賀 夢(mèng) 琦

（遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

注氮?dú)怛?qū)油技術(shù)在雷64-28-K22井的應(yīng)用

賀 夢(mèng) 琦

（遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010）

雷64區(qū)塊為巨厚塊狀稀油油藏，自2008年注水開發(fā)至今，地層虧空加大，含水上升速度較快且水竄嚴(yán)重，而通過水井停注或下調(diào)配注控制含水上升的效果并不明顯。為此，針對(duì)水驅(qū)效果較差問題，開展了老井再利用注氮?dú)鈿忭旘?qū)試驗(yàn)。研制了1種注氮?dú)馔昃苤?。該管柱主要使用了Y521封隔器以滿足井底注氣壓力較高的需求。管柱坐封后，在油套環(huán)空內(nèi)灌清水至井口以下100 m左右，起到平衡封隔器下壓差作用；此外，嚴(yán)格對(duì)老井進(jìn)行套管試壓及固井質(zhì)量檢查，盡可能避免試注過程中的安全隱患?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，該管柱性能可靠，注氮?dú)庠囼?yàn)期間井口始終無刺漏，受效油井單井增油可達(dá)9 t/d，初步實(shí)現(xiàn)了穩(wěn)油控水的目的，為后期注氮?dú)怛?qū)試驗(yàn)及設(shè)計(jì)提供了可靠的依據(jù)。

老井再利用；注氮?dú)?；完井管?/p>

雷64區(qū)塊主要開發(fā)目的層為沙三段蓮花油層。目前L6砂體含水上升快，穩(wěn)油控水難，2008年在L6砂體部署實(shí)施新井開發(fā)后，單元采油速度、采出程度均大幅度提升，虧空加大，含水上升速度加快，含水上升率最高達(dá)7.0%，遠(yuǎn)高于理論值。長期以來，通過水井停注或下調(diào)配注量控制含水上升，但效果不明顯，目前單元綜合含水64%，且位于構(gòu)造高部位的水平井雷64-蓮H-601含水已高達(dá)75%，L6砂體水竄嚴(yán)重。L7砂體因長期底部注水，區(qū)塊上下層系動(dòng)用不均，近幾年雖然逐步開展了上返補(bǔ)層注水工作，但因分注級(jí)別低等因素的制約，區(qū)塊縱向動(dòng)用不均的現(xiàn)象未得到充分改善。目前主力區(qū)塊水井注水井段均較長，一般在70～95 m，因?qū)娱g差異，水井多數(shù)吸水不均，致使注入水沿高滲透層向上突進(jìn)，最終造成儲(chǔ)量動(dòng)用不均。如雷64-24-24井組，其注入水向雷64-24-22井單向水竄嚴(yán)重，致使其它油井產(chǎn)量遞減。

根據(jù)油藏地質(zhì)要求，針對(duì)水驅(qū)效果并不明顯的問題，開展注氮?dú)鈿忭旘?qū)試驗(yàn)控制底水錐進(jìn)［1］，考慮油藏開展注氮?dú)庠囼?yàn)盡快實(shí)施的要求，新鉆注氣井及采購氣密封注氣完井管柱周期較長，為控制和節(jié)約作業(yè)成本，選取老井作為再利用注氮?dú)庠囼?yàn)井。面對(duì)老井大多存在水泥返高低、固井質(zhì)量差、套管腐蝕等問題，必須使用非氣密封完井管柱進(jìn)行高壓注氣試驗(yàn)。

現(xiàn)場(chǎng)選取位于構(gòu)造高部位的雷64-28-K22井進(jìn)行試注氮?dú)庠囼?yàn)，通過本次施工下注氮?dú)夤苤?，落?shí)儲(chǔ)層吸氣能力及周圍井見效情況等相關(guān)資料情況。雷64-28-K22井為老井再利用注氮?dú)庠囼?yàn)井，2008年5月投產(chǎn)，套管射孔完井，生產(chǎn)井段為2 011.00～2 161.00 m/87.0 m，目前原始人工井底為2 271.00 m。油層套管外徑177.8/159.42 mm，水泥返高520 m；固井質(zhì)量合格。該井無套損、井下無落物。

