海上高温高压气田完井投产关键技术

王一生，张明，程飞，胡立鹏，张雪峰

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

近年来随着我国对天然气勘探开发研究理论和专门技术的不断发展，针对高温高压气田的研究已经进入了实施阶段，目前我国高温高压气井的数量呈直线上升趋势，但是随着生产时间的不断增加，高温高压气井出现环空带压现象不断增多，且高温高压气田在投产过程中会受到井筒温度压力以及水合物等方面的影响，导致开采效率和开采质量出现下降，通过对高温高压气田的详细分析，了解其完井投产关键技术，对增强高温高压气田的开采效率有着非常重要的作用[1]。

1 海上高温高压完井投产技术挑战

1.1 高温高压气井井筒完整性

海上高温高压气井在使用过程中出现环空带压现象逐渐增多，已经成为了影响迄今安全生产的重要因素。虽然现在很多研究学者针对井筒的完整性已经做出了大量的研究，但在实践中的效果并不太理想。通过实践分析，高温高压气井出现环空带压的主要原因是油管、套管、封隔器以及固井水泥环等环节出现问题，其中油套管柱泄漏是最重要的原因。井口装置所选用的压力等级和材质要求通常较高，因此所出现的问题会较少，对于含酸性气体的气井在生产过程中，井筒材质会受到介质的影响而发生腐蚀现象，引起环空出现不同程度地带压现象，会对气井的正常生产带来影响，严重的情况下会直接威胁到整个气井井筒的安全[2]。

1.2 高温高压气井的产能释放

通过对高温高压储层敏感性的试验研究结果可以发现，高温高压气井储层敏感性非常复杂，尤其部分低渗气藏，在生产过程中容易发生水敏损害，极易导致油气的产能受到影响，进而引起气井产量下降，导致开发难度增加。而对于凝析气田，则易产生反凝析现象，凝析气在井底产生液化，阻碍产能释放。因此高温高压气井的洗井作业、生产管柱设计以及清井排液方案，都是高温高压气藏储层开发的关键性环节。

1.3 海上作业易受限制

相对于陆地常规气田作业，海上作业易受到诸多如天气、场地、船舶、钻机能力等限制。海上作业节奏较快，各项工序一般应做到无缝衔接，需同时合理安排设备、人员以及相应的交通工具，做好安全风险分析，尽量避免交叉作业，以防出现各类停工或事故，导致生产时效降低。

1.4 开发投资风险高

海上高温高压开发所面临的投资风险主要包括以下几个方面：第一，海上高温高压气井钻完井投资较高。以渤海某凝析气田为例，井底温度175～200 ℃，CO2分压值高达7.4 MPa，防腐图版推荐井下器材与油套管在高于180 ℃的高温井段需采用镍基合金材质，其余井段需采用超级13 Cr材质，否则难以保证气井全生命周期内的井筒完整性。镍基合金与超级13 Cr材质价格较高，约占单井费用的30%以上，拉高了单井开发成本。第二，海上气井修井作业成本高昂。井筒完整性一旦出现异常将会威胁到平台安全，因此修井作业俨然已成为气井开发过程中的一项重点工作。对于没有修井机的生产平台则必须使用钻井平台，修井所产生的费用甚至要高于重新钻完井的费用。第三，海上高温高压气井需提前做好应急资源的储备。海上高温高压气井在生产过程中若发生紧急情况，应急处置会受到钻机资源安排、特殊器材储备、压井材料运输等多方面因素的影响，若错失最佳的处理时间，易导致二次事故的发生，造成人员伤害、环境污染以及财产损失。

2 海上高温高压气田完井投产技术对策

2.1 井筒完整性研究

对井筒完整性威胁最大的是酸性气体。针对地质特点，分析酸性气体的腐蚀机理模拟，开展在不同工况下的腐蚀试验，根据气井预期开采年限优选高温高压气井环境所使用的油套管、完井工具、井口等器材的材质，从而既能有效满足高温高压酸性气体的作业要求又可兼顾经济性[3-6]。

