程　仲

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

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流花19-5氣田水下完井技術

程仲

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

流花19-5氣田屬于邊際氣田，為降低開發(fā)成本，提高經濟效益，需要新建水下生產系統。為此，進行了水下完井技術研究。針對水下完井技術難點，進行了海上水平井完井防砂及管柱設計，制定了防止井筒內形成水合物、結垢和結蠟的技術措施，優(yōu)選了完井工具及完井管柱的材料，采用連續(xù)油管注氮氣舉排液技術投產，制定了錨泊定位半潛式平臺漂移應急方案，形成了水下完井技術。流花19-5氣田的2口井采用了水下完井技術，完井作業(yè)順利，平均單井完井時間30.32 d。研究與實踐表明，水下完井技術能夠滿足流花19-5氣田高效開發(fā)的需求，可以提高生產效率，降低作業(yè)成本，實現邊際氣田的有效開發(fā)。

水下完井；完井方式；防砂；防腐；平臺漂移；流花19-5氣田

流花19-5氣田位于中國南海珠江口盆地中央隆起帶的中部番禺低隆起，所處海域水深約為185.00 m。流花19-5 氣田屬于邊際油氣田，為了降低投資和提高經濟效益，對該氣田新建固定式平臺和水下生產系統2種開發(fā)模式的經濟性進行了評估，發(fā)現水下生產系統在投資和經濟效益上均存在一定的優(yōu)勢[1]。因此，流花19-5氣田依托鄰近已投產的番禺30-1氣田現有生產系統，采用新建水下生產系統的方式進行開發(fā)，管串式水下系統與海底管線相接，產出液經采油樹通過跨接管進入海底管線，流至番禺30-1氣田導管架生產平臺進行處理。為此，筆者進行了水下完井技術研究，確保了流花19-5氣田2口井水下生產系統的順利建成，并有效降低了作業(yè)成本，提高了生產效率。

1　水下完井技術難點

為了增加泄流面積、提高氣井產量以及減小流動阻力，流花19-5氣田采用水平井進行開發(fā)。水平井鉆井完井所用的主要工具與傳統常規(guī)水平井基本一致，因此水下完井的技術難點主要是完井設計及施工工藝。目前，國內海上水平井采用水下采油樹完井作業(yè)的不常見，可借鑒的經驗較少[2]。筆者分析流花19-5氣田所處海域環(huán)境特點及作業(yè)情況，認為該氣田水下完井主要存在以下技術難點：

1) 水下完井、修井工藝復雜，作業(yè)費用高[3]。海上水平井水下采油樹完井進行防砂和投產設計時，須評估出砂對完井管柱、水下采油樹和水下生產系統可能產生的損害，以保證油氣井生產壽命滿足開發(fā)設計要求，降低后期作業(yè)維護費用。

2) 由于海底溫度低，井筒內極易形成天然氣水合物、結垢和結蠟，從而堵塞流體產出通道。

3) 海上的自然環(huán)境惡劣，臺風季節(jié)長，季風、內波流頻繁襲擾，對水下完井作業(yè)影響較大。

4) 水下完井作業(yè)設備眾多，布局復雜，對其可靠性要求高。水下采油樹的安裝測試設備、完井井下工具設備、ESD 地面控制系統、天然氣水合物抑制劑注入系統和連續(xù)油管氮氣氣舉清井返排地面設備需要占用大量甲板面積，同時還要滿足平臺結構布局和安全要求，因而對設備安裝和操作的精度要求非常高。

