塔河油田修井作业中压井方法探析

2022-09-11

0 引言

在一口油气井的修井施工作业时, 为避免井筒内的油、气溢出造成环境污染或是火灾爆炸事故, 保证后续施工能得以顺利安全的进行, 修井初期要进行压井作业, 保证井筒稳定。压井, 是溢流发生后, 在井内重新建立一个钻井液液柱压力来平衡地层压力的工艺, 为防止井喷所采取的措施。常用的压井方法有:补液压井法、挤注压井法 (平推压井) 、循环压井法 (正循环、反循环) 。

1 地质特征及压井难点

塔河油田目前主要的开采层位是奥陶系的碳酸盐岩油藏 (6000米左右) , 井温高、地层压力系数大, 油藏类型较为特殊, 油田水、硫化氢以及其他可燃气体分布广泛, 奥陶系普遍高含硫化氢。塔河油田油藏属于非常规油气藏, 大多数为溶蚀缝洞型储集体, 而且各自的位置相对随机, 没有形成较好的整体性, 多表现为定容体, 大部分呈现出散状布。

由于埋藏深、井温高、地层压力系数大、油气藏类型特殊, 且储集空间类型复杂并多为定容体, 往往导致修井作业过程中压井比较困难:

(1) 奥陶系油藏多含有毒气体, 为了不让有毒气体随着地层流体进入套管, 多采用挤注法 (平推法) 压井, 但塔河油田油藏定容体分布广泛, 平推压井使地层能量得到补充, 作业后期往往出现地层流体回吐甚至是溢流不止。并且由于孔洞发育, 往往平推压井需要大量的时间和压井液。

(2) 历次修井反复的补孔改层和堵水作业破坏了近井地带, 使得井底对压力的敏感性异常的强, 补液压井或是循环压井时, 当压井液密度稍高, 会发生井漏, 压井液密度稍低, 就压不住井, 压井液密度区间非常小, 不利于密度的选择。

(3) 若遇到气井, 天然气很容易从井底滑脱, 上窜速度快于其它地层流体许多。所以, 高压气井压井时如何选择压井方法和压井液性能显得非常重要。

2 技术措施及对策

压井施工前要做好准备工作, 详细阅读油井钻井及历次修井井史, 看钻井过程中是否出现过放空及井漏, 搞清楚历次修井所用压井液密度、压井方式及周边附近注水情况, 针对不同类型的油气井采用不同的压井方法:

(1) 一般的机抽井都进入了后期开采, 地层压力不强, 根据地层压力系数和井口油、套压力, 选择合适密度的盐水, 循环节流压井至进出口液性一致, 观察井口稳定无气、液返出后进行下步作业。

案例:TK138H井由于生产过程中出现功图异常, 于是从2012年5月5日~5月25日进行检泵修井作业。本次修井作业前期测下油组静压:48.97MPa/4565.98m, 折算压力系数为1.09, 该井2011年11月打捞封隔器作业中使用密度1.14g/cm3压井液循环压井, 井筒稳定, 机抽生产时井口油管压力1.8MPa, 套管压力1.2MPa, 综上所述, 在施工设计编写时将压井液密度为1.14g/cm3的盐水, 压井方式定为返循环节流压井。实际压井作业时, 用密度1.14g/cm3的盐水180m3返循环节流压井, 初期出口有大量气体返出, 后来慢慢变下, 直至进出口液性一致, 停泵后观察井口4小时井口稳定, 压井成功。

(2) 塔河油田为非常规油藏, 多含稠油、硫化氢和其它可燃气体, 有些井生产管柱带封隔器, 多采用盐水平推压井, 将地层流体硬顶回地层, 在压稳井后, 保证井筒内液柱压力稍高于井底地层压力, 使井筒微漏, 防止稠油上返和硫化氢溢出带来不必要的麻烦。

(3) 碳酸盐岩定容体油藏在塔河油田普遍存在, 外加一些特殊油气井, 例如:稠油井、高含硫化氢井以及高压气井。单一的压井方式并不能取得良好的压井效果。对于这种情况, 在压井过程中先用合适的压井液将进入井筒的稠油、天然气、硫化氢等地层流体平推压回地层, 之后用密度稍大的盐水或泥浆进行循环压井, 使井筒微漏, 压井后测漏速, 定时吊灌稍高于漏速值的压井液量。

