崔連可，單敬福，張文澤

（1. 長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 2. 長江大學 油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100）

石油化工

工程師法壓井在浩X井的應用

崔連可1，2，單敬福2，張文澤1

（1. 長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 2. 長江大學 油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100）

在實際壓井過程中，工程師法運用比較廣泛。但在實際操作中總會遇到各種突發(fā)情況，導致理論計算和實際操作存在一定出入。浩X井在目的層鉆遇高壓油氣層，施工過程中進行一次循環(huán)法（工程師法）壓井成功，壓井過程極為順利，充分體現(xiàn)了理論與實踐的完美結合。從浩X井發(fā)生溢流開始，對工程師法在該井壓井過程中的運用進行了詳細論述，將理論計算和實際操作相結合，進一步豐富了工程師法壓井在井控過程中的理論實踐，對具有相似情況的同類井具有一定的借鑒意義。

浩X井；高壓油氣層；溢流；工程師法壓井

隨著我國東部大部分油田進入開發(fā)中后期，在鉆井過程中發(fā)生溢流的井大多數(shù)是由鄰井注水增壓引起的[1]。像浩X井這樣鉆遇“原生態(tài)”高壓油氣層發(fā)生溢流的情況在近年來極為少見。

然而在井控理論研究中，井控的壓井計算和控制方法都需要有理想的條件做為基礎，而現(xiàn)場發(fā)生溢流的井大多數(shù)不具備理論研究中的條件。以鄂西渝東及川東北地區(qū)為例，由于地層壓力系統(tǒng)復雜，長裸眼井段內噴漏同存且地層壓力窗口極為狹窄，發(fā)生溢流時往往伴隨著井漏，壓井工作從一開始就進入非常規(guī)壓井的程序。另外，大多數(shù)井在發(fā)生溢流時由于井底失衡程度不大，通過節(jié)流循環(huán)加重就可以恢復正常。因此，像浩X井這樣能夠完全按工程師法一次壓井成功的例子并不多見，該井壓井施工過程及參數(shù)控制都非常符合施工設計方案及理論計算。

1 浩X井設計

浩X井是一口開發(fā)井，井型為水平井。構造位置為潛江凹陷某鼻狀構造。A靶點垂深2 352.43 m，B靶點垂深2 363.43 m，水平段長161.39 m。鉆探目的是利用水平井開發(fā)動用目的層儲量[2]。

本井共開鉆三次，一開￠444.5 m m井眼深56.70 m，￠339.7 mm表層套管下深56.70 m；二開￠311.2 mm井眼深875.00 m，￠244.5 m m技術套管下深874.22 m；最后使用￠215.9 mm鉆頭第三次開鉆。設計水平段穿越目的油層后，下入￠139.7 mm油層套管完井。

由于油田開發(fā)中并未出現(xiàn)過高壓油氣層，因此該井井控設計按三類防噴井執(zhí)行，在￠244.5 mm技術套管固井后，井口安裝雙閘板防噴器，壓井管匯側放噴管線接至井場邊，節(jié)流管匯側放噴管線接過鉆屑坑[3]。節(jié)流管匯兩翼均為手動節(jié)流閥，未安裝液氣分離器（表1）。

表1 浩X井地質分層表Table 1 The geological stratification of Hao X

2 溢流的發(fā)生及壓井準備

2.1 溢流的發(fā)生

本井于井深2 523.00 m進入A靶點，之后進入水平段鉆進施工階段，水平井段2523.00～2 705.47 m，水平段長182.47 m。其中快鉆時井段2 683～2 705.47 m，段長22.47 m。于鉆遇顯示極好的高壓油氣層發(fā)生溢流[4]。

鉆具組合：￠215.9 mm鉆頭＋￠165 mm×1°螺桿￠215.9 mm＋431×4A10＋￠210 mm扶正器＋4A11×410＋無磁承壓鉆桿＋LWD＋￠127mm DP51根＋￠127 mm HWDP29根＋￠127mm DP250根＋￠165 mm方保＋￠165 mm方鉆桿旋塞＋108 mm方鉆桿。

