也门71区块长裸眼段气井测试后压井技术
罗冰1, 张华卫2, 陈心进1    
1. 中国石化国际石油勘探开发有限公司, 北京 100029;
2. 中国石化石油工程技术研究院, 北京100101
摘要: 也门71区块油气井长裸眼段测试压井施工过程中,为了将封隔器以下口袋内的油气推回油气层和循环带出地面,在分析拟测试井地质油藏资料和工程参数的基础上,提出了一种集平推压井法和反循环节流压井法于一体的压井技术。在该地区4口探井的测试作业中,应用该技术都在48 h以内完成压井作业。其中,Henin-1ST井裸眼口袋长达710 m,测试压井作业中仅用27 h就将井压稳,井内无外溢,无漏失,并安全顺利地起出测试管柱和DST测试工具。现场应用表明,该压井技术为油气井测试后压井作业安全提供了保证,可在其他类似工况条件的压井作业中推广应用。
关键词长裸眼    测试    压井    平推    反循环    节流    
An Integrated Well Killing Technology Applied after Gas Well Testing in Long Open Hole in Block Yemen 71
Luo Bing1, Zhang Huawei2, Chen Xinjin1    
1. Sinopec International Petroleum Exploration and Production Corporation, Beijing, 100029, China;
2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing, 100101, China
Abstract:In order to push and circulate out the oil and gas retained in the pocket below the packer during the well killing for long open hole testing of oil and gas wells in Block Yemen 71, an integrated well killing method combining bullheading well killing method with reverse-circulation throttle well killing method was developed after the test wells were seriously analyzed in terms of reservoir geological information and engineering parameters. Based on the integrated technologies, all well killing problems were handled successfully within 48 hours after the testing of 4 exploration wells in this block. Although the length of open hole pocket reached 710m in Well Henin-1ST, it only took 27 hours to kill the well without overflow or mud lose, and the DST strings and tools were pulled out of the hole safely and smoothly. Based on field application, this integrated well killing method was a reasonable solution for well testing operation, and it could be utilized effectively in other engineering projects with similar operational conditions.
Key words: long open hole    testing    killing well    bullheading    reverse circulation    throttle    

也门勘探区块油气井在测试过程中,封隔器解封以后,如果不能及时将封隔器下方口袋中大量聚集的油气充分循环带出,油气将会进入封隔器上部井筒内,可能造成井涌甚至发生井喷等严重事故。该地区储层主要为基底裂缝性油藏[1],井身多采用裸眼完井方式;在对气井整个长裸眼段进行测试时,其产层长度和跨度很大,会有更多的气体聚集在封隔器以下的裸眼井底,而且天然气上窜速度很快,增加了后续压井作业的难度,处理不当可能造成巨大的危险和损失。国内外的油气井测试大都是在套管固井后进行,封隔器可以尽可能靠近射孔井段,压井作业中可以针对性地将口袋内地层流体平推回地层,而不用担心其他地层发生漏失[2, 3]。但是也门油气井在钻杆测试(drill stem testing,DST)中,基底油藏的裂缝性特征决定了产层的不确定性,在平推的过程中也容易将其他层段压裂和压漏,从而使压井作业陷入被动。针对上述问题,笔者在充分考虑测试工具特点的基础上,进一步优化平推法压井,并与反循环节流压井法有机地结合在一起,确保了整个压井作业更加安全有效。

1 也门71区块基本情况

也门71区块的多口探井都采用DST测试工艺,即在套管内坐封封隔器对底部的裸眼地层进行测试。同时,在测试过程中进行下连续油管、电缆、钢丝绳等伴行作业,除了获取油气压力、产量等参数外,还可以用连续油管进行地层酸化、利用生产测井确定产层、井下取样等,为深入了解基底地层油藏性质获取更多资料。

也门71区块较为典型的井身和测试管柱结构如图 1所示。由于要测试的基底地层裸眼段很长,测试期间会有大量气体聚集在封隔器以下,增加了测试结束时压井作业的难度,并给整个测试工作带来极大的安全隐患。