1 管柱結(jié)構(gòu)

由于注氣試驗(yàn)周期不超過半年，為節(jié)省作業(yè)時(shí)間，降低管柱成本，高壓注氣試驗(yàn)管柱使用性能穩(wěn)定的Y521液壓坐封可取式壓裂封隔器。為保證其坐封效果，封隔器上方帶水力錨。其主要參數(shù)為：最大耐壓差70 MPa，工作環(huán)境溫度150 ℃，坐封力70～110 kN，工具最大外徑147 mm，中心管內(nèi)徑82 mm。通過投球?qū)嵤┐驂?、坐封。封隔器上方配反洗循環(huán)閥，便于后期進(jìn)行洗壓井作業(yè)。經(jīng)過井筒參數(shù)預(yù)測(cè)與管柱受力分析，油管采用?89 mm的N80/6.45 mm外加厚API標(biāo)準(zhǔn)螺紋油管。為減少注氣時(shí)所發(fā)生的擾動(dòng)效應(yīng)，管柱下入深度2 000 m，Y521封隔器下入深度1 970 m。

2 設(shè)計(jì)依據(jù)

為保證設(shè)計(jì)管柱的安全可靠，本次試驗(yàn)注氮?dú)夤苤脑O(shè)計(jì)思路如下。

（1）首先進(jìn)行注氣后的井底壓力及沖蝕流量預(yù)測(cè)，確定所使用的油管直徑能夠滿足安全注氣要求。

（2）再根據(jù)井底壓力預(yù)測(cè)值分析管柱的受力狀態(tài)，進(jìn)一步進(jìn)行管柱強(qiáng)度計(jì)算及材質(zhì)優(yōu)選。

（3）最后結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，對(duì)注氣過程中的安全隱患進(jìn)行了分析，并提出了相應(yīng)技術(shù)對(duì)策。

2.1 井底壓力和沖蝕流量計(jì)算

現(xiàn)場(chǎng)氮?dú)獠捎密囕d式NJ-1200型制氮設(shè)備，設(shè)備最高注入壓力可達(dá)25 MPa，平穩(wěn)運(yùn)行時(shí)注入壓力按20 MPa設(shè)計(jì)，最大注入量1 200 Nm3/h，要求24 h連續(xù)注入40 d。

參考平均溫度和平均壓縮系數(shù)公式，根據(jù)井筒內(nèi)氣體流動(dòng)能量方程推算井底壓力和沖蝕流量［2］。對(duì)于井底壓力與沖蝕流速的計(jì)算，由于其受到眾多因素的影響，還沒有準(zhǔn)確的計(jì)算方法，目前油田注氣井主要采用 APIRP 14E 推薦的計(jì)算公式

井底壓力預(yù)測(cè)

沖蝕流量預(yù)測(cè)

若轉(zhuǎn)化為標(biāo)準(zhǔn)單位則上式變更為

式中，pwf為流動(dòng)井底壓力，MPa；ptf為流動(dòng)井口壓力，MPa；γg為氣體相對(duì)密度，無因次；e為自然對(duì)數(shù)底數(shù)；e為絕對(duì)粗糙度，一般取0.000015 m；d為油管內(nèi)徑，m；H為油管深度，m；qsc為地面狀態(tài)下氣體流量，m3/d；為平均溫度，K；為氣體在平均溫度、平均壓力下的偏差因子，無因次；f為摩擦阻力因子，根據(jù)Jain公式計(jì)算，無因次；Re為氣體流動(dòng)雷諾數(shù)。V為沖蝕流速，m/s；C為經(jīng)驗(yàn)常數(shù),取120～150；ρ為氣體密度，kg/m3。

具體計(jì)算參數(shù)為：氮?dú)怵ざ?.023 16 mPa·s；氮?dú)庀鄬?duì)密度0.975 9；油層溫度67.5 ℃；井口溫度20 ℃；計(jì)算井筒垂深2 000 m；井口氣體壓縮因子1.063 2。預(yù)測(cè)結(jié)果見表1。

