摘要：高壓氣井的投產(chǎn)工藝需深度結(jié)合目標井井筒條件，充分論證投產(chǎn)過程中井控安全、工藝流程、工具設施的可靠性，確保高壓氣井投產(chǎn)過程中平穩(wěn)高效、井筒受控。駕探1井的成功投產(chǎn)，揭開了東部凹陷沙三段天然氣勘探開發(fā)的序幕，為東部火山巖深層高壓特低滲氣藏開發(fā)積累了豐富的工程實踐經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞：壓裂;高壓氣井;安全;投產(chǎn)

1概述

在深層火山巖獲得工業(yè)氣流的同時，異常高壓的氣藏和常規(guī)鉆完井井筒條件，為高壓氣井投產(chǎn)工藝和井控安全帶來較大技術(shù)難題，且在遼河油區(qū)無投產(chǎn)經(jīng)驗借鑒。因此，高壓氣井的投產(chǎn)工藝需深度結(jié)合目標井井筒條件，借鑒國內(nèi)外高壓氣井投產(chǎn)工藝技術(shù)經(jīng)驗，充分論證投產(chǎn)過程中井控安全、工藝流程、工具設施的可靠性，確保高壓氣井投產(chǎn)過程中平穩(wěn)高效、井筒受控。

2存在問題

2.1井筒條件無法滿足氣井投產(chǎn)采氣和井控要求

駕探1井鉆井采用四開鉆完井程序，Φ177.8mm技術(shù)套管水泥返高為1150m，與Φ273.05mm表層套管水泥重疊段僅有11m，A、B套管環(huán)空互竄的風險較大;在Φ139.7mm技術(shù)套管井段中，3552-3570m、3595-3675m二處井段固井質(zhì)量膠結(jié)差，是該井井筒完整性的薄弱點之一，且所有套管均未采用氣密扣，套管泄露風險較大。

2.2異常高壓導致常規(guī)投產(chǎn)方式無法開展正常開展

駕探1井壓裂放噴試采過程中，井內(nèi)管柱為φ88.9mm壓裂油管及相應的壓裂封隔器等工具，均為非氣密封管材和工具，地層異常高壓僅靠壓裂封隔器封隔油套空間。放噴過程中，套管壓力已經(jīng)呈現(xiàn)跟隨油管壓力上漲或下降，若井內(nèi)Y341-114壓裂封隔失封，將導致油套壓平衡，超過套管頭上部變徑法蘭承壓等級，為高壓氣井投產(chǎn)帶來井控風險.

2.3投產(chǎn)過程存在管線凍堵和水合物防治難題

在壓裂后放噴期間，由于油管壓力過高，放噴管線采用了多級節(jié)流放噴流程，如圖7所示。但在節(jié)流放噴試采過程中，油嘴后端管線、分離器管線等位置結(jié)霜嚴重，多次出現(xiàn)了由于天然氣膨脹吸熱造成的油嘴和管線凍堵現(xiàn)象

3研究思路及技術(shù)方案論證

3.1主要研究思路

（1）是通過非常規(guī)措施利用壓裂管柱建立油套管循環(huán)通道，采用高密度壓井液循環(huán)壓井，使井筒受控后，處理套管頭以上法蘭和原井大四通井控風險隱患，起出井內(nèi)壓裂管柱;

（2）是結(jié)合儲層超高溫（計算油層中深溫度：152.8℃）、高壓（折算地層壓力系數(shù)：1.6）的特性，研究適應儲層和井筒條件的耐高溫高壓氣密封封隔器和配套工具;

（3）是針對全井套管未采用氣密封扣和部分井段技術(shù)套管固井質(zhì)量差的問題，考慮井筒完整性和投產(chǎn)后生產(chǎn)井控安全，需設計相應耐壓等級氣密封投產(chǎn)管柱;

（4）是考慮投產(chǎn)過程中的作業(yè)井控風險較大，且完井管柱需在重密度壓井液中下入，并利用完井管柱完成多次替液、坐封、排液等關(guān)鍵工序，需設計性能優(yōu)越的壓井液和合理的置換坐封工序，保障投產(chǎn)管柱的密封性能和可靠性;

（5）是根據(jù)地層壓力和溫度條件，結(jié)合生產(chǎn)管柱管徑和設計產(chǎn)氣量，根據(jù)實測的井口壓力與流溫情況，分析井筒中是否形成天然氣水合物，并制定針對性措施。