2　完井方式與管柱設計

流花19-5氣田水下完井的設計要求是開采地下主力儲層的天然氣，避免出砂影響完井及水下生產系統，降低修井作業(yè)頻率[4]。

2.1完井防砂設計

流花19-5氣田3 口探井的地質和測試資料的分析結果表明，珠江組地層有ZJ10層和ZJ20層2個可采氣層。ZJ10層測井解釋的有效孔隙度為8.9%～14.9%，滲透率為12.9～106.2 mD，屬于低孔、低-中滲儲層。ZJ20層巖心分析平均孔隙度為18.6%，平均空氣滲透率為237 mD，有效孔隙度為16.7%～21.0%，滲透率為183.0～426.0 mD，屬于中孔中滲儲層，是該氣田的主力氣層。采用聲波時差法、組合模量法和斯倫貝謝指數法對ZJ10層和ZJ20層的出砂情況進行了預測，結果發(fā)現ZJ10層和ZJ20層在開采過程中均存在出砂風險。由于配產中的生產壓差存在不確定性，且該氣田受水下井口等條件的限制，一旦出砂會危及氣井和水下生產系統的壽命，考慮到后期修井作業(yè)的困難程度和費用情況，為了提高氣井產能、確保安全生產，在綜合考慮儲層泥質含量的基礎上(該氣田儲層泥質含量為7.2%～10.1%，按照中國海油的常規(guī)做法，適合采用優(yōu)質篩管防砂完井方式)，決定采用優(yōu)質篩管簡易防砂完井方式[5]進行完井，由于該氣田地層砂為非均勻細砂，因而選用擋砂精度為105 μm的優(yōu)質篩管。

2.2完井管柱設計

根據完井工具的強度應滿足完井、生產及修井作業(yè)要求，其材質應滿足防腐蝕、防沖蝕要求的原則，設計了流花19-5氣田的完井管柱，如圖1所示。

圖1　流花19-5氣田完井管柱示意Fig.1　Diagram of completion string in Liuhua 19-5 Gas Field

流花19-5氣田完井管柱采用具有壓力自平衡功能的可回收式井下安全閥，實現井下開關井，滿足海上生產安全要求；在生產封隔器上部3根油管處下入永久式地面直讀井下壓力計，用來監(jiān)測井下壓力和溫度；采用液壓坐封、上提解封的生產封隔器密封油管與套管之間的環(huán)空；防砂封隔器用于懸掛防砂管柱，同時提供插入密封筒作為產層與上部套管的密封單元；剪切球座設置在生產管柱底部，完井管柱下到位后，投球加壓坐封生產封隔器，再次加壓剪切球座，打通完井管柱的生產通道。

3　流動安全保障措施

流動安全保障措施是油氣田完井設計中不可缺少的關鍵環(huán)節(jié)，直接關系到油氣井的壽命和油氣田的開發(fā)效率。流動安全保障措施包括沉積物生成預測、預防及堵塞處理(包括水合物、結蠟、結垢等)，系統完整性保障(如腐蝕、沖蝕)和作業(yè)期間的井控安全等[6]。

3.1沉積物的預防及處理

對于采用水下采油樹的氣井，在海床低溫和井筒高壓條件下形成的水合物以及井筒結蠟、結垢是導致井筒堵塞和水下生產系統故障的主要原因。流花19-5氣田所處的南海東部水合物和結垢問題比較突出，因此，在設計及施工過程中需要制定和采取技術措施，以保證作業(yè)安全。

1) 根據地層流體成分、井筒剖面、地面流程的溫度和壓力分布，通過PVTSIM和PIPESIM等專業(yè)軟件以及經驗公式法預測天然氣水合物的形成區(qū)域。

2) 經分析，在關井情況下，該氣田井筒內的天然氣水合物將在泥線以下0～150.00 m、21 ℃以下范圍內形成。因此，井下安全閥的安裝深度應在天然氣水合物生成區(qū)域以下，即泥線以下200.00 m處。

