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高酸性气田采气工程技术张庆生

中原油田采油工程技术研究院

二○一○年九月自我介绍张庆生1993年石油大学(华东)采油工程1997年石油大学(华东)硕士油气田开发2008年石油大学(北京)博士油气田开发2009年美国斯坦福大学访问学者时间安排上午8:10-------9:109:25-------10:3510:50-----11:30下午2:30第一部分酸性气田简介第二部分材料选择与防腐第三部分生产完井工艺第四部分完井液优选第五部分储层改造技术第六部分投产试气技术第七部分硫沉积和水合物防治第八部分作业井控技术第九部分安全与环保技术美国石油学会建议把酸气定义为H2S浓度超过20mg/L的天然气。含硫天然气是指组分中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等含硫物质的天然气。一、酸性气田定义及分类第一部分酸性气田简介H2S体积含量(%)<0.00140.0014~0.30.3~1.01.0~5.0>5.0气体类型无硫低含硫含硫中含硫高含硫H2S体积含量(%)<0.50.5~2.02.0~5.05.0~20.0>20气体类型微含硫低含硫中含硫高含硫特高含硫国外含硫天然气类型划分我国含硫天然气类型划分

全球已发现300多个具有工业价值的酸性气田,主要分布在加拿大、美国、法国、德国、俄罗斯、中国和中东地区。国外的高含硫气田硫化氢含量普遍较高,一般都在10%以上,气体组分中普遍含有凝析油成分。我国相继探明了以普光气田为代表的超深层海相碳酸盐岩酸性气田。该类气田具有高含H2S、中含CO2、埋藏深、地表条件复杂等特点,其开发难度很大。二、酸性气田分布第一部分酸性气田简介概况拉克气田位于阿奎坦盆地南部,波尔多市南160km。1942~1943年发现,1957年正式开发。气田地质储量2640×108m3,年产气70~80×108m3,轻质油20×104t,硫磺180×104t。1、法国拉克(Lacq)气田组分名称CH4C2H6H2SCO2体积含量(%)69315.69.3第四部分开发实例第一部分酸性气田简介天然气组分2、加拿大卡罗林(Caroline)气田概况

卡罗林气田1986年发现,1993年正式开发。天然气中H2S含量为35%、CO2含量为7%。气田面积133.5km2;天然气地质储量651×108m3,凝析油储量3977×104m3。截止2000年底,累积产气266×108m3。卡罗林气田基本参数第四部分开发实例第一部分酸性气田简介3、俄罗斯奥伦堡气田和阿斯特拉罕气田

俄罗斯通常是将含硫量达10%以上的统称为高含硫天然气,只有奥伦堡气田和阿斯特拉罕气田可达此标准。奥伦堡气田其气质平均含CO20.6%,含H2S1.65~10%,有机硫(硫醇)含量较高(420~600)mg/m3

,最高可达1000mg/m3以上)。阿斯特拉罕气田含H2S在16.03%~28.30%之间变化(平均26%),含CO2

,在10.69%~18.66%之间变化(平均16%),局部区块二者含量合计最高可达50%。除H2S外还含有元素硫,以及硫醇等有机硫化合物。第四部分开发实例第一部分酸性气田简介

我国近年来进行海相地质勘探,发现的高含硫气藏资源丰富:●硫化氢含量大于5%的高含硫气田主要分布在川东北地区海相碳酸盐地层,预测总资源量41880×108m3。●已探明普光、罗家寨、渡口河、铁山坡等气田,累计探明天然气地质储量5038×108m3。其中,中石化已在川东北海相碳酸盐地层探明天然气地质储量3560.68×108m3,预计还要探明一批储量。

目前普光气田已投入开发。第一部分酸性气田简介4、国内高酸性气田与国外高含H2S/CO2气田相比,国内气藏具有埋藏深、上覆地层多、不含凝析油、存在边底水、山地地貌、人口密集等特点,开发面临十分突出的安全、高效、环保等问题。罗家寨渡口河铁山坡普光第一部分酸性气田简介三、普光气田概况

探明地质储量2782.91×108m3地层压力55~57MPa

储层埋深5000~6100m地层温度120~134℃H2S含量13~18%CO2含量8~12%属高含硫碳酸盐岩气藏第一部分酸性气田简介●长兴期晚期发育台缘礁滩复合体,生物礁呈点状、带状分布,礁间发育滩体;●飞仙关早中期:为台地边缘,滩体形成连片分布;●飞仙关晚期:过渡为局限-蒸发台地。1、沉积相特征301-3302-12102-24301-36298各类气层及非储层段在纵横向上交错分布,储层非均质性更强。●储层厚度大,但变化快,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类层交错发育;●飞三段以Ⅲ类差储层为主,局部发育Ⅱ类储层飞一、二上、下主要发育Ⅱ类、Ⅲ类储层,飞一、二中主要发育Ⅰ、Ⅱ类储层,长兴组在气藏南部主要发育Ⅰ、Ⅱ类储层,中部和北部主要发育Ⅲ类有效层和非储层。2、储层展布特征储层纵向上物性特征,储层平均孔隙度为8.20%。平均渗透率1.04×10-3μm2纵向上飞一二段中、下段较好,其次是长兴组,最差是飞三段。储层物性纵向变化较大,飞一二段中最好3、储层物性特征井号层位分析日期分析项目及含量(%)相对密度临界温度(k)临界压力(Mpa)

甲烷乙烷CO2H2sN2HeH2普光1T1f1-203.07.3177.910.029.0712.310.640.010.020.71992235.388普光2T1f304.10.0876.690.197.8914.80.40.010.020.7233226.525.469T1f1-204.09.2874.460.227.8916.890.510.020.010.737230.325.56T1f104.9.1775.630.117.9615.820.440.010.030.7302228.375.516P2ch

75.070.248.5715.660.430.010.020.73562295.53P2ch

98.80.240.0100.55000.55421904.59普光4T1f105.02.0173.830.038.4717.050.590.0200.74292315.58普光6T1f1-205.11.2074.670.0310.5314.050.650.010.06

227.735.501P2ch05.11.1075.920.058.7414.710.490.010.060.734227.095.5134、H2S、CO2含量高H2S平均含量为15.16%,比罗家寨气田平均高6%左右;CO2平均含量为8.64%,比罗家寨气田平均高2%左右。

5、气藏为常压低温系统飞仙关-长兴组压力系数相近,均为常压系统:●飞仙关组:压力系数1.0~1.18;●长兴组:压力系数1.07~1.1。静温梯度为1.98-2.21℃/100m

与川东北地区其它气田相似,均为低温系统。

普光气田气藏压力系数与井深关系图1.001.051.101.151.2045004700490051005300550057005900井深m压力系数飞仙关长兴普光10普光9普光202-1普光201-2普光301-3普光66、气水关系:具有多套气水系统,气水关系复杂普光201-2普光2普光102-2普光103-2普光4普光101●根据8口井测井、试气资料,认为P2ch和T1f各具独立气水系统。综合确定飞仙关组气水界面约为-5125m,长兴组礁体彼此不连通,为独立气水系统。集气末站动用储量:1811.06亿方井台数量:17井型:直井、定向井、水平井单井配产:30-100万方/天建设产能:105亿方/年第一部分酸性气田简介四、酸性气的主要特征剧毒性

