高温高压气井钻井状态直接投产可行性研究

２００８年第３６卷第６期　石　油机械　ＣＨＩＮＡ　ＰＥＴＲ０ＬＥＵＭ　ＭＡＣＨＩＮＥＲＹ　一６９一　

●技术讨论　

高温高压气井钻井状态直接投产可行性研究　

史雪枝　赵祚培　蒋龙军　（中石化西南油气分公司工程技术研究院）　摘要针对川东北地区钻井过程中出现复杂事故而无法正常完井采气，以及欠平衡钻井后无　法带压起下管串实施欠平衡完井２种情况，提出采用钻井状态下直接投产技术。这项技术已成功　应用于中、浅层气井，但对于高温高压气井目前还是一项空白。基于Ｑｘ１井和ＤＹ１井的资料，着　重从裸眼段的稳定性、强度校核、抗冲蚀性能、材质的抗腐蚀性能和密封性能等角度分析了钻井　状态下直接完井投产技术在以上２种工况下实施的风险情况，探讨性地论证了该技术在高温高压　气井中应用的可行性，并介绍了一种特殊井口的设计及施工步骤。　

关键词　高温高压气井　钻井　投产　风险分析　特殊井口　

引　言　

川东北地区地质情况相当复杂，钻井施工很有　可能出现复杂事故而无法正常完井采气。如ＱＸ１　井，在钻至井深４　２８５．３８　ｍ时发生溢流并井喷，　前期压井和２次抢险压井都没有成功，最后采用水　泥封井弃井。虽成功封井，但造成巨大经济损失。　对于川西地区，气体钻井技术作为提高钻速和　保护储层手段逐渐得到认可　』，但与之相配套的　完井技术却至今还没有现场实施先例，因此无法实　现保护储层的目的。如ＤＹ１井在氮气钻井钻至井　深４　７２６．５　ｍ时钻遇天然气，通过钻杆简易测试初　步试获天然气产量１２．０２９　３×１０　ｍ　／ｄ，后经压　井、打水泥塞后，替喷测试产量仅为１．２８３　４×１０　ｍ　／ｄ，从２次求产数据来看产量相差近１０倍，表　明压井及打水泥塞后储层伤害严重。　针对以上２种情况，钻井状态下直接完井投产　技术不失为一种解决的好办法。该技术是在钻井过　程后不压井，原钻具留井完钻，然后在满足井控条　件下将钻井井口改装成特殊采气井口投产采气。它　能在保证施工安全条件下取得可观的经济效益，国　内已有部分气井成功应用该技术，如川孝１０５、川　孝３７２、自２、遂８、兴２１３、官Ｈ２７—６５井。　然而，这些成功井的产层最深也仅３　３００　ｍ，　多数仅２　０００　ｍ，地层压力都比较低（２０　ＭＰａ），　平均日产量都不超过３０×１０　ｍ。，且地层产出流体　都不含Ｈ　ｓ。对于高温高压气井采用钻井状态直接　完井投产技术目前还是一项空白，因此有必要对该　技术在高温高压气井应用的风险进行系统分析。　

风　险　分　析　

１．ＱＸ１井　（１）裸眼段的稳定性　Ｉ２　井内裸眼井段仅　２３．６１　ｍ，地层单一，根据川东北地区勘探开发经　验，碳酸盐岩地层比较坚硬，特别是深层下的岩石　发生剪切破坏前需要一个较长的塑性变形过程。因　此，ＱＸ１井裸眼段具有较高的稳定性。　（２）强度校核根据Ｑｘ１井的井筒条件，分　别对一级旧钻杆和套管的强度进行校核。考虑安全　系数的＋１３９．７　ｍｍ　Ｇ１０５一级旧钻杆可承受的抗外　挤压力为３７．８４　ＭＰａ（表１），存在很大的安全隐　患；＋２７３．０５　ｍｍ套管的抗内压强度也存在安全隐　患（表２）。因此，在实施钻井状态直接投产过程　中要特别注意，做好井控工作，控制好套压。　表１　ＱＸ１井一级旧钻杆抗挤、抗内压强度校核　

（３）抗冲蚀分析

考虑到＋２７３．０５　ｍｍ套管　维普资讯 http://www.cqvip.com ・－——７０・－——　石　油机械　２００８年第３６卷第６期　的抗内压强度要求，井口控制压力为４０　ＭＰａ，计　算得出最容易发生冲蚀的点在于采用钻杆采气时的　加厚加重杆处（图１中的第５处），其临界冲蚀流　量为２５．１３　Ｘ　１０　ｍ　／ｄ。ＱＸ１井估算井口放喷产量　２００　Ｘ　１０　ｍ　／ｄ，因此需要优化完井方案和投产　方式。　表２　Ｑｘ１井套管抗挤、抗内压强度校核　

