HT区块超深含硫井压回法压井技术应用研究

2018-12-06杨博仲李永杰

钻采工艺 2018年6期

肖磊，杨博仲，李永杰

(1西南石油大学石油与天然气工程学院2川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院3国家能源高含硫气藏开采研发中心)

近年来，随着西部地区某油田勘探开发方向向山前区域拓展，勘探目的层不断深入，超深井高含硫气井目的层的钻探数量逐年增加，井控技术面临新的挑战。通过对该油田已钻井井控事故原因分析，认为现有常规压井方法在超深井发生溢流险情时应对能力不足，特别在高含硫气井压井过程中，由于储层能量巨大，关井时间长，井内钻具发生氢脆或有毒气体溢出井口机率大，易导致灾难性事故。压回法通常是在常规循环压井不可行、常规方法压井可能导致更严重的井控险情时采用，特别在HT地区高含硫井应用后发现，该法保证了超深高含硫气井钻遇溢流和井涌后井筒的清洁，有效减少钻具遇酸性气体后发生氢脆机率，将井筒内溢流体重新压回地层，在保持井筒压力动态平衡下，恢复和重建井底压力平衡，大幅度提高了压井成功率。

一、使用压回法压井技术考虑的因素

为保证压井过程中采用压回法压井不再发生其他井下复杂与事故，一般考虑如下因素对压回法压井的影响。

1．裸眼段地层渗透率

在渗透性较好的地层采用压回法压井，压井过程中必须能够以较高的流体压回速度而不压裂地层。在未知物性参数的气井溢流可通过关井套压上升速度判断地层渗透率大小，同时还要考虑地层承压能力是否可满足压井的要求，这是因为气体在压回过程中大排量高密度的压井液将不可避免地压漏入渗透性地层，导致人为的造成永久裂缝，因此地层承压能力是必须考虑的一个主要因素。

研究证明，将井筒中的油气压回地层的井底压力与储层的渗透率有关，储层渗透率越高，侵入井筒内的油气越容易压回地层，压回地层过程需要的井口套压越小。井筒气体进入地层的压力差值计算公式为［1］:

式中:Δp—气体进入地层的压力差值，MPa;Q—压井液排量，L/s;μ—钻井液表观黏度，mPa·s;K—储层渗透率，mD;h—储层厚度，m;re、rw—分别为气井控制的外部半径和井筒半径，m。

由计算公式(1)可得知:储层渗透率越大，压回过程中井底和储层的压力差值越小，压井液的排量越大，压回过程中井底和储层的压差越大。相关研究表明［1］，当储层的渗透率大于30 mD时，压回过程中压井液排量对井底与储层压差影响不大。这就是说，储层的渗透率决定了将油气压回地层的难度，是论证采用压回法压井与否的重要依据。

2．含有毒气体气井的危害

压回法压井在溢流关井后采用原钻井液将含有硫化氢有毒酸气体迅速压回地层，避免了作业人员和井控装备直接与有毒气体的接触，同时利用常规循环压井方法加重压井液重建井筒内压力平衡，大大降低造成重大恶性事故的风险概率。

二、使用压回法压井的技术关键点

1．井内流体在溢流后滑脱上升高度的评估

气体侵入井筒后如果分布在很长的井段内，这样会导致在压回过程中除了气体外将有大量的压井液被压回渗透性地层，不仅造成井漏，而且压回阻力将会很高。经过现场作业经济分析，认为最佳作业时间是气侵后气体在井下没有运移，即关井后越早实施压回作业则压井成功概率越高。

2．裸眼段长度

应用压回法压井的关键要考虑上层套管的套管鞋位置，考虑到整个压井过程中，套管鞋附近地层最为薄弱，一般已下的套管越接近井底越好，这样整个井眼中裸眼段较短，更易做到在将气体压回溢流的地层的同时，而不压裂套管鞋处的裸露地层。

现场实践表明［2］，在气相侵入钻井液后，与钻井液充分混合，压井过程混有大量压井液，其中的黏土、加重剂、岩屑等成分会大大降低地层的渗透率，很大可能流体不是被压回至下部的发生溢流和易渗透地层，而在套管鞋下方某段地层强度较低的裸眼段聚集，人为憋压井漏后可能造成地下井喷，出现更为复杂的局面。所以对于裸眼段较长的井段，是否造成井漏是关键技术点，最好采用分段试压的方式准确掌握地层承变压力的能力，以评估压回过程中井内最大压力是否压漏地层。

