潜山注气提高单井产量工艺配套技术研究

贺梦琦，王玲，刘晓晨

1.中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院（辽宁盘锦124010）2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院（辽宁盘锦124010）3.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院联合体（新疆库尔勒841000）4.中国石油渤海钻探工程有限公司第一录井公司（天津300280）

潜山注气提高单井产量工艺配套技术研究

贺梦琦1，3，王玲2，刘晓晨4

1.中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院（辽宁盘锦124010）2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院（辽宁盘锦124010）3.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院联合体（新疆库尔勒841000）4.中国石油渤海钻探工程有限公司第一录井公司（天津300280）

针对兴古潜山注气井大斜度、管柱超长等难点，从大斜度水平井配套工艺入手，考虑注气管柱功能并结合系统安全需求进行设计，推荐使用Φ89 mm、P110-13Cr油管，并配备SSV、SCSSV、水平井封隔器等工具，能够应对注气产生的交变应力、冲蚀等影响，具有后期修井施工简便、防止出现井口事故等优点。该技术降低了临近城区高压注气井所存在的安全风险，提高了潜山气驱的生产与作业管理水平，具有广泛的应用前景。

潜山；注气井；完井管柱；交变应力；冲蚀；安全控制

1 兴古潜山注气井面临的挑战

一般来说储层埋藏越深，注气需要克服的摩阻[1]损失越大，直接导致注气时需要面临更高的井口压力。兴古潜山油藏平均埋藏深度2 300 m以下，注气单井斜深度更是达到了5 000 m，这对气井的完井管柱、井下工具及井口的配套提出了更高的要求。此外，根据油藏方案部署，单井注气能力为2.5×104~ 12.5×104m3/d。由于注气井斜度大，闭合距离过长，注气井完井管柱还将承受复杂交变应力[2]的作用。再者目前注气气源组分中腐蚀性气体CO2体积分数约为2.7%，其对应分压高于NACE要求的CO2分压腐蚀的标准[3-4]0.2MPa，注气运行初期将面临井下腐蚀问题。兴古潜山所在地理位置为城区居民生活区及近郊地带，该区域人口密度较高，环境、位置等因素敏感都需要保护，注气及后期作业过程稍有不慎将酿成重大安全事故，因此进行了城外远距离打井的设计，但此种设计同时导致了注气井变为大斜度长闭合距水平井，对注气完井管柱的安全控制[5]与井下工具配套等提出了更高的要求。

2 注气井完井管柱及配套技术

2.1 油管的选择

在影响井内注气管柱选择的众多因素中，高速流动的气体对管柱产生的冲蚀作用值得关注。冲蚀是指材料受到高压高速气体粒子流冲击时，管壁表面出现的破坏磨损现象，对于高压注气井，冲蚀流速主要是受注气管柱直径尺寸的影响。因此，注气井油管的选择首先要满足在配注流量内不应发生冲蚀作用，再者应满足气井管柱气密封及防腐蚀[6]要求。

在进行油管尺寸设计时，应尽量选用较大直径的油管，除了有利于减少冲蚀的影响，也便于后期井筒内作业。对于冲蚀流速的计算，主要还是根据井筒内气体流动能量方程推算井口温度压力等参数，利用平均参数计算方法进一步预测冲蚀流量[7-8]：

若转化为标准单位则式（1）变更为：

式中：d为油管内径，m；ρ为气体密度，kg/m3；Ptf为流动井口压力，MPa；γg为气体相对密度，无因次；qsc为地面状态下注气流量，Nm3/d；T为平均温度，K；Z为气体在平均温度、平均压力下的偏差系数，无因次；V为冲蚀流速，m/s；C为经验常数取120~150。

参照基本参数，分别计算了不同尺寸油管Φ 73.0 mm（2.875″）、Φ88.9 mm（3.5″）在不同井口注气压力下的最大安全注气量，具体计算结果见表1。

3)当前的本体构建工具都是国外厂商开发的，对于英文支持较好，而中文的表达功能则较弱，这样在建立中文地名本体时，就需要在不同表达语言间进行转换，此时很容易产生数据转换的歧义性，类似于地理信息系统中的格式转换，需要人工进行修正。

表1 不同油管注气条件下的安全注气量/（104m3·d-1）

通过计算可知两种尺寸油管的安全注气量均高于油藏预测的配注量，后期注气作业时不会发生冲蚀作用，因此两种尺寸油管均能够满足平稳注气需求。但考虑注气后期地层压力将平稳升高，原有已经闭合的近井地带天然裂缝将再次开启，油藏可能具备更好的吸气能力，再考虑存在油藏工程调整配注量的需求以及便于后期管内温压测试等，因此，设计采用Φ89 mm油管进行注气。

