魯邁拉油田井下作業(yè)井口壓力控制工藝

聶小康,占煥校

(1.中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司井下作業(yè)分公司,北京100101; 2.中國(guó)石油集團(tuán)中東公司魯邁拉項(xiàng)目,北京100724)

魯邁拉油田井下作業(yè)井口壓力控制工藝

聶小康1,占煥校2

(1.中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司井下作業(yè)分公司,北京100101; 2.中國(guó)石油集團(tuán)中東公司魯邁拉項(xiàng)目,北京100724)

針對(duì)魯邁拉油田地層壓力較高、井下作業(yè)過程中易發(fā)生井噴風(fēng)險(xiǎn)的問題,采用井控設(shè)備和井口壓力控制工具來進(jìn)行井控,避免井噴事故發(fā)生。列舉了魯邁拉油田目前現(xiàn)場(chǎng)主要應(yīng)用的井控設(shè)備和井口壓力控制工具,闡述了相關(guān)的壓力控制方式及試壓工藝標(biāo)準(zhǔn)。并對(duì)試壓介質(zhì)中混入氣體、試壓過程溫差較大、壓力測(cè)試儀靈敏度較高、試壓容器容積較大等影響試壓結(jié)果的因素進(jìn)行了分析。通過理論分析結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),總結(jié)出試壓合格的評(píng)判標(biāo)準(zhǔn)。井下作業(yè)過程中一系列工藝的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明,合理安裝井控設(shè)備和井口壓力控制工具,嚴(yán)格按照試壓標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行試壓,能為魯邁拉油田井下作業(yè)提供可靠的井控保障。

魯邁拉油田;井下作業(yè);井口壓力控制工具;試壓工藝

伊拉克魯邁拉油田油井以自噴為主,人工舉升(電潛泵)為輔,自噴井占全部生產(chǎn)井的70％以上,產(chǎn)層平均壓力為4100psi①[1-2](約為28.27MPa)。由于地層壓力較高,井下作業(yè)過程中易發(fā)生井噴失控事故。通過在井口及井筒內(nèi)設(shè)置機(jī)械屏障可以有效進(jìn)行井口壓力控制,防止井噴失控事故發(fā)生。

1 井口試壓的意義

井下作業(yè)中,井內(nèi)始終存在一定的壓力,作業(yè)過程中始終要對(duì)井底壓力進(jìn)行控制[3-4]。通常泵入一定體積、密度的壓井液,使井底壓力略大于或等于地層壓力,作為井控的第一道屏障;利用井控設(shè)備及其他井口壓力控制工具作為第二道屏障。各類井控設(shè)備和井口壓力控制工具在安裝前后都必須進(jìn)行壓力測(cè)試,保證其工作的可靠性。

2 主要井控設(shè)備及井口壓力控制工具

(1)封井器組合及節(jié)流、壓井管匯。安裝在井口油管四通上,從上至下分別為環(huán)形封井器、雙閘板封井器及循環(huán)四通[5-7]。根據(jù)魯邁拉油田現(xiàn)場(chǎng)井口法蘭尺寸和井控等級(jí)要求,封井器組合分為5K和11in 5K兩個(gè)規(guī)格,由遠(yuǎn)控房和司控臺(tái)進(jìn)行開、關(guān)操作。

(2)雙向安全閥及回壓閥(圖1)。安裝在油管懸掛器內(nèi),為油管內(nèi)防噴工具。

(3)采油樹及閥門。井下作業(yè)結(jié)束后,采油樹(或注水井口)安裝在井口四通及轉(zhuǎn)換法蘭上,作為油水開采的井口壓力和排量控制設(shè)施。

(4)井口套管、油管四通及閥門。套管四通安裝在各級(jí)套管上,用來懸掛和密封套管;油管四通安裝在套管四通之上,懸掛井內(nèi)生產(chǎn)管柱并密封油套環(huán)空。

(5)井口試壓堵塞器(圖2)和全通徑安全閥(圖3)。試壓堵塞器通過連接提升短節(jié)坐入井口油管四通,對(duì)安裝在井口上的封井器試壓。全通徑安全閥通常連接在井口的管柱上,用來封堵管柱內(nèi)通道。

