A06 常规压井技术.docx

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A06常规压井技术

第6节常规压井技术

常规压井技术是指管柱在井底的常规压井法,简称井底常压法压井。

主要包括一次循环法、二次循环法和边循环边加重法等。

6.1溢流控制原理

若井内压力受到控制便不会形成溢流、井涌。

发生溢流迅速关井是井控的第一步，也是最重要的一步。

即便把井安全关住了，控制也是暂时的。

没有排除油气侵，井液密度不能平衡地层压力，不可能实现开井恢复生产。

6.1.1井底常压法压井原理

井底常压法压井是一种保持井底压力保持恒定并始终等于或略大于地层压力，而排出井内受油气侵修（压）井液的压井方法。

6.1.1.1压井的概念

压井是井下作业施工过程中最常见最基本的作业环节，往往是实施其他作业的前提。

压井是将一定量的符合性能要求的修（压）液泵入井内利用其液柱压力平衡地层压力的过程，或者说是利用专门的井控设备和技术向井内注入一定密度和性能的修（压）井液建立井内压力平衡的过程。

压井的成败会直接影响到后续施工作业。

正确地确定地层压力，正确地选用符合性能要求的修（压）井液，制定合理的施工方案，动用有效的井控装备是压井作业的关键。

6.1.1.2井底常压法原理

井底常压法的基本原理是在实施压井过程中始终保持井底压力与地层压力的平衡，不使新的地层流体流入井内，同时又不使控制压力过高，危及地层与设备。

6.1.1.3井底常压法的优点

井底常压法计算简单，操作方便，容易在现场实现。

井底常压法的优点可以概括为：

1.它是一个通用的方法，包括大多数作为特殊情况的现有方法。

2.能处理井涌时遇到的各种情况。

3.简单而易为油田井下作业人员使用。

4.包括了现用方法所忽略的一些情况。

5.适用于油田井下作业且为实践所证明。

井底常压法是排除油气侵的一种合乎逻辑的概念。

通过一步一步的程序，在压井过程中即使遇到偶然的复杂情况，也能使你正确地操作泵和控制节流压力。

6.1.2“U”形管原理

要正确实施井底常压法压井，就必须充分了解井底压力、油（立）管压力和套管压力之间的关系。

而能够描述三者关系的最好方法就是U形管原理。

若把井的循环系统想象成一个“U”形管，油管看成“U”形管的一条腿，而把环空看成是另一条腿。

“U”形管的基本原理是“U”形管底部是一个平衡点，此处的压力只能有一个值，这个压力可以通过分析任意一条腿的压力而获得。

6.1.2.1.井底压力

1.在静止状态下

井底压力等于油管或环空静液柱压力，如图6-la所示。

图6-la：

关井求地层压力6-1b:

循环时油管压力的确定

2.在静止关井条件下

井底压力等于关井油管压力加上油管静液柱压力。

还等于关井套管压力加上环空静液柱压力。

3.在动态条件下

井底压力是环空静液柱压力、环空和节流管线压力损失和套管压力的总和。

或油管静液柱压力与油管压力之和减去油管内的循环损失，如图6-lb所示。

“U”形管的一个重要的概念是套管与油管压力紧密相关，改变套管或节流阀压力可以控制井底压力，影响油管压力使之产生同样大小的变化。

6.1.2.2“U”形管压井原理

压井是以“U”型管原理为依据，利用地面节流产生的回压和井内液柱压力所形成的井底压力来平衡地层压力。

下面是一口井中的各种压力。

在压井过程中，始终保持井底压力略大于地层压力。

以不变的压井排量向井内注入压井液，随着压井液的增加，节流压力逐渐减小，当压井液返出井口时，节流压力降为零，重新建立了井内压力平衡。

压井循环时井内压力的平衡关系

1.油管内:

Pp=Pb=PT-Pcd+Pmd（6-1）

2.环空内:

Pp=Pb=Pbp+Pma+Pa（6-2）

式中：

PT-循环时油管总压力，MPa。

Pcd-油管内循环压力降，MPa。

Pmd-油管内静液压力，MPa。

Pp-地层压力，MPa。

Pbp-环空流动阻力，MPa。

Pb-井底压力，MPa。

Pma-环空静液压力，MPa。

Pa-关井套压，MPa。

因：

PT-Pcd+Pmd=Pd+Pmd+Pbp=Pa+Pma+Pbp（6-3）

与关井状态压力平衡关系相比，作用于井底的压力只多了环空流动阻力Pbp，因Pbp不大，又是增加井底压力，压井时有利于平衡地层压力，可忽略不计。

则:

PT-Pcd+Pmd≈Pd+Pmd=Pa+Pma=Pp（6-4）

循环压井时，要保持井底压力不变，且略大于地层压力，就可以通过控制循环立管总压力PT实现，而循环立管总压力又是通过调节节流阀的开启程度控制。

可见压井循环时的立管总压力仍可作为判断井底压力的压力计使用。

压井时，要保持压井排量不变，Pd才不变，才能实现作用于井底的压力不变。

随着压井液在环空的上返，节流压力逐渐减小，压井液返出井口，节流压力消失，循环立管总压力PT变为用压井液循环的压力。

6.1.3压井方法的选择

压井方法选择是否正确是影响压井成败的重要因素，现场常用的压井方法包括二次循环法（司钻法）、一次循环法（等待加重法、工程师法）、边循环边加重法，在特殊情况下还使用立管压力法、体积法，低节流压力法等等。

