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摘要：高压气井的投产工艺需深度结合目标井井筒条件，充分论证投产过程中井控安全、工艺流程、工具设施的可靠性，确保高压气井投产过程中平稳高效、井筒受控。驾探1井的成功投产，揭开了东部凹陷沙三段天然气勘探开发的序幕，为东部火山岩深层高压特低渗气藏开发积累了丰富的工程实践经验。
关键词：压裂;高压气井;安全;投产
1概述
在深层火山岩获得工业气流的同时，异常高压的气藏和常规钻完井井筒条件，为高压气井投产工艺和井控安全带来较大技术难题，且在辽河油区无投产经验借鉴。因此，高压气井的投产工艺需深度结合目标井井筒条件，借鉴国内外高压气井投产工艺技术经验，充分论证投产过程中井控安全、工艺流程、工具设施的可靠性，确保高压气井投产过程中平稳高效、井筒受控。
2存在问题
2.1井筒条件无法满足气井投产采气和井控要求
驾探1井钻井采用四开钻完井程序，Φ177.8mm技术套管水泥返高為1150m，与Φ273.05mm表层套管水泥重叠段仅有11m，A、B套管环空互窜的风险较大;在Φ139.7mm技术套管井段中，3552-3570m、3595-3675m二处井段固井质量胶结差，是该井井筒完整性的薄弱点之一，且所有套管均未采用气密扣，套管泄露风险较大。
2.2异常高压导致常规投产方式无法开展正常开展
驾探1井压裂放喷试采过程中，井内管柱为φ88.9mm压裂油管及相应的压裂封隔器等工具，均为非气密封管材和工具，地层异常高压仅靠压裂封隔器封隔油套空间。放喷过程中，套管压力已经呈现跟随油管压力上涨或下降，若井内Y341-114压裂封隔失封，将导致油套压平衡，超过套管头上部变径法兰承压等级，为高压气井投产带来井控风险.
2.3投产过程存在管线冻堵和水合物防治难题
在压裂后放喷期间，由于油管压力过高，放喷管线采用了多级节流放喷流程，如图7所示。但在节流放喷试采过程中，油嘴后端管线、分离器管线等位置结霜严重，多次出现了由于天然气膨胀吸热造成的油嘴和管线冻堵现象
3研究思路及技术方案论证
3.1主要研究思路
（1）是通过非常规措施利用压裂管柱建立油套管循环通道，采用高密度压井液循环压井，使井筒受控后，处理套管头以上法兰和原井大四通井控风险隐患，起出井内压裂管柱;
（2）是结合储层超高温（计算油层中深温度：152.8℃）、高压（折算地层压力系数：1.6）的特性，研究适应储层和井筒条件的耐高温高压气密封封隔器和配套工具;
（3）是针对全井套管未采用气密封扣和部分井段技术套管固井质量差的问题，考虑井筒完整性和投产后生产井控安全，需设计相应耐压等级气密封投产管柱;
（4）是考虑投产过程中的作业井控风险较大，且完井管柱需在重密度压井液中下入，并利用完井管柱完成多次替液、坐封、排液等关键工序，需设计性能优越的压井液和合理的置换坐封工序，保障投产管柱的密封性能和可靠性;
（5）是根据地层压力和温度条件，结合生产管柱管径和设计产气量，根据实测的井口压力与流温情况，分析井筒中是否形成天然气水合物，并制定针对性措施。
4技术方案论证
4.1井筒完整性恢复方案研究
套管头以上有三处法兰连接面压力等级低于70MPa，投产后生产井控安全风险突出，需将该处升高短节进行更换。同时，根据GB/T 22513-2013 《石油天然气工业钻井和采油设备、井口装置和采油树》、API 6A 19《井口装置和采油（气）井口设备规范》等标准推荐，结合预测井口最大关井压力55.67MPa、试气阶段最大关井压力为53.5MPa以及地层压力为68.86MPa，井口选择KQ65-70型井口;由于驾探1井不含H2S、CO2，H2S、CO2分压值均为0，井口材料级别可选择AA及以上，但考虑投产后气体组分可能发生变化以及井口装置的成熟性，推荐选择材料级别为EE级，温度等级为L-U，规范级别为PSL3，性能级别为PR1的采气树，以满足高压气井生产需要。