3) 射孔完井作業(yè)期間若監(jiān)測到地層流體侵入井筒，應快速將侵入流體循環(huán)至地面，并適當提高完井液的密度，以維持井筒壓力平衡。

4) 預測不同產量下天然氣水合物抑制劑的注入量；放噴作業(yè)前應向完井管柱內注入含有天然氣水合物抑制劑的完井液，放噴作業(yè)期間選擇并優(yōu)化天然氣水合物抑制劑注入位置，分別在井下(化學藥劑注入閥)、水下測試樹、防噴閥和地面油嘴管匯處注入天然氣水合物抑制劑(甲醇、乙二醇)；若已形成天然氣水合物并造成井筒堵塞，根據堵塞程度注入解堵劑進行環(huán)空循環(huán)或采用連續(xù)油管進行沖洗、鉆磨解堵。

5) 關井期間，應使用氮氣對整個地面測試流程掃線，將井下安全閥以上管柱內的地層流體替換為天然氣水合物抑制劑。

6) 通過分析該氣田地層流體的成分可知，隨著氣井生產中后期產水量增加以及地層壓力降低，將會形成碳酸鈣類垢或結蠟，可以通過化學藥劑注入閥不定期向井下注入防垢劑或防蠟劑以防止結垢或結蠟。

3.2系統完整性保障

地層流體如含有CO2和H2S會對完井管柱造成腐蝕，而CO2分壓和H2S分壓分別是影響CO2腐蝕和H2S腐蝕的主要因素[7-8]。流花19-5氣田地層流體中含有CO2，且其分壓較高(0.53～0.88 MPa)，加之氣藏溫度較高，在生產過程中沿著生產管柱隨溫度降低有凝析水產出，因此該氣田易發(fā)生CO2腐蝕。流花19-5氣田地層流體中含有H2S，但其分壓較低(38.6 Pa)，發(fā)生H2S腐蝕的概率非常低。根據該氣田地層流體中CO2和H2S的分壓，通過查詢防腐管材選擇圖版，選擇13Cr材質的管柱可以滿足防腐要求。

油管的選擇除了考慮腐蝕因素，還應保證具有足夠的強度，以減緩高產量生產時氣體對油管的沖蝕，并有利于氣體利用自身能量攜帶產出水。流花19-5氣田采用水下井口進行開發(fā)，雖然目前預測大部分生產時間不存在井筒積液現象，但是不排除生產后期生產制度改變導致井筒積液排液采氣非常困難。因此，為降低生產后期井筒積液的風險，延長氣井實際生產時間，選用φ88.9 mm 13Cr-80油管[9]。

3.3投產方式

流花19-5氣田儲層埋藏較深(埋深2 490.00 m)，完井作業(yè)時易造成管柱積液，導致靜液柱壓力升高，而常規(guī)的復線連續(xù)氣舉和機械抽吸排液方法施工難度較大。因此，為快速排出井筒內的液體，降低井下靜液柱壓力[10]，采用連續(xù)油管氮氣排液技術。該技術通過生產管柱先將連續(xù)油管下入到預定排液深度，利用注氮設備將氮氣從連續(xù)油管中注入(管柱下井過程中可邊下入邊注氮氣排液)，利用氣液混合卸壓原理，將生產管柱中密度相對較高的完井液攜帶出井筒；隨著液體的排出，不斷加深連續(xù)油管的下入深度，增加井筒掏空長度，當壓力降至儲層氣體能以穩(wěn)定的速度流入井筒時，停止注入氮氣，最終達到氣井依靠自身能量進行連續(xù)生產的目的。與一般排液技術相比，連續(xù)油管氮氣排液技術具有管柱內有效流通面積小、流動速度大、掏空長度長、注氣速度靈活可控和不污染環(huán)境等優(yōu)點，但是作業(yè)期間需要配備φ38.1 mm連續(xù)油管設備、氮氣生成注入設備和水下測試樹設備，作業(yè)人員較多，對平臺甲板空間占用較多。

