鲁迈拉油田井下作业井口压力控制工艺

聂小康,占焕校

(1.中国石油集团长城钻探工程有限公司井下作业分公司,北京100101; 2.中国石油集团中东公司鲁迈拉项目,北京100724)

鲁迈拉油田井下作业井口压力控制工艺

聂小康1,占焕校2

(1.中国石油集团长城钻探工程有限公司井下作业分公司,北京100101; 2.中国石油集团中东公司鲁迈拉项目,北京100724)

针对鲁迈拉油田地层压力较高、井下作业过程中易发生井喷风险的问题,采用井控设备和井口压力控制工具来进行井控,避免井喷事故发生。列举了鲁迈拉油田目前现场主要应用的井控设备和井口压力控制工具,阐述了相关的压力控制方式及试压工艺标准。并对试压介质中混入气体、试压过程温差较大、压力测试仪灵敏度较高、试压容器容积较大等影响试压结果的因素进行了分析。通过理论分析结合现场试验,总结出试压合格的评判标准。井下作业过程中一系列工艺的现场应用表明,合理安装井控设备和井口压力控制工具,严格按照试压标准进行试压,能为鲁迈拉油田井下作业提供可靠的井控保障。

鲁迈拉油田;井下作业;井口压力控制工具;试压工艺

伊拉克鲁迈拉油田油井以自喷为主,人工举升(电潜泵)为辅,自喷井占全部生产井的70％以上,产层平均压力为4100psi①[1-2](约为28.27MPa)。由于地层压力较高,井下作业过程中易发生井喷失控事故。通过在井口及井筒内设置机械屏障可以有效进行井口压力控制,防止井喷失控事故发生。

1 井口试压的意义

井下作业中,井内始终存在一定的压力,作业过程中始终要对井底压力进行控制[3-4]。通常泵入一定体积、密度的压井液,使井底压力略大于或等于地层压力,作为井控的第一道屏障;利用井控设备及其他井口压力控制工具作为第二道屏障。各类井控设备和井口压力控制工具在安装前后都必须进行压力测试,保证其工作的可靠性。

2 主要井控设备及井口压力控制工具

(1)封井器组合及节流、压井管汇。安装在井口油管四通上,从上至下分别为环形封井器、双闸板封井器及循环四通[5-7]。根据鲁迈拉油田现场井口法兰尺寸和井控等级要求,封井器组合分为5K和11in 5K两个规格,由远控房和司控台进行开、关操作。

(2)双向安全阀及回压阀(图1)。安装在油管悬挂器内,为油管内防喷工具。

(3)采油树及阀门。井下作业结束后,采油树(或注水井口)安装在井口四通及转换法兰上,作为油水开采的井口压力和排量控制设施。

(4)井口套管、油管四通及阀门。套管四通安装在各级套管上,用来悬挂和密封套管;油管四通安装在套管四通之上,悬挂井内生产管柱并密封油套环空。

(5)井口试压堵塞器(图2)和全通径安全阀(图3)。试压堵塞器通过连接提升短节坐入井口油管四通,对安装在井口上的封井器试压。全通径安全阀通常连接在井口的管柱上,用来封堵管柱内通道。

(6)各类油管、套管桥塞及封隔器。通过电缆或管柱下入井内,安装在油管内或套管内,封堵井内油管或套管内通道。

3 主要试压工艺

3.1 油气井作业前试压

井下作业开始前,需要全面了解原有井口及采油树状态,必须对井口采油树各阀门、井口转换法兰及油管悬挂器密封性进行试压[8],同时对油管、套管四通各阀门、套管头密封试压。

3.2 拆井口采油树前试压

一般拆采油树之前需要在油管悬挂器内安装井口回压阀,无法安装井口回压阀时须在油管内安装油管桥塞并试压,作为油管内的密封屏障,防止在拆井口及安装封井器时从油管内发生井喷[9]。

现场使用的防喷器组合从上到下为环形、半封、全封及四通,压力等级均为5000psi(约为34.48MPa)。在将封井器安装到井口前应在试压台上进行试压。其中,注水井要求低压测试250psi/ 5min,高压测试3500psi/10min;油井要求低压测试250psi/5min,高压测试2500psi/10min。试压过程中压力保持不降为合格,否则应重新试压,直至合格。