表1 注氣井底壓力和沖蝕流量預(yù)測(cè)結(jié)果

由表1可以看出，當(dāng)?shù)獨(dú)庾⑷雺毫?0 MPa時(shí)，?88.9 mm油管沖蝕流量為54.28×104m3/d，遠(yuǎn)高于地質(zhì)設(shè)計(jì)的配注量（單井配注量為3×104m3/d），因此不會(huì)發(fā)生沖蝕作用。

2.2 管柱校核及材質(zhì)優(yōu)選

管柱坐封固定后主要受4種效應(yīng)［3-4］的影響：虎克效應(yīng)、螺旋彎曲效應(yīng)、膨徑效應(yīng)和溫度效應(yīng)。由于試算虎克效應(yīng)與螺旋彎曲效應(yīng)所引起的管柱伸長量均小于0.1 m，其對(duì)應(yīng)管柱受力影響較小，因此本次注氮?dú)庠囼?yàn)主要考慮以下3種受力狀態(tài)：自由狀態(tài)、封隔器坐封狀態(tài)、最高注氣壓力時(shí)所額外產(chǎn)生的溫度效應(yīng)力及膨徑力對(duì)管柱軸向載荷所引起的影響及安全系數(shù)。自由狀態(tài)時(shí)管柱僅受重力與井內(nèi)液體浮力的影響；管柱坐封時(shí)由于油管內(nèi)打壓會(huì)產(chǎn)生膨徑效應(yīng)和溫度效應(yīng)，同時(shí)坐封后，浮力將消失；最高注氣壓力時(shí)，管柱同樣受由于注入氣體影響導(dǎo)致管柱溫度下降所引起的溫度效應(yīng)力及高壓力所產(chǎn)生的膨徑效應(yīng)力。具體計(jì)算參數(shù)與結(jié)果見表2。

表2 注氣井管柱強(qiáng)度校核結(jié)果

綜合考慮主要受力因素對(duì)管柱的影響，分析了3種尺寸油管受力均能滿足安全強(qiáng)度要求，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，推薦采用?88.9 mm普通外加厚油管［5］。

由于該井為老井再利用注氮?dú)庠囼?yàn)井，試驗(yàn)周期較短，若使用氣密封油管及氣密封封隔器注氮?dú)獬杀据^高，因此本井使用普通新外加厚油管進(jìn)行設(shè)計(jì)，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)氮?dú)廛嚦隹跉怏w取樣后進(jìn)行分析，組分摩爾分?jǐn)?shù)為：N2，98.95%；O2，0.32%；CO2，0.01%；其他氣體，0.72%。

因此分析注入氣體的主要腐蝕來源為CO2，其對(duì)應(yīng)井下管柱CO2分壓為0.002 4 MPa，根據(jù)API 5CT要求，此種腐蝕工況使用普通N80鋼材可以滿足現(xiàn)場(chǎng)使用要求，因此本次注氮?dú)庠囼?yàn)采用N80外加厚油管。

3 安全隱患分析及技術(shù)對(duì)策

對(duì)試注過程可能出現(xiàn)的各種安全隱患進(jìn)行了排查，對(duì)可能出現(xiàn)的危險(xiǎn)情況提前做好應(yīng)對(duì)措施，以確保試驗(yàn)的順利實(shí)施。在下入注氣完井管柱之前必須進(jìn)行套管試壓和固井質(zhì)量檢查以防止發(fā)生管外竄槽事故，若檢測(cè)合格說明該井具備注氣試驗(yàn)條件。

（1）對(duì)注氣封隔器以上套管進(jìn)行清水試壓，滿足要求后方可注氣。依據(jù)《套管柱試壓規(guī)范》［6］，采用固井質(zhì)量評(píng)價(jià)后試壓的套管柱，套管直徑小于或等于?244.5 mm時(shí)，即套管試壓20 MPa，穩(wěn)壓30 min，壓降小于或等于0.5 MPa為合格。本井試壓套管規(guī)格為N80 ?177.8 mm壁厚為9.19 mm，抗內(nèi)壓強(qiáng)度為49.9 MPa，試壓封隔器極限位置對(duì)應(yīng)垂深應(yīng)小于H=（49.9－20）×100/1.5=1 993 m。

