南A井一級井控風險治理的實踐與認識

楊延峰

中國石油大慶油田有限責任公司 第一采油廠作業(yè)大隊 （黑龍江 大慶 163000）

1 問題的提出

南A井于2011年5月完鉆，原始地層壓力20.2 MPa，2012年2月射孔，主要開采P層，氣油比59.3 m3/t。2012年4月采用雙封單卡壓裂，壓裂過程中發(fā)生井噴，管柱出現(xiàn)上頂，部分壓裂管柱未起出，及時采用吊卡和鋼絲繩倒勒固定（圖1），終止施工。

后續(xù)多次嘗試處理，現(xiàn)場測量油套壓為0，松開鋼絲繩油管上竄，且鋼絲繩已出現(xiàn)斷股，存在較大的安全及環(huán)保隱患，急需治理。

2 井控難點分析

該井距離村屯只有1 km，井噴風險高、施工難度大，根據(jù)井控劃分級別分類，確定為一級井控風險井[1]，主要表現(xiàn)如下。

圖1 南A井井口情況

1）油套不連通，無泄壓通道。由于井下管柱深度較淺，底部絲堵位置僅198.6 m，該區(qū)塊結蠟深度一般在150～350 m，管柱處于結蠟段，且井內(nèi)存在大直徑封隔器（圖2），在長時間停產(chǎn)的狀態(tài)下，死油死蠟已嚴重堵塞套管和油管，導致油套堵死，洗井不通，無法建立循環(huán)壓井通道。

圖2 南A井井下管柱情況

2）管柱上頂，鋼絲繩占用井口空間，施工風險高，不具備常規(guī)作業(yè)施工條件。本井所在區(qū)塊氣油比較高且為壓裂井，由于井內(nèi)管柱載荷僅2 t，長時間停井，兩次施工管柱均上頂，施工風險高。

3）井控裝置接近報廢年限。2SFZ18-21型防噴器為2005年7月生產(chǎn)，根據(jù)《中國石油天然氣集團公司井控判廢管理規(guī)定（中油工程字〔2006〕408號）》，防噴器最長使用年限為13年，該井防噴器已使用12年，且防噴器常年外漏，處于潮濕、腐蝕等惡劣環(huán)境，應用后無日常檢驗和維護，隨時都有失效井噴風險。

4）鋼絲繩處于報廢失效狀態(tài)。根據(jù)GB/T29086—2012《鋼絲繩 安全 使用和維護》，斷股、腐蝕等情況需報廢，井內(nèi)憋壓一旦達到鋼絲繩承載上限，管柱上頂將破壞防噴器的密封性和穩(wěn)定性，使之更加難以控制[1]。

3 方案論證

井控設計以安全環(huán)保為中心，處理全程可控，保證油井順利投產(chǎn)，實現(xiàn)安全施工，如圖3所示。

3.1 全面識別風險 制定管控措施

為明確安全環(huán)保管控目標，利用“魚骨分析法”對可能存在的風險因素進行識別[2]，共找出“環(huán)境、地質(zhì)、工程、施工”4類8個風險因素（圖4）。

圖3 井控設計主要內(nèi)容

圖4 風險因素識別

根據(jù)風險因素識別，明確了10項管控措施，保證施工全程平穩(wěn)運行，風險描述及管控措施見表1。

3.2 優(yōu)化方案設計 強化井控管理

根據(jù)地層壓力、周圍環(huán)境、現(xiàn)場施工等7個方面進行方案優(yōu)化設計[3]，提出具體的井控要求及風險提示8項。

表1 風險描述及管控措施

1）根據(jù)《大慶油田有限責任公司井下作業(yè)井控實施細則》，該井距離村屯較近，井控難度大，井噴風險高，常規(guī)治理工藝無法有效解決，存在較大的安全環(huán)保隱患，確定為一級井控風險井。

2）預計井口最高關井壓力23.5 MPa，允許井口最高關井壓力24.5 MPa，需采用井口防噴裝置與管匯組合的方式，安裝2FZ18-35液壓雙閘板防噴器，要求所有井控裝置、壓井、放噴管匯耐壓等級達到35MPa。

3）準備73.0 mm（278″）×35 MPa的油管旋塞閥2套（1套備用）。對井控裝置試壓到35 MPa，穩(wěn)壓≥10 min，壓降≤0.7 MPa，且密封部位無滲漏為合格。

4）操作過程中井控、防火、防爆、防有毒有害氣體的相關操作嚴格執(zhí)行《大慶油田有限責任公司井下作業(yè)井控實施細則》及《井下作業(yè)安全規(guī)程》，嚴禁違章操作。

