登娄库组气井带压状况及技术对策

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1、登娄库组气井带压状况及技术对策賢娄库组气井带压状况及技术对策摘要：目前长岭气田的登娄库组气井部分井存在环空带压的情况，针对不同完井工艺，实施不同的防腐路线，保证气井安全生产，避免安全事故的发生。关键词：环空带压防腐缓蚀剂登娄库组气藏为致密砂岩气藏，投产35口井，具备150万方/天产气能力，投产气井屮12口水平井压后C02含量逐渐升高，稳定在3%-20%,分压达到0.3-3.3MPa,属于高度腐蚀环境。一、国内外气井环空带压情况国内外气田环空带压现象普遍存在，目前技术手段很难从根本上避免；气井环空带压安全风险高

2、，如不进行有效控制,容易引起安全事故。二、登娄库组气井带压井基本情况登娄库组完钻水平井37口，进站投产井30口，投产气井中技套环空带压井21口，其中11口气井C02含量3%-20%；D平3井含C02,不带压。二次固井+连续加注缓蚀剂气井4口（D平3、4、8、11）；不压井作业完井+连续加注缓蚀剂气井2口（D平9、14）；二次固井+双封隔器完井气井3口（D平5、13、20）；未实施气井防腐措施气井3口（D平28、29、30）o三、登平3、4、8、11井二次固井工艺实施情况及目前带压风险评价1•实施情况D平3、4

3、、8井采用桥塞封堵，油管传输射孔，反循环固井，固井质量合格（屮等以上）比例分別为90%、39%、45%；D平11井套管预置固井滑套，投球打开滑套（不用射孔），同时封堵套管，正循环固井，固井质量合格率88%；固井后采用常规作业钻磨，下光油管完井，产能出现不同程度下降。2•安全风险评价4口井均高含C02,油套、技套为P110材质，不耐C02腐蚀，若高含C02气体突破油层套管，存在沿水泥环气窜、腐蚀破坏技术套管的风险；目前油套环空连续加注缓蚀防腐，生产套管腐蚀速率较低，腐蚀破坏风险较小。长深D平4、8、11井带压情

4、况3•下步对策每旬对产出液进行一次取样，评价缓蚀剂残余浓度，保证缓蚀剂加注效果；优化缓蚀剂配方，减少柴油及缓蚀剂加注量，降低防腐成本；定期监测技套环空压力并取样，一旦环空压力突增且高含C02,考虑封井等。四、登平5、13、20井二次固井工艺实施情况及冃前带压风险评价1.实施情况技术路线：下入S13Cr油管+国产双封隔器后，生产套管固井，油套环空加注缓蚀剂生产。D平5、13、20井固井工艺实施情况2.安全风险评价D平5井油套环空不带压，技套环空带压2.2MPa稳定，不含C02,固井工艺实施效果较好；D平13、2

5、0井完井封隔器未成功坐封,导致油套环空带压,生产套管普通材质，长期暴露在高含C02气体中，存在腐蚀破坏风险；技套环空压力泄压5min至OMPa,不含C02。3•下步对策定期监测D平5、13、20井技套压力，定期泄压、取样；对D平13、20井油套环空连续加注缓蚀剂防腐，保护生产套管。五、登平29、28、30井目前状况及下步治理措施长深登平29、30井于2013年底投产，目前C02含量分别为13%、8%、3.59%,C02分压最高分别为4・3MPa、2.8MPa和1・2MPa,处于高度腐蚀环境；借鉴前期防腐完井技

6、术，最大限度降低作业储层污染，-:口井根据分压不同分别制定防腐完井工艺；长深登平29井：电缆桥塞封堵、射孔+不压井二次固井+连续油管带压钻磨+速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐；长深登平28、30井：不压井作业下2-3/8❷P110NU油管或下速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐。1.长深登平29井完井技术路线及施工要求4月22日泄技套压力，6mm油嘴10分钟压力由18MPa降至3MPa,测试C02含量15.3%,分析认为技套环空与井筒或地层存在微渗连通设计套管悬挂器上部打电缆桥塞封堵井筒，电缆传输射开套管

7、后正循环对套管I古I井；连续油管扫塞，连续油管完井，生产过程中连续加注缓蚀剂防腐。六、其它低含或不含C02气井带压状况及下步治理措施1.已实施措施及带压状况D平9、14井C02含量3.1%、3.8%,不压井下入2-3/8❷P110油管，连续加注缓蚀剂防腐；其屮D平9井技套带压，泄压缓降，与油压具有一定关联性；D平7等11口不含C02气井技、表套不同程度带压，目前已完成泄压的D平19井泄压后又恢复。2.安全风险评价及下步治理措施不含C02但技套环空带压气井，需要逐一泄压、取样验证带压原因。针对泄压后乂恢复的气井

8、设定带压限制(10-12MPa),连续监测，达到限制后泄压、取样；D平9井技套泄压后恢复、低含C02,技套压降与油压具有一定相关性，需要进一步判断连通情况；若环空气体来源于产出气，则定期向技套环空挤注缓蚀剂防腐。