張桂林

(勝利石油管理局石油工程技術(shù)管理處,山東東營 257001)

?教授專家專欄?

置換法壓井操作方法

張桂林

(勝利石油管理局石油工程技術(shù)管理處,山東東營 257001)

油氣井井噴后,若出現(xiàn)井內(nèi)主要為氣體、無法采用其他方法壓井的情況,就需要采用置換法壓井。介紹了置換法壓井的基本原理、計算內(nèi)容和實施步驟,指出了壓井中應(yīng)注意的問題,完善了置換法壓井的操作方法。

氣井;井噴;置換法;壓井

由于鉆井中地層及流體的不可預(yù)見性大,涉及的工況和井下情況復(fù)雜多樣,因此溢流、井噴的發(fā)生,在時間上具有突發(fā)性,在形式上具有多樣性。溢流與井噴后,采用常規(guī)壓井方法處理者居多,但有時需要并且必須采用特殊壓井方法。置換法壓井屬于特殊壓井方法中的體積控制法[1-2],也叫頂部壓井法[3]。該方法主要用于高壓氣井發(fā)生井噴后井眼被噴空、空井或鉆具不在井底、水眼堵塞等特殊情況下的壓井,但有關(guān)井控教材[1-3]、標(biāo)準(zhǔn)[4-6]和有關(guān)資料對置換法壓井介紹得不夠詳細(xì),沒有具體的計算與控制方法。因此,有必要對該壓井方法進行進一步的探討,為現(xiàn)場實施置換法壓井提供具有可操作性的方法。

1 基本原理

氣井在發(fā)生井噴井眼被噴空而關(guān)井后,井內(nèi)充滿高壓氣體,井口壓力接近地層壓力,在這種情況下主要采用硬頂(平推)法和置換法壓井。采用硬頂法,要將井內(nèi)氣體反推回地層,地層應(yīng)具有大吸入量,同時壓井液用量大、設(shè)備能力要求高。若不具備這些條件,就應(yīng)考慮采用置換法壓井。

置換法壓井的基本原理:在關(guān)井情況下和確定套管上限與下限壓力范圍內(nèi),分次注入一定數(shù)量的壓井液、分次放出井內(nèi)氣體,直至井內(nèi)充滿壓井液,即完成壓井作業(yè)。每次注入壓井液,井內(nèi)氣體受到壓縮、套管壓力將升高,同時井內(nèi)形成一定高度的液柱并產(chǎn)生一定的液柱壓力;每次放出氣體,套管壓力將隨之降低。再次注入壓井液時,所控制的套管最高壓力應(yīng)減去該液柱壓力;再次放出氣體,下限套管壓力也應(yīng)減去該液柱壓力。隨著一次次注入壓井液和放出氣體,控制套管壓力逐次降低,直至壓井液到達井口、套管壓力降為0,壓井結(jié)束。

套管壓力的升高將引起井底壓力的增加,但井底壓力增加是受限制的:一種限制是井底壓力升高到一定值時將發(fā)生井漏,壓井時應(yīng)控制套管上限壓力;另一種限制是在不發(fā)生井漏的情況下,應(yīng)事先確定最高套管壓力。就是說,置換法壓井可分為兩種情況來考慮:一種是井下發(fā)生漏失,一種是不發(fā)生漏失。不管是哪種情況,井口壓力都不得超過防噴設(shè)備、井口套管的承壓能力,井內(nèi)壓力不能高于地層壓力,只有這樣才能實施置換法壓井。

同樣,放出氣體引起的套壓降低也是有限制的,主要是隨著套壓的逐漸降低將引起井底壓力的降低,當(dāng)降至低于氣層壓力時將繼續(xù)發(fā)生溢流。因此,防止氣層再次發(fā)生溢流應(yīng)控制當(dāng)次放氣套管壓力降低的下限。

2 基本計算

實施置換法壓井,應(yīng)針對地層漏失和地層不漏失兩種情況分別考慮。兩種情況下的初始條件確定有差別,但計算方法基本相同。從最復(fù)雜、最危險的井內(nèi)狀況進行考慮,假定井內(nèi)已經(jīng)全部充滿高壓氣體,忽略井底初期存在的少量液體,作為壓井計算的基本前提。

