萨北区块带压作业技术应用及效果分析

2023-09-27王春阳

石油工业技术监督 2023年9期

王春阳

中国石油大庆油田有限责任公司第三采油厂工艺研究所（黑龙江大庆 163113)

0 引言

在油田井下作业施工过程中，往往会遇到井底压力大、井口溢流大等情况，使得常规作业队伍施工难度加大，压井、替喷等方式又会造成储层污染，降低油田采收率，增加生产成本，而对于某些油层物性复杂井，压井液被侵蚀，压井实效较短，井溢、井涌风险高，加大了安全环保施工难度。

大庆油田萨北区块占地面积118.8 km2，现有油水井10 300余口，年各类动管柱作业7 000余井次，区块地处河湖、草原、高速、机场等环境敏感区域。随着“两法”的颁布实施，国家层面对安全生产各项管理日趋从严，集团公司、油田公司对井溢、井涌及井喷失控事故的考核、追责日趋从重[1]，已将井下作业井控风险列为了“八大安全风险之首”“四条红线”之一。同时，国家、集团公司和油田公司等各个层面对环保工作的重视程度和监管力度也在大幅提升。如果采用常规作业方式，现场施工环保风险大，常规作业队伍经常是“绕着走”，导致此类油水井较长时间未能作业，长期停产或带病生产，而井下作业的行业性质又决定了其具有安全环保风险大的客观属性，在目前的新形势、新要求下，针对高压油水井的井下作业施工工作，应用常规作业技术已经难以适应日益严峻的安全环保生产形势。

1 带压作业技术原理

1.1 带压作业主机及原理

油、水井带压作业是指依靠油管堵塞器与专用防喷器组相配合[2]，通过施压装置的控制，在不压井、不放喷的条件下进行管柱起下、打捞、冲砂、钻塞等施工作业。萨北区块引入的带压作业技术主要为分体辅助式带压作业技术（35 MPa防喷器组额定工作压力）依照行业标准SY/T 6731—2014《油气田用带压作业机》，以自走式柴油修井机作为原动力、分体辅助式带压设备作为带压作业主机（图1）。其中，带压作业主机由液压举升系统、井口压力控制系统、卡瓦系统、液压控制系统及附属配套装置组成，通过驱动液压油泵，将压力输送到执行元件的液压缸工作腔，控制环形防喷器抱住管柱[3]；或用3 闸板防喷器组密封井口，利用游动卡瓦组和固定卡瓦组交替配合卡紧管柱，通过举升液缸的上下运动，实现管柱的带压强行起下，最终实现在密封状态进行井下作业（图2）。

图1 分体辅助式带压作业主机示意图

图2 带压作业主机结构示意图

分体辅助式带压作业技术起步早，在国内较为成熟，是目前的主体机型，广泛应用于国内各大陆上油气田。其技术特点为装备模块化设计，施工适应性好，机械组件可靠性高，便于搬运与安装，可根据作业需求灵活组合[4]；双层4 脚稳固支架设计，增加井口装置的稳定性，提高起下管柱安全性；修井机为独立设备，可灵活应用于其他修井作业，提高生产效率。

1.2 管内封堵工具及原理

管内封堵是带压作业工艺技术中的关键技术环节，其成败关系着整个带压作业施工的成败，萨北区块带压队伍主要采用钢丝投堵与液压投堵两种方式。钢丝投送方式操作简单、安全可靠、设备投入少，可用于封堵管内任意位置，利用震击器、剪切器进行油管内投堵作业，通过钢丝将堵塞器投送至预定深度，上提钢丝，堵塞器矛体上行，上下正反卡瓦工作，锚定在油管内壁，同时释放底部胶筒，如图3 所示；液压投送方式借助泵车，投送用时短，设备投入成本低，效率高，主要用于封堵工具上方油管，通过水泥车打压，将堵塞器投送到工具段之上，继续加压达到工作压差后，胶筒胀封，推动堵塞器滑块卡在油管内壁上，如图4所示。

图3 过配件钢丝投送式油管堵塞器实物图

图4 水力液压式油管堵塞器实物图

2 萨北区块转带压井选井原则

2.1 一般原则

带压作业施工配套设备较多，现场操作较常规作业复杂，施工工艺要求较高，作业周期也较常规作业周期长，单井施工成本高[5]。因此，并非所有有压力井都要采取带压作业。如果在常规作业中，通过技术手段治理后，使得该井能够形成相对稳定和可控的井筒状态，则应首选常规作业方式。