案例:TK7201井为一口定容体稠油井, 由于生产过程中泵筒断脱, 于2014年8月上修进行打捞施工, 修井作业前用密度1.14g/cm3的盐水进行油、套管平推压井, 井筒平稳。打捞作业过程中为防止稠油上返, 起下管柱时每500米就进行一次油、套平推压井, 共计平推密度1.14g/cm3的盐水620m3, 期间井筒一直稳定, 但在起甩打捞钻具时井口出现溢流不止, 并伴有大量稠油和天然气, 后多次用密度1.14g/cm3的盐水进行油、套平推压井, 均无效果。改为密度1.14g/cm3的盐水正循环压井, 出口失返, 无法建立循环;之后改为密度1.03g/cm3的清水正循环压井, 循环了120m3, 无漏失, 停泵后油、套均有溢流, 再次改为密度1.08g/cm3的盐水正循环压井, 循环了120m3, 漏失20m3, 但停泵后仍然溢流不止;最后将盐水密度加重至1.21g/cm3, 采用油、套平推压井, 累计泵入压井液50m3后井筒稳定, 后续施工得以顺利进行。可看出:对定容体的稠油井, 切不可盲目的平推压井, 当定容体饱和后会适得其反, 地层流体会出现回吐甚至是溢流。

(4) 高压气井的压井基本会贯穿整个修井过程。高压气井由于产气量大, 井底压力高、气体上窜速度快, 压井液遭气侵后密度下降, 井筒内液柱压力难以平衡井底地层压力。作业过程中, 必须不断调节压井液性能, 以确保其性能的稳定。从安全角度出发, 建议压井液采用泥浆, 控制泥浆黏度在50s左右, 根据现场液面监测情况, 可以适当增大泥浆黏度, 以减慢气体滑脱速度, 为延长井筒稳定时间。

案例:TK915-5井是塔河油田部署在塔河9区的一口井, 2014年完钻进入试油作业, 试油初期平均日产气高达几万立方米, 且进口压力高达40MPa, 测试结果为气井, 由于原井生产管柱为普通油管, 而非气密性油管, 为确保后期井控安全, 2014年9月进行二次完井作业, 更换普通管柱为气密性管柱。上修前江汉试油队用700型泵车油管平推密度1.24g/cm3的盐水进行压井作业, 泵入重盐水35m3后井口油管压力由40MPa落至0MPa, 后关井观察, 持续性进行井口压力监测, 发现仅仅8小时后井口油管压力就从0MPa上涨至21MPa, 说明气体上窜速度很快;为保证修井队设备安装期间的井口安全性, 研究决定再次压井, 采用密度1.24g/cm3, 黏度52s的泥浆进行平推压井, 累计泵入密度1.24g/cm3, 黏度52s的泥浆45后泵车泵压和井口油管油压均降为0MPa, 开井观察2小时井口仍然稳定无气体窜出, 后又持续性开井观察井口4小时并配以油管内液面监测, 每30分钟监测一次, 测得泥浆漏速约0.8m3/h。

在修井队设备安装期间油管一直以1m3/h的速度进行补液, 直至开工, 累计72小时, 进口一直稳定平稳, 无气体上窜。修井作业过程中保证泥浆循环罐内的搅拌机24小时转动, 防止泥浆中的固相成份下沉, 并由专业泥浆工程师进行泥浆性能的测定和维护。

3 结语

(1) 在起下大直径工具时, 不可大幅度的上提和下放, 以免对井底产生抽汲和击动效果, 造成井涌或溢流。

(2) 压井时, 经常出现压井液密度不好把握, “高则漏、低则溢”的现象。是因为储层为定容体, 且近井地层因反复的修井作业对压力比较敏感。压井前要仔细分析井史及邻井情况, 并结合当前井口油、套压, 合理选择压井液密度。

(3) 高压气井压井成功后, 作业过程中要定期进行平推压井, 以防止地层高压流体进入井筒;若低产气井发生气侵, 则可循环脱气。

摘要：新疆塔河油田是塔里木盆地内以奥陶系为主要产层 (约95%) 的油气田, 油藏类型以碳酸盐岩为主;储集空间以溶蚀缝洞居多, 埋深大, 六千米左右, 地层压力高, 且油藏普遍含有硫化氢气体, 多为非常规油气藏, 使得修井过程中井控技术尤为重要。而修井作业前的压井是否成功有效, 会大大影响修井作业的井控安全及修井效率。根据在塔河油田多年的施工经验, 结合该地区碳酸盐岩油藏普遍存在的特征, 对不同情况下的不同压井方法进行了探讨和研究。

关键词：井下作业,塔河油田,定容体,压井方法