深層煤層氣水平井連續(xù)油管解卡工藝研究

熊巍 石元寶 張銳超 韓宇

中石油煤層氣有限責任公司臨汾分公司 山西 臨汾 042300

在深層煤層氣水平井全生命周期排采工藝不斷優(yōu)化歷程中，連續(xù)油管在分段氣舉、酸化解堵等措施工藝中得到普遍應(yīng)用。在埋深2000m以下深層煤層氣結(jié)合氣藏高礦化度因素及大規(guī)模壓裂之后煤基質(zhì)易碎裂的特點，采出液礦化度極高，其礦化度、成垢陽離子及氯離子含量普遍高于國內(nèi)大多數(shù)油氣田，腐蝕性離子和溶解氣體極易造成井下設(shè)備及管柱腐蝕，成結(jié)垢離子。在溫度升高、壓力驟變及與不相容水混溶時易在井筒內(nèi)壁結(jié)垢析出，形成的煤垢產(chǎn)物是深層煤層氣水平井連續(xù)油管遇卡的主要因素。

1 煤垢卡因素分析

不同于常規(guī)氣田，深層煤層氣井下故障的主要影響因素有煤粉影響、出砂影響、機械磨損，其中煤粉產(chǎn)出是影響煤層氣開發(fā)的關(guān)鍵因素，煤粉影響因素造成的井下故障有煤粉卡泵、泵效低、吸液口堵死。煤粉的產(chǎn)出制約了煤層氣開采，嚴重影響煤層氣井的產(chǎn)量。煤粉會堵塞煤層氣產(chǎn)出的通道，降低通道的滲透率和導(dǎo)流能力，也會導(dǎo)致煤層氣井的排采系統(tǒng)事故，造成埋泵和卡泵。煤粉的產(chǎn)出受多種因素控制，在地質(zhì)因素方面，煤巖特征、煤體結(jié)構(gòu)特征和煤層特征是影響煤粉產(chǎn)出的基本因素。在工程因素方面，鉆井工程、儲層改造工程和排采工程是煤粉產(chǎn)出的誘因，直接導(dǎo)致煤粉的產(chǎn)出。

1.1 地質(zhì)因素方面

以某區(qū)塊為例，試采區(qū)主力煤層為二疊系山西組煤層、太原組煤層。深層煤層分布穩(wěn)定，埋深1XXXm～2XXXm。該煤層主體厚度8～10m，平均7.Xm，總體呈NW-SE向展布。區(qū)塊內(nèi)深層煤層煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤為主，屬于特低滲透率儲層，煤質(zhì)較硬，應(yīng)力敏感性弱，抗壓性好，煤儲層中鏡質(zhì)組和黏土礦物的占比越高，越容易產(chǎn)生煤粉；不同類型煤體結(jié)構(gòu)煤儲層產(chǎn)出煤粉濃度：III類煤＞II類煤＞I類煤，煤層結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，含夾矸層數(shù)越多，越容易產(chǎn)生煤粉；多分支和單分支水平井產(chǎn)出的煤粉濃度普遍高于直井和定向井；水平井水平段井眼沿最大水平地應(yīng)力方向鉆進更容易產(chǎn)生煤粉，井斜越大越容易產(chǎn)生煤粉[1]。

通過對比深、淺層煤的氣藏特性以及歷年井下故障比例，認為鏡質(zhì)組和黏土礦物的占比越大越容易產(chǎn)生煤粉，鏡質(zhì)組具有高顯微脆度和低顯微硬度的特性，在鏡質(zhì)組含量高的煤層中，割理相對發(fā)育，富含鏡質(zhì)組分的煤巖容易受力破碎，形成裂縫或者產(chǎn)生煤粉。煤中黏土礦物對骨架顆粒附著力差，礦物晶體之間結(jié)合力弱，具有吸膨脹分散性，在高速流體的剪切應(yīng)力作用下，黏土礦物集合體容易從骨架顆粒上脫落，形成易于遷移的細粒煤粉。對各井型煤層氣井產(chǎn)出的煤粉礦物成分進行分析后發(fā)現(xiàn)，幾乎所有煤粉中礦物主要成分均為石英和高嶺石，且高嶺石含量占到50%以上，只有極少數(shù)的井產(chǎn)出的煤粉礦物主要成分為石英和方解石。通過對煤粉樣進行掃描電鏡下的微觀形態(tài)觀察和能譜測試發(fā)現(xiàn)，黏土礦物和其他礦物大量附著在顆粒的表面形成表面粗糙的煤粉顆粒。如果產(chǎn)出煤粉中有大量的黏土礦物，極易使顆粒之間相互附著黏連而聚集成塊，進而導(dǎo)致卡泵、煤垢埋泵事故。

