塔里木油田超高压高产气井压井方法初探

2017-07-25郑如森高文祥邹国庆汪浩洋宋明哲中石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000

化工管理 2017年18期

关键词：压井环空油压

郑如森高文祥邹国庆汪浩洋宋明哲(中石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000)

塔里木油田超高压高产气井压井方法初探

郑如森高文祥邹国庆汪浩洋宋明哲(中石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000)

本文介绍三超气井在油套连通、生产套管存在漏点、环空压力超限的情况下，首先考虑井控风险，结合压井液类型、压井液密度、压井方法等，采用非常规压井方法有效地控制风险。

三超气井压井；地面节流及分离装置

塔里木油田**号气藏是超深、超高压、高温气藏的典型代表，随着天然气勘探开发的不断深入，目前大量的气井在生产过程中出现油管外环空或套管外环空持续带压的问题。异常环空持续带压气井里面尤其以油套窜通（即生产油管与套管之间窜通）的高压气井问题最为突出，而外层技术套管压力超过其管柱承受的极限压力，可能导致整口井报废，甚至引发天然气窜漏至地层、泄漏至井口等无法控制的灾难性事故[1]。要及时控制风险，彻底解决油套窜通及高压气井技术套管带压问题，需要压井及彻底修井恢复井筒。以A井为例，对其井筒带压状况和后期压井过程中存在的突出问题进行全面分析。

1 A井基本情况

A井于2014年2月12日完钻，其完井管柱为“改造”-“投产”-“完井”一体化管柱（自上而下）：油管挂+双公短节+ 114.3x12.7mm斜坡油管+4"SP井下安全阀+114.3x12.7mm斜坡油管+114.3x9.65mm斜坡油管+88.9x9.52mm斜坡油管+ 88.9x7.34mm斜坡油管+88.9x6.45mm斜坡油管+5-1/2"THT封隔器+88.9x6.45mm斜坡油管2根+投捞式堵塞器+88.9x6.45mm斜坡油管+分层压裂阀+93.2x10mm直连油管+POP球座（见图1）。

A井于2014年9月2日投产，投产初期地层压力为122MPa，地层温度为170℃，平均气产量70×104m3/d，投产后A环空压力持续下降，后期不断补压，截止2016年10月20日，补压达135次，累计补进环空保护液48m3，B环空压力在2014年10月28日由0MPa开始上涨，至15年6月29日上升到41MPa趋于稳定，后呈现波动并整体下降趋势，压力测试放出可燃气体；C环空压力于2015年8月2日由0MPa开始上涨，最高涨至29.11MPa后呈现波动并整体下降趋势，测试放出可燃气体；D环空压力0.05MPa无变化。2016年10月20日，生产油压突然由83.11MPa下降至74.83MPa又恢复至83.94MPa峰值后持续下降，至压井前下降至71.61MPa，A环空压力由5.24MPa突升至40MPa后持续上升至73.65MPa，B环空压力由21.2MPa涨至22.4MPa后下降至20.5MPa，C环空压力由19.4MPa上涨至34.6MPa，为避免C环空屏障失效，现场通过毛细管线泄压至8.22MPa，关闭后又快速恢复至34.6MPa。

2 压井施工难点

图1 A井井身结构示意图

（1）C环空超压。C环空外层套管抗内压强度为33MPa，其强度的80%为26.4MPa，C环空内层套管抗外挤强度为60MPa，其强度的80%为48MPa，套管头TF14-3/8"×10-3/4"-70额定压力的80%为56MPa，试压值为19MPa，根据API RP90-2计算C环空允许最大带压值为19MPa。目前压力已达到34.6MPa，持续带压且测试放压后快速恢复至原压力，故在压井过程中打开C环空应急放喷管线放压，并对放空气燃烧处理，避免该压力窜漏至D环空造成井况恶化。

（2）生产套管存在漏点。生产过程中A环空压力不能维持，持续补压消耗有机盐达48m3，目前虽然压力上涨缓慢，但是否仍在渗漏，不能判断，所以在压井过程中打开A环空应急放喷管线放压，避免气体进入地层。

（3）储层保护工作要求高。本次压井后修井作业工序较多，施工时间长且修井完后要进行套管评价和二次完井，恢复单井产能，所以对压井液性能要求较高，耐高温且与地层要有很好的配伍性。又因该井地层压力窗口窄，目的层钻进期间间断漏失钻井液1117.61m3，常规压井液不但压井不稳，且会污染储层影响后期单井产量。

