国内气井带压作业技术现状与发展分析.pdf

天然气技术与经济2023年第17卷第5期天 然 气 技 术 与 经 济Natural Gas Technology and EconomyVol.17，No.5Oct.2023修订回稿日期：20230926作者简介：袁健（1988），工程师，从事试油修井、带压作业技术相关的科研工作。E-mail：yuanjian_。国内气井带压作业技术现状与发展分析Technical status and development trend of snubbing service of gas wells in ChinaTechnical status and development trend of snubbing service of gas wells in China袁 健1陈 曦2赵光磊1张明友1徐春宁1谢 奎1（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司试修公司，四川成都610052；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术处，四川成都610051）YUAN Jian1,CHEN Xi2,ZHAO Guanglei1,ZHANG Mingyou1,XU Chunning,and XIE Kui1(1.Well Testing and Workover Company,CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited,Chengdu,Sichuan 610052,China;2.Engineering Technology Department,CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited,Chengdu,Sichuan 610051,China)Abstract:For sake of the full awareness of both technical status and development trend of snubbing service of gas wells athome and abroad,this service in China was investigated at first from aspects of support capability,workload and development direction.Moreover,two kinds of snubbing service used in China and other countries were compared,and mainachievements,development opportunities,key risks and limitations were analyzed for the snubbing in China.On top ofthat,it is also pointed that the Chinas snubbing service,regardless of certain achievements,needs to be perfected in termsof drill grinding,high-pressure completion,and workover technologies.Results show that(i)boasting advantages in reservoir protection,energy saving and environmental protection,as well as productivity increase and stabilization,the snubbingservice of gas wells can significantly prolong production period,reduce E&P cost,and protect reservoirs,thereby facilitating efficient production;and(ii)the snubbing has become a key technology for safe,clean and efficient recovery of conventional