賀 夢 琦

（遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

注氮氣驅(qū)油技術(shù)在雷64-28-K22井的應用

賀 夢 琦

（遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

雷64區(qū)塊為巨厚塊狀稀油油藏，自2008年注水開發(fā)至今，地層虧空加大，含水上升速度較快且水竄嚴重，而通過水井停注或下調(diào)配注控制含水上升的效果并不明顯。為此，針對水驅(qū)效果較差問題，開展了老井再利用注氮氣氣頂驅(qū)試驗。研制了1種注氮氣完井管柱。該管柱主要使用了Y521封隔器以滿足井底注氣壓力較高的需求。管柱坐封后，在油套環(huán)空內(nèi)灌清水至井口以下100 m左右，起到平衡封隔器下壓差作用；此外，嚴格對老井進行套管試壓及固井質(zhì)量檢查，盡可能避免試注過程中的安全隱患。現(xiàn)場應用結(jié)果表明，該管柱性能可靠，注氮氣試驗期間井口始終無刺漏，受效油井單井增油可達9 t/d，初步實現(xiàn)了穩(wěn)油控水的目的，為后期注氮氣驅(qū)試驗及設計提供了可靠的依據(jù)。

老井再利用；注氮氣；完井管柱

雷64區(qū)塊主要開發(fā)目的層為沙三段蓮花油層。目前L6砂體含水上升快，穩(wěn)油控水難，2008年在L6砂體部署實施新井開發(fā)后，單元采油速度、采出程度均大幅度提升，虧空加大，含水上升速度加快，含水上升率最高達7.0%，遠高于理論值。長期以來，通過水井停注或下調(diào)配注量控制含水上升，但效果不明顯，目前單元綜合含水64%，且位于構(gòu)造高部位的水平井雷64-蓮H-601含水已高達75%，L6砂體水竄嚴重。L7砂體因長期底部注水，區(qū)塊上下層系動用不均，近幾年雖然逐步開展了上返補層注水工作，但因分注級別低等因素的制約，區(qū)塊縱向動用不均的現(xiàn)象未得到充分改善。目前主力區(qū)塊水井注水井段均較長，一般在70～95 m，因?qū)娱g差異，水井多數(shù)吸水不均，致使注入水沿高滲透層向上突進，最終造成儲量動用不均。如雷64-24-24井組，其注入水向雷64-24-22井單向水竄嚴重，致使其它油井產(chǎn)量遞減。

根據(jù)油藏地質(zhì)要求，針對水驅(qū)效果并不明顯的問題，開展注氮氣氣頂驅(qū)試驗控制底水錐進［1］，考慮油藏開展注氮氣試驗盡快實施的要求，新鉆注氣井及采購氣密封注氣完井管柱周期較長，為控制和節(jié)約作業(yè)成本，選取老井作為再利用注氮氣試驗井。面對老井大多存在水泥返高低、固井質(zhì)量差、套管腐蝕等問題，必須使用非氣密封完井管柱進行高壓注氣試驗。

現(xiàn)場選取位于構(gòu)造高部位的雷64-28-K22井進行試注氮氣試驗，通過本次施工下注氮氣管柱，落實儲層吸氣能力及周圍井見效情況等相關資料情況。雷64-28-K22井為老井再利用注氮氣試驗井，2008年5月投產(chǎn)，套管射孔完井，生產(chǎn)井段為2 011.00～2 161.00 m/87.0 m，目前原始人工井底為2 271.00 m。油層套管外徑177.8/159.42 mm，水泥返高520 m；固井質(zhì)量合格。該井無套損、井下無落物。

1 管柱結(jié)構(gòu)

由于注氣試驗周期不超過半年，為節(jié)省作業(yè)時間，降低管柱成本，高壓注氣試驗管柱使用性能穩(wěn)定的Y521液壓坐封可取式壓裂封隔器。為保證其坐封效果，封隔器上方帶水力錨。其主要參數(shù)為：最大耐壓差70 MPa，工作環(huán)境溫度150 ℃，坐封力70～110 kN，工具最大外徑147 mm，中心管內(nèi)徑82 mm。通過投球?qū)嵤┐驂?、坐封。封隔器上方配反洗循環(huán)閥，便于后期進行洗壓井作業(yè)。經(jīng)過井筒參數(shù)預測與管柱受力分析，油管采用?89 mm的N80/6.45 mm外加厚API標準螺紋油管。為減少注氣時所發(fā)生的擾動效應，管柱下入深度2 000 m，Y521封隔器下入深度1 970 m。

