深層高壓氣井投產工藝研究與實踐

摘要：高壓氣井的投產工藝需深度結合目標井井筒條件，充分論證投產過程中井控安全、工藝流程、工具設施的可靠性，確保高壓氣井投產過程中平穩(wěn)高效、井筒受控。駕探1井的成功投產，揭開了東部凹陷沙三段天然氣勘探開發(fā)的序幕，為東部火山巖深層高壓特低滲氣藏開發(fā)積累了豐富的工程實踐經驗。

關鍵詞：壓裂;高壓氣井;安全;投產

1概述

在深層火山巖獲得工業(yè)氣流的同時，異常高壓的氣藏和常規(guī)鉆完井井筒條件，為高壓氣井投產工藝和井控安全帶來較大技術難題，且在遼河油區(qū)無投產經驗借鑒。因此，高壓氣井的投產工藝需深度結合目標井井筒條件，借鑒國內外高壓氣井投產工藝技術經驗，充分論證投產過程中井控安全、工藝流程、工具設施的可靠性，確保高壓氣井投產過程中平穩(wěn)高效、井筒受控。

2存在問題

2.1井筒條件無法滿足氣井投產采氣和井控要求

駕探1井鉆井采用四開鉆完井程序，Φ177.8mm技術套管水泥返高為1150m，與Φ273.05mm表層套管水泥重疊段僅有11m，A、B套管環(huán)空互竄的風險較大;在Φ139.7mm技術套管井段中，3552-3570m、3595-3675m二處井段固井質量膠結差，是該井井筒完整性的薄弱點之一，且所有套管均未采用氣密扣，套管泄露風險較大。

2.2異常高壓導致常規(guī)投產方式無法開展正常開展

駕探1井壓裂放噴試采過程中，井內管柱為φ88.9mm壓裂油管及相應的壓裂封隔器等工具，均為非氣密封管材和工具，地層異常高壓僅靠壓裂封隔器封隔油套空間。放噴過程中，套管壓力已經呈現跟隨油管壓力上漲或下降，若井內Y341-114壓裂封隔失封，將導致油套壓平衡，超過套管頭上部變徑法蘭承壓等級，為高壓氣井投產帶來井控風險.

2.3投產過程存在管線凍堵和水合物防治難題

在壓裂后放噴期間，由于油管壓力過高，放噴管線采用了多級節(jié)流放噴流程，如圖7所示。但在節(jié)流放噴試采過程中，油嘴后端管線、分離器管線等位置結霜嚴重，多次出現了由于天然氣膨脹吸熱造成的油嘴和管線凍堵現象

3研究思路及技術方案論證

3.1主要研究思路

（1）是通過非常規(guī)措施利用壓裂管柱建立油套管循環(huán)通道，采用高密度壓井液循環(huán)壓井，使井筒受控后，處理套管頭以上法蘭和原井大四通井控風險隱患，起出井內壓裂管柱;

（2）是結合儲層超高溫（計算油層中深溫度：152.8℃）、高壓（折算地層壓力系數：1.6）的特性，研究適應儲層和井筒條件的耐高溫高壓氣密封封隔器和配套工具;

（3）是針對全井套管未采用氣密封扣和部分井段技術套管固井質量差的問題，考慮井筒完整性和投產后生產井控安全，需設計相應耐壓等級氣密封投產管柱;

（4）是考慮投產過程中的作業(yè)井控風險較大，且完井管柱需在重密度壓井液中下入，并利用完井管柱完成多次替液、坐封、排液等關鍵工序，需設計性能優(yōu)越的壓井液和合理的置換坐封工序，保障投產管柱的密封性能和可靠性;