高含硫气藏中的H2S为剧毒气体,正常条件下对人的安全限度不超过20ppm。强腐蚀性

H2S、CO2对钢材具有强烈的腐蚀性,包括硫化氢应力开裂、点蚀、氢诱发裂纹和氢鼓泡等。

水合物、硫沉积高含硫气藏在开发过程中,除了有可能产生水合物外,还有可能产生硫沉积问题,给采气带来堵塞等复杂问题。

第一部分酸性气田简介由于高含硫气藏硫化氢的剧毒、腐蚀性强,给气田开发造成了极大的安全问题,使得在完井、采气和安全、环保等多方面都具复杂性,使气田开发难度大,开发成本高。归纳起来,主要存在以下几处技术难点:材料与防腐:酸性气田极易发生硫化氢应力开裂、氢脆等腐蚀现象,因此在气田开发过程中,与酸气接触或者有可能发生接触的设备材质选择成为气田能够安全顺利投产的关键。另外,合金材质价格昂贵,如何能在保证技术安全的基础上,降低投入成本,成为实际操作过程中的技术难题井控与HSE:酸性气体的剧毒性和强腐蚀性,酸性气田的高温、高压条件,使得安全工作成为气田投产工作的核心问题,也是一切工作能够顺利开展的前提条件。试气投产工艺:国内酸性气田超深、高温、高压、高酸性、投产井段长,给完井、射孔、酸压、试气等带来一系列技术难题。完井管柱如何减少起下次数,降低安全风险,满足生产与酸压的需要;射孔管柱如何提高起爆传爆可靠性,降低爆轰波对管柱的影响;酸压时如何克服超深井带来的高摩阻、高压、高温困难,提高酸压改造效果;试气时如何克服高含硫带来的污染问题,解决大气量的水合物防治问题五、高酸性气田采气工程面临的技术难题第一部分酸性气田简介第二部分

防腐与材料选择第二部分防腐与材料选择

对于仅含H2S的腐蚀与防护,50年来,国外持续做了大量研究,腐蚀机理和规律相对比较清楚,腐蚀控制方法和防护措施比较成熟,形成了NACE-MR0175/ISO15156等标准和规范,我国也有石油行业标准SY/T0599。

近20年来,高温高压条件下CO2腐蚀机理和防护措施的研究也取得了许多成果。

由于H2S和CO2之间复杂的交互作用,对H2S和CO2同时存在时的腐蚀机理和规律,至今尚未形成较完善的理论体系,许多理论和技术问题尚待深入研究。一、酸性气田主要腐蚀类型硫化氢腐蚀元素硫腐蚀二氧化碳腐蚀地层水及氯化物等盐类的腐蚀氧腐蚀细菌腐蚀腐蚀性组分相互作用下的腐蚀酸腐蚀第二部分防腐与材料选择(1)硫化氢电化学腐蚀①电化学腐蚀机理油套管及设备的钢材是良导电体,油气井产物所含的水溶解有多种盐类或二氧化碳、硫化氢等。钢与上述介质接触时,金属在空气中已生成的保护性氧化膜会溶解在电解质溶液中。当白金属露出后,金属作为电的良导体与溶液作为离子的良导体组成了一个回路。带正电荷的铁离子趋向于溶解在电解质溶液中,生成铁盐。电子趋向于聚集在金属端,形成一定的电位差,电子流向溶液。这是一个氧化反应过程,称为阳极反应,金属端称为阳极区。另一方面,进入溶液中的电子被氢离子结合,生成分子氢,这是一个还原反应过程,称为阴极反应,溶液端称为阴极区。在有氧环境中,生成氢氧根。铁原子以铁离子形式进入溶液,并以Fe2O3•(H2O)x、FeSx、Fe2CO3等形式存在。腐蚀产物可能在金属表面沉积,形成保护膜。保护膜的稳定性决定了腐蚀是继续还是受抑制。1、硫化氢腐蚀第二部分防腐与材料选择②电化学腐蚀分类均匀电化学腐蚀:如果电化学腐蚀发生在整个金属表面,顾名思义,就称为均匀腐蚀。目前的腐蚀预测软件也主要是针对均匀腐蚀开发的,均匀腐蚀较容易预测和预防,例如增加壁厚,留有腐蚀裕量。外加电场的阴极防护也主要是针对均匀腐蚀的。可以看出,均匀腐蚀不属于严重的腐蚀工况。局部电化学腐蚀:如果电化学腐蚀只集中在金属局部表面,而大部分不腐蚀或只有较轻微的腐蚀,就称为局部腐蚀。有两类边界条件会引起或加速局部电化学腐蚀:①电位能级差较大的两种金属间有电解质溶液,或直接接触并浸没在电解质溶液中,会产生电位差腐蚀,或称电偶腐蚀。②金属内部缺陷或缝隙暴露在电解质溶液中会引起局部电化学腐蚀。上述边界条件衍生的电化学腐蚀会引起局部腐蚀穿孔或断裂,是造成油套管、抽油杆及设备腐蚀失效的形式之一。第二部分防腐与材料选择③硫化氢电化学腐蚀机理

在湿硫化氢环境中,硫化氢会发生电离,使水具有酸性,硫化氢在水中的离解反应式为:H2S=H+

+HS-(1)HS-

H+

S2-

(2)

硫化氢电化学腐蚀过程

阳极:Fe-2e→Fe2+

阴极:2H++2e→Had+Had→2H→H2↑↓[H]→钢中扩散

其中:Had-钢表面吸附的氢原子

[H]-钢中的扩散氢

阳极反应产物:Fe2++S2-→FeS↓

第二部分防腐与材料选择

钢材受到硫化氢腐蚀以后阳极的最终产物就是硫化亚铁,该产物通常是一种有缺陷的结构,它与钢铁表面的粘结力差,易脱落,易氧化,且电位较正,因而作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池,对钢基体继续进行腐蚀。

值得注意的是:干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用,H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。

H2S+Fe2+→FeS+2H0

H2O钢基体H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0夹杂物含水油气环境H0H0H0H0第二部分防腐与材料选择(2)湿H2S环境中的应力腐蚀:①环境断裂的基本概念在油管、套管和地面装置中可能会出现一种严重的破坏现象,称为环境断裂(environmentassistedfracture)。环境断裂的本质是材料某些化学物质或元素使材料丧失其原有物理和力学性质,特别是使材料韧性降低。它是结构的应力、材料的选择性、腐蚀介质和环境参数相互激励导致的一种材料突发性断裂或爆裂现象,有的文献又简单的称为应力腐蚀开裂。粗略地说,环境断裂包括应力腐蚀和氢脆。应力腐蚀和氢脆之间并没有严格的区分,二者可同时发生,也可以说氢脆是应力腐蚀的本质因素或机理之一。第二部分防腐与材料选择酸性环境中氢损伤的几种典型形态

氢鼓泡(HIB);氢致开裂(HIC);硫化物应力腐蚀开裂(SSC);应力导向氢致开裂(SOHIC);氢应力开裂(HSC);软区裂纹(SZC)。②湿H2S环境中的环境断裂分类第二部分防腐与材料选择氢鼓泡(HIB,hydrogen-inducedblister)

