氣田長興組氣井的氣質組分分析了烷烴組分和非烴組分(H2S、CO2、N2)對水合物生成的影響(圖8),分析表明,在CH4等烴類含量差異不大的情況下,H2S是最重要的影響因素,基于此認識,模擬了元壩氣田不同H2S含量下的水合物生成條件,建立了元壩氣田長興組氣藏的堵塞診斷圖版(圖9)。

圖6　元壩124-側1井壓力及導數診斷圖(水合物堵)

圖7　元壩103-1 H井壓力及導數診斷圖(復合堵)

表2元壩氣田長興組氣藏部分堵塞井堵塞診斷表

井號堵塞前壓力/MPa堵塞后壓力/MPa壓降/(MPa·min-1)診斷類型現場驗證元壩205-144.5416.531.4046.611.4445.17復合堵√元壩124-側144.047.210.09水合物√元壩103-1 H44.5416.530.54復合堵√元壩10-2 H46.5525.050.08水合物√元壩102-1 H44.2216.421.3946.660.0823.2946.970.2246.75復合堵√

圖8　水合物影響因素分析

圖9　堵塞診斷圖版

圖10　堵塞診斷圖版現場應用診斷

3　復合堵模糊診斷

當堵塞類型診斷為復合堵時,我們希望進一步明確堵塞物的來源,便于提出針對性措施。然而井筒堵塞取樣困難,往往是可遇不可求,因此需要提出更具普適性的分析方法。在各種可能因素權衡分析基礎上,利用模糊綜合評價技術,區分主要因素與次要因素,根據影響程度排序來判斷堵塞物的可能來源。

3.1　影響因素

根據元壩氣田長興組氣井的實際情況,考慮氣井鉆完井、改造、生產等各個階段,一共列出了7個影響因素,包括:完井方式、鉆完井液漏失量、暫堵劑用量、H2S含量、酸壓規模、球和球座所處位置的井斜、返排率。

3.2　模糊綜合評價

將以上討論的7個影響因素組成本次評價的評價因素集合,并給出3個井筒發生堵塞的評價等級“很有可能、有可能、不太可能”,然后根據已有堵塞井的統計分析,確定各個因素的權重,最后建立評價矩陣,給出綜合評價(表3)。

1)根據評價目的確定評價因素集合。評價因素集合為U={u1,u2,u3}={完井方式,鉆完井液漏失量,暫堵劑用量,H2S含量,酸壓規模,球和球座所處位置的井斜,返排率}。

2)給出評價等級集合。評價等級集合為V={v1,v2,v3}={很有可能,有可能,不太可能}。

3)確定各評價因素的權重。在各因素統計分析的基礎上,設完井方式、鉆完井液漏失量、暫堵劑用量、硫化氫含量、酸壓規模、球和球座所處位置的井斜、返排率因素權重依次為0.3、0.02、0.3、0.02、0.17、0.17、0.2,即權系數矩陣W={0.3,0.02,0.3,0.02,0.17,0.17,0.02}。

4)確定評價矩陣。首先給出7個評價因素的評價標準,標準的確定以元壩氣田已投產的31口井的樣本數據統計為參考。

表3評價標準表

影響因素評價等級很有可能有可能不太可能完井方式裸眼襯管套管鉆完井液漏失量/m3>500100～500<100暫堵劑用量/kg>800100～800<200H2S含量/(%)>6.54.5～6.5<4.5酸壓規模/m3>1 000500～1 000<500球和球座所處位置的井斜/(°)井斜>50狗腿度>1030<井斜<505<狗腿度<10井斜<30狗腿度<5返排率/(%)<5050～80>80

評價標準確定以后,給各項指標進行打分(表4),以完井方式為例,元壩氣田全裸眼完井的井有6口,而這6口井中已有3口井發生堵塞,則該項指標打分為3/6=0.5。

表4各項指標的打分情況

影響因素評價等級很有可能有可能不太可能完井方式0.50.250.11鉆完井液漏失量0.2500.3暫堵劑用量0.630.10.07H2S含量0.290.230.5酸壓規模0.430.150球和球座所處位置的井斜0.380.290返排率00.30

由此確定出評價矩陣R:

5)綜合評價。作權系數矩陣W與評價矩陣R的模糊乘積運算,采用M(·,?)算子確定模糊評價集S:

根據最大隸屬原則,M=max(0.98,0.71,0.22)=0.98,然后根據“很有可能”這一等級中的各個因素的指標排序可以直觀地看出影響大小,各個因素按照影響由大到小排序:暫堵劑用量>完井方式>酸壓規模>球和球座所處位置的井斜>H2S含量>鉆完井液漏失量>返排率。

從影響因素的分析可以看出,暫堵劑類的高分子有機物、井壁失穩后剝落的巖屑、酸巖反應時產生的固相傷害物應是構成堵塞物的主要成分。從近期元壩27-3H井取得的堵塞樣分析看(圖3,表5),堵塞物以高黏性有機物為主,并夾雜CaCO3、FeSx和SiO2,與我們的評價結果非常接近,表明模糊診斷理論在元壩堵塞診斷的應用中獲得了很好的應用。

表5元壩27-3H井堵塞物元素定量分析表

元素質量分數/(%)原子百分含量/(%)C32.6064.46O2.974.41Na1.131.17S24.3118.00Fe23.8610.15Au15.131.82

4　結論

2)根據元壩氣田長興組氣藏的氣質組分及溫度壓力條件而建立的堵塞診斷圖版,與壓力及其導數特征識別法互補,提高了堵塞類型診斷的可靠性。

3)模糊診斷分析表明,元壩氣井的堵塞物主要來源包括暫堵劑類的高分子有機物、井壁失穩后剝落的巖屑、酸巖反應時產生的固相傷害物。