4技術(shù)方案論證

4.1井筒完整性恢復方案研究

套管頭以上有三處法蘭連接面壓力等級低于70MPa，投產(chǎn)后生產(chǎn)井控安全風險突出，需將該處升高短節(jié)進行更換。同時，根據(jù)GB/T 22513-2013 《石油天然氣工業(yè)鉆井和采油設備、井口裝置和采油樹》、API 6A 19《井口裝置和采油（氣）井口設備規(guī)范》等標準推薦，結(jié)合預測井口最大關(guān)井壓力55.67MPa、試氣階段最大關(guān)井壓力為53.5MPa以及地層壓力為68.86MPa，井口選擇KQ65-70型井口;由于駕探1井不含H2S、CO2，H2S、CO2分壓值均為0，井口材料級別可選擇AA及以上，但考慮投產(chǎn)后氣體組分可能發(fā)生變化以及井口裝置的成熟性，推薦選擇材料級別為EE級，溫度等級為L-U，規(guī)范級別為PSL3，性能級別為PR1的采氣樹，以滿足高壓氣井生產(chǎn)需要。

考慮空井筒狀態(tài)下井筒內(nèi)泥漿發(fā)生氣侵后無法開展脫氣循環(huán)壓井。因此，保留井內(nèi)壓裂管柱（已射孔形成循環(huán)通道），采取套換套管頭以上井口法蘭及大四通的方式，保障套管頭以上法蘭面及四通壓力等級滿足生產(chǎn)需求;起出井內(nèi)壓裂管柱過程中，需保持對井筒補灌泥漿，減少泥漿氣侵和漏失發(fā)生，保障作業(yè)過程中井控安全。

4.2耐高溫、高壓氣密封工具設計與試驗

基于非氣密封套管和固井質(zhì)量所存在的風險隱患，為防止生產(chǎn)過程中氣竄導致的超壓等安全和井控風險，完井管柱采用氣密油管+氣密封隔器作為試采管柱。

4.3完井方案論證與設計

鑒于本井井筒完整性存在一定缺陷，試采期間現(xiàn)場需常連壓井管線、配置壓井裝置和壓井液等井控應急儲備，以備及時開展擠壓井作業(yè)。

油套環(huán)空（A環(huán)空）允許最高壓力由油管頭強度、套管抗內(nèi)壓強度及油管抗外擠強度決定，油管頭強度為70MPa、P110 Φ177.8mm套管抗內(nèi)壓強度為68.7MPa、L80-Φ88.9mm油管抗外擠強度為72.6MPa，安全系數(shù)取1.25，計算值中的最小值作為允許最高油套環(huán)空壓力。求得所允許最高油套環(huán)空（A環(huán)空）壓力PA：

PA=68.7/1.25MPa=54.96MPa

4.4水合物及管線凍堵防治方案論證與設計

在目前的地層壓力和溫度條件下，采用Φ88.9mm油管，純氣產(chǎn)量在15×104m3/d時，井筒內(nèi)不會生成水合物。不同產(chǎn)氣量下，抑制井筒中水合物形成需攜帶的液量，見表2。實際生產(chǎn)中根據(jù)實測的井口壓力與流溫情況，分析井筒中是否形成水合物，進而制定針對性措施。

5結(jié)論及認識

駕探1井的成功投產(chǎn)，揭開了東部凹陷沙三段天然氣勘探開發(fā)的序幕，為東部火山巖深層高壓特低滲氣藏開發(fā)積累了豐富的工程實踐經(jīng)驗。

（1）認識了深層高壓特低滲油氣藏鉆完井-壓裂-采氣工程一體化設計的必要性，明確了井筒完整性、儲層改造、壓裂投產(chǎn)一體化投產(chǎn)的重要節(jié)點和關(guān)鍵性措施;

（2）是完成了高壓氣井投產(chǎn)工具的國產(chǎn)化設計與試驗，并結(jié)合井筒條件和投產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)完成投產(chǎn)實踐，為深層高壓氣井投產(chǎn)提供了便捷工具保障措施;

參考文獻：

[1] 吳瓊，王廣輝，王玉英.低滲透油藏高注采比原因分析[J].復雜油氣藏，2012，5（2）：54-58.

作者簡介：孫鳳艷（1986-），女，籍貫遼寧，工程師，畢業(yè)于遼寧石油化工大學過程裝備與控制工程專業(yè)，本科生，現(xiàn)工作于遼河油田興隆臺采油廠，研究方向采油氣工程