腐蚀过程中析出的氢原子向钢中扩散,在钢材的非金属夹杂物、分层和其他不连续处易聚集形成分子氢,由于氢分子较大难以从钢的组织内部逸出,从而形成巨大内压导致其周围组织屈服,形成表面层下的平面孔穴结构称为氢鼓泡,其分布平行于钢板表面。它的发生无需外加应力,与材料中的夹杂物等缺陷密切相关。氢致开裂(HIC)

在氢气压力的作用下,不同层面上的相邻氢鼓泡裂纹相互连接,形成阶梯状特征的内部裂纹称为氢致开裂,裂纹有时也可扩展到金属表面。HIC的发生也无需外加应力,一般与钢中高密度的大平面夹杂物或合金元素在钢中偏析产生的不规则微观组织有关。酸性环境下的氢致开裂机理第二部分防腐与材料选择

硫化物应力开裂(SSC,sulfidestresscracking)

湿H2S环境中腐蚀产生的氢原子渗入钢的内部固溶于晶格中,使钢的脆性增加,在外加拉应力或残余应力作用下形成的开裂,叫做硫化物应力腐蚀开裂。工程上有时也把受拉应力的钢及合金在湿H2S及其它硫化物腐蚀环境中产生的脆性开裂统称为硫化物应力腐蚀开裂。SSC通常发生在中高强度钢中或焊缝及其热影响区等硬度较高的区域。

硫化氢应力腐蚀和氢致开裂是一种低应力破坏,甚至在很低的拉应力下都可能发生开裂。一般说来,随着钢材强度(硬度)的提高,硫化氢应力腐蚀开裂越容易发生。硫化物应力腐蚀和氢致开裂均属于延迟破坏,开裂可能在钢材接触H2S后很短时间内(几小时、几天)发生,也可能在数周、数月或几年后发生,但无论破坏发生迟早,往往事先无明显预兆。

四川管道硫化物应力开裂照片第二部分防腐与材料选择应力导向氢致开裂(SOHIC,stress-orientedhydrogen-inducedcracking)

在应力引导下,夹杂物或缺陷处因氢聚集而形成的小裂纹叠加,沿着垂直于应力的方向(即钢板的壁厚方向)发展导致的开裂称为应力导向氢致开裂。其典型特征是裂纹沿“之”字形扩展。有人认为,它也是应力腐蚀开裂(SCC)的一种特殊形式。

SOHIC也常发生在焊缝热影响区及其它高应力集中区,与通常所说的SSCC不同的是SOHIC对钢中的夹杂物比较敏感。应力集中常为裂纹状缺陷或应力腐蚀裂纹所引起,据报道,在多个开裂案例中都曾观测到SSC和SOHIC并存的情况。应力导向氢致开裂示意图

第二部分防腐与材料选择硫化物应力开裂(SSC)/应力腐蚀开裂(SCC)环境因素

H2S浓度,分压—NACE、MR0175/ISO15156及SY/T0599规定,含有水和H2S酸性天然气系统,当P总≥0.4MPa,PH2S≥0.0003MPa,可引起敏感性材料发生SSC和SCC,PH2S越大,越容易发生

SSC和SCC。

pH值—pH值低易发生。

温度—

24℃左右,

SSC和SCC敏感性最大,>65℃时一般不会发生SSC和SCC。

N80Q和C95套管可用于≥65℃,P110可用于≥80℃的酸性油气环境。

C02—PCO2越高,PH值越低,SSC和SCC越敏感。(3)影响氢损伤的因素第二部分防腐与材料选择材料因素

硬度(强度)—SSC和SCC越敏感,要求硬度越小。

化学成分—

一般认为,在抗

SSC/SCC的碳钢和低合金钢中,Ni、Mn、S、P为有害元素,NACE-MR0175/ISO15156及SY/T0599规定,碳钢和低合金钢中Ni

不能大于1%。

热处理状态及显微组织—

马氏体对SSC/SCC最敏感,应杜绝。

冷变形—碳钢和低合金钢冷处理时易产生内应力,必须热处理消除。第二部分防腐与材料选择氢致开裂(HIC)/阶梯裂纹(SWC)环境因素

PH2S—发生HIC的临界PH2S,低碳钢一般为0.002MPa,加入微量Cr后可升至0.006MPa,高纯度钢并经Ca处理后可达0.15MPa。

PH值—

PH值

1-6范围内,HIC敏感性随PH值增加下降,PH值6时发生HIC的可能性最小。

温度—

24℃时HIC敏感性最大,>24℃时,升温使腐蚀及氢扩散加快,<

24℃时,降温导致H2S浓度下降,HIC敏感性下降。

Cl-—PH值

3.5-4.5时,Cl-使腐蚀速度加快,HIC敏感性增大。第二部分防腐与材料选择材料因素

钢的纯净度—高钢级抗HIC钢的S、P、N、H、O、Sn、Pb等元素之和<80ppm。成分和组织的均匀性—在降低硫含量的同时,进行钙处理;钢水和连铸过程的电磁搅拌;限制带状组织;多阶段控制扎制及快速冷却工艺。

晶粒细化—

微合金化,空扎工艺。碳含量—尽量降低碳含量(一般≤0.006%),控制Mn含量,加Cu。第二部分防腐与材料选择BP

印尼气井腐蚀材质:碳钢生产时间:半年天然气含有13%H2S&7%CO2马来西亚气井用super13Cr油管完井,仅9天应力腐蚀开裂,井深2735m,温度150℃,CO2/H2S分压7/0.012MPa2、CO2腐蚀CO2+H2O→H2CO3H2CO3+Fe→FeCO3+H2↑

阳极反应:Fe→Fe2++2e

阴极反应:H2CO3→H++HCO3-2H++2e→H2↑

基本特征是局部腐蚀,腐蚀形态为台地状腐蚀、坑点腐蚀及癣状腐蚀,这与腐蚀产物FeCO3膜及CaCO3膜有关。(1)CO2腐蚀机理:第二部分防腐与材料选择(2)CO2腐蚀产物膜的特点及形成机理:腐蚀反应的过程包括FeCO3晶核形成和晶粒长大两部分;如果腐蚀产物膜不很致密,Cl-可能在腐蚀产物膜与金属界面处富集,由于Cl-具有钝化作用,使界面处保持活化状态,导致金属局部腐蚀加剧。中间层有明显的颗粒状FeCO3组成,有时在颗粒状结晶层中有孔洞;最内层产物膜较为致密,与基体结合较为牢固;受晶粒长大和物质传递等影响形成界限分明的2-3层腐蚀产物形态;第二部分防腐与材料选择塔里木轮南油田油管CO2腐蚀(3)CO2腐蚀影响因素※CO2分压PCO2>0.2MPa,发生腐蚀0.02MPa<PCO2<0.2MPa,可能发生腐蚀PCO2<0.02MPa,腐蚀可忽略

※流速:流速的增加,腐蚀速率将会提高

※pH值:低pH值时,FeCO3膜的保护性差,腐蚀速率增加

※溶液成分:Cl-、Ca2+、Fe2+

、O2

浓度或含量增加,

腐蚀速率增加;HCO3-的增加,腐蚀速率有规律地降低第二部分防腐与材料选择※

温度60℃以下,碳钢表面生成的是少量松软且不致密的FeCO3,腐蚀为均匀腐蚀;100℃左右,腐蚀速率最大,腐蚀产物较厚但还很疏松,形成深坑状或环状腐蚀;高于150℃,生成致密且附着力极强的FeCO3,腐蚀基本被阻止。

