“三高”氣井井控配套新裝置

曹 陽 方曉慶 張俊藍 歐仕軍 唐笛瀟 唐建平 張霞玉

中國石化西南石油工程有限公司油田工程服務(wù)分公司

0 引言

四川盆地和新疆工區(qū)是中國石化西南石油工程公司重點勘探開發(fā)區(qū)域，海相儲層埋深介于5 000～7 000 m，地層溫度140～160 ℃，地層壓力100～160 MPa，H2S含量10%左右，屬于典型的“三高”（高含硫、高壓力、高產(chǎn)量）氣藏。隨著國家能源需求加大，三高井?dāng)?shù)量倍增，但溢流、氣侵事件也頻發(fā)，據(jù)統(tǒng)計，近年西南、西北工區(qū)累計發(fā)生溢流、氣侵事件80次，其中“三高”井27井次，井控風(fēng)險呈加劇態(tài)勢。井控裝置是防止井噴，節(jié)流壓井、處理事故的核心設(shè)備和最后一道屏障[1-5]，其可靠性、操控性、穩(wěn)定性決定了井控工作的成敗。三高井地質(zhì)條件更復(fù)雜，對鉆井工藝和井控裝置要求更高，現(xiàn)有裝置已無法完全滿足要求，近年產(chǎn)生了“防噴器剪切力不足，剪切后無法形成有效密封，節(jié)流管匯抗沖蝕能力低”等新問題。筆者通過數(shù)值模擬，井控車間剪切和鉆井現(xiàn)場模擬沖蝕實驗，采取加裝增力液缸，重新設(shè)計全封—剪切一體閘板密封型式和結(jié)構(gòu)，優(yōu)選節(jié)流閥，優(yōu)化短節(jié)端口形狀和射入角等技術(shù)和措施，提升了井控裝置在剪切力，密封性和抗沖蝕等方面能力，確保了三高氣井井控安全。

1 存在問題

1.1 防噴器剪切力不足

目前國內(nèi)外鉆井所使用的防噴器均按《石油天然氣鉆采設(shè)備 鉆通設(shè)備：GB/T 20174—2019》和《鉆通設(shè)備規(guī)范：API 16A-2018》兩個標準制造，以上兩個標準在對防噴器的剪切性能等方面的要求完全相同，GB/T 20174—2019標準中5.7.2.2.3條款對防噴器剪切能力的要求為，小于等于346 mm通徑的防噴器需剪斷?127.0 mm×9.19 mm G105鋼級鉆桿，大于346 mm通徑的防噴器需剪斷?139.7 mm×10.54 mm S135鋼級鉆桿（表1）。

表1 剪切閘板管柱實驗要求表

隨著鉆探的井越來越深，部分三高井已使用更高規(guī)格鉆桿，如西南地區(qū)GD1井所用鉆桿為?149.2 mm×12.7 mm S110，尺寸、壁厚、鋼級等各項指標均遠高于標準要求，按現(xiàn)役標準制造的防噴器在額定液控壓力21 MPa下已無法剪斷此類鉆桿，國內(nèi)部分廠家也進行了理論計算和實驗，得到了證實（表2）。

表2 SK剪切鉆桿液控壓力參數(shù)表

筆者采用2FZ35-105防噴器分別對?139.7 mm×10.54 mm G105和S135兩種鋼級鉆桿進行了實驗，在額定液控壓力21 MPa下無法剪斷G105鋼級鉆桿（圖1），為了取得實際剪切液控壓力，故采用超額定壓力方式進行實驗，壓力提升至23.8 MPa鉆桿才被剪斷（圖2），S135鋼級鉆桿壓力提升至27 MPa才被剪斷。

