连续修井技术在H30井的应用

来源：保捱科技网

　　　　　　・100・生产线上

钻　采　工　艺　　　　2002年

连续修井技术在H30井的应用

周建国,杨　健,余代美

(四川石理局川南矿区)

　　摘　要:H30井是一口高压气水同产井,因地层出砂造成井内堵塞,致使该井停产。为了恢复该井生产,根据该井的具体情况,先后两次采用连续进行了非常规修井———连续冲砂、解堵作业。成功地解除了井内的堵塞,恢复了生产,取得了显著的经济效益。

关键词:连续;修井;冲砂;解堵;应用

中图分类号:TE35814　　　文献标识码:B　　　文章编号:1006-768X(2002)02-100-03

　　油气井生产过程中,因地层出砂造成井内堵塞从而导致油气井停产的事例很多。遇到这种情况,一般是采用常规修井作业来解除堵塞,即使用钻机或修井机等设备起出井内原生产管串,下管串进行冲砂、酸溶解堵等方式解除产层堵塞,恢复气井生产。由于常规修井作业工序繁杂、施工难度大、修井周期长、成本高,且容易造成压井液对产层的污染,使修井的效果及经济效益受到极大的影响。

H30井是一口高压气水同产井,因地层出砂造成近井地

带和井内堵塞,致使该井停产。由于该井较深、地层压力高、气水产量大,采用常规修井工艺难度很大。为此,在修井时综合分析情况,拟定出施工方案,先后两次使用连续进行非常规修井的尝试,获得极佳的修井效果和经济效益。本文将该井使用连续进行冲砂、解堵的情况作一介绍,为今后同类型井的修井作业提供借鉴。

H30井的基本情况

产层:茅一C～茅二C;井　段:3827176～3831176m;原始地层压力:771803MPa;目前地层压力:74180MPa

生产管串结构:󰂊73酸化管串下至井深3828151m,其中封隔器和水力锚下入井深为3780108～3778120m。

H30井井身结构如图1所示。

H30井经酸化后于1996年10月投产,投产初期日产天

图1　H30井井身结构及井内管串图

拟定的修井方案

H30井由于井深、地层压力高、砂堵后可能卡住井内油

管,而又下入󰂊127的尾管近400m(酸化工具也下入尾管内),因此考虑该井修井的总体施工方案如下。

(1)先用压裂车或钻井泵循环洗井,检查油套管是否畅通,堵塞情况如何,再试提活动井内,检查是否被卡;如未卡,则起出原管串,下入新的生产管串。

(2)若确认堵塞并且被卡,则采用引进的HR440B󰂊32连续,从串内下入井内进行冲砂作业至产层(射孔段)以下。

(3)冲砂至产层下部后井不喷,则用ACF-700B压裂车将18%的胶束酸4～5m3通过连续挤入地层进行解堵酸化。再起出连续,进行排液,复压等完井作业。

然气1105×104m3,日产水984m3;经大排量排水后,产气量上升至10×104m3/d,水产量下降至250m3/d。生产至1999年9月,开始出现异常,井口压力由46174MPa、套压由42185

MPa下降至1MPa左右,导致气井无法生产而关井停产。经

研究分析,判断可能是该井在生产过程中因产层大量出砂,造成孔眼附近地层和井内串封隔器以下油、套管通道严重堵塞。根据已采出气水量,预测该产层剩余储量尚多,可供措施增产的潜力很大,有必要进行修井以恢复生产。

修井难度分析

气井较深,产层井深3827176～3831176m,生产管串上

收稿日期:2001-01-02;修回日期:2001-11-05

作者简介:周建国,工程师,1981年毕业于重庆石油学校,一直从事试油、修井技术工作;曾获集团公司科技进步二等奖1项,局、矿科技成果奖多项,发表论文多篇。电话:(0830)3921508,地址:(6001)四川泸州兰田。