(6)各類油管、套管橋塞及封隔器。通過電纜或管柱下入井內(nèi),安裝在油管內(nèi)或套管內(nèi),封堵井內(nèi)油管或套管內(nèi)通道。

3 主要試壓工藝

3.1 油氣井作業(yè)前試壓

井下作業(yè)開始前,需要全面了解原有井口及采油樹狀態(tài),必須對(duì)井口采油樹各閥門、井口轉(zhuǎn)換法蘭及油管懸掛器密封性進(jìn)行試壓[8],同時(shí)對(duì)油管、套管四通各閥門、套管頭密封試壓。

3.2 拆井口采油樹前試壓

一般拆采油樹之前需要在油管懸掛器內(nèi)安裝井口回壓閥,無法安裝井口回壓閥時(shí)須在油管內(nèi)安裝油管橋塞并試壓,作為油管內(nèi)的密封屏障,防止在拆井口及安裝封井器時(shí)從油管內(nèi)發(fā)生井噴[9]。

現(xiàn)場(chǎng)使用的防噴器組合從上到下為環(huán)形、半封、全封及四通,壓力等級(jí)均為5000psi(約為34.48MPa)。在將封井器安裝到井口前應(yīng)在試壓臺(tái)上進(jìn)行試壓。其中,注水井要求低壓測(cè)試250psi/ 5min,高壓測(cè)試3500psi/10min;油井要求低壓測(cè)試250psi/5min,高壓測(cè)試2500psi/10min。試壓過程中壓力保持不降為合格,否則應(yīng)重新試壓,直至合格。

3.3 上提井內(nèi)完井管柱前試壓

裝好循環(huán)四通及封井器后,需要對(duì)井口封井器組試壓,目的是測(cè)試封井器與井口油管四通的連接是否合格。從井口下入提升短節(jié),絲扣連接在井內(nèi)油管懸掛器上,關(guān)半封閘板或環(huán)形封井器,然后從試壓四通泵入試壓介質(zhì)進(jìn)行試壓。

3.4 作業(yè)過程中試壓

作業(yè)工程中若更換了井口油管四通或套管四通,則必須進(jìn)行試壓,目的是檢測(cè)更換后的新四通與套管短節(jié)頂部密封是否合格,以及封井器與井口四通連接法蘭是否合格。通常采用在井口下入試壓皮碗,上提試壓;也可以在井口下入試壓堵塞器,坐封在油管四通上進(jìn)行試壓。

3.5 作業(yè)結(jié)束后試壓

作業(yè)結(jié)束拆下井口封井器組合、安裝采油樹后,要對(duì)采油樹各閥門和井口變徑法蘭進(jìn)行試壓。同時(shí)對(duì)采油樹整體、油管懸掛器外密封試壓。通常采用在油管懸掛器上坐入雙向安全閥的方式進(jìn)行試壓[9]。

4 試壓主要影響因素分析

作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)一般使用清水或低密度鹽水作為試壓介質(zhì)對(duì)井控設(shè)備及井口壓力控制工具進(jìn)行試壓。理論上在壓力測(cè)試時(shí)間段內(nèi)壓降為零為合格,若存在明顯壓力下降或波動(dòng)則為不合格?，F(xiàn)場(chǎng)試壓結(jié)果往往受試壓介質(zhì)、環(huán)境溫度及壓力記錄儀器靈敏度等因素的影響,很多情況下并不能達(dá)到絕對(duì)的零壓降,但不能就此一概判定試壓不合格,需要進(jìn)行具體分析。

4.1 試壓介質(zhì)中混入氣體的影響

液體與氣體的主要區(qū)別在于它們的密度對(duì)其壓強(qiáng)的依存特性,即壓縮性不同。流體壓縮性的大小通常用壓縮系數(shù)β來表示[10],其定義為在一定溫度下,壓強(qiáng)p升高一個(gè)單位時(shí),流體原體積V或密度ρ的相對(duì)變化量。

式中 dV——體積改變量;

dp——壓強(qiáng)改變量。

當(dāng)試壓介質(zhì)中混入氣體時(shí),其可壓縮性表現(xiàn)為體積受壓減小,承壓流體表現(xiàn)為一定的壓降。

如某次試壓環(huán)境溫度為30℃,在試壓臺(tái)上對(duì)11in 5K雙閘板防噴器組進(jìn)行試壓實(shí)驗(yàn),選用密度為1.0g/mL的清水為試壓介質(zhì)。

