论文部分内容阅读
[摘 要]本文从大庆地区年深层气井压井施工中出现的问题做了系统的阐述，深刻分析了导致压井失败的几种原因。针对导致压井失败的原因，如漏失量大、管柱结构设计缺陷及密度选择不合理等提出了合理的解决措施，通过具体实例应用，证实了这些措施的科学性和有效性。压裂管柱中加装深井反循环阀，从根本上解决了深层气井压井过程中循环困难，无法保证井控安全的问题；同时暂堵剂挤注量与漏失量的关系及长时间关井后压井密度选择标准的认识。这些在压井实践中取得的经验认识和采取的措施對于今后保证压井一次成功率具有现实的指导意义。
[关键词]深层气井 压井 暂堵剂 反循环阀 认识
中图分类号：TD84 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）12-0043-01
随着深层气井勘探和开发的不断深入，压井施工越来越频繁，相应的压井工艺和配套设施越来越完善，为井控安全和压井成功提供了可靠的保障。然而在深井压井施工中始终存在着一些制约压井成功的问题，对保障井控安全提出了严峻挑战。下面通过2008年现场压井失败井进行分析，总结出导致压井失败的几种原因。
1 压井失败的原因分析
1.1 压井后完井液漏失量大
徐深21-4井，S1-2层：K1yc1153Ⅱ号层，井段：3774.0～3766.0m。使用泵车反循环压井，从套管打入相对密度为1.20的压井液，最高泵压18.0MPa，工作泵压1.0MPa，打入压井液55.2m3，远超过井筒容积37 m3，油管出口一直未返液，经计算漏失率在10 m3/h以上。向地层内挤入20 m3暂堵剂后，漏失率7.5 m3/h，效果不太理想，第一次压井失败。
二次压井时调整了压井液密度，向地层挤入30m3暂堵剂同时将压井液相对密度降为1.15，成功实施了压井作业，漏失率2.5 m3/h。
原因分析：此类井一般是前期实施了压裂改造，地层能量亏空或者是压裂后裂缝发育，经过实施暂堵措施后效果仍不明显。
1.2 封隔器不解封导致无法建立循环
徐深21-1井，k1yc 151、152号层，井段：3625.0～3602.0m。用泵车向油管里挤注压井液，最高泵压35MPa，平均排量0.8 m3/min，共打入相对密度1.13的压井液20m3。平均地层漏失率0.21 m3/h，期间多次向环空加压，压力短时间内升至35MPa，压力不降，判断油套不连通，油管补液后起压裂管柱，累计起出φ88.9mm外加厚油管282根后油管内发生溢流，第一次压井失败。
二次压井时用井下泵车向油管内打压井液，最高泵压40MPa，共打入相对密度1.13的压井液40m3后起出井内剩余管柱及压裂工具。
原因分析：此类井压井失败的主要原因为井内压裂管柱底部封隔器胶筒长时间在井下高温状态下失去弹性，无法收缩，导致封隔器不解封，起出后封隔器胶筒状态见图1。
1.3 特殊井压井液密度选取值偏低
徐深14-1井，k1yc147I号层，井段：3780.0～3782.0m。9月23日用相对密度为1.10的压井液从油管压井，最高泵压35Mpa，工作泵压22Mpa，挤入21 m3压井液后油管一直有压力。
二次压井时用相对密度为1.15的压井液从油管压井，最高泵压20Mpa，压后地层漏失2.35m3/h。起出井内所有管柱及压裂工具。
原因分析：该井从试气结束到压井共关井20天，关井最高压力31.4Mpa，地层压力系数1.03，第一次压井时采用相对密度1.10的压井液，由于压井后井口始终有压力，经推算该密度压井液在井底形成的回压只有2.6Mpa，按规定井底预留回压3-5Mpa，因此压井液密度偏低，造成首次压井失败，同时也说明经过长期的关井，压入地层的井筒内气体能量导致近井地带压力升高，造成了压井失败。
