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气井带压作业工程复杂处置与预防措施
气井带压作业工程复杂处置与预防措施
1、气井带压作业概述
气井带压作业技术是在井带压条件下，依靠专用设备和工具在气井井筒内进行作业的一项工艺技术。区别与油水井带压作业，存在自身特殊性，包括井下管柱腐蚀、天然气的易爆炸性、气体的密封性、产水气井的井下液面的不确定性，气体介质的复杂性(H2S),作业风险更高，难度更大。
气井带压作业范围通常包括修井、完井、射孔、打捞、磨铁、压裂酸化、抢险及其它特殊作业等。优点是作业时不需要压井，缩短了作业周期，避免了常规作业对地层造成的伤害，可最大限度保持储层状态，确保了气田的增产稳产，同时避免压井液对地面的污染，保护了周边环境，可实现节能减排和安全环保的目标。
带压作业设备配置主要包括由液压动力系统、环空动密封系统、平衡泄压系统、卡瓦系统和举升系统组成的带压作业机，安全防喷器组、四通和悬挂法兰等组成的配套井设备，可通过式堵塞器、钢丝桥塞、电缆桥塞和陶瓷堵塞器等组成的配套井下工具，以及接箍探测器、带压设备支撑架和逃生装置等配套的安全装置。
2、工程复杂产生类型及原因
2.1工程复杂产生
在气井带压作业中由于对井下情况认识不清或技术因素以及作业者决策者的失误，往往会产生许多带压作业工程复杂。这些复杂可能会造成严重的作业事故，轻者造成施工周期加长、作业成功率降低，成本消耗增大，严重者将导致油气资源的浪费和油气井的报废。产生复杂的原因很多，类型多种多样，处理方法对策千变万化，不同的决策者会根据实际情况制定不同的措施，所以带压作业工程复杂技术很难形成系统的理论。
复杂事故井产生的原因分为人为原因和客观原因两个方面。人为原因：操作原因、指挥原因、决策原因等。客观原因：带压作业设备缺陷、复杂管柱、套管损坏、出砂腐蚀、地层压力等。
2.2常见复杂类型及成因
(1) 管柱在井遇阻
形成的原因包括：井本身歪斜；带压作业设备安装不正；未考虑到大四通顶丝处存在变径台阶；其他变径位置存在直台阶；油管为非倒角油管；大闸阀打开不到位；防磨套未取下；上顶力和摩擦力较大等。
（2）管柱在井下遇阻、卡钻
定向井和水平井井斜较大，有可能出现底部粘附卡钻；在油管接箍或者套管回接处出现硬质异物卡钻（落鱼卡钻）；裸眼垮塌、出砂导致沉砂遇阻卡钻；地层复杂，套管变形遇阻卡钻；井下管柱复杂，例如含封隔器或水力锚，导致油套环空间隙狭小，容易发生遇卡现象;打完水泥塞后，计算失误或者设备故障、施工时间过长等，导致水泥凝固，注灰卡钻。
（3）管柱弯曲、掉落、飞出
开关防喷器误操作，无支撑长度计算错误，设置液缸压力过大，钻井附近水泥塞顶弯钻具导致管柱弯曲；卡瓦牙损坏、安装不正确、卡瓦座调节不当，错误操作卡瓦，误操作关闭剪切防喷器，造成管柱打滑、掉落；管柱腐蚀穿孔断裂；疲劳作业或缺乏经验误操作导致管柱飞出。
（4）复杂管柱无法直接起出
复杂管柱过长，无法倒换卡瓦直接起出，使用悬挂法兰，配合绞车或者吊车提升起出或者带压切割后起出；复杂管柱外径大，无法通过卡瓦，设置死卡，拆除卡瓦后起出。
（5）管柱内部泄漏
形成的原因包括：管柱丝扣损坏；管柱本体穿孔；陶瓷堵塞器裂缝或者定压接头密封不严导致的管柱内封堵失效；单流阀失效等。
（6）环空动密封泄漏
成因包括：环形防喷器关闭压力不足；环形防喷器胶芯磨损严重；上工作防喷器胶芯损坏；胶芯与管柱不匹配等。
（7）平衡泄压系统无法补压、泄压
水合物冰堵、部件损坏使得工作防喷器无法完全关闭；没有及时更换损坏的动密封胶芯;作业期间开关频繁，维护保养不到位导致液动旋塞阀无法正常工作等。
（8）油管挂坐封不到位
形成的原因包括：大闸阀开关不到位；防喷器开关不到位、有冰堵；油管挂顶丝未退到位；油管挂与油管头不匹配；油管头部位有冰堵无法坐封到位；送入管柱偏斜过大；管柱和设备高度测量不准，送入深度计算不正确等。
（9）排液困难
主要原因是地层压力较低、能量不足，其次打通油管内通道时注入液量过大，同时也存在管内通道未打通或者打通后定压接头上返堵住油管通道的情况。
3、常见工程复杂处置及预防
下面将以一些常见工程复杂处置及预防的具体案例进行分析。
案例1：下完井管柱时井遇阻
作业井概况：阳102H16-4井为一开发气井，作业压力24MPa，带压下入2 7/8"完井管柱，管串下深3216m。
事件经过：2021年6月4日，按照阳102H16-4井带压下油管施工方案下入中73.02mmN80不倒角加厚油管时，主操作手发现井存在遇阻现象。经过多次试下，油管始终无法下入井内，分析判定遇阻位置在井油管头顶丝处。
原因分析：在油管头顶丝位置存在变径直台阶，直角油管接箍通过时与直台阶接触，导致遇阻，无法下放。