图 1 测试井身及管柱结构 Fig. 1 DST string and casing program
2 压井作业步骤

针对也门71区块油气井测试作业面临的问题,为了确保施工安全有序进行,在压井作业中采取以下技术措施和步骤进行施工:

1) 关闭井下测试主阀,打开地面阀门完全释放管柱内气体,然后用泵车向管柱内注满清水或压井液。

2) 保持井下测试主阀关闭,打开上部循环阀,用准备好的压井液进行反循环洗井,将测试阀以上管柱内外循环至进出口压井液密度一致。

3) 关闭循环阀,打开井下测试主阀并锁定为开启状态,在井口向测试管柱泵入压井液,注满封隔器以下的口袋,然后对地层进行推挤,尽可能将口袋内的油气挤入地层[4, 5]。为防止将地层压破,需要考虑地层的承压能力,根据钻井时地层漏失试验结果,也门几口井施工中均控制泵压小于14 MPa。在对基底裂缝性地层施工时,在压井之前准备足够的堵漏材料,如遇漏失及时泵入堵漏液进行堵漏作业,确保地层具备一定的承压能力。

4) 上提管柱并打开封隔器的旁通机构,然后关闭井口防喷器进行反循环,利用测试油嘴管汇进行节流控制,逐步将井底没有被挤入地层的油气和受污染的钻井液带出,直至进出口钻井液密度一致。其主要工艺特点为:a)在压井期间,确保环形空间内的压井液不受油气污染;b)循环出口依然在测试控制头、高压管汇和油嘴管汇的控制下,确保井控安全;c)紧急情况下,如泵车出现故障等,操作人员可以将测试管柱下放关闭旁通机构,继续有效控制井下油气从环形空间上窜,避免发生意外井控问题;d)正循环易发生刚开始循环时有大量气体进入环形空间内,导致套压不稳和对井下环空压力响应式测试工具造成影响,甚至可能发生将井下测试主阀关闭、无法建立循环的情况,反循环可以避免以上问题。

5) 当井口返出的钻井液密度基本与入口钻井液密度一致时,进一步上提测试管柱将封隔器充分解封,再采用正循环加大排量,将井筒内的钻井液调整均匀。

6) 进行溢流检查,合格后再起钻,并控制起钻速度,加强起钻过程中的溢流检查,直至全部测试工具出井口。

7) 最后,及时下入带钻头的钻具,进行循环和处理井下残存的油气,确保整个井筒安全。

3 关键技术 3.1 井控设备的布置和试压工作

测试管汇在测试前要严格进行试压,确保满足测试和循环压井的要求[6];要做好反循环出来的受污染压井液的脱气和回收工作,将反循环出来的含油气流体安全导入节流管汇下游,然后通过分离器将分离出的气体导到燃烧池燃烧掉,回收的压井液进入钻井液罐继续循环使用[7]。常用的测试地面设备布置如图 2所示。

图 2 也门地区常用油气井测试地面设备布置 Fig. 2 Layout of well testing surface equipment in Yemen
3.2 反循环节流回压控制方法

类似于正循环压井,井下的流体受油气侵入后密度降低,循环进入管柱后形成的静液柱压力不足以平衡地层压力,如果不加强回压控制,那么地层油气会进一步进入井底,造成压井失败。在反循环压井中使用节流管汇控制回压,既要有足够井底压力进行压井,又不能造成地层破裂[8, 9]。该步骤的关键是控制环空泵压,既要有足够的泵压来克服环空沿程摩阻,泵压还不能过大,以免激活井下压力响应式测试工具。

由于环空中的压井液是未受到污染的钻井液,其性质和参数是稳定且可知的,只要计算出环空内的沿程摩阻,控制泵压在该摩阻之上就可以确定井下压力是否满足压井要求。环形空间的沿程阻力损失的计算分以下2个步骤[10]

1) 计算雷诺数,判定流体的状态:

其中

式中:Re为雷诺数;v-为环空内流体的平均速度,m/s;ν为流体运动黏度,m2/s;DD为非圆管的相当直径,m;D1为套管内径,m;D2为测试管柱外径,m。

实际情况如图 3所示,套管外径为177.80 mm,内径为157.08 mm,壁厚为10.36 mm;测试管柱外径为88.9 mm,长度2 850.00 m,钻井液黏度10 mPa·s,密度1.25 kg/L,循环排量10.6 L/s,计算整个环空沿程摩阻损失。

图 3 测试管柱截面示意 Fig. 3 Cross section sketch of testing string

计算得到雷诺数Re=6 825,判断流体为紊流状态,按照流体紊流状态计算沿程阻力系数:

2)计算获得流体在整个环空段的沿程压降为:

式中:λ为沿程阻力系数;ρ为流体密度,kg/L;L为管柱长度,m;Δp为沿程压降,Pa。

计算得到的整个环空段的沿程压降并不大,可以近似认为在反循环时,只要在地面有泵压,在保持钻井液密度不变的条件下,环空中的液柱压力是大于地层压力的,不会有地层流体进一步流入井筒。实际施工时控制地面泵压为2.76~5.51 MPa,可以确保井控安全;同时,不会激活井下DST测试工具,避免误操作关闭井下开关阀。

3.3 循环脱气

由于井眼底部为长裸眼,不能将带有套管封隔器的测试管柱下至井底进行循环,因此压井和反循环的时间会较长。压井和反循环的时间还取决于地层的吃入能力,如果地层吃入能力很差,在推挤口袋内流体时只有少量流体被推挤入地层,大量的气体则滞留在井筒中与压井液混合,只有依靠反循环时随压井液一起带出。随着口袋内压井液的逐步置换,受污染的较轻钻井液会逐步漂浮到套管鞋下并循环带出,这个过程较慢,导致反循环时间较长。

4 应用实例

也门71区块4口探井进行了6井次的裸眼井段DST测试。这4口井所测试的裸眼段长度不一,产气量也不同,在施工中应用并逐步完善该压井技术后,均成功地解决了压井难题,且都在48 h内完成压井施工作业(见表 1)。尤其是在Henin-1ST井的裸眼口袋长度达到710.00 m、且地层在平推挤注时发生漏失的情况下,测试压井作业仅27 h就将井压稳,井内无外溢,无漏失,并安全顺利地起出测试管柱和DST测试工具。

表 1 也门71区块4口井DST测试统计结果 Table 1 Statistics of DST of four wells in Block Yemen 71
井号 测试 井段/m 长度/m 产气量/ (104m3·d-1) 压井时间/h
Henin-1 2 837.49~3 358.00 520.51 5~6 38
3028.00~3360.00 332.00 少量 31
Rabba-1 2 881.38~3 007.00 125.62 70 22
3 009.00~3 689.00 680.00 少量 25
Judayaa-1 3 614.00~4 100.00 486.00 10 48
Henin-1ST 2 840.00~3 550.00 710.00 50 27

Henin-1ST井是在原直井Henin-1井基础上设计施工的一口侧钻定向斜井,井身结构和测试管柱如图 4所示。

图 4 Henin-1ST井测试管柱及井身结构 Fig. 4 DST string and casing program of Well Henin-1ST

该井在进行钻井液性能调整和刮φ177.8 mm尾管的过程中,先后发生井漏和井涌,最终井深3 300.00 m以深的漏层堵漏成功,并将钻井液密度从1.23 kg/L提高到1.27 kg/L进行压井。

该井具体的测试后压井过程如下:

1) 将测试阀上部管柱内外压井液循环均匀且性能一致。先用固井泵向测试管柱内泵注清水以平衡压力,共泵注12 m3;再向环空加压10.3 MPa打开IRDV循环阀,用固井泵反循环钻井液16 m3,以除净油管内的油气,返出物经过缓冲罐至点火头燃烧。再用钻井泵正循环127 m3密度为 1.35 kg/L的钻井液,将封隔器以上井筒内密度为1.27 kg/L的钻井液替为1.35 kg/L钻井液,泵排量16 L/s。