根据近5年萨北区块油层组地层压力状况和井下作业现场井筒压力反馈情况，其转带压井选井原则可定性归为以下五类：

1）地层压力高，泥浆或盐水循环后很快吐出，自喷或间喷喷势大的待作业施工井。

2）地层压力低，但气油比高，有长期天然气影响历史，气体喷势大的待作业施工井。

3）需排放较多溢流方可作业施工的水井，或者井口溢流大、有出液温度的待作业施工井。

4）新井投产过程中，射孔后遇圈闭气顶层，在一段时间内井口出气量较高的待作业施工井。

5）井场位置较为特殊，对环保和井控要求级别高，且井筒压力异常的待作业施工井[6]。

2.2 技术分析

根据中国石油天然气行业标准SY/T 6989—2018《带压作业技术规范》、集团公司企业标准Q/SY 02625—2018《油气水井带压作业技术规范》相关要求，引入带压作业中油管无支撑长度这一定义，即游动卡瓦距最上密封防喷器之间的距离，如无支撑油管受到的应力大于临界应力，油管就会发生弯曲[7]。由此，对带压起下管柱进行受力分析，计算带压环境中油管平衡力中和点与油管无支撑长度，可以得到在两种规格油管（Φ73 mm、Φ89 mm）下，所对应的油管无支撑长度与压曲率关系曲线，如图5所示。

图5 两类油管的无支撑长度与压曲率关系曲线图

根据无支撑油管的临界应力计算公式：

式中：σcr为无支撑油管的临界应力，MPa；E为油管的杨氏模量，MPa；λ为无支撑油管的柔度，无量纲。

根据井内压力对井内管柱上顶力计算公式：

式中：F上为井内压力对井内管柱上顶力，kN；D为防喷器所密封的管柱外径，mm；p为井口实测压力，MPa。

根据上述公式，计算带压作业施工过程中允许最大井口压力，根据萨北区块引入的分体辅助式带压作业设备相关技术参数，其防喷装置液缸最大行程为3.3 m，当取最大行程3.3 m 时，若井内油管规格为Φ73 mm，取压曲无支撑曲线在70%安全系数下的数值80 kN，可以得到理论井口压力19.12 MPa，考虑油管在井内磨损，取0.8 系数，则可得到最大校核压力15.3 MPa；若井内油管规格为Φ89 mm，取压曲无支撑曲线在70%安全系数下的数值为180 kN，则可以得到理论井口压力28.95 MPa，考虑油管在井内磨损，取0.8 系数，则可得到最大校核压力23.16 MPa。

根据以上计算可知：当井口压力不大于15.3 MPa（23.16 MPa）时，游动卡瓦可带压上提至最大高度3.3 m；当井口压力大于15.3 MPa（23.16 MPa）时，根据井口压力变化，相应减少游动卡瓦带压上提高度，防止井口油管受上顶力过大，油管弯曲，造成生产事故。

3 萨北区块带压作业技术应用

3.1 职责划分

萨北区块带压作业业务的合同签订、组织运行、协调维护、结算验收等工作，在2018年及以前是由厂油田管理部井下作业组统筹负责。2019年，根据工作安排，将带压作业业务的一部分移交至厂工程技术大队，由工程技术大队负责组织运行与协调维护工作。2021年“油公司”模式改革后，带压作业管理划归至厂采油工程项目组管理体系中，将过程监督、质量控制、井控管理等业务一并纳入厂工艺研究所带压项目组管理。

3.2 历年工作量

2017—2021年，萨北区块共开展厂外带压作业100 井次，总费用1 691.6 万元，年均多恢复产油0.74×104t，恢复注入0.58×104m3,近5 年带压作业工作量汇总见表1。其中：按油水井划分为油井90井次、水井10 井次；按机采井水驱、聚区、三元复合驱划分为39 井次、25 井次、36 井次；按举升方式划分为抽油机井、螺杆泵井、电泵井分别为69井次、18井次、3井次。

表1 2017—2021年萨北区块带压作业汇总

3.3 带压作业管理与做法

根据带压作业施工特点，结合转带压井选井原则与井内管柱现状，紧跟区块生产形势，发挥带压技术优势，提升带压作业效果[8]，不断丰富萨北区块井下作业过程中高压油水井的治理手段，积极完善井筒压力异常井的处置办法，努力把带压作业这块“好钢”用在刀刃上。

1）提高鉴定标准，加强带压效果。萨北区块油井地层压力以五类压力为主，作业未成井平均井口压力在3～4 MPa，此类井多数为大泵型、高产液井，其中三元复合驱井产油较高，水驱聚驱井产油较少。因此，为加大作业后恢复产量效果，减少无效循环，将转带压指标提高为“井口压力3 MPa且影响油3 t 以上”，缩减非必要带压施工，做到非高压、非高产、非措施井不转。今年以来共减少转带压井数20口，有效提升带压作业效果。

2）科学组织协调，合理安排计划。针对部分措施井地质情况复杂、地层压力较大、“窜层”“气顶”表征明显，若采用放喷方法，放喷降压周期过长，降压效果难以保证，且影响措施项目开发进展。对于以上情况，可结合措施项目运行进度，择优排序、按需施工，优先施工产能、压裂、高产以及重点关注井，快速恢复生产，抢抓措施效果。截至目前共施工措施井27 口，高产井34 口，平均单井早投产36天，多恢复产油0.88×104t。