and unconventional oil and gas resources,and it is also a critical tool for advocating the concept that lucid watersand lush mountains are invaluable assets and adapting to the national strategy of ecological civilization and the specific action for building Beautiful China.It is concluded that(i)the snubbing technology has a good future in horizontal-well drillgrinding,completion under high pressure,potential tapping of old wells,and reducing cost to increase benefits in workover;and(ii)the next effort will be made to accelerate the research and development of workover under pressure,remote and intelligent equipment,along with completion or workover facilities so as to create the snubbing of gas wells with Chinesecharacteristics.Keywords:Gas well;Snubbing service;Technical status;Drill grinding;High-pressure completion;Digitization摘要为了充分认识国内外气井带压作业技术现状和发展方向，以国内气井带压作业保障能力、工作量、技术发展方向为研究对象，分析了国内外气井带压作业技术对比和国内气井带压作业主要业绩、存在的主要风险和局限性及未来发展机遇，指出国内气井带压技术虽然取得了一定成绩，但在钻磨、高压完井、修井技术等方面仍然大有潜力可挖。研究结果表明：气井带压作业在储层保护、节能环保和增产稳产等方面有着突出的技术优势，能大大延长气井生产周期，大幅度降低勘探开发成本，有效保护储层，助推气井高效开发；已成为常规和非常规油气资源安全、清洁、高效开发的关键技术，也是积极践行“绿水青山就是金山银山”理念、全面适应国家生态文明战略和美丽中国建设具体行动的重要技术。结论认为：气井带压技术在水平井钻磨、高压完井、老井挖潜增产、修井作业降本增效等方面有着广阔的前景；需要进一步加快带压修井技术、远程和智能化装备、完井和修井工具等的攻关，打造具有中国特色的气井带压作业技术。关键词气井带压作业技术现状钻磨高压完井数字化DOI：10.3969/j.issn.2095-1132.2023.05.00633Natural Gas Technology and Economy第17卷第5期0引言随着国内深层非常规气的深入开发，地层压力不断攀升，大量深层非常规气井地层压力在80 MPa以上，温度在140 以上。目前非常规气井在开采早期、高压环境下下入油管，维持地层能量，减少弹性能量损失，实现单井可采储量（EUR）最大化、保证全生命周期产能体系维护。为提高新井稳产能力，高压气井带压下完井管柱已成为深层非常规气井开发的核心技术1-3。中国石油西南油气田、长庆油田、青海油田、大庆油田、新疆油田等主要气区部分气井已进入中后期开采阶段，每年约有300口老井需要进行带压修井，这些气田地层能量低、稳产压力大，老井挖潜与维护作业对入井液十分敏感、储层保护十分重要4。为了避免压井后造成储层污染及降低采收率，带压修井已逐渐成为老井挖潜、维持高产稳产的最佳选择。1气井带压作业技术国内外发展状况1.1国外气井带压作业技术发展情况带压作业工艺主要以美国、加拿大应用最为广泛和成熟，北美地区气井带压作业技术推广应用率超过90%，年带压作业已超过10 000口井（图1），作业内容以带压完井、钻磨、打捞、起原井管柱作业为主（图2），最高施工压力为140 MPa，最高硫化氢施工含量45%，最大作业深度9 000 m。