超深水氣井測試作業(yè)運作模式與關(guān)鍵技術(shù)*
——以我國南海首口超深水井LSE1井為例

楊紅君 吳木旺 楊計海 梁 豪 姜洪豐

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

超深水氣井測試作業(yè)運作模式與關(guān)鍵技術(shù)*
——以我國南海首口超深水井LSE1井為例

楊紅君 吳木旺 楊計海 梁 豪 姜洪豐

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

楊紅君,吳木旺,楊計海，等.超深水氣井測試作業(yè)運作模式與關(guān)鍵技術(shù)——以我國南海首口超深水井LSE1井為例[J].中國海上油氣，2016,28(5)：38-43.

Yang Hongjun,Wu Muwang,Yang Jihai,et al.Operation mode and key technologies for ultra-deep water gas well testing: a case study of first ultra-deep water gas well LSE1 in the South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):38-43.

南海超深水氣井LSE1井測試作業(yè)是在更為惡劣的海洋環(huán)境，技術(shù)手段更為復雜，對測試工具的安全性要求更高的條件下進行的，通過一系列深水測試項目的成功實施，逐步形成了超深水氣井測試作業(yè)的運作模式及關(guān)鍵作業(yè)技術(shù)。在運作模式上，統(tǒng)籌考慮勘探開發(fā)一體化模式進行井位優(yōu)選和放噴產(chǎn)量設(shè)計，持續(xù)秉承引進、吸收、創(chuàng)新、應(yīng)用的原則，加強深水測試關(guān)鍵技術(shù)及裝備的研究投入和研發(fā)團隊建設(shè)，完善了技術(shù)支持體系；細化管理措施，進而有效支持了測試作業(yè)安全高效進行。在技術(shù)研究上，改進創(chuàng)新使水合物綜合防治、模塊化流程改進設(shè)計、測試管柱系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計等技術(shù)更為成熟，優(yōu)化測試管柱配置形成新型一開一關(guān)測試技術(shù)，有效規(guī)避了測試期水合物生成風險、地層出砂風險及管柱安全風險，從而為我國深水油氣勘探提供了有力的技術(shù)支持。

南海；超深水；LSE1井；氣井測試；運作模式；關(guān)鍵技術(shù)

超深水氣井測試是一項高風險、高投入、高技術(shù)的系統(tǒng)工程[1-4]，測試作業(yè)中要面臨諸多難題，主要包括：測試管柱系統(tǒng)要承受更為惡劣海洋環(huán)境的影響，超深水條件下多種動載荷聯(lián)合作用更為復雜，測試管柱、井下工具的工作性能、使用壽命和安全可靠性都將受到極大考驗[5-6]；海床溫度極低，測試期管柱內(nèi)水合物生成風險極大[7-9]；氣藏埋深淺、孔隙度高，高產(chǎn)放噴過程中流砂會對整個流程進行沖蝕，易引發(fā)安全事故；深水測試費用高昂，距離基地遠，后勤補給難度極大。針對以上難題，2006年以來，中海石油(中國)有限公司湛江分公司依托國家科技重大專項和自身科研能力，結(jié)合深水區(qū)域特點就鉆完井技術(shù)開展專題攻關(guān)，逐步建立了自身的深水鉆完井技術(shù)體系。2014年，優(yōu)選鉆探測試了瓊東南盆地陵水凹陷LS17-2-1井，獲得約160萬m3/d 的高產(chǎn)油氣流[10]；2015年，基于前期科研攻關(guān)和技術(shù)儲備，充分識別風險并制定應(yīng)對方案，成功鉆探測試了我國首口超深水井LSE1井，獲得高產(chǎn)油氣流，至此中國海油具備了海上深水探井測試全套能力和管理要素，開啟了我國海上油氣勘探的超深水時代。本文重點總結(jié)了南海超深水氣井測試作業(yè)運作模式、關(guān)鍵技術(shù)、作業(yè)過程及效果。

1 運作模式

1.1 建立勘探開發(fā)一體化模式，統(tǒng)籌開展井位優(yōu)選及測試放噴

南海超深水氣田水深超過1 500 m，鉆探費用高昂，若采用傳統(tǒng)模式進行開發(fā)，則需要布置探井、評價井和生產(chǎn)井等不同類型的鉆井，勘探開發(fā)成本高、周期長。因此，必須突破傳統(tǒng)模式束縛，建立勘探開發(fā)一體化模式，統(tǒng)籌考慮勘探和開發(fā)生產(chǎn)要求進行井位優(yōu)選，將探井轉(zhuǎn)為開發(fā)井，從而有效降低鉆井和開發(fā)成本。