鉆井液性能：密度1.28 g/cm3，粘度88s。

復合鉆進至井深2 702.31 m，氣測出現(xiàn)異常，全烴由3.65%上升至6.39%。鉆至井深2 705.47 m時，劃眼測斜，然后發(fā)現(xiàn)泥漿罐體積上漲0.4 m3，立即上提鉆具至方鉆桿出轉盤面，停泵觀察，泥漿出口無溢流[5]。循環(huán)觀察后，泥漿罐體積上漲1.4 m3。全烴由7.31%上升至71.51%。停泵，出口有泥漿外溢，溢速0.5 m3/h。出口泥漿密度1.21 g/cm3，粘度87 s，然后關井。

2.2 壓井的準備工作

關井后沒有泄壓，立管壓力達到 6.2 MPa，套管壓力達到6.6 MPa。準備期間配重泥漿100m3（加石灰石50 t，活化重晶石18 t，消泡劑2 t，乳化劑2 t，多功能潤滑劑2 t），另外備用壓井泥漿50 m3。搶裝液氣分離器、排氣管線及點火裝置。將主放噴管線接出井口，并開挖放噴池[6]。

3 壓井計算及施工方案

3.1 壓井相關數(shù)據計算和確定

發(fā)生溢流時，井深2 705.47 m、垂深2 368 m，鉆井液密度1.28 g/cm3。初始關井立壓Pd=3.8 MPa。

（1） 計算地層壓力Pp=Pd+Pm=3.8+0.0 098× 2 368×1.28=33.5 MPa

地層壓力當量密度ρp=Pp/0.0 098×h=33.5/ 0.0 098×2 368=1.45 g/cm3。

確定壓井安全附加當量密度值ρe為 0.05 g/cm3。

因此確定壓井重漿密度：ρm1=ρe+ρp=1.45+0.05=1.50 g/cm3。

準備采用￠170 mm缸套單凡爾循環(huán)壓井，壓井排量Qk=9.0 L/s。

在該排量下循環(huán)泵壓經測定為Pci=2.5 MPa。

鉆柱內容積Vd=2 705×9.16=24 778 L

環(huán)空容積Va=2 705×28.6=77 363 L

總容積V=Vd+Va=24 778+77 363=102 141 L

（2）壓井所需重漿量取總容積的1.5倍，因此地面準備壓井重漿150 m3。

注滿鉆柱內容積（重漿到鉆頭）所需時間td=Vd/Qk/60=24 778 /9/60=45 min

注滿環(huán)形空間所需時間ta=Va/Qk/60=77 363/9/60＝143 min

壓井循環(huán)總時間t＝td＋ta＝45＋143＝183 min

初始壓井循環(huán)時的立管總壓力 Pti=Pd+Pci= 3.8+2.5=6.3 MPa。

終了循環(huán)立管總壓力 Ptf=Pci×ρm1/ρm=2.5× 1.5/1.28=2.9 MPa。

3.2 壓井方案確定

根據地面準備情況，結合壓井重漿已準備到位，采用“工程師法”壓井。

為防止壓井施工過程中地層流體再次進入井內，選擇1.0 MPa的井底過平衡量，因此初始循環(huán)立壓和終了循環(huán)立壓分別按7.5和4.0 MPa控制。在壓井重漿下行過程中，通過節(jié)流閥控制循環(huán)立壓從7.5 MPa開始，用45 min時間均勻下降至4.0 MPa。壓井重漿出鉆頭后，控制循環(huán)立壓為4.0 MPa并保持不變。

循環(huán)立壓控制方案如表2。

表2 設計壓井循環(huán)立壓控制進度表Table 2 The process of the kill loop pressure control design

壓井循環(huán)使用鉆井泵，同時使用另一鉆井泵進行加重，保證入口鉆井液密度不低于1.50 g/cm3。壓井循環(huán)過程中，井口返出受污泥漿通過節(jié)流閥上液氣分離器，施工開始前在排氣口點長明火，使返出氣體被燃燒，以保證壓井施工中的安全。為防止井口返出受污泥漿被再次注入井內，將液氣分離器排漿管線接入排污池，將受污泥漿直接排出。

4 實際壓井施工過程

具體的壓井施工過程如下：

（1）液氣分離器排氣口點長明火。

（2）緩慢開啟節(jié)流閥，井口套壓從6.6 MPa開始下降，同時節(jié)流閥處有泥漿流過，進入液氣分離器。

（3）立壓下降至4.2 MPa，指揮司鉆開啟2號泵，此時套壓為 5.0 MPa，通過節(jié)流閥維持套壓為5.0 MPa不變，直至開泵正常，維持循環(huán)立壓7.5 MPa。