　　第25卷　第1期钻　采　工　艺　　　　　　　　　・101　　・

带有酸化工具,在󰂊127的尾管内;尾管内修井,难度大。生产管柱上的Y344-104封隔器中心管内径仅为40mm,长

0140m,使用󰂊32的连续冲砂时,两者之间的环空间隙

MPa、排量15L/s,顺利下至3778150m(封隔器上部)遇阻1t,

泵压由35MPa上升到60MPa,逐步加压至5t,在此吨位上反复活动冲洗215h,通过封隔器后下至3781m,注入015m3盐酸冲洗封隔器中心管;继续冲洗至3790m遇阻,再次替入

015m3盐酸冲洗至3820m。

11月30日,又继续冲砂至产层下部3837m,产层不出

只有4mm,在循环冲砂时泵压高;若内壁生锈及有杂物粘附等情况,两者之间的环空间隙小于4mm;连续冲砂经过此位置时,可能出现泵压升高及砂粒上返至此位置产生堵塞,容易造成憋泵和连续被卡。当冲砂至封隔器以下时,封隔器中心管处过水截面很小,冲砂长度还有60m,施工时间较长,要求连续冲砂洗井,否则悬砂下沉易卡住连续导致修井复杂。封隔器以下的油套管内有沉砂堆积,而封隔器与套管间的间隙仅有12mm,既要解除井内沉砂,又要解除射孔孔眼和附近地层的堵塞,还得考虑保护产层不受到新的伤害,难度较大。目前地层压力高达74180MPa,气水产量又大,一旦清除了地层和井眼内的堵塞,压力上升极快,地层流体流动迅速,起连续过程中,上顶力越来越大,出井口时可能“放火箭”。

气、水,在此井段循环冲砂3h,井口一直不起压,证实射孔孔眼及井眼近井地带也存在砂堵,用连续向产层挤酸4

m3,泵压由55MPa下降至35MPa,解除了产层堵塞,控制针

阀5圈放喷排液,井口油压上升至25MPa,起连续至

1500m时,连续悬重降为0,井口压力上升至35MPa,判

断连续下端所受的上顶力已完全抵消了连续自重。为防止“放火箭”,立即增加连续井口防喷盒压力、增加针阀开度将油压降至10MPa,起升速度由正常的30m/min降为5m/min,在起出连续后,由套管控制放喷,出口见大量混气水,套压稳定在25MPa左右。关井后井口压力34

MPa,套压35MPa,修井工作完成。

相应的技术措施

为确保修井成功,并且不产生新的复杂情况,针对H30井修井方案的特点,制定出以下预防措施。(1)在冲砂液中加入015%聚丙烯酰胺,以降低冲砂时的泵注压力。

(2)考虑封隔器水眼小及可能出现的脏物粘附,当连续下至封隔器上部30m时开泵循环,通过封隔器中心管时替入015m3稀酸进行酸洗,以清除封隔器中心管内的铁锈及粘附的杂物。

(3)进入封隔器后,每冲洗1～2m,上、下活动连续以防止连续被卡。

(4)若冲砂后井喷,则关闭连续车组上的液压防喷器,控制井口针阀放喷降压,同时起出连续,上起速度控制在5m/min。

(5)起至井口时,加大连续井口防喷盒压力,关掉采油树总闸,泄掉采油树和连续防喷盒中的余压,再起出连续。

　　　　原“鸭嘴型”　　　　　改进后的“喷嘴式”

图2　两种冲砂工具对比图

第一次修井后,H30井于1999年12月16日复产,以产气量(8～10)×104m3/d,产水量70～100m3/d的工作方式连续生产至2000年6月22日再次堵塞。2000年8月7日至