3.3 上提井内完井管柱前试压

装好循环四通及封井器后,需要对井口封井器组试压,目的是测试封井器与井口油管四通的连接是否合格。从井口下入提升短节,丝扣连接在井内油管悬挂器上,关半封闸板或环形封井器,然后从试压四通泵入试压介质进行试压。

3.4 作业过程中试压

作业工程中若更换了井口油管四通或套管四通,则必须进行试压,目的是检测更换后的新四通与套管短节顶部密封是否合格,以及封井器与井口四通连接法兰是否合格。通常采用在井口下入试压皮碗,上提试压;也可以在井口下入试压堵塞器,坐封在油管四通上进行试压。

3.5 作业结束后试压

作业结束拆下井口封井器组合、安装采油树后,要对采油树各阀门和井口变径法兰进行试压。同时对采油树整体、油管悬挂器外密封试压。通常采用在油管悬挂器上坐入双向安全阀的方式进行试压[9]。

4 试压主要影响因素分析

作业现场一般使用清水或低密度盐水作为试压介质对井控设备及井口压力控制工具进行试压。理论上在压力测试时间段内压降为零为合格,若存在明显压力下降或波动则为不合格。现场试压结果往往受试压介质、环境温度及压力记录仪器灵敏度等因素的影响,很多情况下并不能达到绝对的零压降,但不能就此一概判定试压不合格,需要进行具体分析。

4.1 试压介质中混入气体的影响

液体与气体的主要区别在于它们的密度对其压强的依存特性,即压缩性不同。流体压缩性的大小通常用压缩系数β来表示[10],其定义为在一定温度下,压强p升高一个单位时,流体原体积V或密度ρ的相对变化量。

式中 dV——体积改变量;

dp——压强改变量。

当试压介质中混入气体时,其可压缩性表现为体积受压减小,承压流体表现为一定的压降。

如某次试压环境温度为30℃,在试压台上对11in 5K双闸板防喷器组进行试压实验,选用密度为1.0g/mL的清水为试压介质。

实际试压中未能完全排净试压腔体内气体,导致试压初始阶段压力下降,但是随后压力稳定,且稳压持续时间符合稳压10min的试压标准要求(图4),此时试压结果可判定为合格。

4.2 试压过程中环境温度改变的影响温度升高时,流体体积增加的特性称为流体的膨胀性,用膨胀系数α表示。α定义为在压强不变的条件下温度升高一个单位时流体体积的相对增加量,即:

式中 α——膨胀系数;

T——温度。

鲁迈拉油田位于伊拉克南部,是伊拉克最热的区域。4～9月份为旱季,气温为40～55℃,10月份到第二年的3月份为雨季,气温为10～40℃,昼夜温差很大。试压结果易受外界温差变化影响。

如某次试压初始温度为30℃,20min内温度上升至40℃。选用密度为1.0g/mL的清水进行试压实验,结果显示,一定时间内压力存在小幅度下降或上升波动,但在整个试压周期内压力总体保持平稳,试压结果合格(图5)。

4.3 其他因素的影响

除了试压介质混入空气和试压环境温差较大这两大主要影响因素外,压力测试记录仪灵敏性差异也对试压结果有影响。精度过高的试压记录仪记录的试压曲线往往也不是稳定的,而是表现出一定范围内的压力波动。如果试压过程中压力整体保持平稳,应判定为试压合格。但是如果波动幅度过大,则应校正或更换压力记录仪后重新测试。此外,对油管、套管等容积较大的设备进行试压时,流体所表现出的压缩性也更加明显。即使没有混入空气也可能在稳压初始阶段出现压力下降情况,如果压力后续表现平稳,也应判定为试压合格。

5 应用效果分析及评价

在鲁迈拉油田作业过程中,现场使用QST气动试压泵配备机械圆盘式记录仪进行试压,并针对常见的试压失效情况和效果判定进行了分析。

5.1 封井器井口安装并试压

R-009井在修井作业中需要更换井口油管四通。在新井口上安装11in 5K封井器后进行试压,压力不能保持稳定,多次试压失败,在封井器与井口四通连接处存在刺漏。拆下封井器检查发现是误将R53型号的钢圈当R54型号的钢圈使用。更换钢圈、安装封井器组合,再次进行试压时压力保持稳定,试压合格。