深層煤層以滯流水型CaCl2型為主，總礦化度高，分布范圍廣，從幾萬到幾十萬mg/L，大部分深層煤層氣試采井產(chǎn)水量普遍較低，但仍有部分井需要經(jīng)過一定時間的排水階段才能見氣，甚至個別井只產(chǎn)水不產(chǎn)氣，由此表明，煤層及圍巖的含水性直接影響深層煤層氣見氣時間和氣體流動能力[2]。高礦化度含量是形成煤垢混合物的主要成因。

1.2 工程因素方面

深層煤層經(jīng)過排采前大規(guī)模加砂壓裂，地層水礦化度超高，采出水呈弱酸性，pH值為4～7，采出液礦化度極高，其礦化度、成垢陽離子及氯離子含量普遍高于國內(nèi)大多數(shù)油氣田，腐蝕性離子和溶解氣體極易造成井下設(shè)備及管線腐蝕，成結(jié)垢離子；隨著生產(chǎn)排采，垢下腐蝕加劇井筒內(nèi)設(shè)備腐蝕，使檢泵周期縮短，設(shè)備故障頻率增加，給現(xiàn)場生產(chǎn)帶來較大影響和經(jīng)濟損失。

1.2.1 儲層改造方面

直井、定向井和單分支水平井采用套管射孔完井技術(shù)，射孔彈以高壓高速進入煤層，會破碎煤層產(chǎn)生煤粉。在壓裂連續(xù)作業(yè)過程中，壓裂液沖蝕、壓裂支撐劑的打磨等機械作用均會造成煤層破壞，產(chǎn)生大量煤粉。同時，壓裂液的非正常壓力注入煤儲層后，亦會造成煤儲層應(yīng)力平衡狀態(tài)的改變，導(dǎo)致煤體骨架結(jié)構(gòu)失穩(wěn)破壞，產(chǎn)生煤粉。不同礦化度的壓裂液，會造成煤儲層內(nèi)礦物反應(yīng)進而導(dǎo)致煤粉的產(chǎn)出。

1.2.2 排采生產(chǎn)方面

煤粉濃度與井底流壓、套壓呈負相關(guān)，與日產(chǎn)氣量呈正相關(guān)，分析認為排采過程中，增加排采速度來提高日產(chǎn)氣量會導(dǎo)致煤基質(zhì)收縮，更容易產(chǎn)生大量煤粉，同時滲流通道內(nèi)的氣體流速增快，對儲層的沖蝕更強，破壞煤儲層的同時也會產(chǎn)生大量次生煤粉。另一方面，排采強度的增大，會導(dǎo)致井筒的液面下降過快，底部流壓也會較快下降，從而進一步導(dǎo)致流體壓差變大，流體流速增加，沖蝕煤儲層，產(chǎn)生大量次生煤粉[3]。

2 解卡方法

出現(xiàn)連續(xù)油管遇卡，及時采取正確的處置方法有助于安全、高效解卡，快速恢復(fù)施工。但是，如果處置方法不得當，可能會導(dǎo)致連續(xù)油管斷裂，造成事故擴大，甚至使生產(chǎn)井報廢。正確解卡，首先要清楚連續(xù)油管所允許的最大上提拉力，即連續(xù)油管最大允許上提拉力不應(yīng)超過其屈服強度的80%。在進行連續(xù)油管解卡時，依據(jù)能否建立循環(huán)，分兩種情況進行處理，有時這兩種情況又是交替出現(xiàn)的，其解卡的方法在具體的情況下也可以交替和反復(fù)使用，直至解卡成功。