圖1 21 MPa未剪斷鉆桿液控壓力曲線及鉆桿照片

圖2 23.8 MPa剪斷鉆桿液控壓力曲線及鉆桿照片

1.2 全封—剪切閘板形成有效密封困難

目前常用全封—剪切一體閘板密封條位于上閘板底面，在剪切鉆桿后形成密封是靠上下面緊貼的方式完成[6-7]（圖3）。

圖3 常規(guī)閘板密封型式圖

剪切鉆桿過程中，鉆桿頂部不僅會形成鋒利的刀口，鉆桿碎屑也會附著在閘板體上，同時由于地層出砂、垮塌等原因也會導(dǎo)致鉆桿無法掉入井內(nèi)，鉆桿頂部和密封條基本處于一個平面，當(dāng)上下閘板關(guān)閉重疊時密封條會被劃傷導(dǎo)致失效（圖4），2020年BZ 3-1井安裝的全封—剪切一體閘板對井內(nèi)鉆桿實施剪切作業(yè)后，鉆桿未掉入井內(nèi)，關(guān)閉過程中閘板密封條被鉆桿頂部劃傷，密封失效，導(dǎo)致井噴失控。

圖4 未掉入井鉆桿頂部劃傷密封條示意圖

1.3 節(jié)流管匯抗沖蝕能力低

節(jié)流管匯是實施節(jié)流壓井工作最重要的井控設(shè)備，節(jié)流閥是節(jié)流管匯中最核心裝置[8-10]，在井噴事故發(fā)生后，需要利用其對井內(nèi)流體進行長時間節(jié)流和壓力控制，要求有較強的抗沖蝕能力，但在近年發(fā)生的SN5井、GS001-X45井、SY001-H2井等井噴事故中，節(jié)流閥被沖蝕嚴重（圖5），致使部分井控工藝無法展開，導(dǎo)致事故復(fù)雜化。

圖5 刺蝕的節(jié)流管匯部件照片

2 井控裝置能力提升對策

對井控裝置結(jié)構(gòu)進行改進和優(yōu)化，提升其性能是解決上述問題最可行的途徑，通過“防噴器增力液缸助推技術(shù)”“閘板密封結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)”“節(jié)流閥抗沖蝕能力評價技術(shù)”等課題的實驗和研究，對井控裝置系統(tǒng)的控制能力全面提升。

2.1 防噴器增力液缸助推技術(shù)

根據(jù)實驗結(jié)果表明，要想剪斷大尺寸、高規(guī)格鉆桿，必須提高液控壓力，即增大關(guān)閉比，采用防噴器增力液缸助推力技術(shù)，可快捷、高效地增加關(guān)閉比。該技術(shù)原理就是在原有液缸基礎(chǔ)上，串聯(lián)一個液缸，以獲取更高助推力（圖6）。

圖6 防噴器加裝增力液缸示意圖

液缸的尺寸根據(jù)防噴器本體、側(cè)門、閘板軸等的強度[11-13]，結(jié)合剪切鉆桿型號、井內(nèi)壓力等因素進行設(shè)計和校準，原則是設(shè)備改造后功能、強度、安全均要滿足GB/T 20174—2019標準要求。改造后的防噴器采用17 MPa液控壓力，在套壓（井壓）70 MPa情況下，能剪斷?149.2 mm×12.7 mm S110鉆桿（圖7）。

圖7 ?149.2 mm×12.7 mm S110鉆桿被剪斷圖

2.2 全封—剪切閘板密封端優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

閘板剪切后要形成有效密封，必須保證膠條的完整性，把閘板原有的上下面緊貼接觸密封型式重新設(shè)計為前端密封型式，避免劃傷密封條，并增加20%膠條儲膠量，同時下閘板底面由平面結(jié)構(gòu)優(yōu)化為斜面結(jié)構(gòu)，可利用斜面把未掉入井的鉆桿頂部擠壓變形，使其高度降低（圖8），避免頂部卡閘板。

圖8 前端密封、斜面擠壓管柱示意圖

改進后的全封—剪切閘板在井控車間模擬進行了鉆桿不落井剪切—密封實驗，鉆桿被剪斷后，未掉入井頂部和閘板平齊，鉆桿頂端先被下斜面擠壓彎曲，使上下閘板順利合攏，然后下閘板前端和密封膠條接觸，形成了有效密封，試壓105 MPa，試壓合格（圖9）。

圖9 剪切后密封實驗示意圖

2.3 節(jié)流閥抗沖蝕能力評價技術(shù)

為了評價三相流體下常用節(jié)流閥的抗沖蝕性能，設(shè)計了以下沖蝕實驗方案，采取遠程控制閥開啟度調(diào)整實驗壓力和流體流速，氮氣注入壓力略高于實驗壓力來保證氣體有效混入形成三相流體的實驗思路，閉環(huán)模擬了不同流速、不同流體組分、不同壓力條件下的井噴對3種節(jié)流閥的沖蝕情況。