带压技术的应用实现了完井、修井、钻井全覆盖5-6，应用范围包括带压下套管、尾管、单油管或双油管等完井作业，带压辅助分层压裂、酸化连续施工作业，带压下入、回收封隔器、桥塞及其他工具，带压冲砂、打捞、磨铣、清蜡等修井作业，带压欠平衡钻井、侧钻、射孔以及应急抢险等。1.2国内气井带压作业技术发展状况国内气井带压作业技术起步较晚，直到“十三五”末，气井带压作业还主要以中低压井带压下光油管为主，通过10余年的技术发展，作业工艺已从带压完井向带压修井、起下复杂管柱拓展，作业压力已实现从低压到高压的覆盖，最高施工压力达到32 MPa；研制、配套了3大类10余种气井带压作业管柱内堵塞工具7-8，满足了多种工艺、工况气井带压作业管柱内封堵需要。形成了带压完井两大类、带压修井10大类技术体系，创造了最高施工压力34MPa、最大作业井深 4 772 m、打捞落鱼最长 1 473m、钻磨套管40 m等多项作业纪录9。从气井带压作业技术的综合发展来看，具备了在“十四五”期间大力推广的基础条件。2国内气井带压作业取得的主要成绩2.1装备数量与服务保障能力显著提升2019年底，中国石油天然气集团有限公司（以下简称集团公司）共有气井带压作业机15套，提升能力主要以76 t为主，工作压力小于35 MPa，年作业能力450井次。截至2022年底，气井带压作业机数量增至65套，增长了333%，国产设备占比由10%提升至80%。气井带压作业队伍由推广前的15支增至59支（表1），增长了293%。气井带压完井年作业能力提升至1 950井次。设备最大提升能力提升至110 t，工作压力提升至105 MPa，可满足井深6 000 m、压力50 MPa的作业能力。图1北美地区带压作业工作量统计图图2北美地区气井带压作业不同类型工作量统计图袁健，等：国内气井带压作业技术现状与发展分析34天然气技术与经济总第101期2023年2.2工作量及技术屡攀新高20192022年气井带压作业年完成工作量从450井次增至1 701井次（图3），年完成工作量分别较推广前增幅达122%和278%。图3国内带压作业工作量统计图通过近年来气井带压技术的大力推广，国内气井带压作业技术实现了较快发展，形成带压完井和修井两大技术系列。带压完井实现了从低压到高压的覆盖，形成带压起下光油管和带压下复杂工具串管柱两项带压完井技术10；修井作业形成带压打捞、倒扣、切割、段铣、钻塞、注塞、冲砂等10项带压修井技术11-12。2.3助推气井高效开发气井带压作业井普遍在使用套管生产一段时期后，再带压下完井管柱至A点附近，下入油管以60.3 mm和73 mm油管为主，提高气井排液采气能力，采用带压下完井管柱技术，单井产量提高逾2 104m3d，EUR增幅介于10%58%，有力助推了常规气、非常规气高效开发。带压修井解决了“产量”与“修井”的矛盾，一大批停产、低产气井恢复了产能，气井带压作业技术已成为天然气高效开发的攻坚利器。2.4助力绿色矿山建设20202022年，气井带压作业推广应用3 600余井次，相比常规钻井液压井作业，累计节约压井液及废液环保处理费用1435亿元，节约井场和道路基建费用18亿元，增产天然气量111 108m3，可替代1 296万吨标煤，减排二氧化碳2 629 104t，用实际行动践行了绿色发展理念，助力了绿色矿山建设。3气井带压作业未来发展机遇根据集团公司页岩气、致密气等非常规气的发展规划，每年约有2 500口新井需要进行带压完井作业，约有300口老井需要进行带压修井作业，带压完井、修井作业年完成工作量达到1 700余井次，占市场需求的60%，产值约5.6亿元，目前市场仍处于不饱和状态，带压作业技术的规模化应用及效益发展前景广阔，体现在以下几个方面。3.1水平井钻磨技术国内水平井水平段长度不断增加，连续油管作业局限性日益凸显，大部分连续油管在超长水平段中无法有效进行钻磨作业。目前国内2连续油管水平段钻磨桥塞长度普遍小于3 100 m，统计的川渝页岩气15口“上翘”水平井作业，最大井斜范围94108，100%遭遇自锁，最终仅 4 口井下入率小于90%。大庆、长庆页岩油“大水垂比”水平井通洗井、冲砂作业，水垂比接近或大于 1 的情况下，60.3 mm连续管水平段最大下深仅1 500 m，50.8 mm连续管水平段最大下深至778 m即发生卡钻。对国外上千口带压钻磨作业井的数据统计结果显示，带压作业机水平井钻磨解决了连续管在水平段作业摩擦力大、管柱自身无法旋转易在环空堆积碎屑造成卡钻的问题，带接箍的工作管柱可降低水平段阻力，管柱旋转有助于加强碎屑的横向流动，即提高了作业效率，又可减少工作液化学药剂的使用和成本。