高温高压气井油套环空通常保持密闭，通过V0级别的生产封隔器隔绝产层气体对套管的腐蚀。对于高压气井，作业期间环空存留的压井液由于液体加重剂的影响，部分离子对套管起到加速腐蚀的效果。因此有必要在安装采气树前将油套环空液体替换为缓释杀菌有防腐效能的保护液，有效且经济的环空保护液体系能够有效避免环空带压问题[4]。

2.2 建立完善的风险识别及控制方法

为了能够有效确保海上高温高压气井的作业顺利与成功投产，应当从各个方面制定风险控制措施。

(1) 完井作业：主要针对井漏、设备完整性、人员伤害、完井器材质量等影响因素制定相应的风险控制措施，作业前召开全员技术交底会，每日召开安全生产例会，总结与安排现场作业。(2) 井控风险：与油井溢流不同，气井一旦发生气窜，留给关井操作的时间更短，危害更大，需时刻关注并做好井控管理工作。每口井均要求由井控专家编制专项设计，确定压井液材料种类与储备量，备好井控防喷工具，制定井控风险分析和控制措施，现场严格执行。(3) 油藏变化风险：主要存在由于地质条件的复杂性及不确定性影响油田开发效果等风险。在实际开发过程中，要求根据录井资料及实钻情况准确卡准地层，针对地质特征的多变性不断加深油藏认识，及时跟踪现场的作业动态，不断完善作业方案。除此之外，可在开发初期选取典型井下入井下光纤或电子压力计，监控井下温压变化趋势，对后续布井起指导作用。(4) 生产管理：主要防止生产制度不合理或钻完井与生产方对投产井交接不足。应根据平台流程回压特点选取自喷气井的气嘴开度，使井下生产压差保持在合理范围内，既能保证不产生井壁垮塌，又可以尽快返排出井下残留井液高效产气，尽早收回开发成本。钻完井方应使生产方掌握高温高压气井的井身结构、完井管柱、增产措施、井口最大操作压力等资料，针对关键点共同制定合理的管理措施，确保生产井安全、稳定。

2.3 环空压力管理

高温高压气井在投产之后可能会出现环空压力，该压力主要有两种来源：一种是随着井筒温度的升高，环空压力受温度影响出现上升；另一种是环空油套管及井下工具发生泄漏，导致环空气体上窜引起的压力上升。若环空压力持续上涨且不加以控制，或导致生产封隔器发生损坏，加剧油套管腐蚀速度，甚至会造成管柱和套管的变形。因此生产阶段需要加强对环空压力的持续监控，对已出现的环空压力进行分析，并采取有效措施将环空压力控制在合理范围内[7]。应针对环空带压井开展升压-降压测试，分析带压类型与漏压速率，根据各级环空对升压-降压测试的响应情况确定带压风险级别，制定管理办法，从而保障平台安全生产。对环空压力管理应当注意以下几个环节：

(1) 根据气井各级油套管强度等级、井下工具强度、井口装置强度等多因素共同确定环空中最薄弱的强度值来作为最大允许井口压力。(2) 在针对投产初期和中期的不同阶段，需要制定相应的管理措施，定期对环空压力进行监测、升压-降压测试、井口抬升监测、化验环空中所返出的流体成分等。(3) 定期对环空保护液实施补充与替换，延缓气体对油套环空的腐蚀速度，同时降低环空压力。(4) 根据带压现象制定具体措施，如储备压井液材料，定期补充环空保护液，如带压严重则需重新修井。

2.4 储层精细保护技术

由于我国大部分高温高压气田具有低孔低渗的特征，因此传统的储层保护技术已经无法满足实际的生产需求，需从影响储层保护效果的钻完井液和钻完井工艺角度进行分析，针对实际情况制定合理的储层保护技术，开发抗高温的储层钻开液体系，自主研发环保、缓蚀的环空保护液体系，采用多级过滤设备降低入井液体浊度等办法能够有效保护储层降低损害。另外根据目标地区的地层压力进行三维精细描述模型对开发气井进行合理的压力预测，通过精细控压设备调整储层微压差实现定量控制，不仅能够有效保证高温高压气井的作业安全，而且还能够有效提高储层的保护效果[8]。