在西南石油工程有限公司承鉆的YB12井開展了相應(yīng)的動態(tài)模擬實驗，實驗設(shè)備：F-1600HL泥漿泵，2000型制氮車，JG103/105節(jié)流管匯。實驗參數(shù)：鉆井液密度1.85 g/cm3，排量22.3 L/s，氮氣排量2.2 m3/min。

實驗結(jié)果：抗沖蝕能力依次為圓柱形節(jié)流閥＞楔形節(jié)流閥＞孔板型節(jié)流閥（圖10、表3）；圓柱形閥未見蝕痕，楔形閥有輕微蝕痕，孔板型閥沖蝕嚴重，后端連接短節(jié)有較嚴重蝕痕；設(shè)備控壓范圍，楔形閥12～17 MPa；孔板閥14～23 MPa；圓柱形閥20～ 35 MPa。

圖10 節(jié)流閥芯實驗照片

表3 節(jié)流閥實驗后的對比參數(shù)表

根據(jù)實驗結(jié)果對現(xiàn)有節(jié)流管匯進行改造，考慮到節(jié)流閥不僅要抗沖蝕，還要求其具有較寬的控壓范圍，以及良好的線性關(guān)系[14-17]，節(jié)流管匯在正常放噴作業(yè)中一般優(yōu)先開啟J1號閥操作，若開啟失效，便進行J4號閥開啟操作，所以J1號閥、J4號閥采用圓柱形節(jié)流閥，下游配套抗沖蝕短節(jié)，根據(jù)實驗中出現(xiàn)節(jié)流后流體易形成單邊沖蝕的情況，對配套的抗沖蝕短節(jié)結(jié)構(gòu)進行優(yōu)化改進，短節(jié)前端采用喇叭口形式，并優(yōu)化了抗沖蝕角度[18-20]，對流體進行引導(dǎo)修正，減弱了流體對下游的沖蝕，同時材質(zhì)優(yōu)選高強度的合金材料提高了抗沖蝕能力，優(yōu)化后的管匯不僅提升了抗沖蝕性能，操控性更強、控制范圍更廣，滿足了三高井井控需要。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

設(shè)備改造后采用2FZ35-105防噴器進行了剪切、密封、可靠性等實驗，使用17 MPa液控壓力，在套壓70 MPa情況下，剪斷了?149.2 mm×12.7 mm S110鉆桿，并有效密封105 MPa壓力。節(jié)流管匯成功處理了川東北M6井溢流事件，鉆井液密度2.11 g/cm3，排量介于11～12 L/s，控壓介于6～7 MPa，持續(xù)控壓節(jié)流放噴約12 h，對節(jié)流閥進行檢查，發(fā)現(xiàn)節(jié)流閥未受任何損傷（圖11）。截至2021年共改造30余臺套井控設(shè)備，應(yīng)用在四川盆地和新疆工區(qū)的CS1井、AF1井、FG1井等30余口三高井鉆井現(xiàn)場（表4），目前設(shè)備運轉(zhuǎn)正常，滿足了鉆井井控的需要，同時未發(fā)現(xiàn)改造后的次生隱患。

圖11 放噴點火及處理溢流后的閥芯照片

表4 CS1井配置井控裝置表

4 結(jié)論與建議

1）采用增力液缸助推技術(shù)，在套壓70 MPa情況下，用17 MPa液控壓力，可剪斷了?149.2 mm×12.7mm S110鉆桿。

2）全封—剪切一體化閘板上下密封改為前端密封，并采用斜面技術(shù)，既能對落魚修整又能確保密封可靠性，剪切后能封住105 MPa壓力。

3）基于現(xiàn)場模擬沖蝕實驗數(shù)據(jù)，管匯J1號閥、J4號閥優(yōu)選圓柱形閥，對后端短節(jié)進行形狀和抗沖蝕角度優(yōu)化，提升了抗沖蝕能力，操控性更強、控制范圍更廣。

4）目前井控設(shè)備方面的標準較鉆井技術(shù)、井控工藝發(fā)展存在一定的滯后性，應(yīng)加快標準的研究和更新。