2 設計依據(jù)

為保證設計管柱的安全可靠，本次試驗注氮氣管柱的設計思路如下。

（1）首先進行注氣后的井底壓力及沖蝕流量預測，確定所使用的油管直徑能夠滿足安全注氣要求。

（2）再根據(jù)井底壓力預測值分析管柱的受力狀態(tài)，進一步進行管柱強度計算及材質(zhì)優(yōu)選。

（3）最后結(jié)合現(xiàn)場實際，對注氣過程中的安全隱患進行了分析，并提出了相應技術(shù)對策。

2.1 井底壓力和沖蝕流量計算

現(xiàn)場氮氣采用車載式NJ-1200型制氮設備，設備最高注入壓力可達25 MPa，平穩(wěn)運行時注入壓力按20 MPa設計，最大注入量1 200 Nm3/h，要求24 h連續(xù)注入40 d。

參考平均溫度和平均壓縮系數(shù)公式，根據(jù)井筒內(nèi)氣體流動能量方程推算井底壓力和沖蝕流量［2］。對于井底壓力與沖蝕流速的計算，由于其受到眾多因素的影響，還沒有準確的計算方法，目前油田注氣井主要采用 APIRP 14E 推薦的計算公式

井底壓力預測

沖蝕流量預測

若轉(zhuǎn)化為標準單位則上式變更為

式中，pwf為流動井底壓力，MPa；ptf為流動井口壓力，MPa；γg為氣體相對密度，無因次；e為自然對數(shù)底數(shù)；e為絕對粗糙度，一般取0.000015 m；d為油管內(nèi)徑，m；H為油管深度，m；qsc為地面狀態(tài)下氣體流量，m3/d；為平均溫度，K；為氣體在平均溫度、平均壓力下的偏差因子，無因次；f為摩擦阻力因子，根據(jù)Jain公式計算，無因次；Re為氣體流動雷諾數(shù)。V為沖蝕流速，m/s；C為經(jīng)驗常數(shù),取120～150；ρ為氣體密度，kg/m3。

具體計算參數(shù)為：氮氣黏度0.023 16 mPa·s；氮氣相對密度0.975 9；油層溫度67.5 ℃；井口溫度20 ℃；計算井筒垂深2 000 m；井口氣體壓縮因子1.063 2。預測結(jié)果見表1。

表1 注氣井底壓力和沖蝕流量預測結(jié)果

由表1可以看出，當?shù)獨庾⑷雺毫?0 MPa時，?88.9 mm油管沖蝕流量為54.28×104m3/d，遠高于地質(zhì)設計的配注量（單井配注量為3×104m3/d），因此不會發(fā)生沖蝕作用。

2.2 管柱校核及材質(zhì)優(yōu)選

管柱坐封固定后主要受4種效應［3-4］的影響：虎克效應、螺旋彎曲效應、膨徑效應和溫度效應。由于試算虎克效應與螺旋彎曲效應所引起的管柱伸長量均小于0.1 m，其對應管柱受力影響較小，因此本次注氮氣試驗主要考慮以下3種受力狀態(tài)：自由狀態(tài)、封隔器坐封狀態(tài)、最高注氣壓力時所額外產(chǎn)生的溫度效應力及膨徑力對管柱軸向載荷所引起的影響及安全系數(shù)。自由狀態(tài)時管柱僅受重力與井內(nèi)液體浮力的影響；管柱坐封時由于油管內(nèi)打壓會產(chǎn)生膨徑效應和溫度效應，同時坐封后，浮力將消失；最高注氣壓力時，管柱同樣受由于注入氣體影響導致管柱溫度下降所引起的溫度效應力及高壓力所產(chǎn)生的膨徑效應力。具體計算參數(shù)與結(jié)果見表2。

表2 注氣井管柱強度校核結(jié)果

綜合考慮主要受力因素對管柱的影響，分析了3種尺寸油管受力均能滿足安全強度要求，結(jié)合現(xiàn)場實際，推薦采用?88.9 mm普通外加厚油管［5］。

由于該井為老井再利用注氮氣試驗井，試驗周期較短，若使用氣密封油管及氣密封封隔器注氮氣成本較高，因此本井使用普通新外加厚油管進行設計，對現(xiàn)場氮氣車出口氣體取樣后進行分析，組分摩爾分數(shù)為：N2，98.95%；O2，0.32%；CO2，0.01%；其他氣體，0.72%。

