氣井鉆井液噴空后的壓井方法研究

吳會勝 晏琰 晏凌

（1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司，四川 成都 610051；2.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司頁巖氣勘探開發(fā)項目經(jīng)理部，四川 成都 610051）

0 引言

井內(nèi)鉆井液一旦噴空，在缺少液柱壓力平衡地層壓力的情況下，關(guān)井壓力將急劇上升，易危及井口裝置安全，甚至無法關(guān)井，被迫放噴。而放噴過程中的高速氣流夾雜地層巖屑，也極易形成水合物，引發(fā)井控管匯的刺漏、堵塞甚至爆裂，帶來更大的井控、安全和環(huán)保風險。鉆井液噴空后，所需的壓井液量約為常規(guī)壓井液量的2～3 倍，往往需動用大量的人力物力和壓裂車、水泥車等特種設(shè)備，準備時間較長，而長時間關(guān)井或放噴也增加了防噴器和井控管匯損傷的風險。鉆井液噴空后的壓井難度也大大增加，特別是壓井液密度的確定、井內(nèi)無鉆具或鉆具過少時壓井方式的選擇、施工過程中回壓控制的精度等問題，都是影響壓井能否成功的關(guān)鍵因素。因此，應(yīng)用現(xiàn)代井控技術(shù)的觀點開展氣井鉆井液噴空后的壓井方法研究是十分必要的。

1 壓井液密度的確定

井內(nèi)鉆井液噴空，多由于未及時關(guān)井或關(guān)井后處置方式不當，由輕微溢流逐步演變而來。前期如有關(guān)井資料，可根據(jù)關(guān)井資料或求取的關(guān)井立壓計算壓井液密度。如溢流后未關(guān)井或關(guān)井不及時導(dǎo)致鉆井液噴空，無關(guān)井資料時，則可根據(jù)以下方式確定壓井液密度。

1.1 噴空后可以關(guān)井時壓井液密度的確定

1.1.1 兩種壓井液密度的計算方式

關(guān)井時，可以通過關(guān)井套壓、井筒垂深等參數(shù)計算地層壓力，從而確定壓井液密度。

式中，ρk為壓井液密度，g／cm3；Pp為氣層壓力，MPa；g為重力加速度，取值為0.009 81；H為氣層垂深，m；ρ附為壓井液附加密度，g／cm3；P0為噴空后的關(guān)井套壓，MPa；Pg為氣柱自重壓力，MPa；ρg為天然氣氣柱平均密度，g／cm3。

1）由于噴空后關(guān)井時，天然氣的井口密度很接近平均密度［1］，可以代入天然氣井口密度的計算公式

式中，ρ0為天然氣井口密度，g／cm3；ρ氣為天然氣相對密度，無因次，取值為0.554 8；P0為氣井井口關(guān)井壓力，MPa；Z0為井口天然氣壓縮系數(shù)，無因次；T0為氣井所在地常年平均氣溫，K。

式中，ρk為壓井液密度，g／cm3；P0為噴空后的關(guān)井套壓，MPa；g為重力加速度，取值為0.009 81；H為氣層垂深，m；ρ氣為天然氣相對密度，無因次，取值為0.554 8；Z0為井口天然氣壓縮系數(shù)，無因次；T0為氣井所在地常年平均氣溫，K。

其中，可通過氣體的視對比壓力Pt和視對比溫度Tt，通過《天然氣工程手冊》中的曲線查得到天然氣壓縮系數(shù)Z0。

式中，Pt為氣體的視對比壓力，無因次；P為氣體的絕對壓力，Pa；Pc為氣體的臨界壓力，Pa；P0為氣井井口關(guān)井壓力，MPa；Tt為氣體的視對比溫度；T為氣體的絕對溫度，K；Tc為氣體的臨界溫度，K；T0為氣井所在地常年平均氣溫，K［2］。

2）如不考慮溫度、壓力系數(shù)的影響時，井底氣層壓力可近似計算為：

式中，Pp為氣層壓力，MPa；P0為氣井井口關(guān)井壓力，MPa；e 為自然對數(shù)，取值為2.718；ρ氣為天然氣相對密度，無因次，取值為0.554 8；H中中為氣層中部深度，m［3-6］。

1.1.2 計算注意事項

1）以上計算僅考慮了井內(nèi)氣體為純天然氣的狀態(tài)，實際氣體中如含H2S、CO2等氣體，氣體密度可根據(jù)氣樣分析結(jié)果計算，條件不具備時可適當取高；

2）按照《鉆井井控技術(shù)規(guī)范：GB／T 31033》，壓井時附加鉆井液密度0.07～0.15 g／cm3。氣體中含硫化氫或二氧化碳等有毒有害氣體時，推薦靠上限附加。

3）如無計算條件，可根據(jù)經(jīng)驗將Pc取為4.63 MPa，Tc取為和191 K；

4）現(xiàn)場狀況緊急、無精確計算條件時，可采用公式（5）進行計算。

例如：SY001-H2井用密度1.75 g／cm3的鉆井液鉆至井深3 965.92 m時鉆遇高壓層發(fā)生溢流，處理過程不當導(dǎo)致井內(nèi)噴空，關(guān)井壓力為61 MPa，不考慮溫度、壓力系數(shù)影響時，計算：

