普光高含硫氣井環(huán)空帶壓風(fēng)險(xiǎn)診斷與治理

古小紅 ，母建民 ，石俊生 ，李宗林 ，郭偉成

（1.中國石化中原油田普光分公司天然氣技術(shù)管理部，四川 達(dá)州 635000；2.中國石化中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院，河南 濮陽 457001）

1 概述

采氣過程中，環(huán)空帶壓現(xiàn)象非常普遍。生產(chǎn)過程中若環(huán)空壓力過高，會造成井下油管、套管、封隔器、井口裝置等超壓或擠毀失效，井筒的完整性遭到破壞，對氣井的安全生產(chǎn)造成巨大威脅。美國礦產(chǎn)部統(tǒng)計(jì)了美國外大陸架區(qū)域環(huán)空帶壓情況，發(fā)現(xiàn)該區(qū)域有8 000多口井存在一個(gè)或多個(gè)環(huán)空同時(shí)帶壓，并且約50%的環(huán)空帶壓發(fā)生在A環(huán)空，10%的環(huán)空帶壓發(fā)生在B環(huán)空，30%的環(huán)空帶壓發(fā)生在C，D環(huán)空。據(jù)墨西哥灣OCS地區(qū)的統(tǒng)計(jì)，開采15 a以上的井有一半環(huán)空帶壓。但國際、國內(nèi)都沒有較完善的方法規(guī)范環(huán)空壓力安全許可值來指導(dǎo)生產(chǎn)。挪威Norsok D-010標(biāo)準(zhǔn)［1］指出，所有易受影響的環(huán)空都應(yīng)該用最小和最大的操作壓力極限范圍來進(jìn)行監(jiān)測和保持壓力水平，確保井筒的完整性。API RP90《海上油氣井套管環(huán)空帶壓管理》標(biāo)準(zhǔn)中給出了最大環(huán)空許可壓力的確定方法。塔里木油田公司根據(jù)氣井環(huán)空帶壓井情況，形成了高壓氣井環(huán)空壓力許可值確定方法，明確了高壓氣井環(huán)空壓力的安全范圍［2-3］，為氣井的安全管理提供了技術(shù)依據(jù)。

普光氣田主要目的層段為飛仙關(guān)組和長興組［4］，天然氣組分中H2S摩爾分?jǐn)?shù)為12.31%～17.05%，CO2摩爾分?jǐn)?shù)為7.89%～10.53%，由于H2S和CO2同時(shí)存在，其腐蝕機(jī)理非常復(fù)雜［5-6］。在普光氣田主體開發(fā)初期就發(fā)現(xiàn)28口井環(huán)空帶壓，占總井?dāng)?shù)的75%，其中氣壓大于20 MPa的有19口，氣體中含H2S的有7口，且隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，環(huán)空帶壓井?dāng)?shù)有所增加。

本文針對普光氣井的井身結(jié)構(gòu)特征、安全環(huán)保和環(huán)空壓力治理技術(shù)要求，對環(huán)空壓力許可值計(jì)算與壓力控制以及環(huán)空保護(hù)液pH值的控制方法進(jìn)行總結(jié)和梳理，形成環(huán)空風(fēng)險(xiǎn)診斷與治理方法，并用以指導(dǎo)含硫氣井生產(chǎn)期間環(huán)空帶壓井的安全管理［7-8］。

2 氣井環(huán)空壓力來源分析

普光氣田主要鉆遇2套測錄井顯示較好的層系，一套是飛仙關(guān)—長興組海相碳酸鹽巖孔隙型高含硫氣藏，是目前開發(fā)的主力高產(chǎn)氣層，埋深約5 500～6 500 m；另一套是沙溪廟—須家河組陸相致密砂巖巖性圈閉非含硫氣藏，是今后勘探開發(fā)的重點(diǎn)。

鉆完井井身結(jié)構(gòu)采用導(dǎo)管、表層套管、技術(shù)套管和產(chǎn)層套管四開固完井，管外水泥均返至地面。采氣管柱采用合金油管、永久封隔器、井下安全控制閥等工具完井［9］，A環(huán)空充滿密度為1.27 g/cm3的套管保護(hù)液。根據(jù)普光氣田的完井井身結(jié)構(gòu)、主要含氣層系分布、固井質(zhì)量等技術(shù)因素分析，環(huán)空氣壓的來源主要有3個(gè)（見圖1）：Ⅰ是生產(chǎn)過程中個(gè)別油管絲扣連接（氣密封扣）密封性失效，若少量天然氣滲漏進(jìn)入A環(huán)空形成帶壓，其中所含少量的H2S被環(huán)空保護(hù)液中和，環(huán)空氣體組分不含H2S；若天然氣過量滲漏，則A環(huán)空超常帶壓，H2S不能完全中和，環(huán)空氣體組分中含H2S。Ⅱ是極少數(shù)固井質(zhì)量差的氣井管外存在串槽時(shí)，飛仙關(guān)—長興組海相含硫?qū)酉导吧诚獜R—須家河組非含硫?qū)酉抵械奶烊粴饪梢酝ㄟ^串槽上竄至井口，形成B，C環(huán)空帶壓現(xiàn)象。Ⅲ是管外竄槽、套管滲漏同時(shí)存在，無論海相或陸相儲層的天然氣都可以通過管外竄槽、套管滲漏，形成A，B環(huán)空帶壓。

環(huán)空氣壓來源是在分析現(xiàn)有資料基礎(chǔ)上得到的，由于氣井永久性采氣管柱結(jié)構(gòu)、檢測技術(shù)［10］、氣井生產(chǎn)等因素制約，通過工程測井進(jìn)行氣井管檢漏、輔助分析氣體來源尚需進(jìn)行不斷探索和研究。