2.5 完井综合提效技术

高温高压气田开发是一项作业成本高，技术难度大的工作，为有效降低海上边际气田完井的开发成本，需不断创新完善高温高压气田完井的技术体系，有效提高高温高压气田完井效率。

(1)新技术提效：渤海某凝析气田率先使用的陶瓷破裂拱阀封井技术，对于需要进行尾管回接的气井而言，是一项切实可行的提效技术。该技术通过陶瓷破裂拱阀与防砂顶部封隔器一同下入，可实现防砂、封井一体化，一趟作业两种功能，极大提高了完井时效，平均单井可节约工期6.35天，节约费用650万元以上。(2)作业管理提效：除了新技术提效，现场作业管理方面的提效工作也大有可为。完井作业多数工具需连接短节、短钻杆便于下入，通过陆地预连单根可实现现场整根下入，减少钻机等待时间；对于导管架批量完井作业，可根据井口高度定制升高立管，实现带防喷器组移井架，极大节约拆装井口时间。

2.6 投产实施要点

高温高压气井完井投产期间将会受到多方面因素的影响，为了能够保证气井的正常投产，需要制定以下管理要点：

(1) 检查地面井上安全阀以及井下安全阀的控制系统以及各种传感器是否处于正常状态，环空放压流程是否通畅。(2) 气井在开井投产之前，应当读取并记录油压、各级套压、井下温度压力、井下安全阀开启前的控制压力和井口温度等作为主要投产前初始数据。(3) 根据气井的关井压力，选择关井压力最高的井作为第一口投产井，后续的气井可以将第一口井的打开压力作为参考。(4) 在开井投产之后，应当及时跟踪记录气井的各项运行参数，除油压、各级套压、井下温度压力、井上井下安全阀控制压力、温度油嘴开度以外，还应记录气井井口的抬升情况，与投产前标定点相对比，若抬升较多或偏心抬升应及时采取相应对策。(5) 气井在投产初期由于油嘴的温度较低，很有可能在油嘴后形成水合物，建议在开井时保持水合物抑制剂的注入，及时观察井口压力、产量、温度的变化情况，来决定是否停止注入。(6) 定期检测井下安全阀的控制压力，避免控制压力过低导致安全阀自动关闭或是控制压力过高导致安全阀本体与管线损坏。(7) 高温高压气田在投产期间应当定期监测环空压力的变化情况，确保各个储层的环空压力均保持在最大的允许工作压力范围之内，在投产初期环空压力的上升速度需要进行加密监测。同时应当制定合理的环空压力周期，对于不严重的气井，应当每月进行一次升压-降压测试，严重的气井应适当加密测试。(8)当气层的环空压力过高时需要进行泄压，应当按照要求记录泄压前后的压力、大小、时间以及在泄压过程中所排放出的液体成分、总量等，分析气体组分并判断所发生的泄漏源，从而制定有效措施进行控制。(9)高温高压气田在生产初期应当严格控制生产压差，如超出额定生产压差很有可能引发出砂现象，后期地层压力衰竭可以根据实际情况进行调整。(10)凝析气田生产期间易发生反凝析现象，宜及时进行PLT测试分析发生的原因，调整后续气井完井管柱设计，从而提高整体采收效果。

3 结语

综上所述，通过对海上高温高压气田的深入研究分析，对增强高温高压气田投产完井技术具有非常重要的作用。但是由于高温高压气井特点各不相同，完井投产技术在实际应用过程中具有较强的复杂性和局限性，因此还需要根据特定气田特点进行单独优化。目前我国海上高温高压气井完井技术起步较晚，需要与国外先进技术保持与时俱进，结合我国海上作业的特点，进一步完善国内海上高温高压气井的完井投产技术，实现我国油气田经济效益和社会效益的提高。