由于气源组分中CO2为主要腐蚀成分，预测CO2分压为0.86 MPa，根据石油用油套管使用规范[9]，并借鉴各油田实际操作经验，注气井油管材质推荐采用13Cr[10-12]。考虑兴隆台潜山注气井注气深度深、注入压力高、地处城区，为保证长期安全生产，油管螺纹设计使用梯形扣代替API的圆扣，采用国产BGT2气密封螺纹扣[13]，用钢性楔形面接触密封代替了API的螺纹密封[14]，根据已进行的现场注氮气等试验情况，使用宝钢集团所生产的BGT2螺纹气密封油管能够满足抗漏失与气密封要求。

2.2 配套井下工具设计

根据注气井后期的作业要求，在井下注气管柱配套了循环滑套、气密封隔器、坐落短节、井下安全阀（SSV）等工具，并配合地面安全阀（SCSSV）与采气树等，来实现相应的功能，具体功能见表2。

1）滑套开关设计：滑套的形式主要有液压开关和机械开关两种。由于机械开关滑套价格便宜、技术成熟，在各类油田现场使用量最多，因此，选用钢丝作业开关式滑套，可以保证修井作业时的井筒循环通道畅通，还便于环空替换套管保护液，防止套管腐蚀，可以保证后期多次开关作业后仍具有气密性。

2）封隔器设计：常用的水平井封隔器主要有机械式与液压式两种。考虑试验区气驱开发注气井为大斜度水平井，气层埋深约2 800~4 000 m，机械坐封的封隔器容易发生中途坐封，所以坐封方式上选用液压坐封封隔器。同时为了便于后期修井作业，设计采用可移除式封隔器，该类型封隔器更换时无需磨铣作业，可通过封隔器上方管柱连接马牙气密封螺纹的插入管连接，直接正转使油管脱离，并下入专用内捞工具解封封隔器。

3）坐落短节设计：在管柱设计中，分别设计两个坐落短节，其中上部堵塞器坐落短节设置在封隔器正下方一根油管位置，主要是用来投堵塞器并进行封隔器打压坐封时使用；下部的测试坐落短节主要是用来放置测试仪器使用，同时为了保证管柱测试时可以进行正常注气，在测试坐落短节上方连接打孔油管，作为测试时的备用注气通道。

表2 管柱实现的功能和对应的配套工具

2.3 管柱下入深度确定与受力分析

根据钻井井身结构，考虑封隔器、测试工具下入深度，进而确定管柱下入深度，而封隔器坐封位置应在保证保护套管的前提下，尽可能接近储层顶界。但由于注气井均为大斜度水平井，还需要考虑完井工具本身技术要求与经济性影响因素，因此优选两套油管下入深度方案，比选结果见表3。

考虑完井工具本身技术要求，其中滑套、堵塞器等多个工具均需要钢丝下入，然而对于国内大斜度水平井的钢丝作业下入角度不建议超过45°，若继续深下工具将导致多个井下工具的操作均需配合连续油管作业才能满足使用。因此，对比可知浅下油管的方案一中封隔器下方部分套管钢级将增加，相应套管费用也将增加，但优势在于可以降低后期钢丝作业费用。而方案二使用连续油管作业，完井工具的下入角度将不受限制，此外封隔器下入较深，省去了部分套管钢级变换费用，但增加了油管费用与连续油管作业费用。

根据方案对比，由于储层较深，连续油管作业费用较高，针对大斜度长闭合距水平井，若井下工具下入深度过深，后期连续油管作业及大修作业难度也将进一步增加，因此推荐方案一的油管柱下入深度设计。

确定油管下入深度后，进一步对管柱进行受力分析，主要考虑连接不同井下工具后对油管丝扣的连接强度，及后期注气时抗内压强度和环空注入保护液后抗外挤强度影响下的轴向受力分析。根据大斜度水平井的受力分析公式[15-16]对注气管柱在不同状态时的受力进行了计算并核对了安全系数，主要考虑了管柱重力、浮力、温度效应力与膨径效应力，忽略活塞效应力[17]，按照下入深度4 000 m计算，P110与L80不同材质的油管抗拉强度见表4。