（4）无液气分离装置。压井过程中，要对A、C环空压力控制放压，由于A环空有环空保护液，在放压过程中可能会放出液体,处于环保考虑，应进行液气分离。而且该井气产量高，地层物性好，正反挤压井不能完全压稳地层，循环压井过程中压井液气侵严重，需进行循环脱气，所以组织安装节流管汇和液气分离器进行正反循环压井。

3 现场压井施工

由于油套已连通，且A环空测试已放出天然气，C环空压力持续上涨超过其允许带压值，且压力无法释放至允许带压值以下。该井一级屏障已经失效，二级屏障退化，压井前油压71.61MPa，A环空压力73.65MPa，B环空压力20.5MPa，C环空压力32.77MPa，D环空压力保持相对稳定0.05MPa。为使风险不进一步加剧，在目前井口条件下见图2，首先采用气田水进行半压井控制井口压力，而后采用油基泥浆进行压井转入修井作业。具体压井施工过程如下。

（1）气田水半压井。压井采用逐步调低生产产量，油管内挤入密度1.03-1.09g/cm3气田水和密度1.4g/cm3有机盐液体，A、C环空通过放喷泄压方式进行半压井作业。在生产通道关闭后，油压由71.61上涨至76.79MPa，A环空压力由73.65上涨至77.26MPa，挤入液体27m3后油压和A环空压力先后出现拐点，判断液体到达生产管柱泄漏点，计算漏点在井深4600米,挤入液体112m3压井结束，关闭油管及A、C环空，油压39.34MPa，A环空压力71.63MPa，B环空压力17.07MPa，C环空压力3.37MPa。经历7天之后，油压上涨至82.07MPa，A环空压力上涨至82.75MPa，C环空压力上涨至38MPa，再次正挤气田水293m3，挤入25.3m3时，压力出现拐点，与第一次压井施工相似，压井施工结束后，油压37.24MPa，A环空压力51.72MPa，B环空压力18.07MPa相对稳定，C环空压力20.69MPa。经历2天21小时后，油压上涨至80MPa，A环空压力上涨至81.45MPa，C环空压力上涨至38.62MPa趋稳。

由于气田水压井后油气上窜速度快，且气田水防气窜能力弱，压力上涨越来越快，不能为修井设备搬安争取有效的安全时间，为了保护储层和为下步工作争取时间，采用油基泥浆进行压井。

（2）油基泥浆正反挤压井。油管内正挤气田水170m3后跟注密度1.73g/cm3油基泥浆60m3，结束后油压2.65MPa，A环空压力50.33MPa，B环空压力17.07MPa，C环空压力20MPa，经历2天后油压10.23MPa，A环空压力58.32MPa，B环空压力18MPa，C环空压力29.68MPa都趋于稳定。各环空压力依然较高，为实现彻底压井，进行油管穿孔作业，穿孔井段6129.39-6130.39m，孔数10孔，孔径7mm。油管穿孔后进行正循环脱气、反挤压井共泵入油基压井液241.4m3，结束后油压20.68MPa，A环空压力33.55MPa，B环空压力22MPa，C环空压力17.24MPa，之后B环空压力上涨至39MPa趋稳。

正循环脱气有一定效果，但地面罐容需进行返出液体的计量、回收、脱气，没有足够的空罐进行液体脱气循环，且反挤压井时漏点位置形成短路，漏点位置与穿孔位置之间环空可能存在气体，处理起来较为复杂。为完全压稳井筒，连接压井管汇及液气分离器，拆除A环空放喷管线，连接反循环管线。

图2 压井井口流程图

（3）节流循环脱气。压井前油压12.3MPa，A环空压力33.3MPa，B环空压力33.1MPa，C环空压力30.68MPa，正循环节流脱气共泵入1.73g/cm3油基钻井液143m3，返排129.3m3（密度1.6-2.0g/cm3），施工中B、C环空压力稳定，C环空出口持续点火，焰高0.5m左右，结束后油压8.27MPa，A环空压力53.79MPa，C环空压力22.41MPa。再次进行正循环节流脱气，分三阶段共泵入1.85g/cm3油基泥浆155m3，A环空压力下降至3.38MPa，油压18MPa；累计返出1.35-1.81 g/cm3混浆23.8m3，停泵观察10min，A环空压力下降至0.9MPa，油压为0，井控风险已得到控制。