2 解决的方法
2.1 适度增加暂堵剂用量，规范暂堵剂添加标准
从徐深21-4、徐深213等井的压井效果可看出，在压井液密度无法下调的情况下，适度增加暂堵剂的用量能够有效的降低完井液的漏失率，确保井控的安全。在徐深213井对暂堵剂挤注量与停泵压力降落关系进行了试验，当计算好暂堵剂进入地层5m3时，停泵5min ，然后再次打入5m3时再停泵5min，共进行4次，最高泵压依次为22Mpa、26.9Mpa，28.9 Mpa， 31.5Mpa，停泵5min后的压力值依次为0Mpa、0.9Mpa，3.3Mpa， 6.2Mpa。压力变化曲线如图2，证实暂堵剂的用量与暂堵效果成正比关系。
此外，现场挤注暂堵剂施工过程中，要注意以下几点：
（1）严格监督暂堵剂的调配过程，准确计算调配比例，确保其暂堵效果。
（2）挤注过程中要密切监视泵压变化和油套连通情况，确保泵入量全部进入地层。
（3）要准确计算完井液顶替暂堵剂的用量，以暂堵剂刚好完全进入地层为最佳用量，完井液顶替过多，容易导致暂堵效果变差，顶替过少，部分暂堵剂存留在管柱内，液柱压力降低，易造成压井失败。
（4）挤注暂堵剂施工结束后，观察井口压力变化情况，如压力下降缓慢，可关井扩散1-2h，确保暂堵效果，不可急于放喷，导致暂堵剂的回吐。
2.2 管柱中加装反循环阀，实现循环压井
循环压井能够地将井筒内气体脱出，确保井筒完井液的密度，是实现成功压井的关键环节。在目前深井压裂管柱中，90%以上的井在压井施工中不能建立有效循环，深井反循环阀的引进，从根本上解决了该问题。
深层气井压裂试气工况复杂，对反循环阀的高温高压密封性、可靠性要求很高。常规反循环阀由于技术指标和可靠性等原因，还不能直接在深井应用。为保证管柱实现压井液的有效循环，研制了反循环阀，如图3。
工作原理：当油管加液压时，压力经中心管上进液孔进入液缸，推动外套下移，起到正向密封作用；当套管加压时，液压推动外套上移露出中心管下进液孔，油套环形空间的液体进入油管，起到平衡油套压力的作用。
深层气井压裂试气工况复杂，对反循环高温高压密封性、可靠性要求很高。要保证高压下密封，在工具设计时通过正向加压，推动缸套下移，起到加压密封作用。为保证长时间工作后工具能正常工作打开，工具具有防砂功能，解决支撑剂堵塞液缸导致反向不工作问题。打开的反循环阀再加正压后又处于关闭状态，从而提高二次密封的可靠性。
2.3 优选压井液密度的选择标准或者适当放喷降低地层压力
从徐深14-1井的压井施工过程可认识到，长期关井后地层能量恢复较充足，选取压力附加值时要适当偏大，不仅要保证附加系数在0.07之上，同时要保证附加压力值在3Mpa以上。此外，部分井地层岩性致密，渗透性差，经过长期关井恢复后，井筒压力高，若压井时不进行放喷泄压，直接将井筒气体压回地层，容易造成近井地带压力升高。因此该类井不易采用挤注压井，若必须进行挤注，则可放喷一段时间后在进行压井。
3 取得的几点认识
3.1暂堵剂的用量与暂堵效果成正比关系，如果发现施工井进行暂堵施工后效果不太理想，可适当增加暂堵剂的用量。
3.2施工过程中要使暂堵剂调配均匀，用量计算准确。
3.3反循环阀的引入，有效解决了压井不能循环的问题，建议在以后的施工中推广应用。
3.4长期关井后井口压力较高的井，必须保证压力压力值在3MPa以上，可适当放喷降压后再进行压井作业。
3.5在对考虑压井液密度的时候要同时考虑选择附加系数（根据中国石油天然气集团公司井控规定，取附加值规定的范围为0.07—0.15）和预留回压（井底预留回压3-5MPa）。必须保证二者同时满足要求，以之确保压井作业成功。
