川渝地区气井带压作业油管堵塞器性能探讨

苏强 唐庚 严俊涛

【摘要】带压作业是一种在井口有压力的条件下进行钻井、修井的作业方式。区别于传统压井作业，带压作业不使用压井液，避免了对产层的污染，最大程度地保护了气井产能，同时也避免了对地面环境的污染，符合HSE管理体系的要求，符合可持续发展油气资源战略。川渝地区从2004年开始探索带压作业，逐步形成了一套适用于川渝地区气井的带压作业技术，其中油管堵塞器是保障带压作业安全的关键，也是制约复杂气井安全作业的难点。本文结合川渝地区气井特点与带压作业方式，对堵塞器的应用进行分析与改进，为气井带压作业更广泛、更安全的推广奠定了基础。

【关键词】气井；带压作业；堵塞器

引言

川渝地区的大部分低压、低渗透气藏，由于已进入生产中后期，随着地层压力的下降，气井携液能力变差，排液困难，严重影响产能。采用带压作业方式更换合适的生产管柱，能有效避免压井液对产层的污染，最大程度地保护气井产能，同时也避免了对地面环境的污染，符合HSE管理体系的要求，符合可持续发展油气资源战略。

进行带压作业第一步就是通过投放油管堵塞器控制油管内压力。而管柱内压力密封仅仅只有堵塞器一道防线，因此堵塞器的可靠性是保障带压作业安全的关键。传统油管堵塞器多用于油、水井，结构上着重考虑承受井内的上顶压力而设计成单向滑块或卡瓦，堵塞器金属材质跟胶筒橡胶件大多也未考虑抗硫化氢腐蚀，并且投放方式多是电缆座封，若座封不成功打捞困难，因此使得传统堵塞器在气井带压作业过程中频繁失效，存在极大安全隐患。本文结合川渝地区气井特点，通过对油管堵塞器在带压作业过程中的力学分析，进而对气井带压作业油管堵塞器性能提出了新的技术要求。

1、川渝地区天然气井特点

1.1密度低、压力高

常温常压下甲烷的密度为0.00068g/cm3，以甲烷为主的天然气密度为0.00073～0.00093g/cm3，不到常温常压下水密度的1‰。因此，纯气井的井口压力通常表现为略小于井底压力，换言之，气井的井口压力远高于具有相同井底压力的油、水井的井口压力，例如川中地区合川构造HC001-83-H1井产层中部实测压力31.2MPa，井口关井套压达到23.7MPa。

1.2易燃、易爆性

常温常压下，天然气与空气的混合浓度达到5%～15%（体积分数）时，遇到火源就会发生爆炸。天然气压力和爆炸极限的关系见图1，由图可见，压力低于6.65kPa时，天然气与空气的混合物不可燃；压力高于101.325kPa时，随着压力的增加，爆炸上限也显著增加入，例如当压力上升至15MPa时，其爆炸上限可达58%。

1.3含硫化氢

川渝地区含硫气田占开发气田的很大一部分比例，也是制约川渝气田深层次开发的难题，硫化氢对金属材料和橡胶材料都会产生严重的腐蚀破坏，因此含硫气井带压作业对油管堵塞器的密封性、抗腐蚀性能提出了更高要求。

1.4不同程度产水

川渝地区大部分气井开采中后期都有不同程度的产水现象，随着地层的产水，气井连续或者间断的排水，因此在井筒内存在一个动态变化的液面，该动液面的存在也使得在管柱在井筒内受力更加复杂。

压力低于101.325KPa 压力高于101.325KPa

图1 压力对天然气与空气混合物可燃性极限的的影响

2、气井带压作业堵塞器性能要求

笔者结合带压作业现场实例，总结出气井带压作业堵塞器应具备以下性能：

2.1承受正反双向压力

笔者针对堵塞器管柱在井筒内环空液面不同位置进行力学分析：

①堵塞器在井筒环空液面以下（如图2）

（式1）

堵塞器稳固座封的力学条件：

（式2）

式中，P上----堵塞器上部受压强，MPa；P下----堵塞器下部受压强，MPa；P气----大气压强，MPa；P环----环空气压，MPa；G----堵塞器浮重，N；F座封----卡瓦座封力，N，A----油管横截面积，m2