¨　｝ｊ　。　４０６『１１ｎ１×６０１　４３　ｍ　３３９　７１ＩＩ１ＩＩ×６００　４７１”　曲１３９　７　ｎｌＩｌｌ钻秆２　６０９　６１　ｎ　鞣　８９　Ｉ１ｉ１钻秆ｌ　５０２．３６　ＩＸＩ　

３ｌ６　Ｉｌｌ１ＩＩ×３　０７０１ＩＩ　２７３　５ｍｍ×３　０６７．７９ｍ　、　｝　８９１１１１１１加厚加重钻秆８２　３４ｍ　醴　３１１１ｉｉ１ｉｉ×３１０ｎｌ１ｉｉ旁通糊０　７１ｍ　鼹　ｌ２０　Ｅｒｌｍ钻娜９　４３　１ｉｉ　ｊ　！ｌ型　兰兰　１９３　７　ｍｌｌＩＸ（２　９１　３　ｌ６～４　２６０　９７１１１　３３０ｍｍ×３１０ｍｍ接头０　４ｉ１１　ｊ　目前扑深　４　２８５　３８　ｎ１　｜　钻头井深：４２７５　０ｉｎ　图１　Ｑｘ１井井况示意图　（４）材质的抗腐蚀性能　ＱＸ１井的钻具不是　防硫钻杆，并且屈服强度为７２４＞５５０　ＭＰａ，不抗　ＳＳＣ；技术套管和油层套管为ＳＳ或ＴＳ材质，具有　一定的抗ＳＳＣ能力；井口装置是ＥＥ级，只适用于　含少量Ｈ　ｓ的酸性环境。ＱＸｌ井流体中未发现　Ｈ　Ｓ，钻具、套管及井口装置的材质能满足应急条　件下的钻井状态直接完井投产需要。　（５）密封性能　ＱＸｌ井采用Ｇ１０５钻杆，　不是特殊螺纹，不能满足高温高压下的气密封要　求。防喷器组橡胶件耐温约９０　，而川东北地区　气井生产过程中流温很可能达到这个值；同时气井　生产时防喷器组存在气密封问题，用于气井生产时　需要提高其压力等级来补偿气密封存在的危险性，　环形防喷器在防喷器组中的压力等级最低，是密封　最薄弱的环节。旋塞阀的橡胶件同样存在耐温问　题。钻杆内的回压阀已失去反向密封作用，直接完　井时若抢装旋塞阀，那么应在投产前打开旋塞阀，　否则不能利用钻杆采气，并且对将来的压井施工造　成影响；要打开旋塞阀，那么它是出露的，这个过　程的实现要在关闭半封时起下钻具才能实现，这为　井口改装过程带来很大麻烦和安全隐患。　综上所述，ＱＸｌ井采用钻井状态直接投产技　术存在较大风险：①对ＱＸｌ构造飞三气藏的认识　不够，若生产过程中出现Ｈ　ｓ，一旦其腐蚀分压超　过０．０００　３４　ＭＰａ，钻具可能出现ＳＳＣ，钻杆一旦断　裂，将更难实施压井施工；②４，２７３．０５　ｍｍ套管的　抗内压强度不满足关井要求，在高产情况下，不能　关井就要求地面流程必须确保畅通，若一旦堵塞，　生产中将存在巨大安全隐患；③钻具内回压阀已发　生泄漏，改装井口过程存在风险。对于川东北地区　后续的井，若能规避以上风险，即采用防硫钻杆，　确保回压阀反向密封有效等，钻井状态直接完井投　产技术作为短期应急措施是可行的。　２．ＤＹ１井　（１）裸眼段的稳定性　由于须三段存在水层，　裸眼段的化学稳定性差；其力学稳定性可通过控制　生产压差防止地层岩石破坏。　（２）强度校核根据ＤＹ１井的井筒条件，分　别对一级旧钻杆和套管的强度进行校核。考虑安全　系数后，４，８８．９　ｍｍ　Ｓ１３５一级旧钻杆可承受的抗外　挤压力为１１９．２８　ＭＰａ，抗内压为１２５．２８　ＭＰａ；一　级旧钻杆抗拉系数为２．０６；４，１７７．８　ｍｍ　Ｐ１１０油层　套管回接至井口，考虑安全系数后，允许的内压为　６１．９２　ＭＰａ。ＤＹ１井预测最大关井压力为４１．０４　ＭＰａ。因此，ＤＹ１井的井筒条件完全满足钻井状态　下直接完井投产的强度要求。　（３）抗冲蚀分析根据ＤＹ１井在氮气钻井状　态下的井筒状况，气体冲蚀临界流量均在４５　Ｘ　１０　ｉｎ　以上，因此，目前钻具组合钻杆采气不会发生　冲蚀。　（４）材质的抗腐蚀性能ＤＹ１井的油层套管　材质为普通Ｐ１１０和１３ｃｒ一１１０２材质，井口装置为　ＥＥ级，钻具为普通ＡＰＩ管材。ＤＹ１井ＣＯ，腐蚀分　压最大值为０．６９　ＭＰａ，钻具、套管、井口装置的　材质都不满足长期安全生产的需要，因此投产后应　做好防腐工作。　（５）密封性能考虑防喷器组存在气密封问　题，改装后井口应该去除防喷器组；由于钻杆内回　压阀反向密封有效，大大降低了井口改装中的风险。　综上所述，由于ＤＹ１井裸眼段稳定性差，不　适宜采用钻井状态直接完井投产技术。但对于ＤＹ　区块后续的井，若井身结构设计时封隔须三段的水　层，预测裸眼段的稳定性好，钻井状态直接完井投　产技术还是可行的，但必须做好防腐工作，如采用　加注缓蚀剂的防腐工艺。