带压作业水平井钻磨在国外的成功企业中国石油川庆钻探中国石油大庆钻探中国石油西部钻探中国石油长城钻探中国石油渤海钻探共计单位试修公司长庆井下技术作业公司井控应急救援响应中心井下作业工程公司吐哈井下作业公司试油公司井下作业公司井下技术服务公司井下作业分公司合计715229648659表12022年国内带压作业队伍统计表单位：个天然气技术与经济开发工程35Natural Gas Technology and Economy第17卷第5期应用为国内水平井钻磨拓展了思路。目前国内配置的带压作业机最大举升力达到154 t、最大下压力达到77 t，举升、下压能力远远超过连续油管设备。下入带有接箍的管柱可以有效减少摩阻、防止管柱屈曲，采用井下动力钻具和带压作业机转盘配合旋转钻磨的方式进行井筒钻磨和清洁，能有效提高钻磨效率和环空杂质清理能力。井下工具串结构推荐使用磨鞋马达循环短节丢手工具震击器单流阀的工具串组合。作业管柱可选用60.3 mm和73 mm油管，扣型推荐使用扭矩较高的特殊扣。3.2高压完井技术国内非常规气正处于大开发阶段，大量非常规气井在钻磨桥塞后井口压力达到4050 MPa，主要采用在气井产量降低后再带压下入管柱的助产开发手段，部分井因地层压力衰减无法排出井筒液导致产层水淹，后续即便是带压下入完井管柱，也需要采取气举或其他措施实现复产，开发成本进一步增加。非常规气井普遍采用套管生产，地层压力衰减后地层排出的压裂砂或岩屑无法排至地面，导致在造斜段堆积或堵塞井筒，带压下管柱过程中易造成卡钻等故障复杂13。北美部分气井利用高压完井技术，在钻完桥塞后，井口压力介于 3570 MPa 时进行带压作业完井，有效提升了非常规气井产量挖潜的能力。在排液初期下入完井管柱，能进一步提高气井排液、排砂能力，维持气井高产稳产，EUR最大能提高50%以上，助力非常规气井高效开发。国内在井口压力大幅度衰减后再下入管柱提高产量，部分井已经存在压裂砂或岩屑堵塞井筒，下入管柱后的增产效果远低于排液初期下入管柱。为了进一步提高非常规气井单井产量，可推广国外高压下完井管柱的产能挖潜方式，提高初期排液采气能力，降低井筒堵塞，最大程度地维持气井高产稳产。虽然国内带压设备最高工作压力已达到 105MPa，但管柱安全无支撑长度与作业压力呈线性关系，作业压力越高，管柱安全无支撑长度越短，现有设备的固定无支撑长度为1.6 m。管柱安全无支撑长度一旦小于1.6 m，即无法实施带压作业，因此需要进一步加强设备的升级，提升设备全行程管柱扶正能力，保障高压作业条件下管柱能安全下入到井筒内；此外还需要进一步加强内堵塞工具优化，推荐使用多个同压力等级、不同类型的内堵塞工具进行作业，避免同类型工具同时失效、发生井喷的风险。针对高压井施工还需要配套多组高强度卡瓦，防止在施工过程中卡瓦损坏后，发生管柱落井或飞出事件。3.3带压修井技术助力老井挖潜增产随着气田开发的深入，中国石油长庆油田、西南油气田、塔里木油田、青海油田等主力气田进入了中后期开采阶段，地层压力低，长庆油田90%的气井井口压力介于38 MPa，主力开发层系地层压力系数介于0.760.95；西南油气田石炭系、二、三叠系老气田60%的气井井口压力低于3 MPa，地层压力系数介于0.30.5；青海涩北气田大部分气井井口压力介于37 MPa，地层压力系数在0.8以下的井占总井数的91%。这些气田通过常规压井修井实现老井挖潜、老井维护作业时都面临地层压力低、地层污染、地层产量低、产能恢复难、井控风险较大等问题，大部分气井想修井而不敢修，这是部分气井带病生产甚至提前报废的主要原因14-15。气井带压作业不需要压井，避免了压井液的大量漏失，既保护储层不受伤害，又保护了气井产能，且不影响气井的正常采气，很好地解决了“产量”与“修井”的矛盾，是老井挖潜、维持高产稳产的最佳选择。老井井内管柱结垢、腐蚀、蜡堵、井下节流器堵塞、柱塞卡阻等情况较为普遍。带压修井的前提是要实现管柱内堵塞，再进行后续处置，管柱内壁结垢后易造成内堵塞工具密封不严，为了保证内堵塞工具的密封效果，在内堵塞作业前应进行管壁清洁；腐蚀会造成管柱穿孔，若不进行管柱检测直接进行堵塞，需要多次投堵才能堵塞成功，因为部分漏点即便是采用管柱测井也难以发现，因此建议机械测漏技术和测井技术配合使用，能较为准确地查找管柱漏点，为腐蚀穿孔管柱造成内堵塞提供依据。老井管柱腐蚀点多，难以实现多次堵塞起出管柱，可选用带压切割、倒扣等方式完成穿孔管柱的分段起出。