平湖高温高压气井自流注气完井工艺优化研究

于潇伟，李艳飞，万宏春，郭小明，和鹏飞

（1.中海油能源发展股份有限公司上海工程技术公司，上海 200335；2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；3.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

高温高压油气藏的开发起始于20 世纪70 年代的英国北海和美国密西西比地区；经过20 世纪80 年代美国墨西哥湾和路易斯安那高温高压油气田，以及20世纪90 年代持续到现在的几个北海、墨西哥湾地区的主要高温高压项目，高温高压完井技术已经有了飞速的发展，把钻完井技术能力大大向前推进[1]。

高温高压对井下设备、工具、仪器等密封件及管柱造成损害，对工具及工艺的选择提出了更高的要求。目标气层含有CO2，耐腐蚀要求高，且平湖平台生产系统为常温常压生产系统，综合以上因素，该气层可能无法通过常规的高温高压气井完井方式进行开发，因此，需开展平湖高温高压气井自流注气完井工艺优化研究，确保平湖高温高压层进行安全可靠的开发。

1 常规高温高压完井管柱优选研究

1.1 油套管

高温高压井通常会采用比较大尺寸高强度的油管套管以满足生产和防腐需要。具体调研气田所用的油套管尺寸及材质（见表1）[2]。大部分高温高压气田存在不同程度的腐蚀性气体，25Cr 125MYS 和超级13Cr 110MYS 的油管材质较为常见[3]。

表1 高温高压气田油套管统计

现与高温高压气田常用的油套管尺寸相配套的完井工具，如井下安全阀，封隔器，流控装置及尾管挂系统等都基本成熟，但建议在井身结构及油管设计阶段应考虑相配套尺寸的高温高压完井工具的因素。

1.2 高温高压完井工具

1.2.1 井下安全阀 在高温高压项目中，一般都采用油管携带式安全阀。部分项目为了增加安全阀系统可靠性，增加一套冗余控制系统，选择在油管携带式安全阀上部下入另外一套可连通式坐落接头，可在坐落接头内下入内置式安全阀，并使用另外一套独立的控制管线。为了满足防腐及温压等级要求，较多选择高强度镍合金材质（见表2）[4]。

表2 所调研高温高压气田安全阀统计

1.2.2 封隔器 在高温高压项目中一般采用静态密封和浮动密封两种油管与封隔器连接形式（见表3）[5]。静态密封一般采用锚定密封与液压式永久封隔器的形式。在整个气井生命周期封隔器和油管锚定在一起，不会发生移动，这种形式的完井管柱简单可靠；在修井等需要起出管柱时，上部油管可以通过旋转管柱脱手锚定密封，永久封隔器套铣取出；贝克Premier 封隔器，具备永久封隔器的性能，但可通过切割封隔器芯轴上提解封，无需套铣作业。浮动密封一般采用插入密封/密封筒的形式。动态密封允许插入密封在密封筒内上下移动，可以降低对油管的载荷；而且简化了上部管柱回收作业，直接上提即可提出插入密封回收上部管柱。

表3 所调研高温高压气田封隔器统计

1.2.3 流控装置 在高温高压完井中，坐落接头及堵塞器常被用来隔离下部完井和上部完井。在北海Morvin 高温高压气田的应用中，在远程控制地层隔离阀出现了多次作业事故后，采用了高温高压的坐落接头和堵塞器系统作为上部完井前中层屏障，作业很成功。远程控制地层隔离阀可以避免钢丝作业，但结构比较复杂，对井筒环境的清洁要求较高。随着新一代地层隔离阀的开发，如贝克休斯VAULT 系列地层隔离阀[6]，增强了对井筒固相的耐抗性，但仍然对井筒清洁有很高的要求。