因此分析注入氣體的主要腐蝕來源為CO2，其對應井下管柱CO2分壓為0.002 4 MPa，根據(jù)API 5CT要求，此種腐蝕工況使用普通N80鋼材可以滿足現(xiàn)場使用要求，因此本次注氮氣試驗采用N80外加厚油管。

3 安全隱患分析及技術(shù)對策

對試注過程可能出現(xiàn)的各種安全隱患進行了排查，對可能出現(xiàn)的危險情況提前做好應對措施，以確保試驗的順利實施。在下入注氣完井管柱之前必須進行套管試壓和固井質(zhì)量檢查以防止發(fā)生管外竄槽事故，若檢測合格說明該井具備注氣試驗條件。

（1）對注氣封隔器以上套管進行清水試壓，滿足要求后方可注氣。依據(jù)《套管柱試壓規(guī)范》［6］，采用固井質(zhì)量評價后試壓的套管柱，套管直徑小于或等于?244.5 mm時，即套管試壓20 MPa，穩(wěn)壓30 min，壓降小于或等于0.5 MPa為合格。本井試壓套管規(guī)格為N80 ?177.8 mm壁厚為9.19 mm，抗內(nèi)壓強度為49.9 MPa，試壓封隔器極限位置對應垂深應小于H=（49.9－20）×100/1.5=1 993 m。

（2）重新檢查固井質(zhì)量，需滿足注氣強度要求。依據(jù)《油氣藏型儲氣庫鉆完井技術(shù)要求（試行）》油勘 ［2012］ 32號文件，下測試儀器對目的層井段以上套管固井質(zhì)量進行檢查，要求目的層以上蓋層水泥環(huán)連續(xù)優(yōu)質(zhì)膠結(jié)段長度不小于25 m，且以上固井段合格膠結(jié)長度不小于70%為合格。

（3）管柱下入過程中，油管絲扣連接處需涂抹好密封脂，且油管絲扣處纏繞密封膠帶，盡可能避免該井注入過程中油管發(fā)生竄漏的風險。

（4）Y521壓裂封隔器承受上下壓差均要求達到70 MPa，滿足注氣壓力較高的需求，封隔器坐封后，需要在套管安裝壓力表，錄取油套壓力資料，如果發(fā)現(xiàn)油套壓力平衡，即封隔器失效，應停止注氣。

（5）要求管柱坐封后，在油套環(huán)空內(nèi)灌清水至井口以下100 m左右，保證封隔器上方存在19.6 MPa左右的清水液柱壓力，起到平衡封隔器下壓差作用，此外當封隔器失效或上部油管竄漏時可起到緩沖套壓迅速上升的目的。

4 現(xiàn)場應用及效果分析

2012年9月30日遼河油田分公司高升采油廠對雷64-28-K22井進行了現(xiàn)場作業(yè)，按照設計要求管柱下入過程順利，現(xiàn)場施工主要參數(shù)與工程設計相符，設計符合率達到了100%，現(xiàn)場執(zhí)行率100%。該井于2012年10月1日成功開展注氮氣作業(yè)，截至2013年1月，累計注氮氣172×104m3。

（1）預測的井底壓力值24.31 MPa與實測井底流壓誤差僅為2%，說明本次注氮氣試驗井筒內(nèi)壓力預測精度較高（圖1）。

圖1 雷64-28-K22井井底壓力測試

（2）注氣井初期注氣量1.0×104m3/d，油壓15.5 MPa，1個月后注氣量調(diào)整為3.0×104m3/d，初期油壓17 MPa，后油壓逐步提高至20.6 MPa，井口無漏氣現(xiàn)象。套壓在調(diào)整注氣量3天后緩慢增加，最終基本穩(wěn)定在12～13 MPa左右。分析數(shù)據(jù)顯示套管及封隔器密封性良好，若封隔器失效則注氣油套壓力應迅速平衡，但油管存在少量的滲漏，但漏點處油套壓力平衡后，套管壓力基本維持恒定，不再繼續(xù)升高（圖2）。

