元坝超深高含硫气井井筒堵塞诊断技术

倪　杰　刘　通　黄万书　李　莉　许　剑

中国石油化工股份有限公司西南油气分公司石油工程技术研究院,　四川　德阳　618000

0　前言

由于堵塞点在井下,看不见摸不着,而堵塞物的来源与众多因素有关,包括水合物、单质硫、钻完井及酸压作业过程中残渣、井壁失稳垮塌下来的岩屑、座封球座及球等,因此仅凭经验无法判断堵塞类型,解堵措施也无针对性,现场解堵效果不尽理想。而目前国内外也没有专门针对堵塞井形成系统的诊断分析方法,因此急需一套适合于元坝气田的井筒堵塞诊断技术,指导解堵工作的有效实施。

本文分别从堵塞类型及特征分析、堵塞类型快速诊断、复合堵模糊诊断等三个方面展开研究,通过压力和温度变化特征诊断堵塞类型,并利用模糊数学理论判断堵塞物主要来源,为现场解堵措施的制定提供了理论支撑。

1　堵塞类型及特征分析

从元坝气田井筒堵塞的情况来看,主要有两大堵塞类型:水合物堵和复合堵。

1.1　水合物堵

水合物堵一般发生在开井阶段,井筒尚未建立温度平衡,极易在井口附近的油管壁形成水合物堵塞油管,使生产难于进行。

图1　压力与水合物生成温度关系

图2　井筒水合物预测图

根据元坝103 H井天然气组成,实验室配制试验用天然气样,测定了不同压力下水合物生成温度(图1),结合井筒管流动态技术预测井筒600 m以浅易形成水合物[1-5](图2)。现场发生井筒水合物堵塞的元坝124-侧1、元坝103 H井在采用连续油管解堵时均探得堵点位置在预测值范围以内。

1.2　复合堵

复合堵较水合物堵更为复杂,主要由地层返排出的脏物,在天然气流的带动下附着于油管壁,在流态不稳定的情况下逐渐运移堆积,在油管变径处逐渐形成节流,导致压力、产量的下降。复合堵的影响因素很多,如完井方式、前期钻完井液的漏失、酸压时的酸岩反应、暂堵剂的残渣等。从元坝27-3 H井取得的堵塞样分析看(图3),堵塞物呈黑色黏稠状,以高黏性有机物为主,并夹杂CaCO3、FeSx和SiO2。

元坝气井生产管柱下部存在多处变径,如球座、封隔器、滑套,这些位置是脏物容易堆积的地方,因此发生复合堵的位置一般都较深[6-9],如元坝102-1 H井连续油管解堵时探得堵点位置为6 446 m。

1.3　堵塞特征

基于堵塞类型特征分析,得出不同堵塞类型具有的堵点位置、压力、温度等特征(表1)。

表1堵塞特征

堵塞类型堵点位置特征压力特征温度特征堵塞时机水合物堵堵点浅压降慢,压力波动明显井口温度降低明显多在开井阶段复合堵堵点深压降快,压力波动不明显井口温度无明显变化多在频繁调产期间

1.3.1堵点位置特征

对于水合物堵塞,堵点较浅,一般发生在井口以下600 m以内井段[10-15];对于复合堵塞,返出物最易堆积在接近产层的油管变径或球座处,堵点较深,一般在 5 000 m 以下。

1.3.2压力特征

对比了目前元坝不同堵塞类型的压降特征(图4)。由图4可知,对于水合物堵塞,水合物结晶过程相对缓慢,致使油压降低缓慢,堵塞过程压力波动明显;对于复合堵塞,地层已有的脏物在频繁调产时于井筒变径处迅速堆积,尤其高产井,油压会陡降。

图4　井筒堵塞井压力递减曲线

图5　两种堵塞类型的温度模拟图

1.3.3温度特征

以元坝气井典型工况为例,对比了不同堵点深度对井筒温度剖面的影响(图5)。由图5可知,堵点越浅,温度来不及恢复[6-20],井口温降越多。对于水合物,堵点离井口近,节流降温十分明显,一般低于20℃,甚至零下;而对于复合堵,堵点较深,经节流降温后,由于地层的加热作用,温度逐渐恢复,井口温降不明显。

2　堵塞类型快速诊断

针对元坝气田的堵塞类型及特征,采用压力及其导数特征诊断法和图版诊断法进行堵塞类型诊断,两种诊断方法相互结合、相互印证,确保诊断准确无误。

2.1　压力及其导数特征诊断法

该方法利用井筒发生堵塞时的压降变化趋势以及压力导数的变化特征进行分析。其基本原理是根据前面分析的两种堵塞类型的压力变化特征,采用压降速率指标进行诊断,同时对压力数据求导,将压力的波动信息放大,根据波动频率高低进行诊断(图6～7)。

2.2　图版诊断法

利用元坝气田长兴组气井的气质组分分析了烷烃组分和非烃组分(H2S、CO2、N2)对水合物生成的影响(图8),分析表明,在CH4等烃类含量差异不大的情况下,H2S是最重要的影响因素,基于此认识,模拟了元坝气田不同H2S含量下的水合物生成条件,建立了元坝气田长兴组气藏的堵塞诊断图版(图9)。

