土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术.pdf

天然气工业 2009年9月 土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术* 邹洪岚1 汪绪刚1 康健利2 朱怀顺3 王青华2 3．中国科学院渗流流体力学研究所 1．中国石油勘探开发研究院廊坊分院2．中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司 邹洪岚等．土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术．天然气工业，2009，29(9)：94—96． 摘 要 土库曼斯坦Sa气田是一个高含HzS与C0z的底水块状碳酸盐岩气田，恢复利用老井产能是第一期 产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13a，修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、 水合物预测等难题，存在较大的技术难度和安全风险。在对33口老井的采气工程进行了分析和评估的基础上，采 用MIT／MTT井筒腐蚀评价和生产系统节点分析等方法，针对气田的储层特点和修井采气工程技术的难点，形成 了高含硫气田恢复产能工程关键技术，主要包括老井修复与测试配套技术、生产系统优化技术、Hzs与C02的腐蚀 与防治技术以及酸性气田高效酸化解堵技术。在巳修复的9口井中恢复年产能12×108m3，修复26口井预计恢复 年产能(25～30)X108m3，26口老井修复利用至少可节约钻井直接投资8000万美元以上。 关键词 土库曼斯坦 高含硫气田 采气工程 老井 修井 酸化 生产能力 恢复 DOI：10．3787／j．issn．1000—0976．2009．09．026 期、稳定生产的要求难度大。 1 Sa气田储层特征及生产概况 修井测试技术对策如下：①对老井进行系统全 Sa气田是土库曼斯坦阿姆河右岸区块最大的整 面的采气工程评估，对老井存在的问题进行分类，现 装碳酸盐岩气田，储层为上侏罗统，埋深为2303～场采用逐级试压和MIT／MTT测井技术进行井筒 2533 m，平均孔隙度5．74％，渗透率为53×10_3～腐蚀评价；②老井修复重新完井要重点考虑HzS和 MPa，压 155×10～“m2。气田原始地层压力26．77CO。的腐蚀控制，并通过环空定期注入缓蚀剂防腐 力系数1．1MPa／100m，原始地层温度102℃。储以保证生产安全；③老井修复完成后实施酸化，大幅 层非均质性严重，天然气中甲烷含量为89．9％，H。S度地提高气井产量；④为防止老套管变形和冲蚀破 和COz摩尔含量分别为2．988％和3．588％。该气坏，建议控制生产压差，产量控制在30×104～50× 104 田于1986年12月投入开发，实际生产井26口，m3／d范围内，以尽量延长老井再利用期限；⑤进 1993年4月气田全部停产封存。 行天然气中水合物形成情况预测，根据预测结果和 产生的情况提出相应对策。 2老井修复与采气工程技术难点 l · 3老井修井与测试配套技术 老井修复和采气工程技术难度和安全风险很 大，表现在：①气藏高含H：S和CO。，修井采气工程3．1 老井采气工程分析及评价技术 面临重新完井、腐蚀与防护、排水采气、水合物防治 对33口老井的采气工程技术进行了系统地分 等技术难题，对修井测试、采气工艺、增产措施等提 析和评估，包括老井的油管情况、采气井口、生产套 出了很高的要求；②长期生产6～7a和封存13a使 管、防腐工艺以及测试产能。存在的主要问题如下： 气井井口及井下管柱腐蚀严重，井筒质量难以准确 多数井气侵、气窜；管柱和井口长期遭受腐蚀；30％ 判断，修井测试面临大量的技术难题，如套管变型、 的油管腐蚀严重，不能再使用；油管断脱和破漏；封 油管断脱、封隔器的打捞问题等；③修复后的老井生 隔器以上套管变形(错断)；管柱与封隔器脱离；管柱 产存在套管变形