3.4平臺漂移應急處置措施

半潛式作業(yè)平臺會因臺風、內波流和錨泊定位系統故障等發(fā)生漂移，進而導致平臺設備和完井管柱損壞，甚至船毀人亡。采用錨泊定位系統的平臺相對作業(yè)井位發(fā)生偏移時，應首先暫停作業(yè)，評估當前海況下的平臺穩(wěn)定性；其次穩(wěn)定平臺，評估修復錨泊定位系統或緊急撤離對作業(yè)的影響。日常應做好錨泊設備的檢查和維護，及時發(fā)現定位系統出現的問題并采取補救措施。應根據氣候惡化趨勢、平臺設備能力以及作業(yè)水深將應急操作劃分成綠色觀察圈、藍色告知圈、黃色警報圈和紅色警報圈4個區(qū)域[11-12]；并制定不同作業(yè)階段不同應急操作區(qū)域的處置措施，作業(yè)時參照執(zhí)行，或根據實際情況啟動作業(yè)人員撤離平臺方案。

綠色觀察圈應急操作區(qū)域不同作業(yè)階段的措施是繼續(xù)作業(yè)、注意天氣變化、檢查并適當調整平臺位置和艏向。

藍色告知圈應急操作區(qū)域下入防砂管柱、下入油管懸掛器及連續(xù)油管氮氣氣舉投產作業(yè)3作業(yè)階段的應急處置措施是評估作業(yè)狀態(tài)、未來天氣變化趨勢、密切監(jiān)測平臺漂移情況、等待下步指令及熟悉應急反應程序；鋼絲/電纜作業(yè)階段的應急處置措施是回收、上提鋼絲/電纜工具到井下測試閥上，懸掛于井口上，等待下步指令，評估作業(yè)現狀與未來的天氣變化趨勢，密切監(jiān)測平臺漂移情況。

黃色警報圈應急操作區(qū)域下入防砂管柱作業(yè)階段的應急處置措施：防砂管柱在防噴器組以上時，停止起下鉆，評估作業(yè)與天氣狀況；根據預估的應急撤離準備時間，如果可以將防砂管柱起至防噴器組以上，盡快將防砂管柱提到防噴器剪切盲板以上；在預估的應急撤離準備時間內，如無法將防砂管柱起至防噴器組以上，快速下放防砂管柱讓防砂封隔器通過防噴器組，使鉆桿處于剪切盲板位置，調整防砂管柱位置，關閉防噴器上閘板，懸掛防砂管柱，鎖緊上閘板；由于設備故障或井筒內情況異常，在預估應急撤離準備時間內，無法將防砂管柱起至防噴器組以上時，應排除異常情況，關井，準備剪切管柱。

黃色警報圈應急操作區(qū)域下入油管懸掛器作業(yè)階段的應急處置措施：停止下入油管懸掛器，若油管懸掛器送入管串在防噴器內，調整油管懸掛器位置并坐入井口頭內，而后準備解脫水下測試樹；如果油管懸掛器送入管串在防噴器以上，若時間允許起出油管懸掛器，準備解脫水下測試樹。

黃色警報圈應急操作區(qū)域連續(xù)油管氮氣氣舉投產作業(yè)階段的應急處置措施：停止注入氮氣，快速上提連續(xù)油管，如連續(xù)油管可以提至水下測試樹以上，關閉球閥及井下安全閥，泄掉油管與連續(xù)油管內的壓力，準備應急解脫；如連續(xù)油管無法提至水下測試樹以上，泄掉油管與連續(xù)油管內的壓力，準備剪切連續(xù)油管及應急解脫。

黃色警報圈應急操作區(qū)域鋼絲/電纜作業(yè)階段的應急處置措施：如果時間允許，上提鋼絲/電纜工具至水下測試樹以上；如果時間不允許，準備關閉水下測試樹球閥。

紅色警報圈應急操作區(qū)域下入防砂管柱作業(yè)階段的應急處置措施：如果防砂管柱在防噴器組以上或者可以上提至剪切盲板以上，立即啟動應急解脫程序，快速解脫隔水管；否則，快速釋放或剪切管柱，以快速解脫隔水管。