2.1 地層漏失情況

若地層容易發(fā)生漏失,應(yīng)控制套管上限壓力。在關(guān)閉節(jié)流管匯情況下向井內(nèi)注入壓井液,套管壓力將升高。當(dāng)套壓升至使井下開始發(fā)生漏失時,將基本保持穩(wěn)定不再升高。最高套壓需要在第一次注入壓井液壓井時進行測試。假定套壓升至 p1后不再升高并基本保持穩(wěn)定,該壓力即是井下發(fā)生漏失的地面控制壓力,也是整個壓井施工過程中的套管上限壓力。此時停止注入壓井液并記錄該壓力與注入壓井液量,并進行計算。

1)第一次注入壓井液形成的液柱高度式中,H1為第一次注入壓井液在井內(nèi)形成的液柱高度,m;V1為第一次注入的壓井液的體積,m3;q為井眼單位長度的容積,m3/m。

2)第一次注入壓井液形成的液柱壓力

式中,Δp1為第一次注入壓井液形成的液柱壓力, MPa;ρm為壓井液密度,kg/L;g為重力加速度,m/s2。

靜止一定時間、確認(rèn)壓井液下沉至井底后,開節(jié)流閥放出部分井內(nèi)氣體。隨著氣體的放出,套管壓力降低,井底壓力也隨之降低。當(dāng)井底壓力降至再次發(fā)生溢流時,套壓將保持穩(wěn)定不再降低,假定此時套壓為 p2,關(guān)閉節(jié)流閥第二次注入壓井液。

3)第二次注入壓井液形成的液柱高度

式中,H2為第二次注入壓井液在井內(nèi)形成的液柱高度,m;V2為第二次注入壓井液的體積,m3。

4)第二次注入壓井液形成的液柱壓力

式中,Δp2為第二次注入壓井液形成的液柱壓力,MPa。

依此逐次進行計算并進行壓井作業(yè),直至壓井結(jié)束。

由于第一次注入壓井液已形成液柱高度 H1和液柱壓力Δp1,隨著第二次注入壓井液套管壓力將從p2開始升高,但最高升至 p1-Δp1時將不再升高,該壓力是此時的井下漏失套管壓力。同樣,待壓井液沉至底部后開節(jié)流閥放出氣體時,套壓最低降至 p2-Δp1,低于該壓力將再次發(fā)生溢流。Δp=p1-p2是注入壓井液和放出氣體的最大壓力波動范圍。

第二次注入壓井液,應(yīng)以測出的上限套壓 p1和注入液柱壓力Δp1為依據(jù)控制最高套壓不超過p1-Δp1;第二次放出氣體,應(yīng)以測出的下限套壓 p2和注入液柱壓力Δp1為依據(jù)控制最低套壓不低于p2-Δp1。

由于第二次注入壓井液形成液柱高度 H2和液柱壓力Δp2,第三次注入壓井液時套管壓力將從p2-Δp1開始升高,但最高升至 p1-Δp1-Δp2時不再升高,該壓力是第三次注入壓井液的井下漏失壓力。同樣,待壓井液沉至底部后開節(jié)流閥放出氣體時,套壓最低降至 p2-Δp1-Δp2,低于該壓力將再次發(fā)生溢流。

依次注入壓井液并放出井內(nèi)氣體,套管壓力將逐次降低,如此進行注入壓井液、放氣操作,直至壓井液到達井口、套壓降至0時,壓井結(jié)束。

應(yīng)該注意的是,隨著井內(nèi)液柱高度逐次增加,氣體空間逐次減小。因此,注入壓井液的量和放氣量會逐次減小。

5)最小壓井次數(shù)與預(yù)計最長壓井時間

式中,c為最小壓井次數(shù),次;H為井深,m;t1為初次注入壓井液所用時間,h;t2為初次注入壓井液后靜止及放氣所用時間,h;T為預(yù)計最長壓井總時間,h。