該井最終用密度2.05～2.14 g／cm3壓井液215 m3正循環(huán)壓井成功，壓井液密度同計算基本相符。

1.2 噴空后無法關(guān)井，被迫放噴時壓井液密度的確定

1.2.1 壓井液密度的計算

放噴時，可以通過井口壓力、放噴管線通徑等數(shù)據(jù)，計算天然氣產(chǎn)量，進而計算地層壓力，確定壓井液密度。

參照臨界速度流量法測試氣產(chǎn)量

式中，Q為天然氣產(chǎn)量，m3／d；C為臨界流系數(shù)，無因次；d為孔板孔徑，mm；P1為孔板上流絕對壓力，MPa；Z為天然氣壓縮系數(shù)，無因次；T1為孔板上流絕對絕對溫度，K；ρ氣為天然氣相對密度，無因次，取值為0.554 8［7］。

放噴過程中，可用放噴管線通徑數(shù)據(jù)帶入d，放噴時井口壓力代入P1進行計算。

例如：GS001-X45 井，放噴時井口壓力為16 MPa，放噴管線通徑為80 mm。臨界流系數(shù)C為0.9，管線溫度為290 K，天然氣相對密度為0.55，不考慮天然氣壓縮系數(shù)Z帶入計算：

該井后期測試該層位產(chǎn)量為161.9 × 104m3／d，同計算基本相符。

根據(jù)天然氣放噴量，放噴時的井底流動壓力應(yīng)用產(chǎn)氣二項式方程便可求得地層壓力。

式中，Pf為地層壓力，MPa；PS為放噴時的井底流動壓力，MPa；A為達西流動系數(shù)（與巖石滲透率、氣體黏度、氣層厚度等有關(guān)）；Qg為天然氣放噴量，m3／d；B為非達西流動系數(shù)（與氣體密度、巖石孔隙度等有關(guān)）［8］。

同樣，壓井液密度

式中，ρk為壓井液密度，g／cm3；Pp為氣層壓力，MPa；g為重力加速度，取值為0.009 81；H為氣層垂深，m；ρ附為壓井液附加密度，g／cm3。

1.2.2 計算注意事項

1）井底流動壓力計算較為復(fù)雜，需根據(jù)井溫、產(chǎn)量、井口壓力、流動面積等數(shù)據(jù)綜合建模求?。?/p>

2）達西流動系數(shù)A和非達西流動系數(shù)B可根據(jù)該井或周邊井采氣情況獲得；

3）放噴情況下地層壓力計算所需條件較為復(fù)雜，不易獲取，可分析溢流前鉆井和溢流關(guān)井數(shù)據(jù)，盡快分析確定壓井液密度。

2 不同情況下的壓井方式

就鉆井液噴空后可以關(guān)井和無法關(guān)井兩種情況，對壓井方式進行探討。

2.1 可以實施關(guān)井的壓井方式

2.1.1 壓回法

1）壓回法是指在關(guān)井條件下，用壓井液將地層氣體全部推入地層，使井筒內(nèi)的壓力處于平衡狀態(tài)的方法。多采用反推法，即從環(huán)空推入壓井液。適用條件為井口、套管能夠承受較高壓力時。壓力變化情況。井內(nèi)噴空后的壓回法壓井，并不像常規(guī)的壓回法壓井，套壓一般不會呈直線下降。壓井初期，啟動壓裂車或泥漿泵時，將靜止狀態(tài)的氣體移動，克服摩擦阻力做功，套壓升高，開始正常泵入后，套壓逐漸降低。泵入之初，井筒內(nèi)氣體并未直接被推入地層，而是在井口壓力和液柱壓力的作用下被壓縮，內(nèi)部壓力升高。當液柱壓力和壓縮氣體的壓力大于地層壓力后，氣體推入地層，套壓逐漸下降。

2）典型案例

四川盆地川東北地區(qū)具有“兩高”“兩復(fù)雜”的特點，“兩高”即一是氣藏壓力高，一般在50～70 MPa；二是H2S 含量高［9］，鐵山坡、渡口河、龍會場、羅家寨等構(gòu)造平均H2S 含量均超過100 g／m3。1992 年LH2 井發(fā)生井噴失控事故，井內(nèi)鉆井液噴空，重置井口后，采用壓回法壓井成功。

圖1 1992年LH2井空井壓回曲線圖

2.1.2 置換法

1）置換法是在關(guān)井情況下，確定套管壓力上限與下限范圍，分次放出井內(nèi)氣體、分次注入一定數(shù)量的壓井液，直至井筒內(nèi)充滿壓井液，即完成壓井作業(yè)。放出滑脫到井口的氣體，控制套管壓力降低值在設(shè)計范圍，注入壓井液，讓壓井液形成的液柱壓力等于放氣降低的套壓值；等待下部氣體滑脫到井口，再次放出氣體，然后再注入壓井液。如此反復(fù)，直至壓井液到達井口。適用條件為井口裝置有一定控制能力、不容易將天然氣壓回儲層時。