5 壓井施工中立壓及套壓曲線控制

5.1 立壓曲線控制

根據施工中采集數(shù)據，繪制壓井施工立壓控制曲線如圖1。

圖1 立壓控制曲線Fig.1 The curve of stand pipe pressure control

計算結果表明，在重漿下行階段應控制循環(huán)立壓由6.3 MPa均勻下降至2.9 MPa。重漿出鉆頭后控制循環(huán)立壓為2.9 MPa不變。

在制定壓井方案時，為保證施工過程中井底壓力始終大于地層壓力，防止地層流體再次進入井內[7]，選擇1.0 MPa的井底過平衡量，因此初始循環(huán)立壓和終了循環(huán)立壓分別按7.5 MP和4.0 MPa控制。

在實際施工過程中，通過節(jié)流閥的開大和關小，循環(huán)立壓得到較為理想的控制。開泵初始階段節(jié)流閥有所堵塞不暢，迅速開大節(jié)流閥放砂泄壓。

循環(huán)正常之后按施工立壓控制線，整個過程中循環(huán)壓力均在計算控制線以上附近。也就是說壓井施工過程中井底壓力終始大于地層壓力，由此保證了壓井順利成功[8]。

計算壓井循環(huán)時間為183 min，實際壓井循環(huán)時間為179 min，壓井提前4 min結束，一方面說明施工前的數(shù)據采集、計算準確，另一方面說明施工操作過程控制非常精細。

5.2 套壓曲線控制

根據施工中采集數(shù)據，繪制壓井施工套壓曲線如圖2。

圖2 套壓控制曲線Fig.2 The curve of casing pressure control

壓井開始時井口套壓上升至9.5 MPa，是因為開泵初始階段節(jié)流閥有所堵塞不暢，造成井口蹩壓過高。迅速開大節(jié)流閥放砂泄壓后進入正常循環(huán)階段。

由于在發(fā)現(xiàn)溢流后及時關井，地層流體進入井筒量不多，加上該產層主要地層流體為原油，氣體含量較少，因此壓井過程中溢流到達井口時的峰值顯示不明顯。

由此證明發(fā)生溢流后關井越早，溢流進入井內就越少，壓井施工中所出現(xiàn)的最大套壓就越低。

6 總 結

（1）浩X井壓井工作進行得近乎完美，所有過程及參數(shù)控制都與施工方案相吻合，可做為井控培訓的理想實例教材。

（2）該井能夠進行理想狀態(tài)的壓井施工有兩個重要條件：一是使用了低于地層壓力0.22 g/cm3

當量密度的鉆井液鉆開“原生態(tài)”油氣層。二是裸眼井段地層承壓能力較高，井筒本身具有較好的井控處理能力，在等待壓井的過程中關井立壓增長2.4 MPa就是最好的說明。

（3）為保證壓井時入口泥漿密度，施工中液氣分離器排液口返出泥漿被放入排污池。使用長明火做為液氣分離器排氣口的點火手段非常適用和方便，井隊同時準備了應急點火方案。

（4）本井壓井過程是通過手動節(jié)流閥進行控制的，從實際操作效果看也很準確和方便。

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Application of Well Killing With Engineer Method in Hao X Well

CUI Lian-ke1,2，SHANG Jing-fu2, ZHANG Wen-ze1
（1. Petroleum Engineering College of Yangtze University,Hubei Wuhan 430100，China；2. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，MOE，Yangtze University，Hubei Wuhan 430100，China）

In the process of well killing, use of engineer method is the most wide. But use of engineer method always meets different kinds of emergency in practice which leads to the difference between the theoretical calculation and actual operation.Hao X well drilling encountered high pressure oil-gas layer. Well killing with one cycle method (engineer method) obtained success in construction process and the process of well killing was smooth. This showed the perfect combination of theory and practice. The process of well killing with engineer method after the overflow occurred in Hao X was describe in detail. The theoretical calculation was combined with practical operation to enrich the engineering theory in the process of well killing.

Hao X well; high pressure layer; overflow; well killing with engineer method

TE 243

A

1671-0460（2016）11-2570-04

國家自然基金項目“基于物理模擬條件下的點壩側積體時空分異機理研究”（編號：41372125）。

2016-10-17

崔連可（1991-），男，河南濮陽人，碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)的研究。E-m ail：122708860@qq.com。

單敬福（1977-），男，副教授，主要從事沉積、儲層與開發(fā)地質學方面的研究。E-m ail：shanjingfu2003@163.com。