1.2.4 尾管挂系统 在高温高压项目中，套管/尾管的固井质量对于整个井筒完整性有着至关重要的作用。尾管系统包括尾管挂及尾管顶部封隔器。贝克休斯FLEX-LOCK 尾管悬挂器及ZXP 型尾管顶部封隔器组成的尾管挂系统，在世界高温高压中有着广泛的使用[6]。FLEX-LOCK 尾管挂系统可以实现旋转固井，提高固井质量；ZXP 系列尾管顶部封隔器可达到API 11D1 V0 级别，可以有效的作为水泥环的第二道屏障。另外，为了进一步的提高井筒完整性，可以在套管/尾管管柱上加裸眼封隔器以实现更可靠的层间隔离。

1.3 完井液

在调研的高温高压气田中，采用经过防腐处理的淡水作为A 环空的封隔器液比较常见；在完井过程中较为普遍的使用高密度无固相甲酸盐（Cesium/K Formate）作为完井液[7]。通常来说，理想的射孔液是无固相液体来防止射孔时的地层污染等，即使在负压射孔的情况下，也一般推荐无固相射孔液来防止在产能达不到预期或需要关井的情况下固相进入孔眼。如果使用钻井泥浆作为射孔液，在正压差的作用下，会在孔眼壁上同样形成泥饼，除非在很高的生产压差的情况下生产较长的时间，此泥饼很难去除。某些情况下，基于井控或一些其他限制因素，会使用有固相含量的液体作为射孔液。

1.4 射孔

射孔方式的选择主要根据以下因素来设计：油藏的要求，射孔层位的长度；射孔枪的质量和尺寸；井筒结构，深度及井斜；以及对平衡/欠平衡射孔的要求，射孔液的选择等。过油管射孔是高温高压完井中比较常见的形式，一般在将整个井筒中顶替为干净的完井液后，采用高温高压连续油管过油管射孔，这样射孔作业时完井管柱和井口设备已经安装完毕，而且可以实现负压射孔，如北海的Elgin ＆ Franklin 和Jade 气田[8]。北海Shearwater 高温高压气田将射孔枪直接悬挂在完井管柱下部，并在井底留有足够的口袋。在安装完采气树后起爆射孔枪的方式，然后丢枪在井底。在墨西哥湾的Mobile Bay 高温高压气田的完井中偏向于选择过油管射孔是因为过油管射孔可以避免压井作业以及由于没有足够井底口袋来容纳射孔枪而必须起出射孔枪的作业。在下入完井管柱之前，采用TCP 射孔产层的方式也有采用。在无固相压井液中TCP 射孔后再下入生产管柱[9]。一般会在高密度完井液（密度可以压井）（Cesium/K Formate/油基泥浆等）中TCP 射孔。如北海的Kristin 和Kvitebjorn 气田。

2 平湖高温高压气井自流注气完井工艺研究

2.1 过油管射孔完井管柱方案

由于采用过油管射孔的方式，可以允许完井管柱在地层完全隔离的情况下下入，而且射孔枪在下入和回收过程中井筒及地面已有全套井控设备，所以采用过油管射孔是比较安全的方式。103.4 MPa 等级的连续油管高温高压过油管射孔技术已比较成熟，并已经在北海高温高压气田Elgin ＆ Franklin 气田和Jade 气田等多个高温高压油气田有过成功的应用[10]。鉴于每个项目都有自己的特性及要求，虽然103.4 MPa 等级的高温高压连续油管射孔技术已经在多个气田有过成功应用，也需要针对本项目的具体情况与专业公司进行进一步设计。

此方案是将完井管柱下到位及采气树安装后，通过过油管射孔技术将高温高压层和低压层射孔来实现两层的连通。采用过油管射孔后的自流注气管柱结构（见图1）。

图1 自流注气完井方案示意图

北海Elgin ＆ Franklin 和Jade 气田均在下入完井管柱之前井筒内的高密度钻完井液顶替为较低密度的完井液（1.0 g/cm3的防腐淡水）。为了井筒安全，两个气田并采用了分级顶替的方式，并在顶替完成后进行了较长时间的负压测试，确保井筒安全后再进行下一步的作业。