實(shí)際試壓中未能完全排凈試壓腔體內(nèi)氣體,導(dǎo)致試壓初始階段壓力下降,但是隨后壓力穩(wěn)定,且穩(wěn)壓持續(xù)時(shí)間符合穩(wěn)壓10min的試壓標(biāo)準(zhǔn)要求(圖4),此時(shí)試壓結(jié)果可判定為合格。

4.2 試壓過程中環(huán)境溫度改變的影響溫度升高時(shí),流體體積增加的特性稱為流體的膨脹性,用膨脹系數(shù)α表示。α定義為在壓強(qiáng)不變的條件下溫度升高一個(gè)單位時(shí)流體體積的相對(duì)增加量,即:

式中 α——膨脹系數(shù);

T——溫度。

魯邁拉油田位于伊拉克南部,是伊拉克最熱的區(qū)域。4～9月份為旱季,氣溫為40～55℃,10月份到第二年的3月份為雨季,氣溫為10～40℃,晝夜溫差很大。試壓結(jié)果易受外界溫差變化影響。

如某次試壓初始溫度為30℃,20min內(nèi)溫度上升至40℃。選用密度為1.0g/mL的清水進(jìn)行試壓實(shí)驗(yàn),結(jié)果顯示,一定時(shí)間內(nèi)壓力存在小幅度下降或上升波動(dòng),但在整個(gè)試壓周期內(nèi)壓力總體保持平穩(wěn),試壓結(jié)果合格(圖5)。

4.3 其他因素的影響

除了試壓介質(zhì)混入空氣和試壓環(huán)境溫差較大這兩大主要影響因素外,壓力測(cè)試記錄儀靈敏性差異也對(duì)試壓結(jié)果有影響。精度過高的試壓記錄儀記錄的試壓曲線往往也不是穩(wěn)定的,而是表現(xiàn)出一定范圍內(nèi)的壓力波動(dòng)。如果試壓過程中壓力整體保持平穩(wěn),應(yīng)判定為試壓合格。但是如果波動(dòng)幅度過大,則應(yīng)校正或更換壓力記錄儀后重新測(cè)試。此外,對(duì)油管、套管等容積較大的設(shè)備進(jìn)行試壓時(shí),流體所表現(xiàn)出的壓縮性也更加明顯。即使沒有混入空氣也可能在穩(wěn)壓初始階段出現(xiàn)壓力下降情況,如果壓力后續(xù)表現(xiàn)平穩(wěn),也應(yīng)判定為試壓合格。

5 應(yīng)用效果分析及評(píng)價(jià)

在魯邁拉油田作業(yè)過程中,現(xiàn)場(chǎng)使用QST氣動(dòng)試壓泵配備機(jī)械圓盤式記錄儀進(jìn)行試壓,并針對(duì)常見的試壓失效情況和效果判定進(jìn)行了分析。

5.1 封井器井口安裝并試壓

R-009井在修井作業(yè)中需要更換井口油管四通。在新井口上安裝11in 5K封井器后進(jìn)行試壓,壓力不能保持穩(wěn)定,多次試壓失敗,在封井器與井口四通連接處存在刺漏。拆下封井器檢查發(fā)現(xiàn)是誤將R53型號(hào)的鋼圈當(dāng)R54型號(hào)的鋼圈使用。更換鋼圈、安裝封井器組合,再次進(jìn)行試壓時(shí)壓力保持穩(wěn)定,試壓合格。

5.2 套管橋塞封堵套管坐封試壓

Ru-016井在修井作業(yè)中需要更換井口油管四通。為了在拆裝井口時(shí)間段內(nèi)(約8h)始終控制井底壓力,計(jì)劃在井底油層上界(2950m)打橋塞后,再在井筒內(nèi)灌滿密度為1.01mg/mL的修井液,利用雙重井控屏障來避免井噴。坐封可退式橋塞后進(jìn)行1500psi/30min試壓,壓力不能保持穩(wěn)定,試壓失敗。經(jīng)檢查地面管匯無滲漏,分析可能是井筒內(nèi)橋塞坐封失敗。下入J型封隔器后進(jìn)行井筒密封試壓,結(jié)果無壓降,試壓合格,按施工設(shè)計(jì)進(jìn)行后續(xù)更換井口作業(yè)。