（5）是根據地層壓力和溫度條件，結合生產管柱管徑和設計產氣量，根據實測的井口壓力與流溫情況，分析井筒中是否形成天然氣水合物，并制定針對性措施。

4技術方案論證

4.1井筒完整性恢復方案研究

套管頭以上有三處法蘭連接面壓力等級低于70MPa，投產后生產井控安全風險突出，需將該處升高短節(jié)進行更換。同時，根據GB/T 22513-2013 《石油天然氣工業(yè)鉆井和采油設備、井口裝置和采油樹》、API 6A 19《井口裝置和采油（氣）井口設備規(guī)范》等標準推薦，結合預測井口最大關井壓力55.67MPa、試氣階段最大關井壓力為53.5MPa以及地層壓力為68.86MPa，井口選擇KQ65-70型井口;由于駕探1井不含H2S、CO2，H2S、CO2分壓值均為0，井口材料級別可選擇AA及以上，但考慮投產后氣體組分可能發(fā)生變化以及井口裝置的成熟性，推薦選擇材料級別為EE級，溫度等級為L-U，規(guī)范級別為PSL3，性能級別為PR1的采氣樹，以滿足高壓氣井生產需要。

考慮空井筒狀態(tài)下井筒內泥漿發(fā)生氣侵后無法開展脫氣循環(huán)壓井。因此，保留井內壓裂管柱（已射孔形成循環(huán)通道），采取套換套管頭以上井口法蘭及大四通的方式，保障套管頭以上法蘭面及四通壓力等級滿足生產需求;起出井內壓裂管柱過程中，需保持對井筒補灌泥漿，減少泥漿氣侵和漏失發(fā)生，保障作業(yè)過程中井控安全。

4.2耐高溫、高壓氣密封工具設計與試驗

基于非氣密封套管和固井質量所存在的風險隱患，為防止生產過程中氣竄導致的超壓等安全和井控風險，完井管柱采用氣密油管+氣密封隔器作為試采管柱。

4.3完井方案論證與設計

鑒于本井井筒完整性存在一定缺陷，試采期間現場需常連壓井管線、配置壓井裝置和壓井液等井控應急儲備，以備及時開展擠壓井作業(yè)。

油套環(huán)空（A環(huán)空）允許最高壓力由油管頭強度、套管抗內壓強度及油管抗外擠強度決定，油管頭強度為70MPa、P110 Φ177.8mm套管抗內壓強度為68.7MPa、L80-Φ88.9mm油管抗外擠強度為72.6MPa，安全系數取1.25，計算值中的最小值作為允許最高油套環(huán)空壓力。求得所允許最高油套環(huán)空（A環(huán)空）壓力PA：

PA=68.7/1.25MPa=54.96MPa

4.4水合物及管線凍堵防治方案論證與設計

在目前的地層壓力和溫度條件下，采用Φ88.9mm油管，純氣產量在15×104m3/d時，井筒內不會生成水合物。不同產氣量下，抑制井筒中水合物形成需攜帶的液量，見表2。實際生產中根據實測的井口壓力與流溫情況，分析井筒中是否形成水合物，進而制定針對性措施。

5結論及認識

駕探1井的成功投產，揭開了東部凹陷沙三段天然氣勘探開發(fā)的序幕，為東部火山巖深層高壓特低滲氣藏開發(fā)積累了豐富的工程實踐經驗。

（1）認識了深層高壓特低滲油氣藏鉆完井-壓裂-采氣工程一體化設計的必要性，明確了井筒完整性、儲層改造、壓裂投產一體化投產的重要節(jié)點和關鍵性措施;

（2）是完成了高壓氣井投產工具的國產化設計與試驗，并結合井筒條件和投產管柱結構完成投產實踐，為深層高壓氣井投產提供了便捷工具保障措施;

參考文獻：

[1] 吳瓊，王廣輝，王玉英.低滲透油藏高注采比原因分析[J].復雜油氣藏，2012，5（2）：54-58.

作者簡介：孫鳳艷（1986-），女，籍貫遼寧，工程師，畢業(yè)于遼寧石油化工大學過程裝備與控制工程專業(yè)，本科生，現工作于遼河油田興隆臺采油廠，研究方向采油氣工程