3）主动自喷降压，节约带压费用。某些机采井在常规作业施工时，井口喷势异常，井口压力上升至3 MPa 以上，但在历次施工总结中均未查到压力异常记录，且其连通水井注入情况稳定无变化。针对此种情况，可采取自喷生产降压、控制连通井注入量、加强洗井量油等措施[9]，加密井口压力监测，当压力下降至符合要求时，及时调拨常规队伍作业施工，避免带压资源浪费。自2021 年以来高压井降压后转拨常规队伍作业井数8 口，节约费用125 万元。

4 应用效果

4.1 实现了高压产能井的保压投产

油井A为北部过渡带外扩I区内见效的一口抽油机井，预测产液12 t、产油4 t。在常规作业管输射孔后井口压力大，罐车放压放出2 罐液（40 m3）后，套管开始返排天然气，测量压力11.5 MPa。关井2个月后二次作业，井口返气停止，但井筒溢流量仍较大，24 m3罐车5 min 接近满罐，估测流量约为4～5 m3/min，常规队伍无法施工，为了加快北过I 期产能井投产进度，决定该井转为带压作业施工。转带压后，项目组全面掌握该井基本情况，了解到本次施工目的为新井起补孔后下泵，历次作业次数2次。第1次新井射孔后压力大，终止；第2次搬家准备，压力大，未动管柱，终止。井内管柱为62 mm 油管130 根、补孔枪若干根；井口为250 井口下半部+双闸板+吊卡旋塞阀。地层压力12.39 MPa，关井压力4.82 MPa，属于五类压力。井场南侧300 m 为东二干渠，周围是春雷草场，属于一般地区，井控风险为三级。根据以上情况，结合施工目的，项目组制定了相应解决对策及现场施工指标，针对井内返排可燃气体的情况，采用液压投堵方式，要求在10 MPa 投送压力下保持10 min，确保堵塞器封堵位置[10]；在起原井管柱时加密环空压力监测，当井口油套环空压力大于校核压力时相应减少游卡上提高度，防止油管弯曲。在现场施工中，项目组对搬家前洗井、液压投堵、坐带压平台、探砂面、罐车保起原井、限速下完井、拆带压平台、收尾启抽等14项关键节点全程监督并指导施工，按期完成了该口北过产能井的下泵投产施工任务。

4.2 实现了大溢流水井的稳压调层

水井B是北三西西北块二类油层上返待层系调整的一口注入井，目前配注层段SII、SIII 层，配注量25 m3/d。在常规作业搬家准备后，放压40 余天，井口溢流量仍然较大，且溢流有温度，压井循环数次无效果。带压队伍就位后，先用液压投堵方式向管柱内投堵，但观察发现，油管内仍有溢流，投堵失败。项目组分析原因为该井因长期注水，管壁结垢，投堵器在输送过程中造成密封胶筒磨损，加之溢流温度较高，是投堵失败的主要原因。针对液压堵塞器下行过程中，过盈胶皮磨损的问题，项目组要求改用钢丝投堵，保证堵塞器坐封后皮碗封堵良好，同时根据上次完井管柱情况，制定投送深度为974.7 m，即第1级封隔器以上第1根油管接箍位置，保证封堵效果[11]。采用钢丝投堵后，经观察油管无溢流，投堵成功；然后通过防喷器组与游动、固定卡瓦不同开关状态密封油套环形空间，平稳起出井内全部配水管柱，成功完成了该口二类油层上返井的层系调整施工任务。

4.3 补充了井下作业施工能力

带压作业不需压井，不需放喷卸压，所以它能够最大限度地保持储层压力、减少储层污染、缩短停产时间、提前恢复生产，最大程度降低油、水井作业对产量的影响。因此，带压作业也经常应用于异常高压油井、大溢流注入井、气量大井、低渗透高压井、敏感区域井等复杂条件下的井下作业施工中[12]。在井下作业现场施工过程中，利用带压作业技术，快速对高压高产问题井开展作业施工，第一时间恢复生产，抢抓产量主动权。在措施井运行中，针对压裂井压裂后溢流大、产能井射孔后压力大、拔堵井解封后管柱上顶等情况，若采用常规作业方式，作业施工难度大，环保压力大，放喷周期长，措施效果难以得到保证；为了抢抓措施井效果，缩短躺井时间，通过带压作业技术，提前完井恢复投产，有效保证措施效果。5年来，萨北区块应用带压作业技术，共施工高产井56 口、措施井44 口，多恢复产油3.7×104t，多恢复注入2.9×104m3，与以往相比措施井平均提前21天起抽见效，完成了复杂井况、复杂环境下待作业井的施工任务，是萨北区块井下作业施工能力的完善和补充。