2.1 能夠建立循環(huán)時

在連續(xù)油管遇卡時，如果能夠建立循環(huán)，首先關(guān)注的是泵壓上升情況，觀察是否能夠繼續(xù)循環(huán)。如果能夠繼續(xù)建立循環(huán)，則持續(xù)泵注流體，保持循環(huán)不變。

解卡方法如下：①反復(fù)幾次上提下放連續(xù)油管解卡，上提力設(shè)定在連續(xù)油管屈服強度的80%；②結(jié)合井筒結(jié)構(gòu)和工具直徑判斷是否為工具遇卡，如是，則投球斷開工具安全接頭；③泵入降阻液或降阻劑，如聚丙烯酰胺降阻液或柴油；④泵入溶劑或相應(yīng)化學(xué)劑，關(guān)井浸泡；⑤泵注輕質(zhì)流體進入連續(xù)油管，如泡沫或柴油，增加連續(xù)油管的浮力；⑥維持連續(xù)油管張力為其屈服強度的80%不變，觀察指重表讀數(shù)，如果下降，則反復(fù)進行；⑦如果確定解卡不成功，壓井后，剪斷連續(xù)油管，懸掛于井口，轉(zhuǎn)打撈程序進行打撈。

2.2 不能建立循環(huán)時

在連續(xù)油管遇卡時，如果不能夠建立循環(huán)，則采取如下的解卡方法：①保持連續(xù)油管循環(huán)壓力比正常泵注壓力稍高，反復(fù)幾次上提下放連續(xù)油管解卡，上提力設(shè)定在連續(xù)油管屈服強度的80%；②一旦連續(xù)油管循環(huán)壓力降低，嘗試盡快建立循環(huán)。如果循環(huán)建立，則按有循環(huán)遇卡步驟解卡；③關(guān)閉節(jié)流管匯，采用連續(xù)油管正注液氮，依靠液氮的氣化膨脹解卡，嘗試建立循環(huán)；④保持連續(xù)油管循環(huán)壓力，維持連續(xù)油管張力為其屈服強度的80%不變，觀察指重表讀數(shù)，如果下降，則反復(fù)進行；⑤如果確定解卡不成功，剪斷連續(xù)油管，懸掛于井口，轉(zhuǎn)打撈程序進行打撈。

3 解卡案例分析

3.1 事故經(jīng)過

A井是深層煤大規(guī)模壓裂水平井，人工井底3568.7m，水平段分11段33簇壓裂，入井總液量3.1萬m3，砂量3820m3，平均單段用液量2818m3、加砂量346m3，最高單段加砂量421方。壓后排液過程中實現(xiàn)自噴生產(chǎn)，套壓4.5MPa，日產(chǎn)氣9.4萬m3，日產(chǎn)液236m3；于2022年2月16日下入φ50.8mm連續(xù)油管環(huán)控生產(chǎn)，連續(xù)油管底深2500m。2022年6月30日，測試排液礦化度225054mg/L，氯離子137515.27mg/L；2022年10月25日，測試排液礦化度197521mg/L，氯離子128823.08mg/L。

2023年3月9日該井為實現(xiàn)排液降壓，液面盡最大可能降至煤層垂深最低點，計劃實施更換射流泵作業(yè)。3月10日連油設(shè)備搬遷入場，安裝井控設(shè)備并壓井后，上提連續(xù)油管負荷升至18.2t，連續(xù)油管提出0.6m，管柱遇卡，反復(fù)在10～18.3t之間活動解卡，速度管柱提出1.0m。

3.2 遇卡后處理情況

（1）活動解卡。判斷卡點在連續(xù)油管底部，多次嘗試活動解卡未成功，上提負荷10～19t。

（2）注齒輪油。采用環(huán)空注入齒輪油，減小連續(xù)油管環(huán)空磨阻。靜置后繼續(xù)上提至18.3t，井內(nèi)連續(xù)油管無上行變化。