处置方式：更换油管，改用倒角加厚油管后顺利下入井内。
预防措施：向甲方建议为防止再次发生类似现象，以后的完井管柱都改为倒角油管。
案例2：起压裂管柱时井下卡钻
作业井概况:洲29-24H1井为一预探井，作业压力1MPa,带压起2 7/8"压裂复杂管柱，
管串长度3640m,结构为2 7/8"油管加复杂管串，复杂段长达164m,包括4个封隔器、4个水力锚、3个滑套和连接油管等。

图1带压作业井装置图图2管柱卡钻部位磨损
事件经过：2021年9月14日，累计起出油管58根，上提第59根及以下管柱时，悬重
正常68t,管柱上端面距离操作平台面2.46m高，明显感觉到管柱震动，有挂卡的感觉，同时悬重开始持续上涨，悬重升至最高110t，确认卡钻，下放正常；多次上提下放未解卡，下放管柱到接单根位置，转盘转动6圈，上提仍未解卡。
原因分析：从遇卡情况来看，推断应该是硬卡，固定位置卡钻。根据理论卡点计算值、管柱外径尺寸和套管回接筒位置分析判断，管柱最上部水力锚最可能为卡点位置。
处置方式： 用改变管柱不同相位角来尝试解卡。在卡点之前每次正向转动转盘1/4圈，然后上提管柱，每次到卡点后，管柱有明显震动，悬重升至91t,多次旋转上提，旋转到1 1/4圈时，
上提过程有较大震动，悬重突然由91t降至63t,比正常上提悬重小5t，管柱解卡，再一次上提时，悬重恢复正常值68t,后正常带压起管柱。
预防措施：熟悉掌握井深结构和管柱结构，在一些关键节点提前做好应对方案并提醒主操作手；选择质量过硬的井下工具产品；防止井落物。
案例3:打捞作业过程中管柱内天然气澄出
作业井概况：双36-57C3井为一开发井，作业压力20MPa,带压打捞14.11m长含射孔枪的落鱼，鱼顶位置4542m,打捞使用2 7/8"S135的一级钻杆+双翻板单流阀+可退式捞筒的管串。
事件经过：2021年6月23日，带压起钻杆34根，累计起出钻杆166根1604.89m,井内钻杆303根，钻具长度2930.5m;在起第167根钻杆时监测到钻具内有天然气溢出。
原因分析：初步分析由于钻具内液柱压力和环空压力平衡，导致井内天然气从单流阀进入钻具内，天然气上升溢出。
处置方式：立刻调整钻杆位置，抢装旋塞阀，控制钻具内通道，关闭井防喷器组。观察管内压力，压力上涨至2.7MPa后不再上涨，观察一段时间后无变化，将管内压力泄为0,继续观察，观察超过12h,压力为0,继续带压起钻。
预防措施；强化气体监测工作，旋塞阀准备到位，人员做好抢接准备；更换单流阀；加强平时应急演练，提高队员专业素质。
案例4：水合物导管不到位
作业井概况：桃2-19-18H1井为一天然气开发井，作业压力17MPa，带压下入2 3/8"完井管柱，管串长度3804.22m，井场位于山顶上，当天还在下小雨，气温2P左右。

图3油管挂冰堵情况图4带压作业设备加热解堵
事件经过：2021年12月07日，用下工作防喷器座挂，下放油管挂至油管头，加压2-3t,但坐封位置与理论计算距离位置相差2cm,上顶丝非常紧，推断坐封未到位。上提了 30cm后尝试再次下放，还是下放不到准确位置，坐封位置与理论位置仍是相差2cm。
原因分析：多次丈量计算后，管柱高度标记和下放没有问题，顶丝也可正常旋松上紧到位，油管挂和油管头尺寸没有问题，推断环空内存在异物，较大可能是水合物。
处置方式：起出油管挂观察，发现油管挂上全是冰渣，推断井筒内产生了水合物，冰堵造成坐封不到位。更换损坏油管挂盘根，使用蒸汽锅炉对井重点部位进行了加热解堵，然后一次坐封到位。
预防措施：环空内加入甲醇或乙二醇等抑制剂；对井设备采用喷淋蒸汽热水等保温措施；提高套管生产产量使井压降至冰堵产生的理论压力区间，提升井筒温度。
4、总结
（1）对气井带压作业的复杂情况进行合理分析，有利于针对各种可能出现的复杂适时做出预防措施，即便在发生事故后也能及时取补救措施。一般要求在进行施工前，仔细检
各种施工用具，在施工过程中，严格按照操作规程作业，把控安全措施，同时做好应急处置预案，在发生复杂事故时要及时采取措施，并根据当地的实际情况取相应的技术措施，以确保施工人员的人身安全。
（2）工程复杂和安全管理一样可运用奶酪原理控制，工程复杂的原因包括人为原因和（或）客观原因，尽可能控制好人为因素，即使少部分客观因素不易把控，工程复杂也会大
幅降低。合理安排工作，人员注意作息，做到劳逸结合。加强日常应急演练，演练要贴近实际情况，用心去做，提升突发状况下的快速应急处置能力。
(3) 带压作业中的很多问题和复杂与设备工具息息相关，减少工程复杂需要清楚掌握井内和井装置的详细具体情况，同时加强对带压作业设备的检 和保养，最后需要引进掌握带压作业先进设备与经验。