陵水18-1氣藏位于瓊東南盆地陵水凹陷陵水17-2氣藏的上傾方向，毗鄰多個可能含油氣構(gòu)造，主要目的層為鶯歌海組，潛在資源量大[11-12],垂向上依次發(fā)育鶯歌海組二段T28-B、T29-A、T29-C等多套海底扇砂體。為擴展瓊東南盆地深水油氣勘探新領(lǐng)域，擴大中央峽谷儲量規(guī)模，尋求與陵水17-2氣田、陵水25-1氣田的聯(lián)合商業(yè)開發(fā)，優(yōu)選鉆探了LSE1井，并進行測試作業(yè)，同時考慮單井配產(chǎn)在80萬～100萬m3/d才能滿足開發(fā)需求，測試放噴最高產(chǎn)量不能低于100萬m3/d。

1.2 建立技術(shù)支持體系，保障深水測試作業(yè)的順利進行

南海超深水氣井測試須克服管柱安全、流動安全及儲層安全等多個風險難題，為此結(jié)合作業(yè)具體工況，制定了多項作業(yè)應(yīng)急配套預(yù)案，建立了完善的技術(shù)支持體系，保障了測試作業(yè)的順利進行。針對超深水測試管柱系統(tǒng)力學行為難以預(yù)測的問題，分析了平臺升沉漂移、隔水管影響、產(chǎn)層高速流體、射孔沖擊、溫壓耦合作用等多因素對測試管柱的影響，制定了測試期間的應(yīng)急解脫決策系統(tǒng)及節(jié)點管控預(yù)案，實現(xiàn)了對水下安全控制系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計。測試期整個流程內(nèi)天然氣水合物生成的準確控制是保障流動安全的關(guān)鍵，通過實驗和理論分析優(yōu)選了極端工況下的水合物全防水基測試液，建立非穩(wěn)態(tài)井筒溫壓耦合模型對水合物生成區(qū)域進行了預(yù)測，指導了水合物抑制劑優(yōu)選，設(shè)計了地面及井下水合物抑制劑注入系統(tǒng)，并制定了相應(yīng)的應(yīng)急處理方案。針對儲層埋深淺易出砂的難題，通過三軸強度試驗、激光粒度分析及粘土礦物組分分析等室內(nèi)研究，結(jié)合地層巖石強度、出砂可能性預(yù)測及出砂模擬結(jié)果，推薦了適用于超深水氣田開發(fā)的防砂方案。

1.3 細化管理工作，推進深水測試作業(yè)的常規(guī)化

南海超深水海洋環(huán)境的惡劣性、作業(yè)條件的復雜性、投資的不確定性、技術(shù)的突出性以及人員的國際化給管理工作提出了眾多挑戰(zhàn)?；诿媾R的困難，從項目管理、技術(shù)管理、作業(yè)管理和安全管理等4個方面對超深水氣井測試作業(yè)管理工作進行了細化，進一步推進了深水測試作業(yè)的常規(guī)化。

1) 項目管理。通過調(diào)研分析國際一流測試服務(wù)商的超深水測試設(shè)計與總結(jié)材料，結(jié)合陵水17-2氣田測試經(jīng)驗，完善南海超深水氣井測試設(shè)計相關(guān)內(nèi)容，提出超深水測試流程改進方案，規(guī)劃長線物資采辦；團隊人員合理分工，精誠協(xié)作，實現(xiàn)各部門、各科研單位的無縫銜接，協(xié)同攻關(guān)超深水測試難題。

2) 技術(shù)管理。通過與國際公司開展技術(shù)交流培訓，直接參與外方項目管理和現(xiàn)場作業(yè)，積累超深水測試作業(yè)經(jīng)驗；通過與高校及科研院所合作，針對超深水測試作業(yè)關(guān)鍵技術(shù)開展攻關(guān)，解決水合物生成、管柱安全、放噴產(chǎn)量評估和儲層保護等多個技術(shù)難題。

3) 作業(yè)管理。按照中國海油相關(guān)標準，加強作業(yè)隊伍資質(zhì)、人員、設(shè)備的審查，嚴把市場準入關(guān)，對各專業(yè)服務(wù)商設(shè)計、材料進行逐個審查，現(xiàn)場各專業(yè)明確第一責任人；結(jié)合以往測試經(jīng)驗，開展本次與往次、實施與設(shè)計的對比，持續(xù)改進，更好地指導后續(xù)作業(yè)；利用湛江和三亞雙基地支持作業(yè)，解決距離遠的難題。