（3）反注水。水泥車起泵，套管注水27m3，排量500～750L/min，泵壓0MPa，停泵后繼續(xù)活動解卡10～19t，解卡無效，觀察油管無氣體顯示。

（4）氮氣正舉。配制起泡劑40m3，比例1∶10，連接連續(xù)油管正注入氮氣，瞬時排量1500～2300m3/h，油管壓力8.7～9.3MPa之間波動，期間出口顯示有階段性可燃氣體及氮氣，累計注入氮氣約21000m3。

（5）氮氣反舉。布置井場制氮反舉管線及出口放噴管線，雙制氮車開始反舉排液，泵壓最高10.98MPa，降至9.78～9.83MPa，瞬時排量2300m3/h，出口陸續(xù)返液，出液呈泡沫狀，期間檢測有可燃氣體、氮氣；反舉期間嘗試上提解卡至20t，無效果。

（6）注酸。準備氨基磺酸4t、助排劑、緩蝕劑、鐵穩(wěn)劑，配制酸溶液20m3，環(huán)空注入酸液，泵壓3.6mPa下降至0.1mPa，排量500L/min，油管壓力4.0mPa，注入酸液20m3。打頂替液，泵壓2.9mPa下降至0.1mPa，排量500L/min，油壓4.0mPa，用清水10m3；繼續(xù)環(huán)空注入清水30m3，排量500L/min，泵壓0mPa，油壓0mPa。試提連續(xù)油管管柱，負荷18.7t下降至14t，負荷正常，解卡成功。

（7）注酸溶解。備水150m3，鐵離子穩(wěn)定劑1t、緩蝕劑1t、助排劑0.3t、氯化鉀1t、氨基磺酸7t，按設(shè)計要求配制氨基磺酸溶液100m3。繼續(xù)環(huán)空注入酸液，泵壓0.3MPa，排量2000L/min，油管壓力0MPa，注入酸液100m3，倒管線注入頂替液40m3。

3.3 遇卡后原因分析

連續(xù)采用活動解卡、環(huán)控注入降阻液（齒輪油）、反沖、正反氮氣氣舉、注酸的措施方式確認水平井連續(xù)油管底部遇卡情況[4]。

通過正反沖泵壓及排量顯示，遇卡點深度與煤層通道未完全堵死，初步判斷環(huán)空處異物遇卡；通過氮氣氣舉加注泡排液的措施排除砂屑卡的可能。

再逐一排除落物卡、套變卡、水泥卡、井下工具卡、砂屑卡五種常規(guī)遇卡情況后，最后通過注酸的措施判斷，該水平井連續(xù)油管遇卡系煤垢卡。

通過后續(xù)洗井及起出井底物驗證，確定為煤垢卡。

4 連續(xù)油管解卡注意事項

根據(jù)以往連續(xù)油管解卡的工作經(jīng)驗，現(xiàn)總結(jié)六點解卡的注意事項：

連續(xù)油管在鵝頸頭反復(fù)來回移動會加快油管的損傷，操作時應(yīng)避免泵壓過高，并關(guān)注管串在該處的實時模擬疲勞曲線，以確定是否可以進一步重復(fù)下放和上提動作。

檢查流體回流和泵壓情況，可能的話盡快嘗試建立循環(huán)。

記錄每次上提的連續(xù)油管的重量，并與前次進行對比分析。

在設(shè)計連續(xù)油管施工的工具串時，必須設(shè)計連接安全接頭。

嚴格控制施加在連續(xù)油管上的上提力，不應(yīng)超過連續(xù)油管屈服強度的80%，或采用更小的安全上提力，防止解卡中途斷管。

采取不同的步驟措施來判斷底部是哪種具體的遇卡類型，從而采取最有效的解卡措施。

5 結(jié)束語

從地質(zhì)成因及工程成因方面總結(jié)了連續(xù)油管在深層煤層氣衍生出的新型遇卡類型-煤垢卡。

在連續(xù)油管遇卡后，分能建立有效循環(huán)和不能建立循環(huán)兩種情況，分析了解卡方法，總體思路為盡量建立循環(huán)。

分步驟采用措施對遇卡后各種遇卡類型進行一一排除驗證，最后選擇最優(yōu)措施進行解卡。

在深層煤層氣連續(xù)油管遇卡時，因地制宜采用注酸方式進行煤垢解卡。