置换法压井操作方法

张桂林

(胜利石油管理局石油工程技术管理处,山东东营 257001)

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置换法压井操作方法

张桂林

(胜利石油管理局石油工程技术管理处,山东东营 257001)

油气井井喷后,若出现井内主要为气体、无法采用其他方法压井的情况,就需要采用置换法压井。介绍了置换法压井的基本原理、计算内容和实施步骤,指出了压井中应注意的问题,完善了置换法压井的操作方法。

气井;井喷;置换法;压井

由于钻井中地层及流体的不可预见性大,涉及的工况和井下情况复杂多样,因此溢流、井喷的发生,在时间上具有突发性,在形式上具有多样性。溢流与井喷后,采用常规压井方法处理者居多,但有时需要并且必须采用特殊压井方法。置换法压井属于特殊压井方法中的体积控制法[1-2],也叫顶部压井法[3]。该方法主要用于高压气井发生井喷后井眼被喷空、空井或钻具不在井底、水眼堵塞等特殊情况下的压井,但有关井控教材[1-3]、标准[4-6]和有关资料对置换法压井介绍得不够详细,没有具体的计算与控制方法。因此,有必要对该压井方法进行进一步的探讨,为现场实施置换法压井提供具有可操作性的方法。

1 基本原理

气井在发生井喷井眼被喷空而关井后,井内充满高压气体,井口压力接近地层压力,在这种情况下主要采用硬顶(平推)法和置换法压井。采用硬顶法,要将井内气体反推回地层,地层应具有大吸入量,同时压井液用量大、设备能力要求高。若不具备这些条件,就应考虑采用置换法压井。

置换法压井的基本原理:在关井情况下和确定套管上限与下限压力范围内,分次注入一定数量的压井液、分次放出井内气体,直至井内充满压井液,即完成压井作业。每次注入压井液,井内气体受到压缩、套管压力将升高,同时井内形成一定高度的液柱并产生一定的液柱压力;每次放出气体,套管压力将随之降低。再次注入压井液时,所控制的套管最高压力应减去该液柱压力;再次放出气体,下限套管压力也应减去该液柱压力。随着一次次注入压井液和放出气体,控制套管压力逐次降低,直至压井液到达井口、套管压力降为0,压井结束。

套管压力的升高将引起井底压力的增加,但井底压力增加是受限制的:一种限制是井底压力升高到一定值时将发生井漏,压井时应控制套管上限压力;另一种限制是在不发生井漏的情况下,应事先确定最高套管压力。就是说,置换法压井可分为两种情况来考虑:一种是井下发生漏失,一种是不发生漏失。不管是哪种情况,井口压力都不得超过防喷设备、井口套管的承压能力,井内压力不能高于地层压力,只有这样才能实施置换法压井。

同样,放出气体引起的套压降低也是有限制的,主要是随着套压的逐渐降低将引起井底压力的降低,当降至低于气层压力时将继续发生溢流。因此,防止气层再次发生溢流应控制当次放气套管压力降低的下限。

2 基本计算

实施置换法压井,应针对地层漏失和地层不漏失两种情况分别考虑。两种情况下的初始条件确定有差别,但计算方法基本相同。从最复杂、最危险的井内状况进行考虑,假定井内已经全部充满高压气体,忽略井底初期存在的少量液体,作为压井计算的基本前提。

2.1 地层漏失情况

若地层容易发生漏失,应控制套管上限压力。在关闭节流管汇情况下向井内注入压井液,套管压力将升高。当套压升至使井下开始发生漏失时,将基本保持稳定不再升高。最高套压需要在第一次注入压井液压井时进行测试。假定套压升至 p1后不再升高并基本保持稳定,该压力即是井下发生漏失的地面控制压力,也是整个压井施工过程中的套管上限压力。此时停止注入压井液并记录该压力与注入压井液量,并进行计算。

1)第一次注入压井液形成的液柱高度式中,H1为第一次注入压井液在井内形成的液柱高度,m;V1为第一次注入的压井液的体积,m3;q为井眼单位长度的容积,m3/m。

2)第一次注入压井液形成的液柱压力

式中,Δp1为第一次注入压井液形成的液柱压力, MPa;ρm为压井液密度,kg/L;g为重力加速度,m/s2。

静止一定时间、确认压井液下沉至井底后,开节流阀放出部分井内气体。随着气体的放出,套管压力降低,井底压力也随之降低。当井底压力降至再次发生溢流时,套压将保持稳定不再降低,假定此时套压为 p2,关闭节流阀第二次注入压井液。