溢流状态、井内管柱的深度、规范及其管柱内是否通畅等作为压井方法选择的主要依据。

如果压井方法选择不当、计算不准确，可能会造成井涌、井喷或井漏，都会损害产层。

6.1.3.1循环法

循环法是将密度合适的压井液泵入井内并进行循环，侵入井内油、气、水被压井液替出井筒达到压井之目的。

单一敞开井口循环压井很难建立起井筒-地层系统的压力平衡，往往需要在井口附加一定的回压，利用回压和压井液液柱压力来平衡地层压力，抑制地层流体流向井内。

循环法压井法包括正、反循环压井法，关键是确定合理的压井液的密度和控制适当的回压。

一次循环法、二次循环法和循环加重法都是循环压井法的特例。

1.反循环压井法

是将压井液从油、套环形空间泵入井内，由管柱内循环排除溢流的压井方法。

反循环压井多用在压力高、气油比大的油气井中。

反循环压井时，压井液是从截面积大、流速低的管柱与套管环形空间流向截面积小、流速高的管柱内，从一开始就产生较大的井底回压。

对于压力高、气油比大的井，采用反循环压井法不仅易成功，而且压井后，即使油层有轻微损害，也可借助于投产时井本身的高压、大产量来解除。

相反，如果对低压井采用反循环压井法，会产生较大的井底回压，易造成产层损害，甚至出现压漏地层的现象。

反循环压井有排除液流时间短，地面压井液增量少，较高的压力局限在管柱内部等优点。

2.正循环压井

是将压井液从管柱内泵入井内，由环形空间循环排除溢流的压井方法。

正循环压井则适用于低压和产量较大的油井。

在排量一定的条件下，当压井液从管柱内泵入时，压井液的下行流速快，沿程摩阻损失大，压降也大，对井底产生的回压相对较小。

所以，对于低压井，采用正循环压井法不仅能达到压井目的，还能避免压漏地层。

3.实施正反循环压井应具备以下两个条件

⑴能安全压井。

⑵在不超过套管与井口设备许用压力条件下能循环排除溢流。

6.1.3.2灌注法

灌注法是向井筒内灌注一段压井液，利用井筒液柱压力平衡地层压力的压井方法。

此方法多用在压力不高、工作简单、时间短的施工作业上。

特点是压井液与油气层不直接接触，作业后很快投产，可基本消除对产层的损害。

6.1.4压井作业中的技术要求与注意事项

压井工艺比较简单，但是施工比较繁琐，应当十分谨慎，否则，不仅压井不成，还会给油气层带来损害。

正确确定压井方式、严格按照压井工序操作、保持和调配好压井液性能、及时录取各项资料是压井成功的重要条件。

6.1.4.1保持压井液密度

由于油层中天然气的影响，压井过程中可能会发生压井液气侵，使压井液密度降低，导致井内液柱在井底产生的回压下降，当井底压力降至低于地层压力后，便会发生二次污染。

因此，为了防止二次污染，必须在一定时间内将井内已气侵的压井液全部替出，以保持井内液柱在井底产生的回压，将井压住。

6.1.4.2控制出口

保证进口排量大于出口溢流量，采用高压憋压方式压井，让井内的含气井液逐步被压井液所代替。

控制进出口井液密度差小于0.02g/cm3。

6.1.4.3防止压漏地层及压井液注入油层

如在压井过程中发现井口压力很低或者有下降的趋势，同时又发生压井液泵入量多排出量少的现象，就说明井有漏失。

特别是对一些地层吸水能力很强，压井开始时泵压很高，排量又大，很容易压漏地层，结果使压井液大量进入油层。

如果井已压住，仍旧继续不停地往井内高压挤入压井液，也会使压井液进入油气层。

所以，在压井过程中，正确判断井是否被压住是一项重要工作。

井被压住的特征主要有以下几点:

1.进口与出口压力近于相等。

2.进口排量等于出口排量。

3.进口密度约等于出口密度。

4.出口无气泡，停泵后井口无溢流。

6.1.4.4防止井喷

在压井过程中，井口泵压平稳，泵入量和井口返出量大致相同，进出口密度几乎不变，返出流体无气泡。

关井30min后井口无溢流，井筒内没有异常声音，这些都是判断井是否压住的方法。

如果出现以下情况则是井喷的预兆:

1.进口排量小，出口排量大，出口流体中气泡增多。

2.进口密度大，出口密度小，密度有不断下降的趋势。

3.出口喷势逐渐增加。

4.停泵、关井后井口压力增高。

如遇上述现象，应立即循环和调整压井液性能（如提高密度等），及时采取必要的防喷措施，保证安全。

6.1.4.5压井施工中应注意的事项

无论采用何种方法压井都要注意以下问题:

1.根据设计要求，配制符合要求的压井液。

对一般无明显漏失层的井，配制液量通常为井筒容积的1.5～2倍。

2.压井进口管线必须试压达到预计泵压的1.2～1.5倍，不刺不漏。

高压和放喷管线须用钢质管线，禁止使用弯头、软管及低压管线，并固定牢固。

3.循环压井时，水龙头（或活动弯头）、水龙带应拴保险绳。

4.压井前，对气油比较大或压力较高的井，应先用油嘴控制排气，再用清水压井循环除气，然后再用密度高的压井液压井。

5.进出口压井液性能、排量要一致。

要求进出口密度差小于0.02g/cm3，要尽量加大泵的排量（不低于O.5m3/min）循环，吸入管线要装过滤器。

当遇漏失量超过井筒容积1.2倍仍不返的漏失时，应停止施工，请示有关部门，采取有效措施。

6.压井中途一般不宜停泵，适当控制排量，保证既不漏又不被气侵。

待进出口井液性能一致时方可停泵。

若停泵后，发现仍有外溢或有喷势时，应再循外排气，或采用关井稳定的方法，使井内气体分离，然后开井放空检查效果。

7.压井时最高泵压不得超过油层吸水启动压力。

为保护油层，避免压井时间过长，必须连续施工，减少压井液对油层污染。

8.若压井失败，必须分析原因，不得盲目加大或降低压井液密度。

6.2关井油（立）管压力和关井最大允许套管压力

6.2.1关井油（立）管压力的确定

关井油（立）压力是计算地层压力（Pp）和压井液密度（ρm1）的重要依据，因此准确录取关井油（立）管压力（Pd）是十分重要的。

6.2.1.1管柱中未装单流阀时油（立）管压力的确定

1.关井状态下井内的压力平衡关系如图6-2所示。

⑴油管内：

Pp=Pb=Pd+10-3ρmgh（6-6）

⑵环空内:

Pp=Pb=Pa+10-3ρmg（H-hw）+10-3ρwghw（6-7）

式中：

Pp-地层压力，MPa。

Pb-井底压力，MPa。

Pd-关井油（立）管压力，MPa。

ρm-原井液密度，g/cm3。

H-井的垂直深度，m。

Pa-关井套管压力，MPa。

hw-溢流高度，m。

ρw-溢流密度，g/cm3。

2.影响准确录取关井油（立）管压力（Pd）的因素

主要影响准确录取关井油（立）管压力（Pd）的因素包括压力稳定时间和圈闭压力等。

关井后，井内压力达到平衡需要一定的时间，若地层的渗透性比较好，大概需要10-15min。

井筒周围地层压力恢复到原始地层压力的情况如图6-3所示。

只有待地层压力恢复到原始地层压力、井内压力达到平衡，才能录取此时的关井油（立）管压力。

圈闭压力是指从油管压力表及套管压力表上记录到的超过平衡地层压力的关井压力值。

产生圈闭压力的原因或是关井先于停泵，圈闭了一部分泵的能量。

或是气体在关井状态下滑脱上升（主要原因）。

检圈闭压力的方法是每次从节流阀放出40-80L井液，若油（立）管压力和套管压力均有下降，证明有圈闭压力存，继续节流放出井液直到油（立）管压力不再下降时记录到的油（立）管压力才是真实的油（立）管压力。

若油（立）管压力没有变化，压力有所增加，证明没有圈闭压力。

6.2.1.2管柱中装单流阀时油（立）管压力的确定

1.不循环法

不知道压井泵速及该泵速下的循环压力（Pci）时。

缓慢启动泵，向管柱内注入少量井液，观察油（立）管压力和套管压力的变化。

当套管压力超过关井套管压力0.5-1MPa时（说明管柱回压阀被顶开）停泵，记录此时的油（立）管压力Pd1和套管压力Pa1。

若△Pa=Pa1-Pa。

则：

Pd=Pd1-△Pa（6-8）

式中:

△Pa-套压升高值，MPa。

Pa1-停泵时记录的套管压力，MPa。

Pa-关井套管压力，MPa。

Pd-关井油（立）管压，MPa。

Pd1-停泵时记录的油管压力，MPa。

2.循环法

知道压井泵速及该泵速下的循环压力（Pci）时。

缓慢开泵，同时迅速打开节流阀及节流阀上游的平板阀，调节节流阀，使套管压力等于关井套管压力。

当排量达到选定的压井排量时，保持压井排量不变，调节节流阀，使套管压力恰好等于关井套管压力，记录此时的循环油（立）管压力，停泵，关节流阀及上游的平板阀。

则关井油（立）管压力：

Pd=PT-Pci（6-9）

式中：

Pd-关井油（立）管压力，MPa。

PT-测量的油管压力，MPa。

Pci-压井排量循环时的油（立）管压力，MPa。

Pci及压井排量可从预先记录的资料中查出。

6.2.2关井最大允许套管压力的计算

关井允许最大套管压力是在不破坏防喷设备、套管或地层条件下一口井所能承受的最大压力。

为确保地面设备、套管和地层三方面的安全，必须控制关井套压不大于最大允许关井套压。

最大允许关井套压应是井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许的关井套压值中的最小值。

6.2.2.1井口装置额定工作压力

防喷设备的工作压力一般是按预测的最高地面压力选择的。

预计的最高地面压力是已知的或估计的最大地层压力减去气柱（气柱高度为下一层套管深度到地面的全长）压力。

假若没有压力数据，可以假定一个正常的地层压力梯度，则预测的最高地面压力=地层压力×系数。

系数=1-（0.018×深度）÷304.8

[例6-1]已知某井3048米处的地层压力39.302MPa。

求预测的最高地面压力？

防喷器额定工作压力？

解：

预测的最高地面压力=地层压力×（1-（0.018×深度）÷304.8）=39.302×0.82=32.227MPa

防喷器额定工作压力=35MPa（大于预测值，选择高一压力级别）

所希望的防喷器工作压力,应大于计算值并符合防喷器额定值要求。

目前常用的防喷器压力级别有14、21、35、70、105、140MPa六种。

6.2.2.2套管抗内压强度

套管抗内压强度又称为抗内压屈服强度，它的大小取决于套管外径、壁厚与材料。

一般情况下要求允许关井最大套管压力不能超过套管抗内压强度的80%。

套管抗内压强度=1.75×最小屈服强度×壁厚÷外径

[例6-2]已知某井套管外径244.5毫米，钢级J55，单位质量59.95kg/m。

求套管抗内压强度。

解：

（查表）套管壁厚=10.03毫米，最小屈服强度379.225MPa。

则

套管抗内压强度=1.75×最小屈服强度×壁厚÷外径=1.75×379.225×10.03÷244.5=27.22MPa

套管抗内压强度公式计算出的是所谓理论值，不包括安全系数或由于套管磨损降低预测工作压力所应作的调整系数，也不包括使额定压力增加的张力效应。

有H2S气体存在时套管强度会大大降低。

H2S会引起套管严重脆裂。

高强度钢在大张力与低温下特别容易损坏。

对卡瓦、大钳、套管卡瓦所造成的应力集中部位H2S特别有害。

6.2.2.3地层破漏压力

地层所能承受的关井压力取决于破裂梯度、深度以及该深度的静液压力。

套管鞋通常是裸眼井段最薄弱的部分。

一般用破裂试验来测量压力梯度。

ρf=ρm+Pl/10-3gHf（6-10）

式中：

ρf-破裂压力当量密度，g/cm3。

Pl-漏失压力，MPa。

ρm-井液密度，g/cm3。

Hf-套管鞋或薄弱地层深度，m。

6.2.2.4最大允许关井套管压力

Pamax=10-3（ρf-ρm）gHf（6-11）

式中：

Pamax-最大允许关井套管压力，MPa。

ρf-破裂压力当量密度，g/cm3。

ρm-井液密度，g/cm3。

Hf-最薄弱地层深度，m。

[例6-3]某井套管鞋深1067m，破裂压力梯度1.71g/cm3，井液密度1.27g/cm3，环空压力损失0.345MPa。

求关井节流时最大允许关井套管压力。

解：

由式Pamax=10-3（ρf-ρm）gHf=10-3×（1.71-1.27）×9.81×1067=4.606MPa

则节流循环时最大允许关井套管压力Pamax=4.606-0.345=4.216MPa

当气侵发生在套管鞋上部时，对最大允许套管压力的限制可以放宽。

气体可以减少作用在地层上的静液压力，减少的量取决于气泡长度。

气泡的长度是很难确定的，因此在这种条件下最大允许套管压力的计算值只是一种估计值。

现场最大允许套管压力求取时，可把地层试漏当量密度（即地层破裂的当量密度）、破漏压力两点连成直线（如图6-4所示），不同的井液密度与该线垂直相交就可以求出相应的最大允许套管压力。

6.3.压井基本数据计算

6.3.1溢流的判断

发生溢流后，侵入井内的地层流体是单纯的油、气、水？

还是它们的混合体？

这需要进行判断。

地层流体侵入环空后，因其密度小于井液密度，使环空的液柱压力小于管柱内的液柱压力，造成关井时套管压力大于油（立）管压力。

如果侵入环空的地层流体的体积相同，地层流体的密度越小，则环空的液柱压力越小，关井时的油（立）管压力与套管压力之差值越大，因此根据此差值的大小即可判断溢流的种类。

由U型管原理可得关系式：

，整理变形则：

（6-12）

式中:

GDf-地层流体液柱压力梯度，MPa/m。

GDd—钻井液液柱压力梯度，MPa/m。

hf—地层流体在环空所占高度,m。

Pa-关井时套管压力，MPa：

Pd-关井时立管压力，MPa。

Hf-油、气、水等地层液体侵入高度m。

其中：

△V-钻井液池钻井液增量，m3。

Va-溢流所在位置环空容积，m3。

可以根据（6-12）式计算可初步判断地层流体的种类。

一般天然气GDf=0.00108-0.00451MPa/m。

天然气与石油（盐水的混合物）GDf=0.00451-0.00903MPa/m。

盐水GDf=0.00903-0.01128MPa/m。

6.3.2压井液密度计算

压井液密度的确定应以最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。

附加值可选用下列两种方法之一确定。

6.3.2.1密度附加

ρm1=102Pd/H+ρe（6-13）

式中：

ρm1-压井液的密度，g/cm3。

Pd-关井油（立）管压力，MPa。

H-油层中部井深，m。

ρe-附加密度，g/cm3。

密度附加值的取值范围：

油水井为0.05~0.1g/cm3；气井为0.07~0.15g/cm3。

【例6-4】已知地层压力19MPa，射孔段垂深1700m，求压井液密度。

解:

ρm1=102Pd/H+ρe=（102×19）/1700+（0.05~0.10）=1.19~1.24g/cm3

6.3.2.2压力附加

ρm1=102（Pp+P）/H（6-14）

式中：

ρm1-压井液的密度，g/cm3。

Pp-静压或目前地层压力，MPa。

P-附加压力，MPa。

H-油层中部深度，m。

压力附加值的取值范围：

油水井为1.5-3.5MPa；气井为3.0-5.0MPa。

【例6-5】已知地层压力19MPa，射孔段垂深1700m，关井油压为2.5MPa,求压井液密度。

解:

ρm1=102（Pp+P）/H=102（19+2.5）/1700=1.23g/cm3

6.3.2.3压井液密度附加原则

具体选择附加值时，应考虑地层孔隙压力、油气水层的埋藏深度、井液密度、井控装置配套水平等。

压井液密度附加原则：

1.对油气层造成的伤害程度最低。

2.性能应满足本井、本区块地质要求。

3.固相杂质小于0.1%，粘度适中，进出口性能一致。

6.3.3油管内容积、环空容积及压井液量计算

6.3.3.1油管内容积

V1=A1L（6-15）

式中:

V1-油管内容积，m3。

A1-油管内容积系数，m3/m。

L-油管长度，m。

6.3.3.2环空容积

V2=A2L（6-16）

式中:

V2-环空容积，m3。

A2-环空容积系数，m3/m。

L-对应油管的环空井段长度，m。

6.3.3.3井眼总容积

V=V1+V2（6-17）

所需压井液量一般取总容积的1.5-2倍。

6.3.3.4所需加重剂用量

（6-18）

式中：

Wc-所需加重剂的重量，t。

ρ-原浆密度，g/cm3。

ρ1-加重剂密度，g/cm3。

ρ2-欲配制的压井液密度，g/cm3。

V-需要加重的原浆体积，m3。

6.3.4注入压井液时间计算

6.3.4.1注满油管内容积的时间

注满油管内容积的时间，即压井液从井口到达井底所需时间t1：

（6-19）

式中：

t1-注满油管内容积所需时间，mim。

Qk-压井排量，L/s。

6.3.4.2注满环空内容积的时间

注满环形空间时间，即压井液从井底到达地面的时间t2:

（6-20）

式中：

t2-注满环空容积所需时间，min。

则压井液注入的总时间

t=t1+t2（6-21）

通常为了降低泵、井口装置、节流管汇等设备的负荷，压井时用低排量施工。

通常压井排量取修井作业循环时排量的1/3-1/2。

井下作业时，每班开始作业前要用选定的压井排量循环，并记录下泵冲数、循环压力，作为压井作业依据。

如果改变油管结构、井液性能发生变化、更换修井泵的缸套等，都要再次测定压井排量下的泵压。

6.3.5压井循环时油（立）管压力计算

6.3.5.1初始循环油（立）管压力

PTi=Pd+Pci（6-22）

式中：

PTi-初始循环油（立）管压力，MPa。

Pd-关井油（立）管压力，MPa。

Pci-压井排量下的循环压力，MPa。

6.3.5.2终了循环油（立）管压力

PTf=ρm1/ρm×Pci（6-23）

式中：

PTf-终了循环油（立）管压力，MPa。

ρm-原井液密度。

g/cm3。

ρm1-压井液密度，g/cm3。

6.3.6最大允许关井套压计算

Pamax=（Gf-Gm）Hf（6-24）

式中：

Pamax-最大允许关井套压，MPa。

Gf-套管鞋处地层破裂压力梯度，MPa/m。

Gm-原井液压力梯度，MPa/m。

Hf-套管鞋处漏层垂深，m。

任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置的额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许的关井套压三者中的最小值。

一般情况下地层通常是最薄弱的。

6.4二次循环法

二次循环法又称司钻压井法，是通过两次循环分两步完成压井施工作业的一种最基本的简单实用的常规压井方法。

6.4.1二次循环法压井原理

6.4.1.1二次循环法压井原理

二次