紅色警報圈應急操作區(qū)域下入油管懸掛器作業(yè)階段的應急處置措施：快速啟動應急解脫程序，先解脫水下測試樹，再解脫隔水管。

紅色警報圈應急操作區(qū)域連續(xù)油管氮氣氣舉投產作業(yè)階段的應急處置措施：如連續(xù)油管可以提至水下測試樹以上，快速啟動應急解脫程序，先解脫水下測試樹，再解脫隔水管；否則，在解脫水下測試樹時，剪切連續(xù)油管，解脫隔水管。

紅色警報圈應急操作區(qū)域鋼絲/電纜作業(yè)階段的應急處置措施：快速啟動應急解脫程序，在解脫水下測試樹時，剪切鋼絲/電纜，解脫隔水管。

4　現場施工

4.1作業(yè)流程

水下完井作業(yè)流程包括水下采油樹安裝及測試、刮管洗井、下防砂管柱、下生產管柱、清井放噴、安裝采油樹堵塞器和交井等。

1) 安裝臥式水下采油樹。首先在陸上完成采油樹吊裝鎖具、模擬試重塊(與采油樹重量相當)、水下遙控操作裝置及配套工具、采油樹、采油樹送入工具和通信系統的準備、調試工作，然后進入作業(yè)海域，使用HYSY708型多功能工作船完成臥式水下采油樹的安裝、測試工作[13]。

2) 刮管洗井。將完井裝置移至井口上方，回接防噴器組，回收臨時棄井封隔器，鉆φ215.9 mm井眼。下入采油樹控制臍帶纜應急解脫設備，測試水下采油樹的功能。下入刮管洗井管柱進行刮管洗井作業(yè)。

3) 下防砂管柱。下入防砂管柱，并泵入完井液、破膠液，坐封防砂封隔器，起出防砂管柱送入工具。

4) 下生產管柱。連接、測試油管懸掛器和坐落管柱，下放、安裝油管懸掛器，對油管懸掛器進行驗封，替入封隔液，投球、坐封生產封隔器。

5) 清井放噴作業(yè)。采用鋼絲繩回收油管懸掛器隔離襯套，下入連續(xù)油管，注氮氣排液，清井放噴。

6) 安裝采油樹堵塞器。起出連續(xù)油管，關井，安裝2個油管懸掛器堵塞器，回收坐落管柱及防噴器組，安裝采油樹帽及水下采油樹保護罩。

7) 交井。檢查、確認井下工具工作正常，按照海上交井程序，向生產部門交井。

4.2施工效果及問題處理方法

流花19-5氣田的A1H井和A2H井采用了水下完井技術，2口井完井總作業(yè)時間為60.64 d。表1為A1H井和A2H井實際完井時間與設計完井時間的對比。

表1流花19-5氣田A1H井和A2H井完井作業(yè)情況

Table 1Completion operations of Well A1H and Well A2H in Liuhua 19-5 Gas Field

井名完井時間/d非生產時間/d設計實際復雜情況井下故障修理停工組織停工自然停工A1H14.543.828.0611.812.4903.63A2H14.516.822.6800.4700

由表1可知，實際完井時間比設計完井時間長，其原因是完作業(yè)期間發(fā)生了幾次井下故障和設備故障。

為給后續(xù)水下完井提供借鑒，對A1H井和A2H井完井作業(yè)期間出現的問題及處理方法進行了分析。

1) 井筒清潔。A1H井和A2H井采用了傳統的井筒清潔方法，井筒清潔度達不到要求，導致完井作業(yè)期間出現油管懸掛器及其附件安裝困難等井下復雜情況，采取從阻流壓井管線沖洗和采油樹處內部沖洗等措施完成了采油樹部件的安裝。因此，建議在后續(xù)的水下完井作業(yè)中采用由隔水管、防噴器和套管等組成的可旋轉刮管洗井工具，以提高井筒清潔率，保證完井作業(yè)順利進行。

