2018, Vol. 38引用本文 |
| 置换法压井方法的现场应用 |  [PDF全文] |
2. 中石化海洋石油工程有限公司, 上海 200120
2. SINOPEC Offshore Petroleum Engineering co., Ltd, Shanghai 200120, China
置换法压井具体作业程序是向井内泵入定量压井液，关井使其下落，然后释放一定的套管压力，使套管压力降低值与泵入的钻井液所产生的液柱压力相等，重复上述过程就可以逐步降低套管压力[1]。直到泵入的压井液量等于井涌时钻井液池增量，井筒内侵入气体就会排除，达到套压为零(压井液能够平衡地层压力)的状态。下面就以A井(成功)和B井(未成功)利用置换法压井的具体情况，总结出经验和教训，希望对以后类似作业提供一定的借鉴。
1 A井(成功案例)压井过程分析 1.1 A井基本情况A井为海上常规定向井，井底斜深1 831 m、垂深1 672.7 m、井斜37.7°、最大全角变化率4.76°/30 m，ϕ244 mm生产套管下深1 825.5 m；A井油气层预测压力为13.6~14.5 MPa，压力梯度为0.992 MPa/100 m，温度梯度为3.57℃ /100 m，属正常压力、温度系统。
井喷发生在完井作业期间，已完成刮管、洗井作业，下入射孔管柱到位、校深，射孔枪响后拆卸顶驱，观察环空液面下降，计量泵环空灌液。计划将41柱立柱提出井筒(错开射孔段进行压井作业)，上提管柱2.4 m时，钻杆内喷出大量完井液覆盖司钻房玻璃窗，遮挡视线，无法接顶驱循环压井。快速上提钻具(计划在二层台接顶驱)，当上提管柱至15.76 m时，钻杆内持续喷出大量完井液及气体至二层台，声音刺耳，无法进行常规压井作业。立即关闭上闸板防喷器及剪切闸板防喷器，剪断井内钻具，封井成功，剪切钻具前钻杆内已无液体，溢流量7 m3。
1.2 压井过程由于本井射孔管柱被剪断，不能采用常规压井方法，优选后采用置换法压井。由于气体及完井液是以井喷的方式喷出井口，无法准确计量溢流量，只能关井求取套压，不能准确确定压井液密度。
套压上涨至11.34 MPa后稳定，顶驱连接一根钻杆下入万能防喷器和闸板防喷器之间，憋压至1.4 MPa后开始实施置换法压井。用固井泵以3.2~9.6 L/s的排量泵入密度为1.03 g/cm3完井液，置换、放压，具体数据见表 1。
| 表 1 完井液置换数据表 |
 |
随后开泥浆泵小排量(6.7 L/s)循环，微漏；开剪切闸板防喷器，立压为零；打开万能防喷器，灌满完井液，液面稳定；压井成功，进入后续打捞作业。
1.3 压井总结经计算井筒容积约为60 m3，其中环空体积42 m 3，钻具内体积18 m3。经过前5轮次的置换共泵入了110 m3的完井液，关井套压依然较高，分析邻井相同层位射孔后井筒静态漏失速度在4.2~6.0 m3/h之间，初步推断本井C气层亦存在一定程度漏失，为防止压井液漏入地层而无法起到压井作用，现场决定泵入密度为1.07 g/cm3的简易PRD压井液堵漏。
射孔作业破坏了井壁滤饼，同等条件下地层更容易漏失；由于完井液不能形成滤饼，再加上井口套压，更容易漏失[2]；建议以后类似情况先堵漏后压井。
2 B井(失败案例)压井过程分析 2.1 B井基本情况B井为海上常规定向井，发生溢流时为钻井作业(井深5 108 m、井斜45°、钻井液密度1.57 g/cm3)，关井后测得关井套压为10.3 MPa。先采取循环加重法进行压井作业，后因为缺少加重材料、泥浆泵修理等问题压井不成功；后来发现钻具刺漏(测井显示在731 m附近有刺漏点)，无法有效地实施常规压井作业，决定采取置换法进行压井作业。
2.2 B井压井过程根据套压估算钻遇的高压层地层压力当量为1.8，现场配置密度为1.8 g/cm3的压井液进行置换压井。挤入压井液过程中遵循的原则是：①挤入过程控制套压不超过20 MPa，静止20分钟后放压；②放压时套压不低于pdown1=11 MPa，若返出为液，立即关闭。
首先采用正挤方式(通过钻杆)，连续正挤4次(期间未进行放气、放压)，共挤入1.8 g/cm3压井液23 m3；置换至井底可形成1 961 m液柱(H＇1垂深1 416 m)，形成静液柱压力Δp＇1为：
Δp＇1=10-3ρmhH＇1=24.98 MPa
其中：Δp＇1为挤入压井液在井底形成的静液柱压力，MPa；ρm为挤入压井液密度，g/cm3；H＇1为挤入压井液在井底形成的液柱垂直高度，m。
