清潔完井工藝在超深高溫高壓氣井的應用及認識

向文剛 何銀達 吳云才 胡 超 趙 鵬 周忠明何川江 王春雷 吳鎮江

（1.中國石油塔里木油田公司迪那油氣開發部，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油塔里木油田公司勘探事業部，新疆 庫爾勒 841000）

0 引言

塔里木盆地庫車山前構造迪那2氣田屬于低含凝析油塊狀底水異常高壓凝析氣藏，原始地層壓力高達105 MPa，壓力系數為2.18，原始地層溫度為136℃，儲層多具低孔低滲或特低孔低滲特征，大多需要完井后進行酸化增產作業。由于鉆井液密度窗口小，鉆進過程中鉆井液漏失量大（一口井最高漏失量達8 487 m3），鉆井成本高，鉆井技術難度大，鉆井預留的井底口袋都不可能太長［1-2］。新井完井工藝采用耐壓差超過120 MPa的全通徑射孔工藝；修井后的完井工藝采用的是先行鉆桿傳輸射孔，然后再下完井管柱的完井工藝［3-4］。兩種生產管柱在完井、生產及后期修井存在以下問題：①替漿不充分造成產層污染問題；②生產過程中部分井砂堵無法處理、影響產能問題；③尾管打撈效率低、周期長、風險高、成本高問題；④長時間鉆磨套銑對生產套管造成損傷。為解決該類完井問題，應針對性開展清潔完井技術研究。

1 清潔完井工藝原理

油氣井清潔完井技術主要針對高溫高壓完井及安全高效修井兩種作業需求，是一種全新的能夠實現低成本清潔完井及后期安全修井作業的完井管柱與工藝方法。采用清潔完井工藝時，用清潔完井液替換出原井重泥漿，在不影響現有完井工藝的基礎上，對封隔器下部管柱進行管柱優化，首先根據井筒井底條件，管鞋下過射孔低界或者下至射孔中下部；同時對應射孔段的管柱采用填塞可溶孔塞的篩管。

用可溶材料制造的可溶孔塞安裝在可溶篩管的孔眼內，可暫時封堵篩管的孔眼，保證在反循環頂替重泥漿作業過程中懸掛尾管的完整性，為下步替重漿清潔井底及儲層改造提供井筒條件。自油管正打壓擠注酸液后，可溶孔塞溶解，溝通產層，從而為實現改造作業和生產提供通道（圖1）。

圖1 填塞可溶孔塞的篩管圖

2 D1井清潔完井可行性分析及優化方案

2.1 可行性分析

迪那2氣田D1井屬于老井利用，地層壓力為79.3 MPa，壓力系數為1.70，地層溫度為136℃。儲層具低孔低滲特征，需要酸化改造；設計要求：射孔井段為4 732.5～4 774.0 m，射開厚度為30.5 m；人工井底在4 779 m；井底預留口袋為5 m；依據地質和工程設計要求分析，D1井井身結構及井筒清理都完全符合清潔完井工藝的實施條件。

可溶塞管每根長為4.39 m，在5"尾管內完井，為了保證篩管的屈服強度和抗拉強度，采用塞管外徑為Φ88.9 mm，材質為超級13Cr110，孔眼之間的距離為62 mm，相位角為90°?？籽壑睆綖镸16*1的細牙螺紋孔，16孔／m；同時要保證可溶塞管下入5"尾管時的安全，因此采用HKS雙級直連扣塞管，可消除接箍入井可能帶來的遇卡風險。

2.2 D1井清潔完井施工方案及管柱優化

D1井清潔完井施工方案：①根據測井解釋資料確定生產層段位置并完成射孔；②地面配置清潔完井管柱，管柱下至人工井底坐油管掛，裝采油樹；③利用打孔篩管反循環替換出井筒以及油管內部的重泥漿；④按照封隔器操作規程坐封封隔器；⑤油管正打壓注入酸性液體，將可溶篩管的可溶部件溶蝕脫落，形成增產改造及生產通道。⑥儲層需要改造時，通過油管將改造液經可溶篩管擠入儲層；完成改造后，通過篩管即可實現自噴生產（圖2）。

圖2 D1井清潔完井管柱圖

3 清潔完井工藝在D1井的應用要點分析

D1井完井后，從鉆桿傳輸射孔后清潔完井管柱開始下入井筒，到酸化結束的工藝流程及清潔管柱力學參數要點做如下分析。

3.1 可溶塞管抗內壓及抗拉載荷實驗

3.1.1 可溶塞管抗內壓實驗

安裝?？籽壑睆綖镸16*1的細牙螺紋孔，孔塞安裝螺紋為M16*1，耐高溫密封件安裝在可溶孔塞上，可溶孔塞用扭距板手按照3～4 N／m的扭矩上扣，保證用力均衡。與可溶篩管本體實現密封。

試壓?？扇芎Y管的孔塞抗內壓為17 MPa，滿足15 MPa的密封設計要求。雙級扣的強度密封為50 MPa。

3.1.2 可溶塞管抗拉載荷實驗

液動拉伸機打壓實驗。①打壓68.41 MPa穩壓15 min，無降壓現象，壓力數據曲線顯示68.25 MPa；②篩管的試驗抗拉載荷為650 kN。測量篩管的密封孔為19.1 mm，無變形；③3 1／2"平式油管的實測線重：13.84 kg／m，抗拉安全系數滿足施工要求。D1井現場射孔后各工序施工數據表明，D1井下入的清潔完井塞管，在抗內壓、抗拉載荷及可溶孔塞與密封孔密封方面都達到設計要求，清潔完井塞管完整性良好。