第二部分防腐与材料选择H2S主导的体系中,稳定的FeS优先于FeCO3形成。在60-240℃时,FeS能对金属提供保护。温度低于60℃或高于240℃时,FeS膜变得不稳定且多孔,而且由于H2S的存在阻止了稳定的FeCO3的形成,从而加速了腐蚀。(3)H2S、CO2共存时的腐蚀机理无论CO2含量高低,H2S导致钢铁材料氢损伤始终存在,且PCO2越高,PH值越低,氢损伤越严重。H2S浓度较低时,CO2是主要腐蚀因素,CO2主导的体系中,温度低于120℃时,FeS膜生成,其生成受pH值和温度的影响,FeS膜可以减少腐蚀速率。第二部分防腐与材料选择H2S、O2和CO2的含量对碳钢腐蚀速率的影响

CRO2

≈80CRCO2

≈400CRH2S第二部分防腐与材料选择影响H2S/CO2电化学腐蚀的因素温度

影响气体(H2S或CO2

)在介质中的溶解度,温度升高,溶解度降低,抑制了腐蚀的进行;温度升高,各反应进行的速度加快,促进了腐蚀的进行;温度升高影响腐蚀产物的成膜机制,该膜有可能抑制腐蚀,也有可能促进腐蚀。第二部分防腐与材料选择影响H2S/CO2电化学腐蚀的因素分压用PCO2/PH2S

判定腐蚀是酸性腐蚀(由H2S引起还是甜腐蚀(CO2引起)

PCO2/PH2S

>500时,主要为CO2腐蚀

PCO2/PH2S

<500时,主要为H2S腐蚀第二部分防腐与材料选择高含硫化氢天然气藏常常伴有元素硫存在。元素硫可能在近井地带析出和堵塞,造成储层损害,使产量降低。在油管内或地面管汇中析出和堵塞,给气井生产造成极大麻烦。此外元素硫的沉积造成管道系统的腐蚀。元素硫析出及堵塞,腐蚀的机理、规律研究尚不充分,目前还没有可靠的预测模型或经验可供应用。元素硫是分子晶体,很松脆,不溶于水,其导电性很差。它有几种同分异构体,天然硫是黄色固体,叫做斜方硫。斜方硫和单斜硫的分子都是由8个硫原子组成的。具有环状结构。温度高于88~93℃时,硫化氢与元素硫反应,生成聚硫化氢。随着温度、压力的降低,聚硫发生分解,生成元素硫。反应式为:

H2Sx→H2S+S(x-1)这个反应是一个动态的化学平衡反应,高压使反应向左进行,低压向右进行。在井眼上部、流道截面变化,特别是节流阀后方,压力降低及流场变化会使反应向右进行,即硫析出和沉积。3、元素硫腐蚀第二部分防腐与材料选择3、元素硫腐蚀元素硫可使某些种类耐蚀合金产生环境断裂,因此在ISO15156-3中特别注明了具体的合金是否抗元素硫。根据国外元素硫沉积的研究,油管或流道中流速可能是主要的控制因素。产量较低,流道内流速偏低可能是造成流道内元素硫沉积的主要因素。此外,流道直径变化,特别是节流阀后,由于流场和相态的变化,会加剧硫的析出和沉积,并堵塞管道。第二部分防腐与材料选择

地层水可能不同程度地溶解有氯化物、硫酸盐、碳酸盐等可溶性盐类,他们对油套管及设备的腐蚀大体有几个类型:电化学腐蚀;对某些钢材的应力腐蚀;在硫化氢和二氧化碳共存时相互作用,加剧腐蚀和应力腐蚀。氯离子可以使钢表面的保护层不稳定,使得管壁形成的腐蚀产物很疏松。在疏松的垢下形成各种浓差电池腐蚀,如盐浓差、氢浓差、氧浓差电池、缝隙腐蚀等腐蚀形式。细菌的大量活动以及细菌分泌黏液的增多,使得结垢更为严重,进而造成恶性循环。4、地层水及氯化物等盐类的腐蚀第二部分防腐与材料选择

在注入水或者注入的其他工作液中,不可避免的要混入氧。以氧气的还原反应为阴极过程的腐蚀,叫做吸氧腐蚀。钢铁的吸氧腐蚀示意图2Fe+2H2O+O2=2Fe(OH)24Fe(OH)2+O2+2H2O=4Fe(OH)3Fe(OH)3Fe2O3·xH2O5、氧腐蚀第二部分防腐与材料选择

由细菌生命活动引起或促进材料的腐蚀破坏称为细菌腐蚀。地层水中含有硫酸盐还原菌、铁细菌、硫细菌等菌种。在油田生产系统中,硫酸盐还原菌(SRB)是微生物腐蚀(MIC)的主要因素之一。SRB是一种以有机物为养料的厌氧性细菌,能在pH值为5~10、5~50℃范围内生长,有些SRB甚至能在100℃、50MPa,以至更高的情况下生长。研究发现,SRB在厌氧条件下大量繁殖,将SO42-还原成H2S,产生粘液物质,加速垢的形成。油井管柱在SRB菌落下易发生局部腐蚀,以致出现穿孔,造成巨大的经济损失。6、细菌腐蚀第二部分防腐与材料选择7、酸腐蚀

酸化作业中,排液不彻底,挤入地层的酸没有被完全排出,并在井底形成积液,使下部的pH值下降,氢离子浓度增加,铁与酸剧烈反应,使油管腐蚀速度增加,造成腐蚀损坏。若井下有硫化氢存在,那将极大地加剧硫化物应力腐蚀开裂,同时,井下的温度较高,氢的去极化腐蚀加剧。第二部分防腐与材料选择(1)硫化氢和二氧化碳共存对腐蚀的影响含硫生产井生产表明,只要采用抗硫碳钢或低合金钢,H2S/CO2共存腐蚀的主要矛盾将转化为电化学腐蚀(金属的减薄和坑蚀等)。硫化氢对二氧化碳腐蚀的影响具有双重作用,硫化氢既可以而通过阴极反应加速二氧化碳腐蚀,也可以通过FeS的沉积而减缓腐蚀。腐蚀速度变化与温度和硫化氢含量直接有关:◆低温(30℃)时,少量硫化氢(0.2%)将使二氧化碳腐蚀成倍加速,而高含量硫化氢(如21.5%)则使腐蚀速率降低;◆高温下,当H2S含量大于2.1%时,腐蚀速度反比纯二氧化碳低;

◆温度超过150℃时,腐蚀速度则不受硫化氢含量影响。在低浓度硫化氢时,由于硫化氢可以直接参加阴极反应,导致腐蚀加剧;高浓度时,硫化氢与铁反应生成FeS膜,从而减缓腐蚀。8、腐蚀性组分相互作用及对腐蚀的影响第二部分防腐与材料选择