2.1.3 正循環(huán)壓井法

1）正循環(huán)壓井法是通過井內(nèi)鉆柱，將壓井液通過正循環(huán)注入井筒，并在壓井液進入環(huán)空后，控制一定的井口回壓，使壓井液在環(huán)空逐步建立液柱，最終壓穩(wěn)地層。適用條件為井內(nèi)有鉆具且鉆具在氣層以下或氣層附近、井口裝置有一定的控制能力。壓力變化情況如下：壓井前，計算好終了循環(huán)立壓。一般來說，壓井液出鉆具水眼后，會慢慢在環(huán)空建立液柱，循環(huán)立壓會逐漸增加，控制循環(huán)立壓基本不變的情況下，隨著環(huán)空液柱增加，逐步開大節(jié)流閥，套壓逐漸降低，最終壓井液能壓穩(wěn)地層時，套壓下降為0。

2）典型案例

四川盆地上三疊統(tǒng)是一套以陸相沉積為主的含煤構(gòu)造，暗色泥頁巖及所夾煤層等烴源巖主要發(fā)育在須家河組一、三、五段，其中須家河組三段的有利區(qū)主要分布于川西北和川西南地區(qū)［10-12］，鉆井期間易鉆遇高壓油氣顯示。2019年，SY001-H2井用密度為1.75 g／cm3的鉆井液鉆至井深為3 965.92 m（層位為須三段）發(fā)生溢流，處置過程中因設(shè)備問題導(dǎo)致初次壓井失敗，井內(nèi)鉆井液噴空，關(guān)井套壓最高達61 MPa。后經(jīng)過正循環(huán)壓井處置成功。

圖2 2019年SY001-H2井井筒噴空后正循環(huán)壓井曲線圖

2.2 無法實施關(guān)井的壓井方式

2.2.1 正循環(huán)壓井法

1）適用條件為井內(nèi)有鉆具且鉆具在氣層以下或氣層附近、有放噴管線可以實施放噴、井口裝置有一定控制能力。壓力變化情況同2.1.3，但具備放噴條件且無法關(guān)井，說明關(guān)井壓力可能超過最大允許關(guān)井壓力，危及井口安全。因此，在壓井過程中，應(yīng)控制好套壓變化，防止壓力過高。

2）典型案例

四川盆地川中地區(qū)棲霞組主要儲層類型為裂縫-孔隙（洞）型，白云巖儲層縱向上具有單套厚度薄、多套疊置的特點，橫向則分布不連續(xù)，展現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性［13］，鉆遇時極易發(fā)生漏—溢轉(zhuǎn)換，處置不當易引發(fā)井控險情。2019年GS001—X45井，鉆至井深為4 153.47 m井漏失返，在處理井漏過程中發(fā)生溢流，處置過程中鉆井液噴空引發(fā)高套壓，最高關(guān)井壓力達65 MPa 且有持續(xù)升高趨勢，可能高于井口裝置額定工作壓力，被迫放噴，后通過控制套壓35～40 MPa正循環(huán)壓井成功，隨后注水泥封堵。

2.2.2 救援井壓井法

1）救援井壓井法是指在老井附近安全位置重新鉆探一口或多口新井，通過定向技術(shù)控制新井井眼同老井連通，從新井井眼實施壓井。適用條件為老井空井或少量鉆具且無法關(guān)井、老井井噴失控不具備壓井條件。

圖3 2019年GS001-X45井井筒噴空后放噴壓力曲線

2）典型案例

2012年，渤海灣盆地C5井因井口爆炸，造成淺層套管發(fā)生錯斷移位，井口處于高危失控狀態(tài)。為此，設(shè)計CX5 救援井，計劃在垂深為3 600 m 鉆穿油層套管及內(nèi)部的油管，注水泥返至井口封堵消除隱患。最終救援井鉆至井深為3 587.6 m 時，成功鉆穿了外徑為139.7 mm 的油層套管及外徑為73 mm 的油管，循環(huán)鉆井液使兩井完全連通，注水泥封堵，徹底消除了事故井隱患［14］。

3 結(jié)論

1）氣井鉆井液噴空后，應(yīng)盡快收集噴空前地層資料，同時結(jié)合關(guān)井或放噴壓力，確定壓井液密度。

2）應(yīng)根據(jù)井口、套管及鉆井液噴空后關(guān)井或放噴等條件，盡快確定壓井方式。

3）壓井作業(yè)前，應(yīng)充分考慮壓井過程中可能出現(xiàn)的問題，做好充足準備后方可實施壓井，防止準備不足引發(fā)次生事故。

4）壓井作業(yè)過程中，應(yīng)加強壓力監(jiān)測，防止管匯節(jié)流處冰堵、小通徑管線水合物堵塞等原因造成壓力過高危及井口、套管安全。

5）救援井要嚴格控制井眼軌跡，防止提前相遇或目標井段無法連通，同時必須確保上部套管固井質(zhì)量，為壓井施工創(chuàng)造優(yōu)質(zhì)條件。