作者简介：
谭浩，男，出生于1991年10月18日，2014年毕业于东北石油大学油气储运工程专业，现就任于大庆油田责任有限责任公司采油三厂第三油矿，担任采油工。
[关键词]深层气井 压井 暂堵剂 反循环阀 认识
中图分类号：TD84 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）12-0043-01
随着深层气井勘探和开发的不断深入，压井施工越来越频繁，相应的压井工艺和配套设施越来越完善，为井控安全和压井成功提供了可靠的保障。然而在深井压井施工中始终存在着一些制约压井成功的问题，对保障井控安全提出了严峻挑战。下面通过2008年现场压井失败井进行分析，总结出导致压井失败的几种原因。
1 压井失败的原因分析
1.1 压井后完井液漏失量大
徐深21-4井，S1-2层：K1yc1153Ⅱ号层，井段：3774.0～3766.0m。使用泵车反循环压井，从套管打入相对密度为1.20的压井液，最高泵压18.0MPa，工作泵压1.0MPa，打入压井液55.2m3，远超过井筒容积37 m3，油管出口一直未返液，经计算漏失率在10 m3/h以上。向地层内挤入20 m3暂堵剂后，漏失率7.5 m3/h，效果不太理想，第一次压井失败。
二次压井时调整了压井液密度，向地层挤入30m3暂堵剂同时将压井液相对密度降为1.15，成功实施了压井作业，漏失率2.5 m3/h。
原因分析：此类井一般是前期实施了压裂改造，地层能量亏空或者是压裂后裂缝发育，经过实施暂堵措施后效果仍不明显。
1.2 封隔器不解封导致无法建立循环
徐深21-1井，k1yc 151、152号层，井段：3625.0～3602.0m。用泵车向油管里挤注压井液，最高泵压35MPa，平均排量0.8 m3/min，共打入相对密度1.13的压井液20m3。平均地层漏失率0.21 m3/h，期间多次向环空加压，压力短时间内升至35MPa，压力不降，判断油套不连通，油管补液后起压裂管柱，累计起出φ88.9mm外加厚油管282根后油管内发生溢流，第一次压井失败。
二次压井时用井下泵车向油管内打压井液，最高泵压40MPa，共打入相对密度1.13的压井液40m3后起出井内剩余管柱及压裂工具。
原因分析：此类井压井失败的主要原因为井内压裂管柱底部封隔器胶筒长时间在井下高温状态下失去弹性，无法收缩，导致封隔器不解封，起出后封隔器胶筒状态见图1。
1.3 特殊井压井液密度选取值偏低
徐深14-1井，k1yc147I号层，井段：3780.0～3782.0m。9月23日用相对密度为1.10的压井液从油管压井，最高泵压35Mpa，工作泵压22Mpa，挤入21 m3压井液后油管一直有压力。
二次压井时用相对密度为1.15的压井液从油管压井，最高泵压20Mpa，压后地层漏失2.35m3/h。起出井内所有管柱及压裂工具。
原因分析：该井从试气结束到压井共关井20天，关井最高压力31.4Mpa，地层压力系数1.03，第一次压井时采用相对密度1.10的压井液，由于压井后井口始终有压力，经推算该密度压井液在井底形成的回压只有2.6Mpa，按规定井底预留回压3-5Mpa，因此压井液密度偏低，造成首次压井失败，同时也说明经过长期的关井，压入地层的井筒内气体能量导致近井地带压力升高，造成了压井失败。
2 解决的方法
2.1 适度增加暂堵剂用量，规范暂堵剂添加标准