氧气和CO2的共存会使腐蚀程度加剧,氧气在CO2腐蚀的催化机制中起了很大作用。当钢铁表面未生成保护膜时,氧气的含量越高腐蚀速率越大;当钢铁表面已生成保护膜时,氧气的含量对其腐蚀的影响较小,几乎不起作用。在饱和氧气的溶液中,CO2的存在会大大提高腐蚀速率,CO2在腐蚀溶液中起催化作用。(2)氧气和二氧化碳的共存对腐蚀的影响(3)硫化氢、二氧化碳与氯化物共存对腐蚀的影响氯离子对钢铁的影响随材质的不同而不同,可导致钢铁发生严重孔蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀。此外,氯化物可能引起耐蚀钢的应力腐蚀开裂。第二部分防腐与材料选择

如果在缝隙等局部封闭环境中,元素硫及H2S和H2SO4会严重促进局部腐蚀:(4)硫化氢、二氧化碳、氯化物和元素硫共存对腐蚀的影响歧化反应硫烷反应温度高于120℃时,元素硫与H2S反应形成硫烷(H2Sx)硫烷将导致更多的获电子还原反应,促进腐蚀第二部分防腐与材料选择1、油气井腐蚀性环境常用管材类型(1)碳钢和低合金钢碳钢(carbonsteel)是一种铁碳合金,其中含碳小于2%、含锰小于1.65%,和其他微量元素,但不包括为了脱氧而有意加入的一定量的脱氧剂(通常是硅或/和铝)。石油工业中所用碳钢的含碳量通常低于0.8%。低合金钢(lowalloysteel)也是一种铁碳合金,其中合金元素总量少于5%(大约),但多于碳钢规定含量的钢铁。近年来在碳钢和低合金钢系列中,推出了一类称为微合金钢新钢种,或称3Cr钢。在低碳钢中铬的含量增至3%和进行合适的合金设计后,材料表面生成稳定的富铬氧化膜,抗二氧化碳腐蚀性能显著提高。二、管材选择第二部分防腐与材料选择

ISO11960列出了常用抗硫化氢应力开裂碳钢和低合金钢油管、套管钢级。它们可分为高抗硫型和限制使用型两类:高抗硫型:抗硫化氢应力开裂性能较好,设计优先使用的钢级类型:J55、K55、M65、L801型、C901型、T951型。有限抗硫型:屈服强度等于或高于100ksi(例如110ksi、125ksi)的油管、套管。很多钢管公司推出屈服强度等于或大于110ksi的抗硫化氢应力开裂油管和套管,但是应注意满足使用条件。第二部分防腐与材料选择(2)耐蚀合金耐蚀合金(CRA,corrosion-resistantalloy)能够耐油田环境中的一般和局部腐蚀的合金材料,在这种环境中,碳钢和低合金钢会受到腐蚀。ISO15156-3将不锈钢和合金统称为耐蚀合金,该标准提供了详尽的耐蚀合金油管、套管和耐蚀合金制造的零部件技术规范。耐蚀合金材料有:不锈钢:高合金奥氏体不锈钢、马氏体不锈钢、双相不锈钢合金:镍基合金等类别。第二部分防腐与材料选择2、管材选用原则:二、管材选择正确选用油管、套管及各种井下附件、采油树及地面设备的材料是油气井防腐的最重要环节,选材不当不仅造成浪费,而且隐藏安全风险。碳钢和低合金钢是硫化氢酸性环境中使用最普遍的钢种,研究比较充分,同时也已积累了较丰富的现场经验。在含硫化氢酸性环境防腐设计中,环境断裂是材料选择最重要和优先考虑的因素,其中酸性环境抗开裂的材料选择已有国际公认的标准ISO15156和NACE-MR0175。选用了抗硫的碳钢和合金钢后,电化学腐蚀将成为重点考虑的因素,可用加缓蚀剂的技术防止或减缓电化学腐蚀。加缓蚀剂防止或减缓电化学腐蚀是否可行决定于技术的可行性和可靠性及风险评估,中长期累积投入与投资回报率,修井更换油管的代价及损失评估。第二部分防腐与材料选择对于较恶劣的腐蚀环境,例如高压,同时又高含二化碳,或高压同时又高含二氧化碳与硫化氢,应优先从材料选用上作防腐蚀设计,即优先考虑采用不锈钢或合金。由于不锈钢或合金价格昂贵,供货周期长,它们对井下环境也有使用限制,因此应有充分时间进行试验评价和进行技术经济分析。ISO和NACE提供了不锈钢或合金材料的选用标准,该标准应视为一种指导原则,某些条款尚有争议,因此充分的评价是必不可少的。在引用和执行材料选用标准ISO15156和NACEMR0175的基础上进行强度设计应以ISO10400标准为依据。对于酸性环境用碳钢和低合金钢,应尽可能选用屈服强度低于95Kksi(655Mpa)的抗硫钢种,强度不够时,宜增大壁厚来满足要求,而不是提高钢级来达到强度要求。第二部分防腐与材料选择10-410-310-210-110010110210310410-410-310-210-1100101102103104高镍合金SM-2550C276SM-2535、SM-2550、028G3、825、718、925H2S分压

(atm)CO2

分压

(atm)H2S和CO2分压对油管材料选择的影响井号普光1普光2H2S含量,%12.3115.41CO2含量,%8.579.07地层压力MPa55.561.22H2S分压MPa6.619.15CO2分压MPa4.435.49CO2分压>0.2MPa电化学严重腐蚀H2S分压>0.03MPa,硫化氢应力腐蚀严重(1)按腐蚀环境进行分析L80、C90、T95、C95、110s、125s、90s、95s高铬合金抗硫钢9-13CrS13Cr20-25CrH40、J55、K55、N802、管柱材质选择第二部分防腐与材料选择(2)室内实验分析指标温度平均腐蚀速率(mm/a)3%NaCl+0.5%CH3COOH+饱和H2S和CO23%NaCl+饱和H2S和CO240℃1.200.6780℃5.990.503抗硫钢静态腐蚀实验实验前照片加速实验后照片不加速实验后照片第二部分防腐与材料选择抗硫钢40℃耐硫化物应力腐蚀破裂性能实验油管(88.9×6.45,国外)套管(177.8×11.51,国内)试样编号加载应力103psi开裂情况临界应力103psi120℃全浸腐蚀速率mm/a试样编号加载应力103psi开裂情况临界应力103psi120℃全浸腐蚀速率mm/aY-140NF103气相液相T-140F97气相液相Y-260NFT-260NFY-380NFT-380FY-4100NF0.2560.153T-4100NF0.3200.174Y-5120NFT-5120NFY-6140FT-6140NF国外抗硫钢的抗应力开裂能力和耐腐蚀性能好于国内抗硫钢抗硫钢管材临界应力(Sc)>80%屈服强度(API)镍基合金钢Sc可达100%屈服强度NF:不开裂F:开裂试验方法NACETM0177方法A,溶液A第二部分防腐与材料选择单质硫环境下的合金钢材料腐蚀实验结果材料C-276G3INCOLOY925INCOLOY825SM2535腐蚀速率mm/a0.0050.0140.0280.0280.035实验条件:15%NaCL+H2S(1.38MPa)+CO2(0.69MPa)+S(1g/L);温度232℃抗硫钢腐蚀十分严重。平均腐蚀速率0.50mm/a时,管柱的使用寿命4-5年;平均腐蚀速率1.20mm/a时,管柱的使用寿命1-2年单质硫析出对管柱腐蚀具有重大影响,必须使用高镍(Ni>40%)合金钢第二部分防腐与材料选择静态电偶腐蚀试验数据指标温度电偶腐蚀速率(mm/a)实验条件C-276825G3SM-253525℃0.950.940.650.30A80℃0.500.500.450.56A120℃8.013.09.011.0B试验条件A:饱和H2S和CO2+3%氯化钠试验介质B:A+0.5%冰醋酸+3%氯化钠实验前实验后实验后实验后实验后第二部分防腐与材料选择H2S分压4MPa,CO2分压3MPa,Cl-浓度10000mg/L、产水0.12m3/104m3时不同管材点蚀指数对比。(3)软件计算分析使用Socrate软件,根据NACEMR0175和ISO15156标准Req:Min43第二部分防腐与材料选择可选择合金钢材料成分表UNSNUMBERN08535UNSNUMBERN08135UNSNUMBERN06255UNSNUMBERN06985UNSNUMBERN10276SM2535SM2035SM2550ALLOY-G-3ALLOY-G-276