2000年8月10日,再次采用连续进行非常规修井,用连

续冲砂至射孔段下部,使用冲砂液80m3,最高施工泵压

39MPa,解除了封隔器附近的2处砂桥桥堵并将井眼内的沉

砂基本循环干净后,替入胶束酸10m3进行了解堵酸化。该次修井结束后,井口压力上升至35MPa,控制气产量达到10×104m3/d。

修井情况介绍

该井施工按设计方案分三步进行:即检查井内是否被堵、卡;下连续冲砂;采用连续酸化解堵。

1999年11月28日开始施工。首先用钻井泵反循环洗

对采用连续进行非常规修井的几点认识

(1)H30井两次采用连续进行的非常规修井,未动

井内原生产管串、不压井就成功解除了井内堵塞、恢复了正常的生产,整个修井过程工序简单实用,修井周期短。如按照常规修井方式施工,H30井将使用钻井液压井,倒扣处理井内,修井后再下入新,测算平均一次修井费用约

180万元,而采用连续非常规修井工艺平均一次仅花修

井,憋压15MPa未通,说明井眼内已被砂堵;后上提下放活动多次生产管串,最大上提力达550kN,拉长018m,无法解卡。证实井内已被堵、卡。

11月28日,用HR440B型连续车(󰂊32连续)冲

砂,至井深3778150m遇阻(封隔器上部),加压1t、泵注压力

35～65MPa、排量15～20L/s,在此处反复活动,并替入稀酸015m3清洗,连续冲洗8h无进展。现场分析认为,由于连续

井费用约60万元,大大节约了修井成本,直接经济效益十分显著。

(2)由于使用连续车修井时不压井,避免了压井液进入产层造成二次伤害,修井完毕后直接投入生产,不用采取其它措施,间接的经济效益不可估量。

(3)根据H30井2次非常规修井情况来看,运用连续进行生产管串内冲砂解堵作业在技术上是可行的。

(4)与连续配套的修井工具,应针对施工井的实际

下端原配的冲砂工具其端部形状为“鸭嘴型”,不能进入封隔器中心管,决定起出连续检查,改变管鞋形状后重新进行冲砂作业。

11月29日,将连续下部的冲砂工具由“鸭嘴型”改(见图2),下至2500m后边下边冲,泵压35为“喷嘴式”

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(6)在使用连续酸化解堵时,应先将酸液替入井内,

情况进行改进和研制。连续原配的冲砂工具末端出口为“鸭嘴型”的钝圆内向形状,其“鸭嘴”的设计初衷应是用于推凿微小的松散型砂粒,以便冲洗。而H30井的砂粒主要为地层结垢物,根本推凿不动,改为“喷嘴型”后,增加了射流力量和速度,使冲砂液集中方向喷射,另外“喷嘴型”的冲砂工具下小上大,可以改善通过封隔器小内径时的能力。

(5)在冲砂液中间断注入盐酸,加强清洗作用,溶蚀掉管壁上粘附的铁锈、岩屑及其它杂物,以减小循环阻力。

把连续起出井口后,再用压裂车将酸液挤入地层,避免产层解堵后起连续时出现“放火箭”的情况。

(7)连续其壁厚下薄上厚,在井较深时,它在井内的实际长度比理论长度大,并且受温度影响很大,温度越高,伸长越大。因此,在施工过程中,要对这一现象有足够的认识,防止提前遇阻造成刹车不及而出现事故。

(编辑:黄晓川)