Elgin ＆ Franklin 气田在177.8 mm 尾管固井并测试合格后，先将井筒2.2 g/cm3的合成基泥浆顶替为1.6 g/cm3的完井液，再顶替为海水。最终，井筒彻底清洁并被顶替为淡水完井液。在顶替完成后，保持钻柱在井筒内，观察了24 h 来确认尾管及水泥环可以在负压下保持井筒完整性，以保证在后期作业中的井筒安全。在其作业的5 口井中，都成功完成了负压作业[11]。值得注意的是在顶替完成后，由于井筒液体的热膨胀，会有液体回流，为了判断液体溢出是由于热膨胀效应还是由于真正的溢流造成，作业者对回流绘制了详细的曲线图，明显区别于其他溢流，热效应导致回流会随着时间变小并趋向于零。在后期下完井管柱过程中，作业者也都制定了详细的应急计划。

虽然这两个项目都采用淡水作为射孔液及完井液，但具体的完井液/射孔液可根据本项目的本身需要考虑。采用高密度无固相液体，甚至钻井液作为射孔液和完井液，可以大大降低负压作业带来的井控风险，但前提是要满足油藏，以及经济成本等要求。若在下入完井管柱之前井筒内的高密度钻完井液顶替为较低密度的完井液，套管/尾管系统及固井水泥环会承受较大的负压，所以固井质量及尾管系统对于整个井筒的完整性是非常重要的。若将井筒内的泥浆顶替为1.50 g/cm3无固相完井液（KCOOH 类无固相完井液可达到的最大密度）为例计算套管所受负压差，可得在井筒被顶替为1.50 g/cm3的完井液后套管所受负压差约为17.2 MPa。

2.2 TCP 射孔完井管柱方案

过油管射孔的射孔枪长度受到防喷管长度限制；射孔枪尺寸受完井管柱尺寸限制，所以如果过油管射孔无法满足油藏要求，则可考虑采用TCP 射孔。北海Kristin 气田采用在油基泥浆中采用过平衡TCP 射孔，Kvitebjorn 气田采用在高密度甲酸盐完井液中TCP 过平衡射孔。本报告设计了两种TCP 射孔方案，具体方案及射孔液选择可根据具体和油藏要求情况进一步优化。

2.2.1 TCP 射孔完井管柱方案一 如果采用满足井控要求的高密度射孔液，在可以采用第一趟TCP 射孔高压层，第二趟下入完井管柱下部带射孔枪；在安装完采气树和坐封生产封隔器后再引爆上部常规气层射孔枪。这样的做法就避免了任何负压作业[12]。管柱示意图（见图2）。

图2 TCP 射孔管柱方案一示意图

2.2.2 TCP 射孔完井管柱方案二 如果需要采用低密度的完井液/射孔液，则在完井过程中需要实现高温高压层的隔离。第一趟下入隔离封隔器总成与射孔枪总成；将隔离封隔器总成上部顶替为低密度的射孔液，TCP 射孔常规油气层；然后下入完井管柱；在安装完采气树及坐封生产封隔器后，射孔高温高压层，实现两层的连通。管柱示意图（见图3）。

图3 TCP 射孔管柱方案二示意图

2.3 自流注气管柱上部弃井方案

在自流注气管柱上部打两个水泥塞方案示意图（见图4），在地面井口建议仍保留采气树保留井口观察监测能力，并可在油管挂以下保留足够深的管柱以保留一定程度的循环能力[13]。

图4 自流注气管柱上部弃井方案示意图

3 结论

（1）从高温高压完井工艺和工具方面进行了平湖高温高压气井自流注气工艺可行性研究，未考虑其他影响因素如油藏特性条件等。根据对世界范围内的高温高压气田完井案例调研，从目前高温高压完井工艺、工具与设备的技术现状来讲，现在的工具和技术可以满足本项目平湖高温高压气井自流注气工艺的要求，并且此等级的完井工具和设备已经比较成熟。

（2）因未发现类似本项目在高温高压情况下采用自流注气工艺的案例，所以具体的完井管柱方案需进一步的优化确认。