3．套管抗内压强度及井口装置额定工作压力

套管的抗内压强度是压回法作业中保证关井能力的重要技术参数，套管抗内压强度是否合理，可以避免在压回作业过程中胀爆套管，故在前期套管设计阶段，应考虑关井后可能存在的最大压力，以现行井控相关标准要求:井口最大关井压力不允许超过套管抗内压强度的80%进行套管强度校核和选型。

井口装置额定工作压力强度等级应与井口施工压力所匹配，保证压井施工顺利进行。

三、实例分析

ZF12井是HT区块一口以奥陶系为目的层的超深井高含硫探井，设计井深7 620 m，发生溢流险情前，该井Ø241．3 mm钻头已钻至二开中完井深7 175 m并下入Ø200．03 mm套管，三开采用Ø171.5 mm钻头钻进井身结构见表1。

表1ZF12井发生溢流险情前井身结构情况表

图1 ZF12井关井套压随时间变化示图

1．发生溢流险情时基本情况

采用Ø171．5 mm钻头、密度1．20 g/cm3钻井液钻至井深7 568．99 m(进入储层63．88 m)，坐岗发现池体积增加0．5 m3、出口流量20．6%↗22．5%，司钻接到报告后立即组织关井，2 min内关井完，核实溢流量0．9 m3。关井21 min后套压升至23 MPa，立压升至24．2 MPa，关闭下旋塞，关井1 h，套压升至39 MPa，之后缓慢上涨，关井22 h后套压升至50 MPa;截至到压井前，套压升至51．2 MPa。分析得知，套压上涨至39 MPa时，套压(见图1)有明显的拐点，折算出地层压力系数约为1．73。

2．压井方式论证

2．1储层条件

邻区钻探表明该区奥陶系储层储集空间以次生溶蚀裂缝、孔洞、洞穴为主，基质孔不发育;成像测井可见高角度构造缝、孔洞。钻井过程中常有漏失、钻时加快或放空现象(如表2)，从已钻井储层物性分析看，最大孔隙度达17．14%，最小仅0.65%，平均孔隙度3．17%;岩心渗透率分布范围在0．027～357．1 mD，平均30．31 mD，适合压回法压井。

表2ZG12井邻区已钻井钻井液漏失和钻具放空情况

HT区块奥陶系储层H2S含量较高，邻井Z21井测试过程中H2S浓度最高为82 620 mg/L、Z8井在测试过程中H2S浓度最高为32 359 mg/L。

2．2工程作业条件

ZF12井Ø200．03 mm油层套管下深7 173 m(储层顶)，裸眼段长396 m，钢级C110级别，壁厚10．92 mm，抗内压强度72．5 MPa(其80%强度为58 MPa)，管内装有两只旋塞阀，额定工作压力均为70 MPa，井口 Ø101．6 mm钻杆(壁厚9．35 mm)抗内压强度为154．7 MPa。

井口防喷器组合为:FH35－35/70环形+FZ35－70单闸板(剪切全封一体)+2FZ35－70双闸板(上半封88．9 mm闸板封芯、下半封101．6 mm闸板封芯)。

3．压井处理过程

ZF12井实际共实施两次压井。

根据现场情况，决定管内外同时挤注压井。通过压裂车向钻具内打平衡压后，打开方钻杆下旋塞，观察到管内压力为47．2 MPa。5 min后，同时打开水眼和环空通道，用压裂车挤入密度1．80 g/cm3的高密度钻井液60 m3，立压47．2↘9．3 MPa，套压51．2↗55．2 MPa，逼近套管80%抗内压强度，井控技术专家根据现场情况分析认为环空与正眼同时压井工艺无法降低井口套压，于是中止了本次压井施工。停泵后立压9．3 MPa，套压55．2 MPa，准备第二次压井作业。

经过技术讨论，调整了第二次压井方案，决定先压环空再压水眼。首先反挤2．20 g/cm3的压井液30 m3，1．80 g/cm3的压井液58 m3，套压顺利降至19．2 MPa，为控制正眼立压，先正挤1．80 g/cm3压井液5 m3，后反挤1．80 g/cm3压井液65 m3停泵，实测立压6 MPa，再正挤2．20 g/cm3钻井液15 m3，停泵，油压0，套压1 MPa↗7 MPa，最后分两次向环空挤入2．24 g/cm3的钻井液41 m3，停泵，立、套压为0，压井成功。