科技简讯

介绍几种新型钻井液体系　　11水平井钻井液体系

在水平井钻进过程中,若钻井液的动态携砂能力不足,悬浮效果差,钻屑容易向井壁的低边下沉,形成较严重的岩屑床,必然导致钻进过程中,钻具的扭矩过大,摩阻增加,甚至发生卡钻等井下复杂情况。水平井钻井液是由提粘切剂、降虑失剂和具有暂堵作用的特殊粒子组成的一种无粘土相新型聚合物弱凝胶体系。该体系具有很高的动塑比,有利于动态携砂清洁井眼,特别是在井壁附近低剪切状态下形成的高粘弹性区域,其粘度高达50000～100000mPa・s,具有很好的动态悬砂能力。在停泵状态下,该体系的净切力恢复迅速没有时间依赖性,具有良好的静态悬砂性能,防止钻屑在井壁低边形成岩屑床,显著提高井眼的净化能力,减少发生井下复杂的机率。同时,水平井钻井液体系在井壁附近低剪切状态下的高粘弹性特性,减少了钻井液中固相和液相对储层的损害,有利于保护储层。在完井作业后期,采用生物—化学破胶技术解除钻井液在井壁上形成的滤饼,疏通油流通道,恢复油井产能,有效地保护储层。

钻井液体系配方:①无粘土相钻井液:淡水(或海水)+(015～017)%

PF-VIS+(110～115)%DFD+(NaOH+Na2CO3+KCl)

+(2～3)%JLX+(3～5)%HP-QWY;②有粘土相钻井液:(3～5)%膨润土+(012～013)%

PF-VIS+(110～115%)%DFD+(NaOH+Na2CO3+

好,抗盐、抗钙污染能力强;⑧该体系失水小,滤饼薄,易破胶,对储层损害小;⑨生物毒性低,易降解,满足环保要求。

21聚合醇钻井液体系

水基防塌润滑剂聚合醇JLX是一种非离子型低分子量聚合物,国内1991年开始研究,1995年现场实验获得成功,列入国家“九五”重点新产品推广计划。目前,江汉石油学院已开发出系列产品,30℃～120℃烛点可以任意调整,与各种电性处理剂配伍性良好,其特点是:①JLX分子具有两亲结

构(R—O—R),在低温条件下亲水,在一定温度以上亲油,其转变温度称烛点(CPT);②烛点效应使钻井液的滤饼类似于油基钻井液的滤饼;③能显著降低钻井液滤液与储层流体之间的界面张力;④能形成胶团降低滤饼渗透率。

上述聚合醇的这些特性,配制的钻井液体系具有以下优点:①较强的防塌能力;②优良的润滑性;③较好地保护油气层;④促进机械钻速的提高;⑤保护环境。

JLX的加量一般为2%左右,其基本配方为:310%～315%膨润土+(011～014)%聚合物包被剂+(015～1)%改

性淀粉(或晴胺盐)+(2～5)%JLX。

31合成基钻井液体系(SBM-EBM)

合成基钻井液的主体处理剂分为四类,即:①酯类,由植物油提取的脂肪酸与醇类反应而成;②二醚类,是通过乙醇缩合和部分氧化反应而成单醚在再转化为二醚;③聚α-烯烃,是乙烯聚合而成的直链、不含芳烃的碳水化合物(类似白油,但由于人工合成不含芳烃);④烷基化苯(LAB),碳氢化合物与苯反应而成。以上四种材料不溶于水,与钻井液中的矿物油或柴油一样,用作合成基钻井液的连续相(外相),是

SBM的主要成分。

KCl)+(2～3)%JLX+(3～5)%HP-QWY。

水平井钻井液的特点:①水平井钻井液是一种快速弱凝胶体系,对成胶温度和成胶时间要求低;②高的动塑比(1～

115),优良的剪切稀释特性,动态携砂能力强;③粘弹性行

该钻井液的特点是:①比传统的油基钻井液具有更完好的安全性和环境可接受性;②不同合成基液具有不同的性能差异。

醚基基液是由醇类单体缩聚而成,闪点大于140℃,凝固点-28℃,EC50>30000,无毒。

(张东海)

为,特高的低剪切粘度LVRS≥40000mPa・s,动态悬砂能力强,有利于保护储层;④静切力恢复迅速,无时间依赖性,静态悬砂能力强;⑤防止钻屑在井眼低边形成岩屑床,显著提高井眼净化能力,减少井下复杂事故;⑥无固相钻井液体系优异的润滑性、抑制性满足水平井钻井的要求;⑦热稳定性

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