考虑空井筒状态下井筒内泥浆发生气侵后无法开展脱气循环压井。因此，保留井内压裂管柱（已射孔形成循环通道），采取套换套管头以上井口法兰及大四通的方式，保障套管头以上法兰面及四通压力等级满足生产需求;起出井内压裂管柱过程中，需保持对井筒补灌泥浆，减少泥浆气侵和漏失发生，保障作业过程中井控安全。
4.2耐高温、高压气密封工具设计与试验
基于非气密封套管和固井质量所存在的风险隐患，为防止生产过程中气窜导致的超压等安全和井控风险，完井管柱采用气密油管+气密封隔器作为试采管柱。
4.3完井方案论证与设计
鉴于本井井筒完整性存在一定缺陷，试采期间现场需常连压井管线、配置压井装置和压井液等井控应急储备，以备及时开展挤压井作业。
油套环空（A环空）允许最高压力由油管头强度、套管抗内压强度及油管抗外挤强度决定，油管头强度为70MPa、P110 Φ177.8mm套管抗内压强度为68.7MPa、L80-Φ88.9mm油管抗外挤强度为72.6MPa，安全系数取1.25，计算值中的最小值作为允许最高油套环空压力。求得所允许最高油套环空（A环空）压力PA：
PA=68.7/1.25MPa=54.96MPa
4.4水合物及管线冻堵防治方案论证与设计
在目前的地层压力和温度条件下，采用Φ88.9mm油管，纯气产量在15×104m3/d时，井筒内不会生成水合物。不同产气量下，抑制井筒中水合物形成需携带的液量，见表2。实际生产中根据实测的井口压力与流温情况，分析井筒中是否形成水合物，进而制定针对性措施。
5结论及认识
驾探1井的成功投产，揭开了东部凹陷沙三段天然气勘探开发的序幕，为东部火山岩深层高压特低渗气藏开发积累了丰富的工程实践经验。
（1）认识了深层高压特低渗油气藏钻完井-压裂-采气工程一体化设计的必要性，明确了井筒完整性、储层改造、压裂投产一体化投产的重要节点和关键性措施;
（2）是完成了高压气井投产工具的国产化设计与试验，并结合井筒条件和投产管柱结构完成投产实践，为深层高压气井投产提供了便捷工具保障措施;
参考文献：
[1] 吴琼，王广辉，王玉英.低渗透油藏高注采比原因分析[J].复杂油气藏，2012，5（2）：54-58.
作者简介：孙凤艳（1986-），女，籍贯辽宁，工程师，毕业于辽宁石油化工大学过程装备与控制工程专业，本科生，现工作于辽河油田兴隆台采油厂，研究方向采油气工程
关键词：压裂;高压气井;安全;投产
1概述
在深层火山岩获得工业气流的同时，异常高压的气藏和常规钻完井井筒条件，为高压气井投产工艺和井控安全带来较大技术难题，且在辽河油区无投产经验借鉴。因此，高压气井的投产工艺需深度结合目标井井筒条件，借鉴国内外高压气井投产工艺技术经验，充分论证投产过程中井控安全、工艺流程、工具设施的可靠性，确保高压气井投产过程中平稳高效、井筒受控。
2存在问题
2.1井筒条件无法满足气井投产采气和井控要求
驾探1井钻井采用四开钻完井程序，Φ177.8mm技术套管水泥返高為1150m，与Φ273.05mm表层套管水泥重叠段仅有11m，A、B套管环空互窜的风险较大;在Φ139.7mm技术套管井段中，3552-3570m、3595-3675m二处井段固井质量胶结差，是该井井筒完整性的薄弱点之一，且所有套管均未采用气密扣，套管泄露风险较大。
2.2异常高压导致常规投产方式无法开展正常开展
驾探1井压裂放喷试采过程中，井内管柱为φ88.9mm压裂油管及相应的压裂封隔器等工具，均为非气密封管材和工具，地层异常高压仅靠压裂封隔器封隔油套空间。放喷过程中，套管压力已经呈现跟随油管压力上涨或下降，若井内Y341-114压裂封隔失封，将导致油套压平衡，超过套管头上部变径法兰承压等级，为高压气井投产带来井控风险.