然后通过压井管线进行反挤，前6次反挤共挤入密度为1.9 g/cm3压井液26.9 m3；每次反挤均静置一定时间后放压排气，遵循原则和正挤一样。通过四次正挤和六次反挤，共挤入压井液52.6 m3，形成液柱压力：p1=Δp＇1+Δp＇2=47.88 MPa
若刺漏点以下气侵的压井液密度按照1.45 g/cm3进行计算，形成的液柱压力为：
p轻 =10-3ρ轻 g(H-H＇1-H＇2) =25 MPa
其中：p轻——刺漏点下部侵钻井液在井底形成的静液压力，MPa；ρ轻为气侵钻井液密度，g/cm3；H＇2为反挤1.9 g/cm3压井液在井底形成的静液柱高度，m；H为井的垂深，m。
井底压力：P =p轻 +p1 =72.88 MPa
初步计算仍小于地层压力。
再次反挤8次，排气时控制不低于套压pdown2 =8 MPa，共挤入密度为1.9 g/cm3的压井液34.97 m3。前后共挤入88.07 m3压井液，仅考虑环空容积，形成液柱压力74.21 MPa，形成垂直液柱高度4 059.99 m；若井筒刺漏点以下存在低比重的压井液，则基本可以把井压稳，实际仍未把井压稳。分析判断：①井漏，导致挤入的压井液漏入地层；②前期井筒内刺漏点以下部分低比重的压井液已被气体带出，无法定量，目前仍未填满井筒容积，因此还需继续置换；③放压时压井液没有置换充分，部分压井液被放压形成的高压流雾化，不能准确判断放出的是气体还是压井液雾。表 2为部分挤注压井液的相关数据：
| 表 2 置换压井数据表 |
|
继续正挤压井液(16次)，累计前24次共挤入重压井液111.25 m3，若考虑刺漏点以下环空和钻杆内的压井液全部喷空条件下，井内已有3 806 m的液柱，形成液柱压力70.88 MPa压力，低于井底77.8 MPa的压力，因此继续通过置换挤入压井液进行判断。
但是在挤注过程中液气分离器、阻流管汇先后刺漏，挤入井内压井液大量喷出，喷出压井液量无法计量，继续置换共挤入压井液，累计34次，累计挤入153.04 m3(未减去喷出压井液)，仍未能平衡地层压力，停止置换法压井作业。
2.3 压井总结本井由于液气分离器、阻流管汇先后刺漏，无法继续进行压井作业，是置换法压井作业失败的一个主要原因，另外一个主要原因是钻井液污染，由于钻井液受到CO2气体的污染，黏度由60 s增加至200 s，钻井液的可置换性急剧变差，这样放压时会放出大部分压井液，置换至井内的压井液比理论量偏少[3-4]。
3 思考及认识通过对上述两口井置换法压井过程的分析，形成认识如下：
(1) 置换法压井时，泵入的钻井液应有助于天然气滑脱，虽然B井置换入井的是新配置的压井液，但由于井内一直有CO2气体污染压井液，反复置换后污染更加严重，不利于气体和压井液置换，要想法排除CO2的影响；A井气液置换比较理想；
(2) 排出气体(放压)的过程，有一种错误的认识是“只要排出的不是液体就可以继续排”，以套压为基础是排出气体(或放压)的唯一正确做法，这是井内压力平衡决定的；
(3) 控制套压的上限为：井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力三者中的最小值；下限压力为：压井的全过程中不出现二次溢流；
(4) 压井过程中，应以小排量逐次注入压井液，使其在气体中下沉至井底；逐次小排量排除上部气体，防止对已形成液柱的干扰；注入压井液和排出气体采取小排量，有利于有效置换和稳定已形成的液柱；
(5) 注入压力控制不合理是压井中存在的一个比较普遍的问题，要以井内压力平衡为基础，防止注入过程的漏失和排气过程的溢流；关井后井底压力基本上是由液柱压力和套压组成，井底压力与地层压力在一定范围内是处于平衡状态的，置换法压井就是始终在此平衡中进行。
| [1] |
董星亮, 等.
海洋钻井手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011 : 498 .
( 0)
|
| [2] |
董星亮等编写组, 等.
海洋钻井手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010 : 499 .
(0)
|
| [3] |
张桂林, 曾强渗. 从伊朗Arvand-1井溢流压井再谈置换法压井方法,[J].
石油钻探技术,2012, 40 (4) : 124-126.
(0)
|
| [4] |
张桂林. 置换法压井操作方法,[J].
石油钻探技术,2010, 38 (2) : 1-3.
(0)
|