3.2 液體體系對可溶孔塞腐蝕數據對比評價

重泥漿、主體酸腐蝕實驗數據由西安摩爾實驗室提供；有機鹽完井液腐蝕實驗數據由塔里木油田實驗檢測中心提供；實驗室所取不同類型液體的配方比與D1井在射孔后井筒內所用液體體系配比相近?？扇芸兹馁|類型選取與D1井下入井筒內一致。

1）可溶孔塞耐重漿腐蝕分析

實驗選取重漿性能。庫車山前K1井現場重漿密度為1.72 g／cm3；氯根含量為36 000 g／L；D1井射孔后循環油基重漿密度為1.80 g／cm3，塑性黏度為63 mPa·s，現場實測氯根含量為25 000～35 000 g／L。由表1實驗數據分析可知，相同直徑不同厚度的可溶孔塞在170℃溫度下重漿腐蝕介質環境中，48h無明顯腐蝕。D1井射孔后循環壓井的油基重漿腐蝕介質氯根含量比實驗用重漿氯根含量低，且D1井產層溫度為136℃，由此判斷，可溶孔塞在下入清潔完井管柱至替漿之前的4天的油基重漿環境中，D1井井筒內可溶孔塞不會產生明顯腐蝕。

表1 170℃、48 h試驗清洗后試樣的重量測量結果表

2）可溶孔塞耐甲酸鹽完井液腐蝕分析

實驗所用完井液配方與D1井完井液配方相同，都是淡水＋甲酸鉀；由表2數據可知，可溶孔塞在甲酸鹽完井液中實驗后質量有所增加，無明顯腐蝕。因此判斷，D1井井底完井液溫度不會超過136℃的狀態下，可溶孔塞不會被腐蝕。D1井井筒容積為83.73 m3，塞管下深位置為4 773.84 m，現場替漿施工數據：采用密度為1.50 g／cm3過渡漿7 m3＋密度為1.02 g／cm3隔離液10 m3＋密度為1.20 g／cm3有機鹽92 m3反替出井內油基泥漿，泵壓為4.553～35.824 MPa，控制回壓為0～35.270 MPa，排量為200～250 L／s，回收油基泥漿為74 m3，排混漿為34 m3，計算可知井筒內重漿全部替出，證實了可溶塞物在重漿及甲酸鹽完井液內無腐蝕脫落，清潔完井管柱完整性良好［5］，達到設計要求工況。

表2 不同溫度下（3 h）試驗清洗后試樣的重量測量結果表

3）可溶孔塞耐酸腐蝕分析

實驗選用主體酸主要配方為：12.0%HCl＋3.0%HF＋5.1%酸化緩蝕劑（3.4%緩蝕主劑A＋1.7%緩蝕輔劑B），實驗時間為30 min；由不同溫度實驗數據所繪制曲線圖（圖3）腐蝕趨勢分析，相同材質、相同直徑、不同厚度的可溶孔塞的酸溶材料在溫度為110℃時30 min內全部溶解；由曲線圖（圖4）趨勢分析不同材質相同直徑、相同厚度的酸溶材料及鋼體在150℃的實驗條件下，30 min內可溶孔塞酸溶材料全部溶解，不同材質鋼體僅有微量腐蝕；

圖3 可溶孔塞（直徑15 mm）酸溶材料減薄量隨溫度變化趨勢圖

圖4（直徑15 mm）酸溶材料及不同鋼體減薄量隨溫度變化趨勢圖

D1井所用主體酸主要配方為：9.0%HCl＋1.5%HF＋4.5%酸化緩蝕劑（3.0%緩蝕主劑A＋1.5%緩蝕輔劑B），其中氫氟酸濃度較實驗所采用的濃度低一半，而且少量用來溶解可溶材料的主體酸在30 min內完全能在井底地層溫度的影響下達到110℃，由此判斷D1井井筒內可溶材料在少量主體酸正替到可溶塞管位置后，30 min內可以完全溶解，為下步大量主體酸順利均勻擠入地層打開通道。酸化現場施工數據顯示：當5.0 m3主體酸擠到可溶塞管位置，停泵反應30 min后，泵壓由36.6 MPa降至28.3 MPa；說明可溶孔塞內可溶材料已完全溶解脫落至井底，同時也證明了在射孔后，下完井管柱至酸化前的這段時間，可溶孔塞與塞管本體之間密封良好，清潔完井管柱完整［6-7］。

4 結論

1）D1井完井后放噴測試，日產天然氣量為48.6×104m3，日產油量為46.7 m3，遠超地質設計要求指標，D1井清潔完井工藝的實施獲得成功。清潔完井管柱酸化前的完整性在施工中完全達到設計要求；為塔里木油田庫車山前超深高溫高壓氣井清潔完井工藝的進一步推廣應用提供了堅實的技術基礎。

2）D1井射開厚度為30.5 m，三段射開層的頂底界跨度僅為41.5 m，對于產層厚度大，射孔層段多的山前井的清潔完井工藝，針對帶丟手短節的完井管柱的修井打撈，后期還需深入開展研究。

3）考慮到要降低后期開發動態監測以及修井打撈的風險，應該拓展思路，在管體材質、力學結構以及射孔后井筒內不同液體體系化學腐蝕方面加大可溶塞管整體酸溶的可行性研究。