2) 連續(xù)油管斷落。A2H井下入連續(xù)油管清井放噴時，連續(xù)油管無法通過油管懸掛器頂部位置，在遇阻點注氮氣排液，氣井無法達到自噴狀態(tài)。更換連續(xù)油管后，多次嘗試不能通過遇阻點，發(fā)現連續(xù)油管在注入頭位置斷裂，起出斷落的連續(xù)油管，發(fā)現井下還有部分斷落的連續(xù)油管，嘗試打撈，不成功。壓井、解封油管懸掛器及生產封隔器后，回收斷落的連續(xù)油管，更換生產管柱，升級連續(xù)油管工具組合，成功清井返排。

3) 采油樹閥門泄漏。安裝采油樹外帽和外罩時，發(fā)現A2H井采油樹井口有漏氣現象，關井后不斷沖洗、活動采油樹各閥門，最終確認井下安全閥、生產主閥、生產翼閥工作正常，轉換閥、環(huán)空進入閥輕微漏氣。更換高壓采油樹帽后，確認無泄漏。

5　結　論

1) 流花19-5氣田儲層砂分布較均勻、泥質含量低、出砂風險小，采用優(yōu)質篩管簡易防砂完井方式既可滿足防砂要求，又可降低水下完井的作業(yè)難度。

2) 對于采用水下采油樹完井的氣井，在完井作業(yè)時，一定要采取防止結蠟、結垢和形成天然氣水合物的技術措施，以降低井筒堵塞的風險。

3) 流花19-5氣田產出氣中CO2的分壓較高，易發(fā)生CO2腐蝕，而H2S的分壓較低，發(fā)生H2S腐蝕的概率非常低，同時為降低生產后期井筒積液的風險，該氣田選用了φ88.9 mm 13Cr-80油管。

4) 連續(xù)油管注氮氣舉投產不受井型限制，在連續(xù)油管長度許可范圍內可邊注氮氣邊下井，注氣點及注氣速度靈活可控，但在水下完井作業(yè)過程中通過井口位置等變徑區(qū)域時，應避免遇阻和刮碰敏感位置。

5) 流花19-5氣田處在熱帶氣旋的頻發(fā)區(qū)，在臺風和季風期，必須密切監(jiān)測天氣、海況，嚴格執(zhí)行各項安全作業(yè)程序，并制定應急處置措施，以保證平臺和作業(yè)人員的安全。

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[編輯劉文臣]

Subsea Completion Technology in the Liuhua 19-5 Gas Field

CHENG Zhong

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin,300452,China)

To minimize costs and enhance the economic efficiency in the development of the marginal Liuhua 19-5 Gas Field,a new subsea production system is required.Accordingly,the subsea completion technique was investigated.Sand control and string designs were completed for offshore horizontal well completion,and technical measures for prevention of hydrates,scaling and waxing in wellbores were proposed.Moreover,optimal tools and materials for completion tools and string were selected,gas-lift drainage by nitrogen injection with coil tubing was deployed for production,and the emergency response program for drifting of submersible drilling platform was developed.Thus,the new subsea completion technology was formed.It was successfully adopted in two wells in the Liuhua 19-5 Gas Field,with average completion time of 30.32 days.Research and application results showed that the new subsea completion system could enhance production efficiency,reduce operational costs,and realize the effective development of marginal gas fields.

subsea completion; completion mode; sand control; corrosion prevention; platform drifting; Liuhua 19-5 Gas Field

2015-07-14；改回日期：2016-06-14。

程仲(1982—)，男，河南洛陽人，2005年畢業(yè)于西南石油大學電氣工程及其自動化專業(yè)，2008年獲西南石油大學油氣井工程專業(yè)碩士學位，高級工程師，主要從事水下井口鉆采技術研究工作。E-mail:chengzhong@cnooc.com.cn。

?鉆井完井?doi:10.11911/syztjs.201605005

TE5257

A

1001-0890(2016)05-0028-06