實際施工中,應(yīng)記錄下壓力、注入壓井液量并計算出液柱高度與壓力,填寫壓井記錄表(格式見表1)。

表1 置換法壓井施工記錄表

2.2 地層不漏失情況

若地層承壓能力高、不發(fā)生漏失,就不需要測試漏失壓力,但應(yīng)依據(jù)現(xiàn)場實際情況確定或規(guī)定一個最高初始套管壓力 p′1(初始套管壓力 p′1可以按照套管抗內(nèi)壓強度的80%或按井控裝置最高承壓能力二者的小者并考慮一定的安全系數(shù)確定)。但放氣壓力仍需要測定,放氣操作方法與地層漏失情況相同。

1)第一次注入壓井液形成的液柱高度

式中,H′1為第一次注入壓力達到 p′1形成的液柱高度,m;V′1為第一次注入壓井液的體積,m3;q為井眼單位長度容積,m3/m。

2)第一次注入壓井液形成的液柱壓力

式中,Δp′1為第一次注入壓井液形成的液柱壓力, MPa;ρm為壓井液密度,kg/L;g為重力加速度,m/s2。

靜止一定時間開節(jié)流閥放出部分井內(nèi)氣體,套管壓力降至 p′2保持穩(wěn)定不再降低時,關(guān)閉節(jié)流閥第二次注入壓井液。

3)第二次注入壓井液形成的液柱高度

式中,H′2為第二次注入壓力達到 p′1時形成的液柱高度,m;V′2為第二次注入壓井液的體積,m3。

4)第二次注入壓井液形成的液柱壓力

式中,Δp′2為第二次注入壓井液形成的液柱壓力, MPa。

依此逐次進行計算與壓井操作,直至壓井結(jié)束。

5)最小壓井次數(shù)與預(yù)計最長壓井時間

式中,c′為最小壓井次數(shù),次;H為井深,m;t1為初次注入壓井液所用時間,h;t2為初次注入壓井液后靜止及放氣所用時間,h;T為預(yù)計最長壓井總時間,h。

施工中同樣應(yīng)填寫壓井記錄表(格式見表1)。

與地層漏失情況下壓井操作相同,通過多次注入壓井液并放出井內(nèi)氣體,套管下限壓力將逐次降低,直至壓井液到達井口、套壓降至0、壓井結(jié)束。同時,由于氣體空間逐次縮小,注入壓井液量將逐次減小。與地層漏失情況不同的是,每次控制套管上限壓力都是 p′1,不需要每次減去液柱壓力。因此,每次注壓井液量和放出氣體可以更多,壓井次數(shù)減少。

為了便于操作和計算,可以確定在低于 p′1范圍內(nèi)每次注入的液柱長度(如每次100、200或300 m等),然后計算出每次注入壓井液的體積、液柱長度與液柱壓力。但隨著注入壓井液次數(shù)的增加,套管壓力將逐次升高,當(dāng)升高至地層開始漏失的套壓 p1時,再按上述方式進行。

需要注意的是,雖然每次注入長度越長、壓井次數(shù)將越少,但并不是每次注入長度越長越好。因每次注入量越多、越不利于液氣置換,容易形成液柱、氣柱分段現(xiàn)象,造成置換法壓井實施不徹底、壓井不成功。同樣,每次放出氣體也應(yīng)嚴(yán)格控制放出量:如放出量少,放氣不徹底,壓井次數(shù)多;如放出量大,造成再次溢流,引起井下情況進一步復(fù)雜甚至壓井失敗。因此,需要根據(jù)現(xiàn)場實際情況確定每次注入壓井液與放出氣體的量。

3 壓井步驟

3.1 地層漏失情況

第一步,采用一定排量Q(一般小于正常鉆進排量)將壓井液注入環(huán)空,觀察套壓升高情況;

第二步,當(dāng)套壓升至一定值(p1)并基本穩(wěn)定時(開始漏失)停泵,記錄注入量、套壓;

第三步,將注入量換算為井內(nèi)液柱高度(H1)和形成的液柱壓力(Δp1),確定下一次最高套壓和最低套壓;

第四步,靜止一定時間,使壓井液在環(huán)空氣體中下沉至井底;

第五步,緩慢開節(jié)流閥放出部分環(huán)空氣體,觀察套壓下降情況;