表3 不同方案注天然气井油管下入深度对比

表4 管柱在不同状态时强度校核

根据受力分析结果可知Φ73 mm、Φ88.9 mm的L80与P110钢级油管均能满足后期的受力需求，但L80钢级油管安全系数较低，存在一定风险。考虑完井管柱下入深度过长，为了便于长期平稳注气，为安全出发，推荐使用P110钢级的油管及配套井下工具。

2.4 井口优化设计

根据井筒内气体流动能量守恒方程，同时考虑由于短期注气量波动而引起的井筒温度传递延迟[18]来预测井口压力。预测了Φ73.0 mm、Φ88.9 mm油管的注气井口压力，从计算结果看，随着注入气量的增大，油管尺寸越大，井口注入压力越小。但注入量总体较低，两种尺寸油管所对应的注气压力相差不大，计算结果见表5。

表5 注气井口压力预测表

由计算结果可知，最高对应注气压力为23 MPa，注入时考虑2 MPa的地层启动压力，注气时的井口注入压力应为25 MPa左右，根据API井口装置选择规范[19]，确定选用等级为35 MPa的井口装置。根据气源组分计算，井口的腐蚀工况条件为：CO2分压0.625 MPa，但考虑注气时属于无水环境，根据表6选择井口装置防腐等级为CC级。此外由于注气井所处的环境冬季温度历史上曾有-30℃记录，因此选用L-U级（-46~121℃）温度等级。此外，根据安全控制系统要求，增加井口穿越器。

表6 井口防腐蚀等级

图1 油气井管柱示意图

2.5 安全控制系统设计

安全控制系统[20]主要由地面设备和井下工具两部分组成。地面设备主要由地面安全阀、易熔塞、液控管线转接装置、压力感应装置、远传系统等组成。井下工具主要由井下安全阀、封隔器等组成。井下安全阀一般下至井口下100 m左右，通过环空穿越井口的液压管线控制，由地面自动泵提供动力液压油控制其阀板开关。当液压超过系统设定值时，刚体内弹簧受压，阀板处于开启状态，保持正常注气，当遇到紧急情况时阀板失去液压自动关闭，起到安全控制的作用。

该系统是高压气井重要的控制保护设备，能有效防止发生憋压、刺漏、爆管、压力失控等事故，从而使气井处于安全可控状态。该系统的其他重要组成部分如易熔塞、地面安全阀等与井下安全阀原理相似，主要作用是在井口压力异常时，安全控制系统接收压力电磁阀感应信号，液压管线泄压，关闭井下安全阀、地面安全阀等，从而确保注气井的安全。

注气完井管柱上依次配套了井下安全阀、循环滑套、气密封封隔器、堵塞器坐落短节、打孔油管和测试坐落短节等井下工具。优化设计后的注气管柱具备以下功能：能够实现注气井出现事故时的安全自动控制；能够建立油套环空的沟通通道，顶替套管保护液并利于后期作业；能够实现地质监测地层参数的要求等诸多功能。管柱示意图如图1所示。

3 结论与认识

1）本设计考虑了封隔器坐封后的注气及后期修井作业等复杂工况时的管柱交变应力变化、管柱冲蚀及抗腐蚀等问题，确保了潜山油藏城区大斜度水平井注气作业的科学性与可靠性。

2）气井完井管柱满足油藏开发的注气量要求，兼顾了后期调整注气时的预留空间，同时具备一整套完备的井下工具保证了管柱的多种作业功能，在一定程度上降低了后期作业风险，设计安全、合理，符合现场需求。

3）地上与地下所组成的安全控制系统有效降低了高压注气井的安全风险，能够应对多种突发性井下事故，提高了潜山天然气驱生产和管理水平，具有良好的应用前景，并对城区气井的设计具有指导借鉴意义。

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The high inclination of the gas injection wells in Xinggu buried hill,the super length of gas injection pipe string,the function of gas injection pipe string and the safety requirement of gas injection system are considered in the design of the gas injection pipe string.Therefore the tubing of Φ89mm、P110-13Cr is recommended as the gas injection pipe,equipped with SSV,SCSSV,horizontal well packer and other tools,which can adapt to the alternating stress and erosion produced by gas injection.This kind of gas injection pipe string is favorable to the workover operation in later period and the prevention of wellhead accidents.The technology can reduce the safety risk of the high pressure gas injection wells near the city,improve the management level of gas flooding production and operation in buried hill areas,and it has wide application prospect.

buried hill;gas injection well;completion string;alternating stress;erosion;safety control

左学敏

2017-04-08

贺梦琦（1984-），男，工程师，主要从事稀油、天然气及地下储气库、非烃类气驱及化学驱等方面的井工程研究工作。