3)第二次注入压井液形成的液柱高度

式中,H2为第二次注入压井液在井内形成的液柱高度,m;V2为第二次注入压井液的体积,m3。

4)第二次注入压井液形成的液柱压力

式中,Δp2为第二次注入压井液形成的液柱压力,MPa。

依此逐次进行计算并进行压井作业,直至压井结束。

由于第一次注入压井液已形成液柱高度 H1和液柱压力Δp1,随着第二次注入压井液套管压力将从p2开始升高,但最高升至 p1-Δp1时将不再升高,该压力是此时的井下漏失套管压力。同样,待压井液沉至底部后开节流阀放出气体时,套压最低降至 p2-Δp1,低于该压力将再次发生溢流。Δp=p1-p2是注入压井液和放出气体的最大压力波动范围。

第二次注入压井液,应以测出的上限套压 p1和注入液柱压力Δp1为依据控制最高套压不超过p1-Δp1;第二次放出气体,应以测出的下限套压 p2和注入液柱压力Δp1为依据控制最低套压不低于p2-Δp1。

由于第二次注入压井液形成液柱高度 H2和液柱压力Δp2,第三次注入压井液时套管压力将从p2-Δp1开始升高,但最高升至 p1-Δp1-Δp2时不再升高,该压力是第三次注入压井液的井下漏失压力。同样,待压井液沉至底部后开节流阀放出气体时,套压最低降至 p2-Δp1-Δp2,低于该压力将再次发生溢流。

依次注入压井液并放出井内气体,套管压力将逐次降低,如此进行注入压井液、放气操作,直至压井液到达井口、套压降至0时,压井结束。

应该注意的是,随着井内液柱高度逐次增加,气体空间逐次减小。因此,注入压井液的量和放气量会逐次减小。

5)最小压井次数与预计最长压井时间

式中,c为最小压井次数,次;H为井深,m;t1为初次注入压井液所用时间,h;t2为初次注入压井液后静止及放气所用时间,h;T为预计最长压井总时间,h。

实际施工中,应记录下压力、注入压井液量并计算出液柱高度与压力,填写压井记录表(格式见表1)。

表1 置换法压井施工记录表

2.2 地层不漏失情况

若地层承压能力高、不发生漏失,就不需要测试漏失压力,但应依据现场实际情况确定或规定一个最高初始套管压力 p′1(初始套管压力 p′1可以按照套管抗内压强度的80%或按井控装置最高承压能力二者的小者并考虑一定的安全系数确定)。但放气压力仍需要测定,放气操作方法与地层漏失情况相同。

1)第一次注入压井液形成的液柱高度

式中,H′1为第一次注入压力达到 p′1形成的液柱高度,m;V′1为第一次注入压井液的体积,m3;q为井眼单位长度容积,m3/m。

2)第一次注入压井液形成的液柱压力

式中,Δp′1为第一次注入压井液形成的液柱压力, MPa;ρm为压井液密度,kg/L;g为重力加速度,m/s2。

静止一定时间开节流阀放出部分井内气体,套管压力降至 p′2保持稳定不再降低时,关闭节流阀第二次注入压井液。

3)第二次注入压井液形成的液柱高度

式中,H′2为第二次注入压力达到 p′1时形成的液柱高度,m;V′2为第二次注入压井液的体积,m3。

4)第二次注入压井液形成的液柱压力

式中,Δp′2为第二次注入压井液形成的液柱压力, MPa。

依此逐次进行计算与压井操作,直至压井结束。

5)最小压井次数与预计最长压井时间

式中,c′为最小压井次数,次;H为井深,m;t1为初次注入压井液所用时间,h;t2为初次注入压井液后静止及放气所用时间,h;T为预计最长压井总时间,h。

施工中同样应填写压井记录表(格式见表1)。

与地层漏失情况下压井操作相同,通过多次注入压井液并放出井内气体,套管下限压力将逐次降低,直至压井液到达井口、套压降至0、压井结束。同时,由于气体空间逐次缩小,注入压井液量将逐次减小。与地层漏失情况不同的是,每次控制套管上限压力都是 p′1,不需要每次减去液柱压力。因此,每次注压井液量和放出气体可以更多,压井次数减少。

为了便于操作和计算,可以确定在低于 p′1范围内每次注入的液柱长度(如每次100、200或300 m等),然后计算出每次注入压井液的体积、液柱长度与液柱压力。但随着注入压井液次数的增加,套管压力将逐次升高,当升高至地层开始漏失的套压 p1时,再按上述方式进行。

需要注意的是,虽然每次注入长度越长、压井次数将越少,但并不是每次注入长度越长越好。因每次注入量越多、越不利于液气置换,容易形成液柱、气柱分段现象,造成置换法压井实施不彻底、压井不成功。同样,每次放出气体也应严格控制放出量:如放出量少,放气不彻底,压井次数多;如放出量大,造成再次溢流,引起井下情况进一步复杂甚至压井失败。因此,需要根据现场实际情况确定每次注入压井液与放出气体的量。

