孫天禮 黃仕林 梁中紅 姚華弟

(中國石化西南油氣分公司川東北采氣廠)

1 基本情況

河壩1井位于四川盆地東北部通南巴構造河壩場高點，該井于2004年11月完鉆，完井測試，在三疊系飛仙關組三段獲得無阻流量400×104m3/d以上的高產(chǎn)天然氣流。地層壓力111.1MPa，地層溫度151℃，微含H2S。

河壩1井飛三段于2007年4月中旬投入試采，試采方案設計合理產(chǎn)能為80×104m3/d。正常開井井口油壓86 MPa～89MPa，井口溫度72℃～80℃，最高關井壓力94.5MPa。由此可見，河壩1井屬高溫、高壓、高產(chǎn)氣井(簡稱“三高”氣井)，也是目前國內(nèi)投入開發(fā)的井口壓力最高的氣井之一。

2 關鍵技術

2.1 井口及井下安全裝置選擇

(1)對于井口壓力超過80MPa和井口溫度超過70℃的氣井工礦條件下應采用140MPa的進口采氣樹。河壩1井在首次測試時采用了國產(chǎn)的KQ105采氣樹，均出現(xiàn)法蘭盤處或盤根處泄漏等危險情況。之后該井井口采用了美國WOM公司的FF級140MPa采氣樹和美國EEC公司的EE級105高壓管匯臺，生產(chǎn)半年時間無異常事件發(fā)生。

(2)采氣樹選擇具有遠程控制功能的液動或啟動閘閥，實現(xiàn)井口自動操作和安全應急關井。河壩1井采氣樹4號總閥采用遠程控制液動安全閥，兩翼10、11號閥門采用遠程控制液動平板閥，兩翼節(jié)流閥采用籠式節(jié)流閥(圖1)，實現(xiàn)了地面四起異常事件的緊急關井，保證了氣井安全生產(chǎn)。

(3)采用貝克休斯公司生產(chǎn)的117MPa的井下安全閥，實行液動控制。河壩1井投產(chǎn)初期由于控制管線故障和操作失誤，造成兩次異常關井，并且每次打開井下安全閥難度逐次加大；在開關井過程中，控制管線由于井筒溫度影響導致壓力變化異常；日常生產(chǎn)過程中控制管線長期處于高壓狀態(tài)(達到123MPa以上)，控制管線及各連接點存在泄漏風險。通過實踐認為，在氣井完井狀況良好和井口套管頭及采氣樹壓力級別滿足工礦的條件下，可采用不安裝井下安全閥的方法，從而降低異常關井的風險。

2.2 高壓節(jié)流工藝裝置優(yōu)化及設備選擇

(1)高壓平板閘閥的選擇

在河壩1井測試和投產(chǎn)初期，采用了國產(chǎn)的EE級105MPa平板閘閥組，在高壓、高溫工礦環(huán)境下，發(fā)生了閘閥盤根老化、盤根刺壞、密封鋼圈泄露、閥門內(nèi)漏等多起故障或生產(chǎn)事故，現(xiàn)場操作工作強度大、風險大，職工思想壓力也大。分析原因就是國產(chǎn)105MPa閘閥在高壓、高溫環(huán)境下密封盤根材料不過關，易老化、易破損；閘門加工精度不夠或材質(zhì)問題，閘閥內(nèi)漏嚴重且密封鋼圈密封不嚴。

經(jīng)過礦場實踐，選用進口美國EEC公司生產(chǎn)的EE級105MPa金屬密封平板閘閥，并按照高壓區(qū)盡可能少使用閘閥的原則對高壓區(qū)工藝流程進行了優(yōu)化設計(如圖1所示)，在高壓區(qū)使用進口金屬密封閘閥，國產(chǎn)閘閥用于三級截流后(壓力低于20MPa，溫度低于50℃)的工礦條件，這樣很好的解決了高壓區(qū)易發(fā)生故障的難題。

注：圖中A為美國WOM公司FF級140采氣樹，4號總閥門為液動平板閥，兩翼節(jié)流閥為籠式節(jié)流閥；B虛線內(nèi)所用閘閥為美國EEC公司EE級105平板閘閥，其余均為國產(chǎn)EE級105組件；油1路所列數(shù)據(jù)為按35×104m3/d配產(chǎn)下的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，油2路所列數(shù)據(jù)為按38×104m3/d進行直接開井時的生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