2) 将封隔器以下口袋内流体挤回地层[7, 8]。控制环空压力关闭IRDV循环阀,打开IRDV测试阀,用固井泵通过测试管柱向地层挤入16.9 m3 密度为1.27 kg/L的钻井液,将封隔器以下流体挤回地层,泵压7.6 MPa,排量17.2 L/s。停止挤注后,泵压迅速降为0,说明地层存在漏失。

3) 为处理地层漏失,先用固井泵挤注17 m3 密度为1.38 kg/L的堵漏液(堵漏液中包含纤维、粗大理石颗粒、中等粒度的核桃壳、细核桃壳和中等粒度的云母片),接着挤注密度为1.31 kg/L的钻井液8.3 m3,将5 m3堵漏液挤入漏失层,最高泵压10.3 MPa。停泵观察堵漏效果2 h,泵压从10.3 MPa缓慢下降,最后降为1.4 MPa,说明堵漏成功。

4) 打开封隔器旁通反循环。溢流观察3 h合格,拆除流动头上的压井管线,上提管柱3.66 m打开封隔器旁通。改用钻井泵反循环,控制泵压4.2 MPa,排量5.3~10.6 L/s,循环5.5 h,开始循环出来的钻井液密度为1.31 kg/L,总烃最高达85.19%,后将钻井液密度逐渐升高至1.35 kg/L,继续循环,总烃下降至13.00%。

5) 解封、正循环(不成功)和反循环。先拆除流动头上流动管线(软管),再卸下流动头。上提管柱解封封隔器,解封过程顺利。连接顶驱,尝试用钻井泵正循环3次,均不通,其中曾上提、卸掉一根油管后尝试正循环,亦不通。估计是堵漏液中的核桃壳等大颗粒漂浮在封隔器密封胶筒下面,造成单向堵塞。上提管柱、卸掉3根油管后,用密度为1.35 kg/L的钻井液反循环5.25 h,排量10.6 L/s,直至钻井液进出口密度均为1.34 kg/L,总烃下降为0.34%,结束压井。

起刮管管柱到地面后,更换为φ88.9 mm的上防喷器闸板芯子,试压35 MPa,合格。测试结果表明,该井获得了很好的油气产量(见表 2)。

表 2 Henin-1ST井测试工作制度及产量数据 Table 2 Testing production data for Well Henin-1ST
油嘴孔径/ mm 井口压力/ MPa 测试产量/(m3·d-1) 气油比/ (m3·m-3)
6.35 23.95 36.71 123 000 0 3 350
9.53 22.41 80.52 261 000 5.59 3 241
15.88 17.30 130.03 496 000 63.73 3 815
5 结论与建议

1) 结合平推顶入法和反循环节流压井法,通过循环逐步带出井底残存油气,并通过节流控制井底压力,可防止地层流体进一步进入井筒。

2) 测试井段为大段裸眼裂缝地层,在平推法压井作业中可能会发生漏失,压井前要准备好足够的堵漏液,一旦发生井漏能及时进行处理。

3) 井眼裸眼段较长,且地层很容易发生漏失,地层油气要上升到管柱底端后才能被循环带出,很难在短时间内将井压稳,导致压井和循环时间较长,施工中一定要控制好每一步的节奏和质量,否则有可能会造成重复作业甚至失控的事故发生。另外,封隔器胶筒和套管之间的间隙较小,整个循环过程中无法进行大排量循环,延长了循环压井的时间。

4) 由于封隔器只能坐封在裸眼段以上的套管内,正常循环只能逐渐将口袋内的油气带出;如果能够在测试管柱内将连续油管下入井底,可以将管柱和口袋内的油气以及污染的压井液完全带出,压井作业也更加安全和容易控制;但需要考虑费用和安装时间等因素。

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文章信息

罗冰, 张华卫, 陈心进
Luo Bing, Zhang Huawei, Chen Xinjin
也门71区块长裸眼段气井测试后压井技术
An Integrated Well Killing Technology Applied after Gas Well Testing in Long Open Hole in Block Yemen 71
石油钻探技术, 2015, 43(06): 98-102
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(06): 98-102.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201506018

文章历史

收稿日期:2015-03-25
改回日期:2015-11-16

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