从徐深21-4、徐深213等井的压井效果可看出，在压井液密度无法下调的情况下，适度增加暂堵剂的用量能够有效的降低完井液的漏失率，确保井控的安全。在徐深213井对暂堵剂挤注量与停泵压力降落关系进行了试验，当计算好暂堵剂进入地层5m3时，停泵5min ，然后再次打入5m3时再停泵5min，共进行4次，最高泵压依次为22Mpa、26.9Mpa，28.9 Mpa， 31.5Mpa，停泵5min后的压力值依次为0Mpa、0.9Mpa，3.3Mpa， 6.2Mpa。压力变化曲线如图2，证实暂堵剂的用量与暂堵效果成正比关系。
此外，现场挤注暂堵剂施工过程中，要注意以下几点：
（1）严格监督暂堵剂的调配过程，准确计算调配比例，确保其暂堵效果。
（2）挤注过程中要密切监视泵压变化和油套连通情况，确保泵入量全部进入地层。
（3）要准确计算完井液顶替暂堵剂的用量，以暂堵剂刚好完全进入地层为最佳用量，完井液顶替过多，容易导致暂堵效果变差，顶替过少，部分暂堵剂存留在管柱内，液柱压力降低，易造成压井失败。
（4）挤注暂堵剂施工结束后，观察井口压力变化情况，如压力下降缓慢，可关井扩散1-2h，确保暂堵效果，不可急于放喷，导致暂堵剂的回吐。
2.2 管柱中加装反循环阀，实现循环压井
循环压井能够地将井筒内气体脱出，确保井筒完井液的密度，是实现成功压井的关键环节。在目前深井压裂管柱中，90%以上的井在压井施工中不能建立有效循环，深井反循环阀的引进，从根本上解决了该问题。
深层气井压裂试气工况复杂，对反循环阀的高温高压密封性、可靠性要求很高。常规反循环阀由于技术指标和可靠性等原因，还不能直接在深井应用。为保证管柱实现压井液的有效循环，研制了反循环阀，如图3。
工作原理：当油管加液压时，压力经中心管上进液孔进入液缸，推动外套下移，起到正向密封作用；当套管加压时，液压推动外套上移露出中心管下进液孔，油套环形空间的液体进入油管，起到平衡油套压力的作用。
深层气井压裂试气工况复杂，对反循环高温高压密封性、可靠性要求很高。要保证高压下密封，在工具设计时通过正向加压，推动缸套下移，起到加压密封作用。为保证长时间工作后工具能正常工作打开，工具具有防砂功能，解决支撑剂堵塞液缸导致反向不工作问题。打开的反循环阀再加正压后又处于关闭状态，从而提高二次密封的可靠性。
2.3 优选压井液密度的选择标准或者适当放喷降低地层压力
从徐深14-1井的压井施工过程可认识到，长期关井后地层能量恢复较充足，选取压力附加值时要适当偏大，不仅要保证附加系数在0.07之上，同时要保证附加压力值在3Mpa以上。此外，部分井地层岩性致密，渗透性差，经过长期关井恢复后，井筒压力高，若压井时不进行放喷泄压，直接将井筒气体压回地层，容易造成近井地带压力升高。因此该类井不易采用挤注压井，若必须进行挤注，则可放喷一段时间后在进行压井。
3 取得的几点认识
3.1暂堵剂的用量与暂堵效果成正比关系，如果发现施工井进行暂堵施工后效果不太理想，可适当增加暂堵剂的用量。
3.2施工过程中要使暂堵剂调配均匀，用量计算准确。
3.3反循环阀的引入，有效解决了压井不能循环的问题，建议在以后的施工中推广应用。
3.4长期关井后井口压力较高的井，必须保证压力压力值在3MPa以上，可适当放喷降压后再进行压井作业。
3.5在对考虑压井液密度的时候要同时考虑选择附加系数（根据中国石油天然气集团公司井控规定，取附加值规定的范围为0.07—0.15）和预留回压（井底预留回压3-5MPa）。必须保证二者同时满足要求，以之确保压井作业成功。
作者简介：
谭浩，男，出生于1991年10月18日，2014年毕业于东北石油大学油气储运工程专业，现就任于大庆油田责任有限责任公司采油三厂第三油矿，担任采油工。