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特殊井口装置　

１．改装办法　现介绍一种特殊井口装置及改装办法，在四开　钻井前，安装井控装置时，须在套管头上安装与采　气树配套的油管头（示意图见图２），改装过程中　利用油管悬挂器悬挂钻杆，然后可拆除所有防喷　器。对于油层套管未回接至井口（如Ｑｘ１井），不　用加装油管头，直接利用悬挂油层套管的悬挂器悬　挂钻杆。需要注意的是，实施该方案，若钻杆内回　压阀反向密封失效，即使抢装旋塞阀实施钻井状态　直接完井投产，也是无法打开旋塞阀的。　

图２钻井状态下直接冗井投严井口设计图　１一旋转防喷器；２一ＦＨ３５×３５环形防喷器；３—２Ｆｚ３５×７０双　闸板防喷器；４一Ｆｓ３５×７０钻井四通；５－－ＦＺ３５×７０单阀　板防喷器；６一油管头；７一套管头上四通；８一套管头下四通　施工主要步骤如下：　（１）组合开关防喷器利用钻杆和专用工具取　下油管头防磨套。也有用单闸板防喷器坐吊卡和摘　吊卡操作的；甩掉环形防喷器与单闸板防喷器之间　的装置后，须加装１个带泄压通道的升高法兰。　（２）组合开关防喷器坐钻杆挂。操作过程及　注意事项与步骤（１）相似。　２．加工件的设计　（１）转换法兰　在油管头与单闸板之间加工　一转换法兰，法兰上下采用与单闸板防喷器和油管　头相同的钢圈密封。　（２）升高法兰　上部连接环形防喷器，下部　连接单闸板防喷器，内径大于防磨套、防磨套取出　工具和油管悬挂器的外径，法兰上下采用与环形防　喷器和单闸板防喷器相同的钢圈密封。升高法兰短　节应带有便于操作的泄压通道，法兰的高度应大于　防磨套、防磨套取出工具和油管悬挂器的总高度。　（３）钻杆挂和双外螺纹短节　钻杆悬挂器压　力级别和材质应与采气树配套，两端均采用ＮＣ３８　（３１０）内螺纹（以＋８８．９　ｍｍ钻杆为例），通径大　于７０．２　ｍｍ，螺纹密封性能满足钻杆采输需要。钻　杆悬挂器在顶丝和井内钻具悬重加压情况下，坐挂　后与油管头密封面应达到能承受最大关井压力气密　封能力。钻杆双外螺纹短节采用与钻杆相同的尺寸　和材质，两端均为３１１外螺纹。钻杆挂与双外螺纹　短节的强度设计应满足要求。　

（１）做好风险分析工作，并在揭开产层前就　对风险进行规避，那么对于高温高压气井钻井过程　中出现复杂事故而无法正常完井采气，以及欠平衡　钻井后无法欠平衡完井２种情况，采用钻井状态下　直接完井投产技术是完全可行的。　（２）笔者提出的事先加装油管头的方案去掉　了气密封和耐温性能都较差的防喷器组，最大限度　地提高气井生产的安全性。但操作过程较复杂，要　求较高，主要原因是取防磨套作业增加了难度。存　在坐吊卡和摘掉吊卡情况，具有一定的风险。另　外，提前安装了油管头，钻头尺寸受到限制。　

［２］　

［３］　

［４］　

［５］　参考文献　尹光志，孙国文，张东明．川东北飞仙关组岩石动　力特性的试验．重庆大学学报，２００４，２７（８）：　１２１—１２７．　赵金洲，李祖奎，孙君君，等．岩石三轴应力试验　及其压实效应规律研究．石油大学学报：自然科学　版，２００４，２８（４）：５６—５８、　陈惠琴，唐波，何为．闸板防喷器密封失效原　因及对策分析．天然气工业，２００６，２６（１１）：８０　—８２．　史交齐，林凯，解学东，等．提高ＡＰＩ螺纹油管　和套管密封性的措施．石油机械，２００２，３０（３）：　４７—４９．　徐怀勤．川南地区溢流处理工艺技术．天然气工　业，１９９３，１３（３）：５３—５６．