（2）重新檢查固井質(zhì)量，需滿足注氣強(qiáng)度要求。依據(jù)《油氣藏型儲(chǔ)氣庫鉆完井技術(shù)要求（試行）》油勘 ［2012］ 32號(hào)文件，下測(cè)試儀器對(duì)目的層井段以上套管固井質(zhì)量進(jìn)行檢查，要求目的層以上蓋層水泥環(huán)連續(xù)優(yōu)質(zhì)膠結(jié)段長度不小于25 m，且以上固井段合格膠結(jié)長度不小于70%為合格。

（3）管柱下入過程中，油管絲扣連接處需涂抹好密封脂，且油管絲扣處纏繞密封膠帶，盡可能避免該井注入過程中油管發(fā)生竄漏的風(fēng)險(xiǎn)。

（4）Y521壓裂封隔器承受上下壓差均要求達(dá)到70 MPa，滿足注氣壓力較高的需求，封隔器坐封后，需要在套管安裝壓力表，錄取油套壓力資料，如果發(fā)現(xiàn)油套壓力平衡，即封隔器失效，應(yīng)停止注氣。

（5）要求管柱坐封后，在油套環(huán)空內(nèi)灌清水至井口以下100 m左右，保證封隔器上方存在19.6 MPa左右的清水液柱壓力，起到平衡封隔器下壓差作用，此外當(dāng)封隔器失效或上部油管竄漏時(shí)可起到緩沖套壓迅速上升的目的。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

2012年9月30日遼河油田分公司高升采油廠對(duì)雷64-28-K22井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)，按照設(shè)計(jì)要求管柱下入過程順利，現(xiàn)場(chǎng)施工主要參數(shù)與工程設(shè)計(jì)相符，設(shè)計(jì)符合率達(dá)到了100%，現(xiàn)場(chǎng)執(zhí)行率100%。該井于2012年10月1日成功開展注氮?dú)庾鳂I(yè)，截至2013年1月，累計(jì)注氮?dú)?72×104m3。

（1）預(yù)測(cè)的井底壓力值24.31 MPa與實(shí)測(cè)井底流壓誤差僅為2%，說明本次注氮?dú)庠囼?yàn)井筒內(nèi)壓力預(yù)測(cè)精度較高（圖1）。

圖1 雷64-28-K22井井底壓力測(cè)試

（2）注氣井初期注氣量1.0×104m3/d，油壓15.5 MPa，1個(gè)月后注氣量調(diào)整為3.0×104m3/d，初期油壓17 MPa，后油壓逐步提高至20.6 MPa，井口無漏氣現(xiàn)象。套壓在調(diào)整注氣量3天后緩慢增加，最終基本穩(wěn)定在12～13 MPa左右。分析數(shù)據(jù)顯示套管及封隔器密封性良好，若封隔器失效則注氣油套壓力應(yīng)迅速平衡，但油管存在少量的滲漏，但漏點(diǎn)處油套壓力平衡后，套管壓力基本維持恒定，不再繼續(xù)升高（圖2）。

圖2 雷64-28-K22井油套壓力監(jiān)測(cè)

（3）井組一線7口油井除井距較近、層位對(duì)應(yīng)較好的2口井明顯氣竄外，其它5口井已見到初步增產(chǎn)效果，其中一線生產(chǎn)井中雷64-30-20井效果顯著，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量有上升趨勢(shì)，含水率呈下降趨勢(shì)，產(chǎn)出氣組分分析氮?dú)夂糠€(wěn)定，取得了良好的開發(fā)效果（圖3）。