Fe35.40Mn1.00Ni32.75Co0.00Cr25.50Mo3.25W0.00Cb0.00N0.00Fe36.50Mn1.00Ni35.50Co0.00Cr22.00Mo4.50W0.50Cb0.00N0.00Fe11.50Mn1.00Ni49.50Co0.00Cr24.50Mo7.50W3.00Cb0.00N0.00Fe19.50Mn1.00Ni40.00Co5.00Cr22.25Mo7.00W1.50Cb0.50N0.00Fe5.50Mn1.00Ni55.24Co2.50Cr16.00Mo16.00W3.75Cb0.00N0.00PittingIndex:36.23PittingIndex:37.60PittingIndex:53.75PittingIndex:48.35PittingIndex:74.43

根据普光气田流体条件,需要采用含铬20%以上,镍40%以上,钼3%以上的合金钢材料。69WhatMaterialstoUseForHPHTCompletionEquipmentLowAlloySteels(低合金钢)9Cr-1Mo410&420Modified(13Cr)ModifiedandSuper13Cr(13Cr-5Ni-2Mo)25CrSuperDuplexStainlessSteel(双向超25Cr不锈钢)NickelAlloys-3Mo(Alloy925,Alloy718,Alloy825)NickelAlloys–6-8Mo(Alloy725,Alloy625+,SM2550,G-3)NickelAlloys-12Mo(C-276)70LowAlloySteels

低合金钢TubingMaterials:L-80,N-80,C-90,T-95,C-95,P-110,Q-125

油管材质:L-80,N-80,C-90,C-95,P-110,Q-125CompletionEquipment:4130,4135,4140,4130Mod.,8620,4150

完井工具:4130,4135,4140,4130,8620,4150HeatTreatableToAchieveStrength

热处理达到强度Applications:MostWidelyUsedDownholeMaterialstoProduceHydrocarbons.SuitableforOilProducers&WaterInjectors

应用:适合产油井和注水井

整套油管全部使用固溶镍基合金-G3

产层部套管使用固溶镍基合金-825

工具使用沉淀硬化镍基合金-718

避免组合管柱的电耦腐蚀优点:不用考虑加药,减少作业费用缺点:一次性投入费用高根据选材标准、实验分析,普光气田的材质选择如下:第二部分防腐与材料选择丁腈橡胶(NBR)

丁腈橡胶是丁二烯与丙烯腈的共聚物,是最通用的耐油橡胶。由于具有较好的耐油性,易加工,成本低,在石油工业中得到了大量的应用。但NBR主链中含双键的不饱和结构使其在耐热性、耐侯性、化学稳定性方面不尽人意,另外,H2S能和双键及氰基在高温(150℃)下发生加成反应,造成拉伸强度和扯断伸长率大幅度下降,因此NBR的耐热使用温度最高为120℃,且不能用于含H2S的环境。三、封隔器橡胶选择:丙烯酸酯橡胶(ACM)

丙烯酸酯橡胶是丙烯酸丁酯与丙烯腈或少量带有提供交联反应活性基团的第三单体共聚而成,属饱和碳链极性橡胶,耐热氧老化性能很好,使用温度可达150~170℃,间断或短时间使用可达200℃左右,其耐臭氧性能也特别优异。对润滑油(如机油和齿油)和操作油(如自动变速器用油)的良好抗耐性。但由于具有非结晶性,自身强度低,因此物理性能较差。氯醚橡胶(CO、ECO、GECO)

氯醚橡胶系指侧基上含有氯的聚醚型橡胶,又称氯醇橡胶。因其主链上不含有双键,所以具有优良的耐热老化和耐臭氧性。氯醚橡胶是具有均衡而优良的耐热性、耐寒性、耐臭氧性和耐油性的橡胶。用氯醚橡胶制备的扩张式压裂胶筒,能保证施工安全,适应性好,不卡套管,已被推广使用。(1)常用橡胶介绍第二部分防腐与材料选择氟橡胶(FPM)常用品牌:国内上海3F牌、四川晨光研究院的偏氟类;国外美国DyneonLLC公司的Fluorel和AflasTFE、杜邦公司的Viton和Kairez、意大利MontefluosS.P.A.公司的Technoflon、日本大金公司的Daiel、日本旭硝子公司的Aflas四丙氟橡胶等。

FPM是由偏氟乙烯、六氟丙烯、四氟乙烯构成的二元类、三元类共聚物,品种有10种之多。它属碳链饱和极性橡胶,其耐高温性能和耐油性在橡胶材料中是最好的,其耐药品性能和机械特性也相当优良,因此,FPM是最好的耐油橡胶,常被用在一些使用条件非常苛刻环境中。但氟橡胶的弹性差,耐低温性及耐水等极性物质性能不够好,价格昂贵等限制了FPM的应用。另外,氟橡胶的加工性差,为了改善氟橡胶的弹性,低温性及加工性能等缺点,人们开发了氟硅橡胶、聚磷腈弹性体、全氟醚橡胶等多种各种改性特种橡胶。其中,全氟醚橡胶是目前所有橡胶中耐H2S性能最好的品种。全氟醚橡胶可在288℃温度下长期使用并保持弹性,困此也是耐热性能最好的品种。它可耐多种化学药品,对含H2S的井液表现出非常高的惰性。但这种橡胶昂贵的价格,限制了其使用。主要产品有美国chemraz等。第二部分防腐与材料选择氢化丁腈橡胶(HNBR)

将丁腈橡胶的聚合物主链中所含有的双键部分氢化即制得HNBR。HNBR作为具有优良加工特性的橡胶材料,能在各种领域中获得应用。HNBR在大幅度改善耐热老化性、耐天侯性、耐劣质燃料油的同时,拉伸强度,胶料的脆性温度得以改善,从而成为物理机械性能非常均匀的优质材料。HNBR的耐油性优于CR、CSM、ACM,耐热性能优异。HNBR具有优良的耐硫化氢性能。而且在所有的耐油橡胶制品中,HNBR的机械力学性能是最好的,HNBR具有对油田应用的最佳平衡性能,且具有耐高压和在高压下的抗喷出性能。第二部分防腐与材料选择第三部分