3 压井步骤

3.1 地层漏失情况

第一步,采用一定排量Q(一般小于正常钻进排量)将压井液注入环空,观察套压升高情况;

第二步,当套压升至一定值(p1)并基本稳定时(开始漏失)停泵,记录注入量、套压;

第三步,将注入量换算为井内液柱高度(H1)和形成的液柱压力(Δp1),确定下一次最高套压和最低套压;

第四步,静止一定时间,使压井液在环空气体中下沉至井底;

第五步,缓慢开节流阀放出部分环空气体,观察套压下降情况;

第六步,当套压降至一定值(p2)并基本稳定时(地层流体开始涌入井内),关节流阀停止放气。

重复以上步骤,直至压井结束。

若发现放气过程中有液体放出,可能是节流阀开度过大或静止时间短,液体没有充分下沉的原因。应减小开度(或关闭节流阀)、增加静止时间,然后再进行放气操作。

总的控制要求是:少注防井漏,少放防溢流。

3.2 地层不漏失情况

3.2.1 第一种方式

第一步,采用一定排量Q将压井液注入环空,当套压升高至 p′1时停止注入;

第二步,记录注入量和套压值;

第三步,将注入量换算为井内液柱高度(H′1),计算形成的液柱压力(Δp′1);

第四步,静止一定时间,使压井液在环空气体中下沉至井底;

第五步,缓慢开节流阀放出部分环空气体,观察套压下降情况;

第六步,当套压降至一定值(p′2)并基本稳定时,关节流阀停止放气体。

重复以上步骤,直至压井结束。

该方式压井,每次注入压井液上限压力都是 p′1,这是与地层漏失情况的主要区别。

3.2.2 第二种方式

若采用事先确定每次注入井段长度方式压井,操作步骤如下:

第一步,设定套压上限 p′1,确定每次注入井段长度ΔH′2,换算为注入量ΔV;

第二步,采用排量Q将压井液注入环空,观察套压升高情况;若注入量未达到ΔV时套压已达到p′1,则改为第一种方式继续压井;

第三步,记录实际套管压力,计算形成的液柱压力;

第四步,静止一定时间,使压井液在环空气体中下沉至井底;

第五步,缓慢开节流阀放出部分环空气体,当套压降至一定值(p′2)并基本稳定时,关节流阀停止放气体。

重复以上步骤,直至压井结束。

该方式压井,开始时每次注入量可按井眼高度取整数确定(如每次100 m),以利于计算和控制。

4 认识与建议

1)对置换法压井的探讨,进一步完善了非常规压井方法,使置换法压井具有了可操作性。

2)当井眼环形空间基本为气体时,常规压井方法和硬顶法等非常规方法无法实施,应采用置换法压井。

3)置换法压井具有动用设备少、压井液用量少、现场工作量小、可靠性高且易于操作等优点,但现场应用少,应在实际应用中进一步完善。

4)控制注液套管压力低于上限压力防止井漏,放气套管压力高于下限压力防止再次溢流。

5)采用置换法压井,注入压井液和释放气体要有耐心,不能过急。

6)应采用专用计量罐计量,确保每次注入压井液量准确;填写压井施工记录,及时分析施工中的各种异常现象并采取相应措施。

[1] 集团公司井控培训教材编写组.钻井井控工艺技术[M].山东东营:中国石油大学出版社,2008:128-131.

[2] 孙振纯,夏月泉,徐明辉.井控技术[M].北京:石油工业出版社,1997:163-172.

[3] 张桂林.石油作业井控技术[M].山东东营:石油大学出版社, 2003:78-80.

[4] SY/T6426—2005 钻井井控技术规程[S].

[5] SY/T5964—2003 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护[S].

[6] SY/T5087—2005 含硫化氢油气田安全钻井推荐做法[S].

[审稿 王宝新]

Operating Procedure of Displacement Well Killing Method

Zhang Guilin
(Petroleum Engineering&Technology Management,Shengli Petroleum A dministration,Dongying, S handong,257001,China)

The displacement well killing method will be used to control gas kick in case other killing methods are not working.The displacement killing method is introduced,including the killing principle, calculations and operating process.In addition,technical considerations are also put forward to improve the killing method.

gas well;blowout;displacement method;killing well

book=2010,ebook=151

TE28

B

1001-0890(2010)02-0001-04

2009-06-18;改回日期:2009-12-04

张桂林(1959—),男,山东寿光人,1981年毕业于胜利石油学校钻井专业,2008年获石油大学(华东)油气井工程专业硕士学位,教授级高级工程师,主要从事钻井工程技术管理与研究工作。

联系方式:(0546)8555165,gcczgl@slof.com