圖3 雷64-30-20井注氣后產(chǎn)量變化

（4）相鄰注水井油、套壓力逐步升高，說明注氣后地層壓力有所恢復(fù)，注氣見到了實(shí)際效果（圖4）。

圖4 雷64-28-20井注氣后油套壓變化

5 結(jié)論

（1）井筒內(nèi)壓力參數(shù)預(yù)測(cè)準(zhǔn)確，井底壓力值與實(shí)測(cè)值誤差僅為2%，為之后管柱設(shè)計(jì)提供了依據(jù)。

（2）管柱使用了耐壓性能達(dá)70 MPa的Y521封隔器，并在作業(yè)前進(jìn)行套管試壓、固井質(zhì)量檢查、油管連接處使用密封脂并纏繞密封膠帶、環(huán)空內(nèi)加注一定清水液面用以平衡封隔器上下壓平衡等措施，套管及井口未發(fā)現(xiàn)滲漏情況，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用證明完全達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。

（3）相鄰一線井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量有上升趨勢(shì)，含水率呈下降趨勢(shì)，氮?dú)庠囎⒁岩姷匠醪叫Ч?，可起到輔助補(bǔ)充能量作用，為后期雷64區(qū)塊氣驅(qū)方案設(shè)計(jì)提供參考。

（4）本井管柱及配套工具成功應(yīng)用于老井再利用注氮?dú)庠囼?yàn)井，大大降低了采用氣密封管柱作業(yè)成本，為氣驅(qū)采油工作探索出一項(xiàng)經(jīng)濟(jì)適用的工藝。

［1］劉艷波，劉東亮.氮?dú)庠跇钒渤碛陀吞镩_采中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2004，26（3）：69-71．

［2］魏一鳴，方朝亮.氣井沖蝕產(chǎn)量模型在儲(chǔ)氣庫的應(yīng)用［J］.特種油氣藏，2012，19（1）：110-112．

［3］雷煒.通南巴地區(qū)氣藏地質(zhì)特征及完井管柱優(yōu)化研究設(shè)計(jì)［D］.成都：成都理工大學(xué)，2006.

［4］HAMMERLINDL D J.Movement,forces and stresses associated with combination tubing strings sealed in packers ［J］.JPT，1977，29（1）：195-208.

［5］羅英俊，萬仁溥.采油技術(shù)手冊(cè)（下冊(cè)）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［6］SY/T 5467，套管柱試壓規(guī)范［S］.

（修改稿收到日期 2013-12-26）

〔編輯 付麗霞〕

Application of nitrogen displacement technique in Lei 64-28-K22 Well

HE Mengqi
（Drilling & Production Process Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,China）

Lei 64 Block is thick-layer massive thin-oil reservoir.Since water flooding development in 2008,it has been faced with increasing formation depletion,faster water cut rising rate and serious water channeling.Water injection well shutdown and injection allocation reduction are implemented to control the water-cut increase,but the effect is limited.Therefore,a nitrogen injection gas-cap drive experiment is implemented against the poor water flooding effect.The new developed nitrogen injection completion string mainly uses Y521 packer to meet the requirement for high bottom-hole injection pressure.After the packer setting of pipe string,clean water is injected through casing annulus up to 100 m below the wellhead to balance the differential pressure below the packer.Besides,the casing pressure test and cementing quality inspection on old wells were performed strictly to avoid the potential safety hazards in the injection process as far as possible.The field test shows that the pipe string has a stable performance during the nitrogen injection,with no leakage at wellhead.For the affected production wells,the single well gets an average daily increased oil production of 9t.This primarily achieves the goal of oil production stabilizing and water cut control,and provides guidance for future nitrogen injection tests and design.

Old well reutilization;nitrogen injection;completion string

賀夢(mèng)琦.注氮?dú)怛?qū)油技術(shù)在雷64-28-K22井的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：70-73.

TE358

A

1000-7393（2014）01-0070-04

10.13639/j.odpt.2014.01.018

賀夢(mèng)琦，1984年生。2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事注氣開發(fā)及儲(chǔ)氣庫工程設(shè)計(jì)工作，工程師。電話：0427-7823049。E-mail：hemengqi0@163.com。