普光氣田p2p2-3井連續(xù)油管解堵技術(shù)

普光氣田p2p2-3井連續(xù)油管解堵技術(shù)

0單井開井階段2010年1月20日普光102-3號井位于四川省宣漢縣普光市北斗村三組。該構(gòu)造位于四川盆地東部褶皺帶的黃金口構(gòu)造帶。完鉆井深6150m(斜深),完鉆層位長興組,目的層位飛仙關(guān)組、長興組,井段5597.0~6044.8m,累計射孔段厚度373.2m/46n。酸壓入井液共計893.9m3,其中膠凝酸640m3、壓裂液220m3、活性水33.9m3,破裂壓力77.2MPa。放噴求產(chǎn)計算無阻流量490.64×104m3/d,單井配產(chǎn)65×104m3/d。2010年1月20日9∶25開井,開井前油壓為37.3MPa,開井后油壓為34.7MPa,當(dāng)日14∶00后,出現(xiàn)油壓持續(xù)下降的情況,直至降至和外輸壓力持平(8.1MPa)。通過現(xiàn)場測試,當(dāng)關(guān)閉井下安全閥時,打開11號閘閥和籠套式節(jié)流閥,井口仍有氣量,初步判斷井下安全閥存在問題,不能完全關(guān)閉,存在堵塞情況。為了判斷堵塞具體位置,提取返出物,化驗堵塞物性質(zhì),盡快恢復(fù)該井正常生產(chǎn),前期從多角度、多途徑入手去驗證各項參數(shù)與制定解堵措施,如:驗證井下安全閥液壓管線截止閥是否暢通,驗證井下安全閥液壓油管線里液壓油有無變稠現(xiàn)象,提高井下安全閥液壓管線壓力開井,注溶硫劑解堵,注熱水解堵。實踐表明,上述措施效果不理想,為此筆者探索了連續(xù)油管解堵技術(shù),本文擬對該技術(shù)的內(nèi)容及應(yīng)用情況作一分析。1連續(xù)管道解鎖技術(shù)1.1強(qiáng)制沖洗技術(shù)結(jié)合前期采取的解堵措施和驗證手段,以及收集到的現(xiàn)場基礎(chǔ)資料,認(rèn)為井筒堵塞主要是地層巖屑、暫堵劑、酸壓裂液以及單質(zhì)硫等混合物在井筒流態(tài)改變等復(fù)雜因素影響下附著于井筒內(nèi)壁所致;此外,井筒原堵塞物的存在,也使得氣體在井筒中節(jié)流形成水合物,導(dǎo)致井筒堵塞加劇。經(jīng)研究決定,擬采用連續(xù)油管解堵技術(shù),對堵塞位置實施強(qiáng)制沖洗。具體思路為:首先,在安全閥關(guān)閉狀態(tài)下,利用連續(xù)油管將沖洗組合工具下至油管內(nèi)探明堵塞位置后用解堵液沖洗解堵至井下安全閥位置。其次,待沖洗完成后對安全閥進(jìn)行開關(guān)測試,驗證井下安全閥性能狀態(tài)。第三,打開井下安全閥,下放連續(xù)油管探明位置后用解堵液進(jìn)行壓井。壓井完成后,采用連續(xù)油管沖洗至3800m。最后對返出物進(jìn)行取樣,判斷堵塞物性質(zhì)。1.2工具和樣品準(zhǔn)備根據(jù)井下各項參數(shù)控制指標(biāo),選用1.75inch防硫化氫連續(xù)油管,具體參數(shù)見表1。2噴嘴型mm,lRoller接頭(=44.45mm,L=45mm)+雙瓣式單流閥(=44.45mm,L=275mm)+噴嘴(=44.45mm,L=96mm)。經(jīng)過計算,要將排量控制在250~300L/min,同時保持50MPa注入壓力時,噴嘴上須設(shè)計5個向下的噴孔,孔徑2.5mm,經(jīng)過地面試驗驗證,滿足設(shè)計要求。3緩蝕劑性能指標(biāo)為防止水合物的形成和減輕對連續(xù)油管的腐蝕,沖洗液采用熱清水+0.4%緩蝕劑(SAI-1)。熱清水溫度控制在70~80℃,SAI-1緩蝕劑性能指標(biāo)見表2。因該井高壓、高產(chǎn)、高含硫化氫,為了降低施工風(fēng)險,不進(jìn)行循環(huán)沖洗,液體用量比較大,現(xiàn)場配備0.8m3緩蝕劑(可配備200m3沖洗液),且現(xiàn)場具備連續(xù)供200m3、溫度為70~80℃熱清水的能力。2連續(xù)管道解鎖技術(shù)的應(yīng)用2.1單采法無砂井筒放噴針對P102-3井筒嚴(yán)重堵塞造成不能正常生產(chǎn)的問題,根據(jù)既定的解堵方案,2011年3月1-3日對該井進(jìn)行了解堵施工。3月1日11∶34開始施工,啟泵,70℃熱水+3%緩蝕劑循環(huán),連續(xù)油管下探,下放速度約在1~5m/min,至12∶25將泵壓降至35MPa。下至80m,打開井下安全閥(井下安全閥位置87.7m),探至80~86m、90m、100.4m、110.6m、159.1m遇阻,強(qiáng)制沖洗后順利通過,下至606.2m停止下放,放噴口排出黃色液體,判斷液體中可能含有硫磺單質(zhì)。