第六步,當(dāng)套壓降至一定值(p2)并基本穩(wěn)定時(地層流體開始涌入井內(nèi)),關(guān)節(jié)流閥停止放氣。

重復(fù)以上步驟,直至壓井結(jié)束。

若發(fā)現(xiàn)放氣過程中有液體放出,可能是節(jié)流閥開度過大或靜止時間短,液體沒有充分下沉的原因。應(yīng)減小開度(或關(guān)閉節(jié)流閥)、增加靜止時間,然后再進行放氣操作。

總的控制要求是:少注防井漏,少放防溢流。

3.2 地層不漏失情況

3.2.1 第一種方式

第一步,采用一定排量Q將壓井液注入環(huán)空,當(dāng)套壓升高至 p′1時停止注入;

第二步,記錄注入量和套壓值;

第三步,將注入量換算為井內(nèi)液柱高度(H′1),計算形成的液柱壓力(Δp′1);

第四步,靜止一定時間,使壓井液在環(huán)空氣體中下沉至井底;

第五步,緩慢開節(jié)流閥放出部分環(huán)空氣體,觀察套壓下降情況;

第六步,當(dāng)套壓降至一定值(p′2)并基本穩(wěn)定時,關(guān)節(jié)流閥停止放氣體。

重復(fù)以上步驟,直至壓井結(jié)束。

該方式壓井,每次注入壓井液上限壓力都是 p′1,這是與地層漏失情況的主要區(qū)別。

3.2.2 第二種方式

若采用事先確定每次注入井段長度方式壓井,操作步驟如下:

第一步,設(shè)定套壓上限 p′1,確定每次注入井段長度ΔH′2,換算為注入量ΔV;

第二步,采用排量Q將壓井液注入環(huán)空,觀察套壓升高情況;若注入量未達到ΔV時套壓已達到p′1,則改為第一種方式繼續(xù)壓井;

第三步,記錄實際套管壓力,計算形成的液柱壓力;

第四步,靜止一定時間,使壓井液在環(huán)空氣體中下沉至井底;

第五步,緩慢開節(jié)流閥放出部分環(huán)空氣體,當(dāng)套壓降至一定值(p′2)并基本穩(wěn)定時,關(guān)節(jié)流閥停止放氣體。

重復(fù)以上步驟,直至壓井結(jié)束。

該方式壓井,開始時每次注入量可按井眼高度取整數(shù)確定(如每次100 m),以利于計算和控制。

4 認(rèn)識與建議

1)對置換法壓井的探討,進一步完善了非常規(guī)壓井方法,使置換法壓井具有了可操作性。

2)當(dāng)井眼環(huán)形空間基本為氣體時,常規(guī)壓井方法和硬頂法等非常規(guī)方法無法實施,應(yīng)采用置換法壓井。

3)置換法壓井具有動用設(shè)備少、壓井液用量少、現(xiàn)場工作量小、可靠性高且易于操作等優(yōu)點,但現(xiàn)場應(yīng)用少,應(yīng)在實際應(yīng)用中進一步完善。

4)控制注液套管壓力低于上限壓力防止井漏,放氣套管壓力高于下限壓力防止再次溢流。

5)采用置換法壓井,注入壓井液和釋放氣體要有耐心,不能過急。

6)應(yīng)采用專用計量罐計量,確保每次注入壓井液量準(zhǔn)確;填寫壓井施工記錄,及時分析施工中的各種異?，F(xiàn)象并采取相應(yīng)措施。

[1] 集團公司井控培訓(xùn)教材編寫組.鉆井井控工藝技術(shù)[M].山東東營:中國石油大學(xué)出版社,2008:128-131.

[2] 孫振純,夏月泉,徐明輝.井控技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:163-172.

[3] 張桂林.石油作業(yè)井控技術(shù)[M].山東東營:石油大學(xué)出版社, 2003:78-80.

[4] SY/T6426—2005 鉆井井控技術(shù)規(guī)程[S].

[5] SY/T5964—2003 鉆井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與維護[S].

[6] SY/T5087—2005 含硫化氫油氣田安全鉆井推薦做法[S].

[審稿 王寶新]

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

張桂林(1959—),男,山東壽光人,1981年畢業(yè)于勝利石油學(xué)校鉆井專業(yè),2008年獲石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)碩士學(xué)位,教授級高級工程師,主要從事鉆井工程技術(shù)管理與研究工作。

聯(lián)系方式:(0546)8555165,gcczgl@slof.com