井口组合自下而上推荐使用大闸门试压四通安全半封全封闸板剪切闸板卡瓦装置切割装置全封闸板带压作业机的设备组合（图4）；部分井管柱上存在长工具串，可在井口安装工作筒增加环形至全封位置的工作窗长度，采用切割倒扣密封打捞的方式完成长工具串的处理。袁健，等：国内气井带压作业技术现状与发展分析36天然气技术与经济总第101期2023年3.4液压修井技术助力修井作业降本增效与修井机作业相比，带压作业机具有占地面积小、道路运输要求低、井场和道路基建工作量小等多项优势。老井井场一般较小、道路较窄，利用带压作业机进行老井液压修井作业可大幅度降低井场及道路基建费用。集团公司每年有大量老井需要进行废弃治理和挖潜作业，未来可大量应用带压作业机代替修井机作业，从而能大幅度降低油气田修井作业成本，助力老井挖潜。应用于废弃井封堵，可采用带压作业机完成钻塞产层封堵，降低钻圈闭塞的井控风险，后续使用连续油管进行上部井段封堵可以提高封堵效率，降低作业成本。应用于老井更换管柱，针对管柱无法内堵的井，压井后使用带压作业机起原井管柱，带压下入完井管柱，可减少压井液漏失50%以上，降低产层污染，最大限度地维持气井产能；针对管柱能够内堵的井，全程使用带压作业进行修井，助力老井稳产增产。应用于井筒清洁，采用螺杆转盘的旋转方式进行井筒清洁，施工泵压远低于连续油管洗井泵注压力，可最大限度地减小泵注设备和循环流程损耗，冲洗携砂能力更强，降低工作液漏失，作业井深也能得到进一步的提升。3.5带压作业数字化升级助力带压高效安全生产气井带压作业主要在井口带压状态下进行作业，发生事故后操作人员会直接面对高压流体的冲击，天然气易燃易爆，作业人员安全风险较高。目前带压作业设备都配备了逃生系统，通道口加宽平台踏板防火隔热设计，避免人员遭受井口火焰灼烧；双向逃生通道设计，避免人员穿越着火位置逃生；逃生装置防火设计，避免逃生装置着火失效；拉式柔性逃生设计，人员无需佩戴保险带便能快速逃生至安全地带，操作人员的安全得到了有效保障。作业人员在井口操作安全风险高，目前队伍发展较快，现有成熟操作手严重缺乏，后备操作手选图4带压切割作业井口组合图天然气技术与经济开发工程37Natural Gas Technology and Economy第17卷第5期拔困难，且成熟操作手培养周期长，依靠新训操作手操作安全风险高，依靠人员操作的模式已不适应未来自动化、智能化、数字化发展需求。为了持续推进带压作业安全生产，需加快气井带压作业远程和自动化技术研究，实现操作平台无人化，降低作业人员风险，提高恶劣天气条件下带压作业能力。推进带压作业自动化建设，依靠人工智能实现自动化带压作业，降低人员误操作风险，提高作业效率；推进带压作业风险预警及控制技术研究，提高带压作业风险智能识别与控制能力，为保障带压高效安全生产提供支撑。4结束语近年来，国内气井带压作业技术快速发展，形成带压完井和修井两大技术系列，装备数量、工作量和技术保障能力屡创新高。对比国内外气井带压技术，国内气井带压技术虽取得了一定成绩，但还有很大的潜力可以挖掘，在水平井钻磨、高压完井、带压修井、液压修井等方面仍然大有可为。气井带压作业市场前景广阔，需要进一步加快带压修井技术、远程和智能化装备、完井和修井工具等方向的攻关，打造具有中国特色的气井带压作业技术。参考文献1胡尊敬，卢云霄，李勇，等.带压作业工艺技术在油气田开发中的应用 J.化工管理，2020（36）：126-127.HU Zunjing，LU Yunxiao，LI Yong，et al.Application of snubbing operation technology in oil and gas field developmentJ.Chemical Engineering Management，2020（36）：126-127.2凌晓凡，郑海旺.带压作业技术在气井修井作业中的应用研究 J.石化技术，2021，28（12）：64-65.LING Xiaofan，ZHENG Haiwang.Application of snubbing operation technology in gas well workover operations J.Petrochemical Industry Technology，2021，28（12）：64-65.3栾天.国内外油水井带压作业技术现状 J.化学工程与装备，2020（8）：99-100.LUAN Tian.Current situation of snubbing operation 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