次日9∶09開始下油管,不啟泵循環(huán)熱水,下放連續(xù)油管至3800.1m,然后上提至井口,在油管探堵和上提過程中沒有遇阻。17∶45使用12mm氣嘴放噴,放噴前油壓為33.8MPa,油溫6.9℃。至18∶02油壓為28MPa,油溫為24.4℃;換用8mm氣嘴放噴,18∶10油壓為27.8MPa,油溫為24.7℃。此后放噴過程中,油壓緩慢下降,油溫緩慢上升,至18∶57油壓為26.7MPa,油溫為26.5℃,此時油溫也開始呈下降趨勢,至17∶55油壓為25.2MPa,油溫為18℃。換用12mm氣嘴放噴,油壓、油溫仍呈下降趨勢,至20∶27油壓降至18MPa,油溫降至12.6℃。20∶29關(guān)井,關(guān)井后油壓快速恢復(fù)至34.3MPa。放噴過程說明,油管內(nèi)壁仍有較多的黏稠物,對井筒具有節(jié)流效應(yīng)。第三日,用40m3熱水清洗井筒,10∶31開始泵注,泵注初始壓力上升較快,直至50MPa時壓力沒有下降,判斷熱水沒有加注進(jìn)井筒,隨后加壓至56MPa,壓力瞬間降至35MPa,井筒導(dǎo)通。說明井筒有堵塞點,并且從泵注量小于0.2m的情況看,堵塞點較為靠近井口。12∶15停止注入,共泵注約23m3熱水。12∶32開始下連續(xù)油管通井,14∶12通井至1500.3m,通井過程中沒有遇阻。然后上提油管,14∶48上提至349.0m處停止上提;14∶54啟泵循環(huán)熱水,泵壓控制在40MPa左右;16∶00上提油管至井口,停泵并關(guān)閉7號閥門。16∶16使用8+12mm氣嘴放噴,放噴口排出黑色液體,隨著放噴時間延長,放噴口液體顏色變淡。20∶18油壓30.5MPa,油溫42.4℃,20∶27轉(zhuǎn)入生產(chǎn)流程生產(chǎn),油壓30.4MPa,油溫34.9℃,產(chǎn)氣量70×104m3/d(配產(chǎn)65×104m3/d)。各項指標(biāo)恢復(fù)到正常生產(chǎn)水平,此次連續(xù)油管解堵作業(yè)達(dá)到了預(yù)期的目的。2.2井筒不同位置地層水合物存在的問題1)作業(yè)驗證了對于井筒堵塞原因的分析。對P102-3井筒堵塞造成不能正常生產(chǎn)的原因,之前認(rèn)為主要是井筒有堵塞物。連續(xù)油管下探過程中顯示安全閥位置沒有遇阻,在顯示開啟狀態(tài)下工作正常,而在其他遇阻位置用解堵液沖洗后可解除堵塞,證實井筒堵塞是堵塞物積聚所致,與安全閥無關(guān)。2)堵塞物受溫度的影響大,溫度越低黏度越高,黏度達(dá)到一定程度后易產(chǎn)生堆積。在對P102-3井作業(yè)時連續(xù)油管下探過程中遇阻位置在井口上部,最深位置159.1m。天然氣在井筒流動中壓力和溫度不斷降低,當(dāng)溫度降至一定程度時,堵塞物有足夠大的黏度在油管內(nèi)壁附著,并積聚起來,產(chǎn)生節(jié)流作用。由于井筒原堵塞物的存在,使得氣體在井筒中節(jié)流形成水合物,導(dǎo)致井筒堵塞加劇。3)熱水可有效降低井筒堵塞物黏度,并能將堵塞物攜帶出井筒。在對P102-3井用70℃以上熱水壓井后放噴,排出黑色污水,放噴池有黑色黏稠物,說明熱水對井筒堵塞物加熱后能有效降低堵塞物的黏度,并將堵塞物攜帶出井筒。熱水沖洗對解除井筒堵塞物有良好的效果。4)連續(xù)油管下探時,在井口容易遇阻井段宜采用低速推進(jìn)。連續(xù)油管作業(yè)過程中顯示遇阻井段在井口附近,在此井段下探連續(xù)油管須緩慢,否則遇阻時有可能因受力過大導(dǎo)致油管破裂或嚴(yán)重被卡井筒疏通后,如果在放噴情況下下探連續(xù)油管,連續(xù)油管與油管的環(huán)空會形成節(jié)流作用,生成水合物,增大連續(xù)油管下探阻力,嚴(yán)重時可卡死連續(xù)油管;并且連續(xù)油管在強(qiáng)酸性天然氣流中將受到更嚴(yán)重的腐蝕,增加了連續(xù)油管斷裂的風(fēng)險。井筒疏通后,如果在放噴情況下下探連續(xù)油管,連續(xù)油管與油管的環(huán)空會形成節(jié)流作用,生成水合物,增大連續(xù)油管下探阻力,嚴(yán)重時可卡死連續(xù)油管;并且連續(xù)油管在強(qiáng)酸性天然氣流中將受到更嚴(yán)重的腐蝕,增加了連續(xù)油管斷裂的風(fēng)險。3氣井的連續(xù)生產(chǎn)氣井投產(chǎn)初期是地層殘酸的返排期,殘酸返排的同時還會攜帶地層中的巖石碎屑。如果氣井在投產(chǎn)初期關(guān)井,殘酸會滯留在油管內(nèi),可能會黏到油管內(nèi)壁