4) 安全管理。始終以安全第一的理念進行測試作業(yè)，制定了《防臺風應(yīng)急預(yù)案》《測試作業(yè)應(yīng)急程序》等多個應(yīng)急預(yù)案，以體系化管理為手段，在作業(yè)現(xiàn)場推行“五想五不干”的安全行為準則，強調(diào)“執(zhí)行文化”，開展切實可行的演習方案，提高員工素質(zhì)，加強內(nèi)部管理，減少作業(yè)中的健康、安全和環(huán)境風險。

1.4 開展技術(shù)創(chuàng)新改進，推進深水測試關(guān)鍵裝置與技術(shù)的國產(chǎn)化

在南海深水區(qū)勘探作業(yè)初期，通過采用“引進、吸收、再創(chuàng)新”的思路，引進消化外方先進技術(shù)，逐步形成了自有的深水探井測試作業(yè)技術(shù)體系，摸索出了地面流程模塊化設(shè)計技術(shù)、坐封封隔器與打印聯(lián)作技術(shù)、重力法處理圈閉氣技術(shù)等一批創(chuàng)新技術(shù)。在超深水氣井測試作業(yè)過程中，通過總結(jié)吸收過去的測試經(jīng)驗，在水合物防治、地面流程模塊化設(shè)計、管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計等方面進行了持續(xù)創(chuàng)新改進，提出了新型一開一關(guān)測試作業(yè)理念，安全高效地取得了測試地層產(chǎn)能、壓力恢復數(shù)據(jù)等資料，準確評價了含氣儲層，掌握了超深水氣井測試全套能力和全套管理要素，進一步推進了深水測試關(guān)鍵裝置與技術(shù)的國產(chǎn)化。

2 關(guān)鍵技術(shù)

2.1 水合物綜合防治

水合物生成 “預(yù)防”遠大于“治療”，一旦水合物生成將造成巨大的麻煩。如圖1所示，計算表明LSE1井產(chǎn)量為0時，泥面附近過冷度約為20 ℃，水合物生成臨界深度為2 462 m;產(chǎn)量為120萬m3/d時,仍有約15 ℃的過冷度，因此測試過程中水合物生成風險極大。

為實現(xiàn)極端工況下水合物的防治和監(jiān)測，通過實驗優(yōu)選出了能夠在極端工況下防止水合物生成的25%氯化鈉+20%乙二醇作為測試液基液，甲醇作為水合物抑制劑，測試期間同時在化學藥劑注入閥(水合物生成臨界深度以下100 m)、水下測試樹以及地面阻流管匯處大排量注入甲醇，同時根據(jù)RCM檢測情況實時調(diào)整放噴產(chǎn)量，以控制井筒溫壓剖面，防止水合物的生成。全防情況下出現(xiàn)水合物生成時關(guān)井泄壓解堵，若仍無效則采用連續(xù)油管磨銑方式解堵。

圖1 LSE1井水合物生成風險分析

2.2 地面測試流程模塊化設(shè)計與改進

深水測試井一般為高產(chǎn)井，安全控制是關(guān)鍵。參照國外領(lǐng)先測試公司的做法，設(shè)計研發(fā)了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的深水地面測試流程模塊化技術(shù)[1]，包含緩沖罐模塊、分離器模塊、加熱器模塊、井口高壓設(shè)備模塊和泵組模塊(圖2)，實現(xiàn)了海上安裝陸地化，節(jié)省約50%的平臺安裝、拆卸時間和40%甲板使用面積，使深水測試更加常規(guī)化。

圖2 模塊化深水地面測試流程

此后，結(jié)合超深水氣田特點和以往深水測試經(jīng)驗，又對上述模塊化地面測試流程進行了改進：①針對地層出砂風險高的問題，應(yīng)用精密篩管與地面旋流出砂器相互配合的防砂控砂措施，輔以地面流程防砂實時在線監(jiān)測系統(tǒng)，形成了預(yù)測、控砂、除砂及監(jiān)測一體化核心技術(shù)；②首次應(yīng)用兩級油嘴管匯控制氣體流量，通過固定-固定或可調(diào)-固定油嘴間組合調(diào)產(chǎn)，實現(xiàn)了“調(diào)產(chǎn)緩變”的目的，更有效地控制了井筒內(nèi)壓力激動，進一步確保了測試管柱的安全性。