生产完井工艺第三部分生产完井一、完井方式选择

目前高含硫气藏可选择的完井方式主要有射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井、裸眼砾石充填完井、套管砾石充填完井等方式。

(1)射孔完井。适用于有气顶、有底水、有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件,需要实施分隔层段的储层;各分层之间存在压力、岩性等差异,需要实施分层开采的储层;需要进行大规模改造的低渗透储层;还适用于砂岩、碳酸盐岩裂缝性等储层。孔眼油层悬挂器套管射孔完井尾管射孔完井第三部分生产完井(2)裸眼完井。适用于岩性坚硬致密,井壁稳定不坍塌的碳酸盐岩储层;无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层;单一厚储层,或压力、岩性基本一致的多层储层以及不准备实施分隔层段的储层。第三部分生产完井(3)割缝衬管完井。割缝衬管完井适用于无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层;单一厚储层,或压力、岩性基本一致的多层储层;不准备实施分隔层段的储层以及岩性较为疏松的中、粗砂粒储层。第三部分生产完井(4)裸眼砾石充填完井。裸眼砾石充填完井适用于无气顶、无底水、无含水夹层及易塌夹层的储层;单一厚储层,或压力、岩性基本一致的多层储层;不准备实施分隔层段的储层以及岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。第三部分生产完井(5)套管砾石充填完井套管砾石充填完井适用于有气顶、或有底水、或有含水夹层、易塌夹层等复杂地质条件,要求实施分隔层段的储层;各分层之间存在压力、岩性等差异,要求实施选择性处理的储层以及岩性疏松出砂严重的中、粗、细砂粒储层。

各种完井方式都有各自的适用条件和局限性。完井方式应根据油气藏类型、储层特性、完井方式的适用条件以及采气工程技术的需要进行选择。完井方式选择需要考虑的因素气藏地质及气藏工程条件采气工程技术措施要求完井方式的适用条件块状油气层多套油气层古潜山油气层气顶底水油层层间矛盾突出层间压力差异大裂缝性地层高倾角地层分层注水增产措施人工举升防砂调整井防腐蚀定向井水平井第三部分生产完井1)高压气窜难题川东北地区的毛坝、河坝、普光等构造已经发现了高产气流,其气层压力梯度普遍在2MPa/100m以上。如毛开1井,在井深2480m的雷口坡组,钻遇没有地质预告的高压气层,钻井液密度达到2.23g/cm3才能平衡气层压力,由于气体可压缩,易膨胀,计算表明,其潜气窜因子(GFR)达到7~10,所以高压气层极易导致固井后凝期间的气窜。固井存在的主要技术难题2)深井高温固井技术难题川东北地区海相地区多为碳酸盐裂缝性高压气藏,目的层埋藏深一般在5000~6500m左右,井底静止温度达到160-180℃。而目前国内常用的非渗透防气窜剂、缓凝剂等外加剂抗温能力只有120℃左右,且性能不稳定,难以满足南方海相深井固井技术要求。固井存在的主要技术难题3)漏失和压稳矛盾飞仙关组气层的压稳和防漏问题比较突出,河坝1井进入飞3段地层后,多次发生井涌、井漏。不压井时发生气侵,压井时又产生井漏,钻井液密度由2.19上升到2.35g/cm3。普光气田飞仙关地层的“安全窗口”窄,压稳和防漏的茅盾非常突出。固井存在的主要技术难题4)高密度高粘钻井液的顶替难度大高密度钻井液必须高粘高切才能保持悬浮稳定性,如河坝1井钻飞3段时的钻井液密度为2.33g/cm3,粘度90S,静切力12/29Pa,塑性粘度60mPa.s,动切力28Pa。钻井液密度越高,粘度切力越高,顶替难度越大固井存在的主要技术难题5)深井小间隙固井技术难题川东北地区在勘探阶段,在钻井过程中经常会遇到没有地质提示的高压气层,被迫提前下套管,井身结构变化大,往往要求以小井眼小间隙固井。川东地区普遍存在311mm井眼内下273.1mm套管和在165mm井眼内下146.1mm套管,水泥环薄,水泥浆胶结质量难以保证;而且,由于循环摩阻大,高密度钻井液、水泥浆流变性不好,极易压漏地层。固井存在的主要技术难题6)防H2S、CO2固井技术难题

川东北地区大部分高压气层富含H2S和CO2等有害气体,而且含量较高。

CO2、H2S属于腐蚀性酸性气体,对套管、固井工具及其附件易产生氢脆和腐蚀破坏。

CO2还会侵入水泥浆内,对水泥浆性能产生影响,对凝固后的水泥石造成腐蚀,影响其长期封隔效果。固井存在的主要技术难题井号普光1普光2H2S含量,%12.3115.41CO2含量,%8.579.07地层压力MPa55.561.2H2S分压MPa6.619.15CO2分压MPa4.435.497)技术套管固井质量还没有得到足够的重视

川东北技术套管一般下深在3000-4500m,根据气井固井要求,一般设计水泥浆要返到地面,面临长裸眼长封固段固井技术难题。固井存在的主要技术难题固井技术对策与建议基本思路:“封、堵、压”“封”即提高水泥浆防气窜性能(胶乳、非渗透),提高顶替效率。“堵”即堵漏,提高地层承压能力。从钻井液和固井液两方面都要采取堵漏措施。采取纤维与颗粒架桥材料共同作用前置液效果应会更好。“压”即压稳,只有压稳才能防止气窜,做好水泥浆失重计算和环空液柱压力设计;

总体技术方案1.压稳设计与气窜预测GELFL的意义就是一个临界压稳系数,也就是水泥浆进入环空后最初液柱压力减去在某一时刻由于水泥浆静胶凝强度发展及失水引起的体积收缩造成的水泥液柱压力损失之和与气层压力之比。这是一个气窜压力平衡关系,设计时要认真考虑!三、固井技术对策与建议

2.提高顶替效率技术措施

三、固井技术对策与建议1)MS-R隔离液体系

生物高分子聚合物。提高隔离液的粘度,降低滤失量有机溶剂。使得界面由油润湿转变为水润,从而可提高界面胶结质量悬浮稳定剂。保持加重稳定性螯合剂。提高其抗高温性能及悬浮性能,起到二级悬浮能力作用。加重剂。重晶石、矿渣、铁矿粉等加重材料。

2.提高顶替效率技术措施

三、固井技术对策与建议2)旋转尾管固井技术

1.提高水泥浆顶替效率,尤其是不规则井眼和小间隙套管固井2.改善水泥浆胶结质量

3.有助于顺利下套管到底4.不改变常规固井工艺,配套容易

3.水泥浆技术措施三、固井技术对策与建议1)利用紧密堆积技术设计低密度和高密度水泥浆

紧密堆积技术利用颗粒级配原理优化水泥与充填材料之间的粒度分布,使材料之间的堆积比例达到最大,减少材料颗粒之间的空隙,从而降低水灰比,提高水泥体系的整体性能。

紧密堆积低密度和高密度水泥浆体系已经达到国外同类水泥浆的先进水平

3.水泥浆技术措施固井技术对策与建议2)防气窜水泥浆体系非渗透防气窜剂DZJ-2

水泥浆中非渗透剂与交联剂在碱性条件下发生络合发应,络合物分子间就会相互连接形成连续的凝胶结构(非渗透薄膜),起到:

(1)增加了气层气体侵入水泥浆内的运移阻力;(2)缩短水泥浆胶凝过渡时间;(3)控制水泥浆失水和失重。缺点:抗温能力不足

3.水泥浆技术措施固井技术对策与建议2)防气窜水泥浆体系胶乳防气窜体系聚合物胶乳(polymerlatex)是一种乳化的聚合物体系,直径200nm~500nm的聚合物球形颗粒分散在粘稠的胶体体系中,再加入一定量的表面活性剂以防止聚合物颗粒聚结而形成的。起到:

(1)提高水泥石抗拉强度和增韧作用;(2)减小水泥环体积收缩,改善水泥胶结状况;(3)成膜特性和细颗粒特性,具有良好的双功能防气窜性能。

(4)抗高温特性强。缺点:需要进口,且价格昂贵。

4.提高地层承压能力三、固井技术对策与建议一是在钻井液内加入堵漏材料,加强随钻堵漏,提高地层承压能力;二是采用前置液暂堵技术;三是采用堵漏水泥浆技术。

4.提高地层承压能力三、固井技术对策与建议2)堵漏型前置液技术前置液堵漏的优势

--相对于水泥浆堵漏,向前置液中加入堵漏材料易混拌,可相应提高堵漏材料的浓度。纤维和颗粒材料可同时加入前置液中,可显著提高架桥作用。堵漏型前置液设计思路

--在前置液内加入橡胶粉、蛭石、聚丙烯纤维、微硅等进行颗粒级配和架桥。MS-R前置液、HEC胶液作为稳定剂并辅助架桥。

5.技术套管建议三、固井技术对策与建议1)利用紧密堆积技术设计低密度,建议采用漂珠-微硅复合低密度水泥浆体系,优化其粒径分布和配比关系,优化其综合性能,合理设计密度,解决长裸眼长封固段固井漏失和低返技术难题。

2)采用低密度MTC固井技术,充分发挥该技术在提高固井质量方面的技术优势,解决胶结质量差的技术难题。

5.技术套管建议三、固井技术对策与建议3)采用合适的早强外加剂,提高低温下水泥石强度,解决上部低密度水泥胶结质量差的技术难题。

4)适当扩大钻头直径。南方探区上部大都采用气体钻井,钻头为311mm,套管为273mm,环空间隙小,固井施工泵压高,建议采用314mm钻头,增加环空间隙,提高固井质量。第三部分生产完井

普光气田完井方式选择应主要考虑以下因素:丛式井和斜井的特点;高含H2S、CO2腐蚀介质;酸压施工的需要;防止产层垮塌;满足高产和长期安全稳定生产;可操作性和经济性

普光气田为孔隙性碳酸盐岩裂缝性储层,有效厚度大、生产井段长,纵向非均质性强,实施大规模水力压裂(酸压)投产作业的气井,采用射孔完井可以有效防止井壁坍塌,通过射孔参数的优化设计可以实现酸压效果的协同效应。

参照Q/SH0025川东北天然气井完井推荐作法,选择套管射孔完井第三部分生产完井二、射孔工艺电缆输送套管枪射孔工艺电缆输送过油管射孔工艺油管输送射孔工艺油管输送射孔联作工艺高压喷射和喷砂射孔工艺定方位射孔工艺技术超高压正压射孔工艺连续油管输送射孔工艺复合射孔工艺正压射孔工艺现代射孔工艺主要有以下几种:负压射孔工艺超正压射孔工艺1、射孔工艺技术第三部分生产完井二、射孔工艺(1)电缆输送套管枪射孔工艺工序:射孔前用射孔液造成正压/负压环境,用电缆下套管枪,磁性定位器校深,对准层位电引爆射孔。取出射孔枪、下油管、装井口、试油。特点:施工简单、成本低和高孔密,主要适用于低压油层。射开厚度大时需多次下枪。一般,小直径枪一次可下18-24m;大直径枪一次可下9-12m。(2)电缆输送过油管射孔工艺工序:油管下至油层顶部,装好采油树和防喷管,射孔枪和电缆接头放入防喷管,下电缆将射孔枪下出油管鞋,然后放射性测井校深,对准层位引爆射孔。特点:具有负压射孔的优点,特别适合不停产补孔和打开新层,避免关井和起下油管。缺点:无法实现高孔密和深穿透,一次射开厚度受限,目前用得很少。(海上和不停产用)第三部分生产完井(3)油管输送射孔工艺工序:射孔前用射孔液造成负压环境,用油管输送射孔枪,放射性测井校深,对准层位引爆射孔,丢枪后试油。特点:高孔密,深穿透,负压清洗孔眼效果好、安全习性高,特别适用于斜井、水平井和稠油井,高压地层和气井必须采用。(4)油管输送射孔联作工艺射孔与地层测试联作工序:射孔前用射孔液造成负压环境,用油管输送射孔枪、点火头、减震器到封隔器下部,把多流测试器、压力计等安装在封隔器上,然后放射性测井校深,坐封后打开测试阀,对准层位引爆射孔后进行正常测试。特点:可缩短工期,提高油气田勘探开发效率,有利于保护油气层。目前普遍采用。

油管传输射孔与测试联作管柱第三部分生产完井(5)高压喷射和喷砂射孔工艺高压液体射流射孔

利用高压液体配合机械打孔装置在套管上钻孔,并以高压射流穿透地层,带喷嘴的软管边喷边前进,射孔后回收。孔径可达14-25mm,孔深可达3m(1989年首次由美国PenetratorsCo.研制成功)。水力喷射射孔

高压液体携砂,携砂浓度约5%,利用高压喷砂液射流穿透套管和地层。该方法一般用于特殊井。第三部分生产完井(6)超高压正压射孔工艺概念:射孔前井筒内施以超正压(>P破),射孔瞬间依靠持续的高压冲击孔眼,使近井连通条件得以充分改善。机理:聚能弹在尖端的压力>2-3万Mpa,孔壁应力集中产生裂缝;射后持续正压冲击使裂缝易于扩展,可能在裂缝面上冲出沟槽;冲击液可以是酸液和携砂液,利用酸化压裂原理改善地层。

超正压射孔是当今射孔完井技术的新突破。它不同于早期的正压射孔,不是在泥浆压井状况下射孔从而造成对地层的严重污染,而是在使用酸液、压裂液及其它保护液射孔的同时给地层加约1.2倍破裂压力,克服了聚能射孔所带来的压实污染,且在加大延伸裂缝的同时还与压裂酸化联作,解决了造缝,解堵,诱喷,防止出砂等一系列问题,大大改善了初始完井效果。第三部分生产完井(7)连续油管输送射孔工艺

连续油管是一种高强度的脆性钢管,一般外径为11/4″、11/2″或1″,长度可达5700m,主要用于高倾斜或水平井射孔(电缆置于连续油管中)。连续油管可进行多层段射孔。但当下入更长的射孔枪时,它的局限性就暴露出来了,即连续油管与射孔枪在下入过程中的摩擦力在水平段内超过连续油管的临界弯曲载荷时,连续油管将发生弯曲破坏。优点:射孔枪下入速度快,可以测定射孔枪的深度,也可

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