5.3 井口采油樹安裝并試壓

投產(chǎn)前應(yīng)對(duì)井口采油樹各閥門進(jìn)行試壓,確保正式產(chǎn)液時(shí)井口不刺漏,控制井口穩(wěn)定出液。R-060井現(xiàn)場(chǎng)試壓過程中,由于試壓泵靈敏度過高,在開始階段存在明顯的壓力波動(dòng),但后續(xù)階段保持穩(wěn)壓10min以上,判定為試壓合格,順利交井。

6 結(jié)束語(yǔ)

井控設(shè)備、井口壓力控制工具及試壓工藝對(duì)井控工作極為重要。作業(yè)過程中,應(yīng)按照油藏壓力選用對(duì)應(yīng)壓力級(jí)別的井控設(shè)備和井口壓力控制工具安裝并試壓,以保證其良好的工作性能,實(shí)現(xiàn)井下作業(yè)過程始終可控,確保魯邁拉油田自噴井的安全作業(yè)。自2010年開始在魯邁拉油田應(yīng)用井口壓力控制工具及試壓工藝以來,沒有發(fā)生一起井噴事故。表現(xiàn)出較好的應(yīng)用效果和推廣價(jià)值。

[1] 閆建文,李勇,張為民,等.中國(guó)石油與BP聯(lián)合研究——魯邁拉油田的實(shí)踐與感悟[J].石油科技論壇,2014,33(6):36-41.

[2] 占煥校,冀成樓,崔可平,等.井下視像技術(shù)在魯邁拉油田大斜度井修井作業(yè)中的應(yīng)用[J].非常規(guī)油氣,2015,2(2):64-68.

[3] 吳奇.井下作業(yè)工程師手冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[4] 張桂林,張之悅,顏延杰,等.井下作業(yè)井控技術(shù)[M].北京:中國(guó)石化出版社,2006.

[5] 國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì).SY/T 6690—2008.井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)程[S].

[6] 中國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)化管理委員會(huì).GB/T 10174—2006.石油天然氣工業(yè):鉆采和采油設(shè)備:鉆通設(shè)備[S].

[7] API RP53—1997.Blowout prevention equipment systems for drilling wells[S].

[8] 中國(guó)石油化工集團(tuán)公司.Q/SH 0098—2007.油氣水井井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)程[S].

[9] API規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)翻譯出版委會(huì).API-spec6A-1999 (R2002).井口裝置和采油樹設(shè)備規(guī)范[S].

[10] 王新月.氣體動(dòng)力學(xué)基礎(chǔ)[M].西安:西北工業(yè)大學(xué)出版社,2006.

Wellhead Pressure Control Technology in Downhole Service in Rumaila Oilfield

Nie Xiaokang1,Zhan Huanxiao2
(1.GWDC Downhole Service Company,CNPC,Beijing 100101,China;2.PetroChina Iraq FZE International,Beijing 100724,China)

Due to the formation pressure in Rumaila oilfield is higher,blowout risk is easy to occur in the process of downhole operation,the well control eauipment and wellhead pressure controling tools have been used to avoid blowout accident. The paper has shown the well control equipment and wellhead pressure controling tools being used in Rumaila oilfield at present,and given the relevant pressure control methods and technical standards for pressure test.Several factors that affect the pressure test results have been analyzed,including mixed gas in pressure test medium,larger temperature difference in the process of pressure test,higher sensitivity of pressure tester,larger volume of pressure test vessel,etc.Through the theoretical analysis and field test,the evaluation standard for pressure test has been summarized.A series of field application in downhole operation showed that reasonable arrangement of well control equipment and wellhead pressure control tools,as well as conducting pressure test strictly in terms of the standard,could provide a guarantee for well control in the process of downhole operation in Rumaila oilfield.

Rumaila oilfield;downhole service;wellhead pressure control tools;pressure test procedure.

TE358 文獻(xiàn)識(shí)別碼:A

聶小康(1982年生),男,碩士,工程師,從事井下作業(yè)生產(chǎn)管理及工藝研究。郵箱:niexk.gwdc@cnpc.com.cn。①1psi=68.95×10-4MPa,下同。