2.3 水下安全控制系統(tǒng)設(shè)計

超深水氣井測試水下安全系統(tǒng)設(shè)計沿用了以往深水測試水下安全控制系統(tǒng)(圖3)，其關(guān)鍵設(shè)備包括防噴閥、蓄能器、立管控制模塊、滯留閥以及水下測試樹等。防噴閥端口串聯(lián)有潤滑器設(shè)備，可用作電纜、鋼絲以及連續(xù)油管的潤滑器，應(yīng)急解脫情況下可阻斷下部管柱內(nèi)壓力，在一定正壓力下可實現(xiàn)泵通。蓄能器主要用于蓄積液壓和氮氣，為激活立管控制模塊中的控制閥提供能量，緊急情況下提供液壓并實現(xiàn)快速隔斷，如剪切連續(xù)油管和電纜。立管控制模塊是水下安全系統(tǒng)的中樞系統(tǒng)，是控制水下樹和滯留閥的主要電液控制管匯。滯留閥安裝在水下測試樹解脫機構(gòu)的上部，其作用是防止油氣回流造成隔水管爆裂和污染海洋環(huán)境。水下測試樹由雙球閥機構(gòu)和閂鎖機構(gòu)構(gòu)成，前者實現(xiàn)對下部測試管柱內(nèi)油氣的封堵，其中一個球閥具備剪斷電纜、連續(xù)油管的功能，后者實現(xiàn)應(yīng)急解脫和管柱回接。

圖3 深水測試水下安全控制系統(tǒng)

此外，測試期間制訂了應(yīng)急解脫決策系統(tǒng)及節(jié)點管控預(yù)案，平臺地面控制系統(tǒng)可通過電信號或液壓信號對水下安全系統(tǒng)設(shè)備進行有序控制，并做出迅速響應(yīng)，以保證在緊急情況下對測試管柱內(nèi)流體進行有效封堵，同時快速斷開并撤離測試管柱。

2.4 新型一開一關(guān)測試技術(shù)

結(jié)合以往深水測試經(jīng)驗及成果，通過優(yōu)化測試管柱配置，提出了“快速清井、低速取樣、調(diào)產(chǎn)緩變、關(guān)井恢復”的新型一開一關(guān)測試程序，實現(xiàn)了通過一次開、關(guān)井達到縮短測試時間和取全取準測試資料的目的[2]。合理設(shè)計根據(jù)臨界出砂流量、水合物生成臨界流量以及未來開發(fā)所需配產(chǎn)進行開井求產(chǎn)工作制度[13-14]，模擬表明LSE1井在不注入甲醇時不生成水合物的最小流量約為28萬m3/d，地層不出砂的最大流量約為132萬m3/d，設(shè)計的產(chǎn)能測試工作制度分別為55萬、30萬、80萬和110萬m3/d。

根據(jù)上述產(chǎn)能測試工作制度，結(jié)合物探、測井資料，利用EPS軟件建立了LSE1井可視化數(shù)值試井模型(圖4)，模擬發(fā)現(xiàn)關(guān)井0.2 h后即出現(xiàn)徑向流反應(yīng)，探測到東南部巖性邊界的時間約為11 h。因此，為充分分析儲層物性及探測東南和西北部邊界類型，設(shè)計關(guān)井恢復時間為20 h。

圖4 LSE1井可視化數(shù)值試井模型

此外，由于超深水測試地層單相流體取樣難度極大，作業(yè)成本和水合物風險限制了鋼絲作業(yè)取樣技術(shù)的應(yīng)用，井下不停注入的水合物抑制劑也嚴重影響了地面分離器取得樣品的品質(zhì)，為此優(yōu)選了壓控型井下地層單相流體取樣新技術(shù)，通過鉆桿輸送取樣器到預(yù)定深度，在小油嘴流動期操作環(huán)空壓力觸發(fā)取樣器，一趟測試管柱可以獲取6～12個高品質(zhì)井下單相地層流體樣品，解決了超深水氣井測試取樣的難題。

3 作業(yè)過程及效果

3.1 作業(yè)過程

LSE1井超深水氣井測試作業(yè)時，首先分趟下入的插入式封隔器組合管串為TCP+防砂篩管+插入式封隔器+DST工具+油管+水下測試樹。射孔后初開井采用小壓差誘噴，誘噴壓差約為6.0 MPa，同時向井下、水下測試樹注入甲醇。地面見氣后導入分離器計量，各油嘴下代表性產(chǎn)量分別為49.12萬、30.57萬、89.7萬和106.63萬m3/d，氣油比約為35 000 m3/m3，最大流動壓差僅0.061 MPa，產(chǎn)能測試結(jié)束后關(guān)井20 h求取壓力恢復資料，如圖5所示。在小油嘴流動期通過環(huán)空打壓2 400 psi激發(fā)井下單相取樣器，成功獲得8支高品質(zhì)氣體樣品。