圖1河壩1井井口采氣樹及高壓管匯區(qū)生產(chǎn)工藝流程圖

(2)節(jié)流閥和節(jié)流級數(shù)選擇

經(jīng)過實踐認為一般氣井采用固定式節(jié)流方式(通常所說的油嘴節(jié)流方式)比可調(diào)式節(jié)流方式(通常所說的針型閥)節(jié)流效果更穩(wěn)定、更耐用。對于“三高”氣井，采用普通油嘴(采用B35CrMo合金鋼)同樣容易被刺壞，特別是氣井測試初期，井內(nèi)帶有大量泥漿等雜質(zhì)時，對油嘴的損壞更為嚴重。主要破壞形式表現(xiàn)為：油嘴內(nèi)孔被刺擴大、油嘴絲扣刺壞脫扣、油嘴套絲扣刺壞、油嘴套內(nèi)壁沖蝕槽、油嘴堵頭沖蝕坑等。另外合理的節(jié)流壓差也是保護油嘴的重要因素。

經(jīng)過河壩1井生產(chǎn)的實踐，總結(jié)出對于井口壓力高于80MPa的氣井，至少應采用三級以上的節(jié)流方式，并合理分配各級節(jié)流壓差(如圖1中油1路所列的生產(chǎn)數(shù)據(jù))，使每級節(jié)流壓差控制在35MPa以內(nèi)；對普通油嘴進行改進，使油嘴堵頭增加一定厚度(大于1cm)的G8材質(zhì)的硬質(zhì)合金襯面，在油嘴和油嘴套之間采用外加銅墊的端面密封方式，從而成功地解決了油嘴易刺壞的難題。

(3)高壓管段連接方式選擇

河壩1井高壓工藝流程全部采用國產(chǎn)EE級105MPa高壓管，高壓管件采用法蘭連接方式，對使用的連接彎頭內(nèi)部流體接觸面都進行了圓度處理，較好地消除了高壓焊接管線易產(chǎn)生應力集中的問題，且法蘭連接密封性好，同時也有利于生產(chǎn)過程中的設備檢修。經(jīng)過半年時間的使用，河壩1井所用105MPa國產(chǎn)高壓管、高壓管件并沒有出現(xiàn)異常情況，能夠滿足高壓工藝流程安全生產(chǎn)的要求。

2.3 開井方式選擇

高壓氣井開井不同于普通氣井開井：①高壓工礦條件下井口閘閥無法人工開啟；②開井瞬間高速氣流會對節(jié)流部位、高壓管段及其連接部位產(chǎn)生強大的瞬間沖擊力；③節(jié)流效應容易形成水合物，導致冰堵發(fā)生。較為穩(wěn)妥的開井方式是采用壓裂車先向井內(nèi)泵注清水，降低井口壓力后再開井。經(jīng)過河壩1井的生產(chǎn)實踐，摸索出了一套直接開井方式[1]，如圖1中油2路所列數(shù)據(jù)就是采用38×104m3/d的工作制度直接開井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，其直接開井方式取得了成功應用。

3 結(jié)論與建議

(1)對于井口壓力超過80MPa和井口溫度超過70℃的氣井工礦條件下應采用140MPa的進口采氣樹。采氣樹應選擇具有遠程控制功能的液動或氣動閘閥，以實現(xiàn)井口自動操作和安全應急關井。對于完井狀況良好且套管頭及采氣樹壓力級別滿足工礦條件的氣井，建議不安裝井下安全閥，以降低異常關井風險。

(2)按照高壓區(qū)盡可能少使用閘閥的原則進行高壓區(qū)工藝設計，并在高溫高壓段選用進口金屬密封平板閘閥。對于井口壓力高于80MPa的氣井，應采用至少三級以上的節(jié)流方式，且每級節(jié)流壓差應控制在35MPa以內(nèi)。對于高壓氣井應采用固定式節(jié)流閥節(jié)流，通過增加硬質(zhì)合金內(nèi)襯、油嘴堵頭端面硬質(zhì)處理，以及增加銅墊進行油嘴端面密封等措施可有效解決油嘴刺壞問題。國產(chǎn)法蘭連接方式的105MPa高壓管和高壓管件能滿足高壓區(qū)安全生產(chǎn)要求。

(3)高壓氣井開井不同于普通氣井開井。通過河壩1井生產(chǎn)實踐，摸索出一套針對“三高”氣井開井的直接開井方式，并取得了成功。

1 孫天禮，胡常忠 川東北高壓、高溫、高產(chǎn)氣井開井方式優(yōu)化[J]. 石油地質(zhì)與工程，2007，(5):78-79.