图6　元坝124-侧1井压力及导数诊断图(水合物堵)

图7　元坝103-1 H井压力及导数诊断图(复合堵)

表2元坝气田长兴组气藏部分堵塞井堵塞诊断表

井号堵塞前压力/MPa堵塞后压力/MPa压降/(MPa·min-1)诊断类型现场验证元坝205-144.5416.531.4046.611.4445.17复合堵√元坝124-侧144.047.210.09水合物√元坝103-1 H44.5416.530.54复合堵√元坝10-2 H46.5525.050.08水合物√元坝102-1 H44.2216.421.3946.660.0823.2946.970.2246.75复合堵√

图8　水合物影响因素分析

图9　堵塞诊断图版

图10　堵塞诊断图版现场应用诊断

3　复合堵模糊诊断

当堵塞类型诊断为复合堵时,我们希望进一步明确堵塞物的来源,便于提出针对性措施。然而井筒堵塞取样困难,往往是可遇不可求,因此需要提出更具普适性的分析方法。在各种可能因素权衡分析基础上,利用模糊综合评价技术,区分主要因素与次要因素,根据影响程度排序来判断堵塞物的可能来源。

3.1　影响因素

根据元坝气田长兴组气井的实际情况,考虑气井钻完井、改造、生产等各个阶段,一共列出了7个影响因素,包括:完井方式、钻完井液漏失量、暂堵剂用量、H2S含量、酸压规模、球和球座所处位置的井斜、返排率。

3.2　模糊综合评价

将以上讨论的7个影响因素组成本次评价的评价因素集合,并给出3个井筒发生堵塞的评价等级“很有可能、有可能、不太可能”,然后根据已有堵塞井的统计分析,确定各个因素的权重,最后建立评价矩阵,给出综合评价(表3)。

1)根据评价目的确定评价因素集合。评价因素集合为U={u1,u2,u3}={完井方式,钻完井液漏失量,暂堵剂用量,H2S含量,酸压规模,球和球座所处位置的井斜,返排率}。

2)给出评价等级集合。评价等级集合为V={v1,v2,v3}={很有可能,有可能,不太可能}。

3)确定各评价因素的权重。在各因素统计分析的基础上,设完井方式、钻完井液漏失量、暂堵剂用量、硫化氢含量、酸压规模、球和球座所处位置的井斜、返排率因素权重依次为0.3、0.02、0.3、0.02、0.17、0.17、0.2,即权系数矩阵W={0.3,0.02,0.3,0.02,0.17,0.17,0.02}。

4)确定评价矩阵。首先给出7个评价因素的评价标准,标准的确定以元坝气田已投产的31口井的样本数据统计为参考。

表3评价标准表

影响因素评价等级很有可能有可能不太可能完井方式裸眼衬管套管钻完井液漏失量/m3>500100～500<100暂堵剂用量/kg>800100～800<200H2S含量/(%)>6.54.5～6.5<4.5酸压规模/m3>1 000500～1 000<500球和球座所处位置的井斜/(°)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

评价标准确定以后,给各项指标进行打分(表4),以完井方式为例,元坝气田全裸眼完井的井有6口,而这6口井中已有3口井发生堵塞,则该项指标打分为3/6=0.5。

表4各项指标的打分情况

影响因素评价等级很有可能有可能不太可能完井方式0.50.250.11钻完井液漏失量0.2500.3暂堵剂用量0.630.10.07H2S含量0.290.230.5酸压规模0.430.150球和球座所处位置的井斜0.380.290返排率00.30

由此确定出评价矩阵R:

5)综合评价。作权系数矩阵W与评价矩阵R的模糊乘积运算,采用M(·,⨁)算子确定模糊评价集S:

根据最大隶属原则,M=max(0.98,0.71,0.22)=0.98,然后根据“很有可能”这一等级中的各个因素的指标排序可以直观地看出影响大小,各个因素按照影响由大到小排序:暂堵剂用量>完井方式>酸压规模>球和球座所处位置的井斜>H2S含量>钻完井液漏失量>返排率。

从影响因素的分析可以看出,暂堵剂类的高分子有机物、井壁失稳后剥落的岩屑、酸岩反应时产生的固相伤害物应是构成堵塞物的主要成分。从近期元坝27-3H井取得的堵塞样分析看(图3,表5),堵塞物以高黏性有机物为主,并夹杂CaCO3、FeSx和SiO2,与我们的评价结果非常接近,表明模糊诊断理论在元坝堵塞诊断的应用中获得了很好的应用。

表5元坝27-3H井堵塞物元素定量分析表

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

4　结论

2)根据元坝气田长兴组气藏的气质组分及温度压力条件而建立的堵塞诊断图版,与压力及其导数特征识别法互补,提高了堵塞类型诊断的可靠性。

3)模糊诊断分析表明,元坝气井的堵塞物主要来源包括暂堵剂类的高分子有机物、井壁失稳后剥落的岩屑、酸岩反应时产生的固相伤害物。