2.3投产过程存在管线冻堵和水合物防治难题
在压裂后放喷期间，由于油管压力过高，放喷管线采用了多级节流放喷流程，如图7所示。但在节流放喷试采过程中，油嘴后端管线、分离器管线等位置结霜严重，多次出现了由于天然气膨胀吸热造成的油嘴和管线冻堵现象
3研究思路及技术方案论证
3.1主要研究思路
（1）是通过非常规措施利用压裂管柱建立油套管循环通道，采用高密度压井液循环压井，使井筒受控后，处理套管头以上法兰和原井大四通井控风险隐患，起出井内压裂管柱;
（2）是结合储层超高温（计算油层中深温度：152.8℃）、高压（折算地层压力系数：1.6）的特性，研究适应储层和井筒条件的耐高温高压气密封封隔器和配套工具;
（3）是针对全井套管未采用气密封扣和部分井段技术套管固井质量差的问题，考虑井筒完整性和投产后生产井控安全，需设计相应耐压等级气密封投产管柱;
（4）是考虑投产过程中的作业井控风险较大，且完井管柱需在重密度压井液中下入，并利用完井管柱完成多次替液、坐封、排液等关键工序，需设计性能优越的压井液和合理的置换坐封工序，保障投产管柱的密封性能和可靠性;
（5）是根据地层压力和温度条件，结合生产管柱管径和设计产气量，根据实测的井口压力与流温情况，分析井筒中是否形成天然气水合物，并制定针对性措施。
4技术方案论证
4.1井筒完整性恢复方案研究
套管头以上有三处法兰连接面压力等级低于70MPa，投产后生产井控安全风险突出，需将该处升高短节进行更换。同时，根据GB/T 22513-2013 《石油天然气工业钻井和采油设备、井口装置和采油树》、API 6A 19《井口装置和采油（气）井口设备规范》等标准推荐，结合预测井口最大关井压力55.67MPa、试气阶段最大关井压力为53.5MPa以及地层压力为68.86MPa，井口选择KQ65-70型井口;由于驾探1井不含H2S、CO2，H2S、CO2分压值均为0，井口材料级别可选择AA及以上，但考虑投产后气体组分可能发生变化以及井口装置的成熟性，推荐选择材料级别为EE级，温度等级为L-U，规范级别为PSL3，性能级别为PR1的采气树，以满足高压气井生产需要。
考虑空井筒状态下井筒内泥浆发生气侵后无法开展脱气循环压井。因此，保留井内压裂管柱（已射孔形成循环通道），采取套换套管头以上井口法兰及大四通的方式，保障套管头以上法兰面及四通压力等级满足生产需求;起出井内压裂管柱过程中，需保持对井筒补灌泥浆，减少泥浆气侵和漏失发生，保障作业过程中井控安全。
4.2耐高温、高压气密封工具设计与试验
基于非气密封套管和固井质量所存在的风险隐患，为防止生产过程中气窜导致的超压等安全和井控风险，完井管柱采用气密油管+气密封隔器作为试采管柱。
4.3完井方案论证与设计
鉴于本井井筒完整性存在一定缺陷，试采期间现场需常连压井管线、配置压井装置和压井液等井控应急储备，以备及时开展挤压井作业。
油套环空（A环空）允许最高压力由油管头强度、套管抗内压强度及油管抗外挤强度决定，油管头强度为70MPa、P110 Φ177.8mm套管抗内压强度为68.7MPa、L80-Φ88.9mm油管抗外挤强度为72.6MPa，安全系数取1.25，计算值中的最小值作为允许最高油套环空压力。求得所允许最高油套环空（A环空）压力PA：
PA=68.7/1.25MPa=54.96MPa
4.4水合物及管线冻堵防治方案论证与设计
在目前的地层压力和温度条件下，采用Φ88.9mm油管，纯气产量在15×104m3/d时，井筒内不会生成水合物。不同产气量下，抑制井筒中水合物形成需携带的液量，见表2。实际生产中根据实测的井口压力与流温情况，分析井筒中是否形成水合物，进而制定针对性措施。
5结论及认识
驾探1井的成功投产，揭开了东部凹陷沙三段天然气勘探开发的序幕，为东部火山岩深层高压特低渗气藏开发积累了丰富的工程实践经验。
（1）认识了深层高压特低渗油气藏钻完井-压裂-采气工程一体化设计的必要性，明确了井筒完整性、储层改造、压裂投产一体化投产的重要节点和关键性措施;
（2）是完成了高压气井投产工具的国产化设计与试验，并结合井筒条件和投产管柱结构完成投产实践，为深层高压气井投产提供了便捷工具保障措施;
参考文献：
[1] 吴琼，王广辉，王玉英.低渗透油藏高注采比原因分析[J].复杂油气藏，2012，5（2）：54-58.
作者简介：孙凤艳（1986-），女，籍贯辽宁，工程师，毕业于辽宁石油化工大学过程装备与控制工程专业，本科生，现工作于辽河油田兴隆台采油厂，研究方向采油气工程