圖5 LSE1井一開一關(guān)測試程序

3.2 作業(yè)效果

LSE1井測試作業(yè)用時17.17 d，較設(shè)計提前6.5 d，較2014年首次深水測試(LS17-2-1井)提前3 d，生產(chǎn)時效高達99.76%，測試期無水合物生成，地層出砂得到了有效監(jiān)控和防治，整個作業(yè)過程安全高效。從作業(yè)結(jié)果上看，產(chǎn)能測試求得二項式產(chǎn)能方程為PR2-Pwf2=0.021 4qg+0.000 118 5qg2，無阻流量約為2 623萬m3/d，現(xiàn)代試井解釋得到的儲層滲透率約為1 100 mD，取得的氣體樣品的干燥系數(shù)約為0.95，證實為干氣氣藏。由此可見，該井測試作業(yè)取全取準了測試資料，達到了準確評價儲層的目的，測試結(jié)果展示了深水區(qū)良好的勘探前景。

4 結(jié)論

1) 南海超深水氣井LSE1井測試突破了傳統(tǒng)運作模式的束縛，通過統(tǒng)籌考慮勘探開發(fā)一體化模式進行井位優(yōu)選、加強深水測試關(guān)鍵技術(shù)及裝備的研究投入和團隊建設(shè)、完善技術(shù)支持體系和細化管理，有效支持了測試作業(yè)安全高效進行。

2) 南海超深水氣井LSE1井測試作業(yè)中水合物防治難度很大，通過實驗優(yōu)選水合物防治措施、采用新型一開一關(guān)測試程序及壓控式井下PVT取樣技術(shù)等關(guān)鍵技術(shù)措施，有效控制了測試期的水合物生成風險。同時，通過制訂嚴格的應(yīng)急解脫決策系統(tǒng)與節(jié)點管控預(yù)案以及初步探索適合超深水出砂氣井測試的配套技術(shù)，有效規(guī)避了超深水復雜海洋環(huán)境帶來的管柱安全風險和地層出砂問題，從而為我國深水油氣勘探提供了有力的技術(shù)支撐。

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(編輯：周雯雯)

Operation mode and key technologies for ultra-deep water gas well testing: a case study of first ultra-deep water gas well LSE1 in the South China Sea

Yang Hongjun Wu Muwang Yang Jihai Liang Hao Jiang Hongfeng

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

LSE1 gas well is successfully tested under more hostile marine environment with more complicated technical means and higher safety requirement of testing tools, with which the operation mode and key technologies for ultra-deep water gas well testing is gradually formed. Integration of exploration and development should be comprehensively considered in operation mode for well location optimization and open flow design. Based on the principle of introduction, absorption, innovation and application, the technical support system is improved by increasing research and development investment of key techniques and equipment, and strengthening team construction, and testing operation is conducted safely and efficiently by refining management measures. In technology research, the hydrate prevention and control technology for ultra-deep water well test, the modular process design and test string system optimization design are improved. The risk of hydrate formation, sand production and string security are solved by a new type of one-opening and one-closing testing technology, leading to the safe and efficient operation of ultra-deep water gas well testing.

South China Sea; ultra-deep water; Well LSE1; gas well testing; operation mode; key technologies

*“十二五”國家科技重大專項“南海北部深水區(qū)潛在富生烴凹陷評價(編號：2011ZX05025-002)”、中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“深水高溫高壓氣藏試井關(guān)鍵技術(shù)研究(編號：ZYKY-2016-ZJ-04)”部分研究成果。

楊紅君，男，高級工程師，1986 年畢業(yè)于同濟大學海洋地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)任中海石油(中國)有限公司湛江分公司勘探開發(fā)部作業(yè)經(jīng)理及陵水作業(yè)公司總經(jīng)理，長期從事海上油氣地質(zhì)作業(yè)的研究和管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱勘探開發(fā)部(郵編：524057)。電話：0759-3901196。E-mail：yanghj@cnooc.com.cn。

梁豪，男，助理工程師，測試監(jiān)督，碩士，2014年畢業(yè)于西南石油大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)，主要從事海上探井地質(zhì)、測井、測試作業(yè)方面的科研及現(xiàn)場管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。E-mail：lianghao8@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0038-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.006

TE27+2

A

2015-12-25 改回日期：2016-01-29