圖2 雷64-28-K22井油套壓力監(jiān)測

（3）井組一線7口油井除井距較近、層位對應較好的2口井明顯氣竄外，其它5口井已見到初步增產(chǎn)效果，其中一線生產(chǎn)井中雷64-30-20井效果顯著，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量有上升趨勢，含水率呈下降趨勢，產(chǎn)出氣組分分析氮氣含量穩(wěn)定，取得了良好的開發(fā)效果（圖3）。

圖3 雷64-30-20井注氣后產(chǎn)量變化

（4）相鄰注水井油、套壓力逐步升高，說明注氣后地層壓力有所恢復，注氣見到了實際效果（圖4）。

圖4 雷64-28-20井注氣后油套壓變化

5 結(jié)論

（1）井筒內(nèi)壓力參數(shù)預測準確，井底壓力值與實測值誤差僅為2%，為之后管柱設計提供了依據(jù)。

（2）管柱使用了耐壓性能達70 MPa的Y521封隔器，并在作業(yè)前進行套管試壓、固井質(zhì)量檢查、油管連接處使用密封脂并纏繞密封膠帶、環(huán)空內(nèi)加注一定清水液面用以平衡封隔器上下壓平衡等措施，套管及井口未發(fā)現(xiàn)滲漏情況，現(xiàn)場應用證明完全達到了設計要求。

（3）相鄰一線井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量有上升趨勢，含水率呈下降趨勢，氮氣試注已見到初步效果，可起到輔助補充能量作用，為后期雷64區(qū)塊氣驅(qū)方案設計提供參考。

（4）本井管柱及配套工具成功應用于老井再利用注氮氣試驗井，大大降低了采用氣密封管柱作業(yè)成本，為氣驅(qū)采油工作探索出一項經(jīng)濟適用的工藝。

［1］劉艷波，劉東亮.氮氣在樂安稠油油田開采中的應用［J］.石油鉆采工藝，2004，26（3）：69-71．

［2］魏一鳴，方朝亮.氣井沖蝕產(chǎn)量模型在儲氣庫的應用［J］.特種油氣藏，2012，19（1）：110-112．

［3］雷煒.通南巴地區(qū)氣藏地質(zhì)特征及完井管柱優(yōu)化研究設計［D］.成都：成都理工大學，2006.

［4］HAMMERLINDL D J.Movement,forces and stresses associated with combination tubing strings sealed in packers ［J］.JPT，1977，29（1）：195-208.

［5］羅英俊，萬仁溥.采油技術(shù)手冊（下冊）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［6］SY/T 5467，套管柱試壓規(guī)范［S］.

（修改稿收到日期 2013-12-26）

〔編輯 付麗霞〕

Application of nitrogen displacement technique in Lei 64-28-K22 Well

HE Mengqi
（Drilling & Production Process Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,China）

Lei 64 Block is thick-layer massive thin-oil reservoir.Since water flooding development in 2008,it has been faced with increasing formation depletion,faster water cut rising rate and serious water channeling.Water injection well shutdown and injection allocation reduction are implemented to control the water-cut increase,but the effect is limited.Therefore,a nitrogen injection gas-cap drive experiment is implemented against the poor water flooding effect.The new developed nitrogen injection completion string mainly uses Y521 packer to meet the requirement for high bottom-hole injection pressure.After the packer setting of pipe string,clean water is injected through casing annulus up to 100 m below the wellhead to balance the differential pressure below the packer.Besides,the casing pressure test and cementing quality inspection on old wells were performed strictly to avoid the potential safety hazards in the injection process as far as possible.The field test shows that the pipe string has a stable performance during the nitrogen injection,with no leakage at wellhead.For the affected production wells,the single well gets an average daily increased oil production of 9t.This primarily achieves the goal of oil production stabilizing and water cut control,and provides guidance for future nitrogen injection tests and design.

Old well reutilization;nitrogen injection;completion string

賀夢琦.注氮氣驅(qū)油技術(shù)在雷64-28-K22井的應用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：70-73.

TE358

A

1000-7393（2014）01-0070-04

10.13639/j.odpt.2014.01.018

賀夢琦，1984年生。2010年畢業(yè)于東北石油大學油氣井工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事注氣開發(fā)及儲氣庫工程設計工作，工程師。電話：0427-7823049。E-mail：hemengqi0@163.com。