②堵塞器高度与井筒环空液面相平（如图3）

③堵塞器高度在井筒环空液面以上（如图4）

忽略大气压强、环空气压以及堵塞器浮重的影响，堵塞器在管柱内的受力情况可简化为（图5）：

（式3）

式中：PC---该深度套压，MPa；A----油管横截面积，m2；L1、L2、L3----分别对应环空液面高度，油管内液面高度，堵塞器高度m

如图，随着管柱的起出，环空液柱高度（L1）逐渐减小，油管内液柱高度（L2）先不变，但伴随管柱起出井口后变小，堵塞器高度（L3）逐渐增加，则合力越来越小，当合力为负数时，堵塞器不再承受上顶力。当合力大于卡瓦座封力时，则堵塞器失效。

一般在堵塞器稳固坐封时卡瓦座封力足以克服该合力∑F，但是当油管腐蚀、结垢或者油管长期受拉变形，圆度不够，座封不稳时，在带压起下管柱引起的油管的振动及井内压力波动会导致堵塞器失效；此外如果环空动液面位置较高（L1较大），低压气井（Pc较小），井内上顶压力较低，导致合力大于卡瓦座封力，则堵塞器失效。

2.2高性能钢材、橡胶密封件

由于天然气的上述特点，使得气井带压作业对工具密封性的要求更高。为了保障工具的可靠性，在工具材质选择方面着重有以下思路：

1、堵塞器本体选用高强度材料，抗硫、耐腐蚀钢材。

2、密封件采用“V”型密封件：高硬度丁晴橡胶与聚氟组合密封件。

（1）聚四氟乙烯又名特氟隆或塑料王（PTFE），是四氟乙烯单体的共聚物，它具有下列特性：

1）高度的化学稳定性：具有很好的化学惰性，强酸、强碱、硫化氢或强氧化剂等对它均不起作用。2）良好的热稳定性：裂解温度在400℃以上，因此它能够在-200℃～300℃温度范围内正常工作。3）优异的自润滑性：PTFE材料表面具有突出的表面自润滑性，几乎所有粘性物质均不能粘附到它的表面上去。

（2）高硬度丁晴橡（HNBR）

该密封组合克服了传统橡胶材料易磨损，且入井工作时间长后，膨胀过大，不易打捞的缺点。

2.3应具备可重复投捞使用

对于大斜度井或水平井，钢丝作业投放堵塞器，由于受井斜角的影响，往往不能一次投放到油管鞋处，需要视井斜角进行多次投放和打捞作业才能完成带压起管柱作业，因此要求堵塞器座封可靠，打捞方便，可重复投捞使用，同时也符合低成本战略。建议堵塞器在结构设计上采用打捞颈配套专用打捞工具，实现可重复投捞使用。

近几年，在中石油集团公司的大力支持下，国内带压作业技术得到迅速推广和发展。正值川渝地区页岩气开发大机遇，带压作业将被大规模应用在致密气、页岩气等非常规油气资源的开发中。由于天然气井的特殊性，气井的带压作业对于油管堵塞器提出了更高的要求。传统堵塞工具多用于油水井，在结构和性能设计上未充分考虑气井的特殊性，导致气井带压作业使用传统油管堵塞器频繁失效，存在安全隐患。本文旨在为气井带压作业油管内堵塞工具提供技术要求和结构建议，为气井带压作业更广泛、更安全的推广奠定基础。

图6 油管堵塞器结构示意图

图7 打捞工具示意图

3、结论

（1）堵塞器结构推荐设计正反双向卡瓦（或滑块），配合密封件承受双向压力；（2）堵塞器本体推荐选用耐腐蚀高强度钢材，密封件采用丁晴橡胶与聚氟组合；（3）堵塞器结构推荐设计打捞颈配套专用打捞工具，实现重复投捞使用。

参考文献

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