5.2 套管桥塞封堵套管坐封试压

Ru-016井在修井作业中需要更换井口油管四通。为了在拆装井口时间段内(约8h)始终控制井底压力,计划在井底油层上界(2950m)打桥塞后,再在井筒内灌满密度为1.01mg/mL的修井液,利用双重井控屏障来避免井喷。坐封可退式桥塞后进行1500psi/30min试压,压力不能保持稳定,试压失败。经检查地面管汇无渗漏,分析可能是井筒内桥塞坐封失败。下入J型封隔器后进行井筒密封试压,结果无压降,试压合格,按施工设计进行后续更换井口作业。

5.3 井口采油树安装并试压

投产前应对井口采油树各阀门进行试压,确保正式产液时井口不刺漏,控制井口稳定出液。R-060井现场试压过程中,由于试压泵灵敏度过高,在开始阶段存在明显的压力波动,但后续阶段保持稳压10min以上,判定为试压合格,顺利交井。

6 结束语

井控设备、井口压力控制工具及试压工艺对井控工作极为重要。作业过程中,应按照油藏压力选用对应压力级别的井控设备和井口压力控制工具安装并试压,以保证其良好的工作性能,实现井下作业过程始终可控,确保鲁迈拉油田自喷井的安全作业。自2010年开始在鲁迈拉油田应用井口压力控制工具及试压工艺以来,没有发生一起井喷事故。表现出较好的应用效果和推广价值。

[1] 闫建文,李勇,张为民,等.中国石油与BP联合研究——鲁迈拉油田的实践与感悟[J].石油科技论坛,2014,33(6):36-41.

[2] 占焕校,冀成楼,崔可平,等.井下视像技术在鲁迈拉油田大斜度井修井作业中的应用[J].非常规油气,2015,2(2):64-68.

[3] 吴奇.井下作业工程师手册[M].北京:石油工业出版社,2002.

[4] 张桂林,张之悦,颜延杰,等.井下作业井控技术[M].北京:中国石化出版社,2006.

[5] 国家发展和改革委员会.SY/T 6690—2008.井下作业井控技术规程[S].

[6] 中国国家标准化管理委员会.GB/T 10174—2006.石油天然气工业:钻采和采油设备:钻通设备[S].

[7] API RP53—1997.Blowout prevention equipment systems for drilling wells[S].

[8] 中国石油化工集团公司.Q/SH 0098—2007.油气水井井下作业井控技术规程[S].

[9] API规范标准翻译出版委会.API-spec6A-1999 (R2002).井口装置和采油树设备规范[S].

[10] 王新月.气体动力学基础[M].西安:西北工业大学出版社,2006.

Wellhead Pressure Control Technology in Downhole Service in Rumaila Oilfield

Nie Xiaokang1,Zhan Huanxiao2
(1.GWDC Downhole Service Company,CNPC,Beijing 100101,China;2.PetroChina Iraq FZE International,Beijing 100724,China)

Due to the formation pressure in Rumaila oilfield is higher,blowout risk is easy to occur in the process of downhole operation,the well control eauipment and wellhead pressure controling tools have been used to avoid blowout accident. The paper has shown the well control equipment and wellhead pressure controling tools being used in Rumaila oilfield at present,and given the relevant pressure control methods and technical standards for pressure test.Several factors that affect the pressure test results have been analyzed,including mixed gas in pressure test medium,larger temperature difference in the process of pressure test,higher sensitivity of pressure tester,larger volume of pressure test vessel,etc.Through the theoretical analysis and field test,the evaluation standard for pressure test has been summarized.A series of field application in downhole operation showed that reasonable arrangement of well control equipment and wellhead pressure control tools,as well as conducting pressure test strictly in terms of the standard,could provide a guarantee for well control in the process of downhole operation in Rumaila oilfield.

Rumaila oilfield;downhole service;wellhead pressure control tools;pressure test procedure.

TE358 文献识别码:A

聂小康(1982年生),男,硕士,工程师,从事井下作业生产管理及工艺研究。邮箱:niexk.gwdc@cnpc.com.cn。①1psi=68.95×10-4MPa,下同。