5）本井無測壓資料，鄰井南A1-斜02井2016年3月地層壓力為18.91 MPa。

6）根據(jù)作業(yè)區(qū)提供的周圍環(huán)境情況，該井周圍是草原，施工單位對井場周圍2 km范圍內(nèi)情況進一步復核，并制定具體的安全環(huán)保預防應急措施。

7）該區(qū)塊原始氣油比為59.3 m3/t，施工中加強井控管理，制定具體的預防和應急措施。

8）H2S含量檢測結果：南A-斜02井于2013年7月檢測不含H2S。

3.3 優(yōu)選治理工藝 保證措施效果

本次井控的核心是在安全可控的前提下拆除原井口及防噴器，為后期作業(yè)創(chuàng)造條件。經(jīng)過論證，采取帶壓作業(yè)具備防上頂及可下壓的功能，實現(xiàn)全程可控[4]，具體方案論證如下。

3.3.1 井控方案優(yōu)選

方案一：套管打壓平衡控制管柱上頂。首先套管打壓，控制管柱上頂，拆除鋼絲繩及原防噴器，更換防噴器、磨封后，起出井內(nèi)管柱。此方法盡管工序簡單，套管打壓時一旦封隔器解封，井內(nèi)管柱將失控，風險較高。

方案二：防頂卡瓦與加壓裝置交替控制管柱上頂。首先安裝帶壓作業(yè)設備液壓缸，采用液壓缸下壓管柱及安全卡瓦防上頂功能交替配合，安全拆除原井口鋼絲繩及防噴器后安裝帶壓作業(yè)設備。

方案二工序繁瑣，但可靠性較高，最終優(yōu)選此方案。

3.3.2 井控方案主要內(nèi)容

1）拆除井口鋼絲繩。由于鋼絲繩占用了井口空間，導致無法安裝防噴器及作業(yè)設備，因此，首要任務是拆除鋼絲繩。在油管本體上安裝防上頂卡瓦控制管柱上頂，利用防上頂卡瓦的開口式結構，直接卡固在油管本體上，再松懈鋼絲繩，確認卡瓦牢固可靠的情況下拆除鋼絲繩。

2）安裝帶壓防噴器。將帶壓防噴器套入油管，利用液壓缸再次下壓管柱控制管柱上頂，將防上頂卡瓦撤出，然后將帶壓防噴器與原井防噴器用螺栓緊固。

3）拆除原井防噴器。在井口油管旋塞閥處連接Y445-114橋塞，利用液壓缸下壓至井內(nèi)25 m處打壓釋放，封堵井筒，實現(xiàn)井筒的有效控制。將原井防噴器拆除，重新安裝帶壓防噴器，起出井內(nèi)橋塞。如果上述工序得以順利實施，即可消除原井所有的風險點，實現(xiàn)全過程控制井口，防止井噴。

4）起出井內(nèi)管柱。采用活動管柱的方式磨封泄壓，洗井建立循環(huán)通道，觀察油套壓變化情況，如果壓力不降，選擇帶壓起出井內(nèi)管柱，下泵完井[5]。

同時，為確保井控安全可靠，對控制上頂力進行校核，優(yōu)選控制參數(shù)[6]，滿足現(xiàn)場施工要求。

活塞效應產(chǎn)生的上頂力：

式中：F為上頂力，kN；P1為環(huán)空液柱壓力，MPa；P2為油管液柱壓力，MPa；P3為地層壓力，MPa；d套為套管內(nèi)徑，mm；D為油管外徑，mm；d為油管內(nèi)徑，mm。

經(jīng)計算，最大上頂力F=233 kN，液壓缸的下壓力為370 kN，防頂卡瓦的防頂力為560 kN，見表2和表3，可以滿足施工要求。

表2 BYJ 60/35 FQ帶壓作業(yè)裝置主要參數(shù)

表3 防頂卡瓦設計參數(shù)

4 現(xiàn)場應用情況

2019年3月，該井歷時29 d，成功治理，主要情況見表4。治理后初期日產(chǎn)油3.1 t，截至2020年3月，已累積恢復產(chǎn)油2 876 t。

表4 2019年南A井方案執(zhí)行情況

5 結論

1）充分識別風險因素，優(yōu)化組合配套技術是實現(xiàn)成功處理風險的關鍵，治理步驟有序銜接，地面地下交替輪換控制上頂，有效保證施工安全。

2）初步形成了管柱上頂、無法泄壓條件下的井控處理方法，為后續(xù)疑難井況的治理提供了借鑒和指導，取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益。

3）持續(xù)加強異常井終止施工后的完井管理，完善異常情況處理預案及方法，避免增加復雜程度，為后續(xù)治理提供更便利的條件。