圖1 P204-2H井完井井身結(jié)構(gòu)

3 環(huán)空壓力許可值計(jì)算

3.1 概念

環(huán)空最大壓力許可值是指在氣井生產(chǎn)過程中，井口四通、封隔器、油管及套管等承壓構(gòu)件形成的封閉環(huán)形空間允許的最高工作壓力限值。該值隨生產(chǎn)時(shí)間和流壓變化，不同的生產(chǎn)階段，井底流壓不同，最大壓力限值也不同，但在短期內(nèi)（如1個(gè)月、1個(gè)季度）該值相對穩(wěn)定。對于普光氣田氣井，A環(huán)空主要承壓件有產(chǎn)層套管、油管、封隔器和套管頭。如果各環(huán)空之間存在竄通，應(yīng)把竄通的環(huán)空視為一個(gè)密閉空間。

3.2 計(jì)算方法

普光氣井各級套管固井水泥漿均返至地面，因此，B，C，D環(huán)空帶壓風(fēng)險(xiǎn)較小，因油管、套管滲漏而產(chǎn)生的環(huán)空壓力主要存在于A環(huán)空，極少數(shù)井的A，B，C環(huán)空同時(shí)存在壓力，各級環(huán)空最大壓力許可值計(jì)算方法相似。本文著重研究A環(huán)空壓力許可值的計(jì)算方法，考慮的承壓構(gòu)件主要有生產(chǎn)套管、油管、封隔器和套管頭。A環(huán)空受壓應(yīng)力最大的位置是永久封隔器，也是相對強(qiáng)度最薄弱的位置，參考API RP90規(guī)定，產(chǎn)層套管、油管、封隔器的承壓安全系數(shù)取0.8［11］，套管頭承壓安全系數(shù)取0.5。各承壓構(gòu)件的最高承壓許可值計(jì)算公式如下。

由產(chǎn)層套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度確定的壓力許可值：

由合金油管擠毀強(qiáng)度確定的壓力許可值：

由封隔器抗壓差級別確定的壓力許可值：

由套管頭壓力級別確定的壓力許可值：

式中：pA，pB，pC，pD分別為套管、油管、封隔器、套管頭（下同）各承壓構(gòu)件允許的環(huán)空壓力限值，MPa；a，b為相應(yīng)承壓構(gòu)件的安全系數(shù)；ptn為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；pyj為油管抗擠毀強(qiáng)度，MPa；pf為封隔器抗壓強(qiáng)度，MPa；ps為套管頭承壓強(qiáng)度，MPa；pwe為卡封位置管外水泥或圍巖壓力，一般取靜水柱壓力，MPa；pL為卡封位置油管內(nèi)流動壓力，MPa；ρ為環(huán)空保護(hù)液密度，g/cm3；g 為重力加速度，m/s2；h 為卡封位置垂深，m。

在特定時(shí)期內(nèi)，氣井的油壓、產(chǎn)量、氣體密度（標(biāo)況）是一定的，應(yīng)用PIPESIM軟件建立井筒流動壓力剖面模型，即可得到不同深度的流動壓力，包括坐封位置的流動壓力。普光氣田鉆完井工程和投產(chǎn)采氣工程，在設(shè)計(jì)初期就綜合考慮了井筒各構(gòu)件的承壓能力平衡問題，但因采氣管柱封隔器坐封深度、井底流壓、配產(chǎn)量不同，A環(huán)空壓力許可值也有差別。單井最大許可壓力值取套管、油管、封隔器、套管頭確定的許可壓力最小值。

3.3 A環(huán)空許可壓力選值分析

普光高含硫氣井主要承壓構(gòu)件，采用了鋼級110抗硫套管和SM2242合金套管組合，抗內(nèi)壓強(qiáng)度94 MPa；G3不銹鋼合金油管，抗擠毀強(qiáng)度103 MPa；永久封隔器抗壓強(qiáng)度70 MPa；套管頭抗壓強(qiáng)度70 MPa。前三者承壓構(gòu)件服役于氣井深部，套管頭服役于井口。按照API RP90規(guī)定，套管、油管、封隔器承壓能力分別為75.2，82.4，56.0 MPa。對于特定的氣井，永久封隔器坐封位置的3個(gè)承壓構(gòu)件中，封隔器抗壓差能力最低，且為一定值56.0 MPa。環(huán)空帶壓氣井封隔器實(shí)際承受的壓力為環(huán)空靜液柱壓力（定量）及環(huán)空壓力（變量）的累加與井底流壓的差值，井底流壓越低，封隔器實(shí)際承受的壓差愈大，環(huán)空壓力許可值越小。也就是說，在某一特定時(shí)期內(nèi)，流壓相對穩(wěn)定的情況下，套管環(huán)空壓力許可值只要低于套管頭承壓許可值（35.0 MPa），又要滿足封隔器的安全承受壓力。環(huán)空安全許可壓力值按照式（3）計(jì)算即可得出。

4 環(huán)空帶壓風(fēng)險(xiǎn)治理

普光氣田采用永久式封隔器完井管柱，在投產(chǎn)之后相繼出現(xiàn)了不同程度的套管帶壓現(xiàn)象，給氣井生產(chǎn)帶來一定的安全風(fēng)險(xiǎn)?，F(xiàn)場根據(jù)環(huán)空壓力高低、環(huán)空氣體中是否含H2S這2種情況，將環(huán)空帶壓氣井分成4類進(jìn)行治理：Ⅰ類井為套壓異常井，存在套壓異常，且套管氣含有H2S；Ⅱ類井為高套壓異常井，套管環(huán)空壓力大于30 MPa；Ⅲ類井為中套壓異常井，套管環(huán)空壓力在10～20 MPa；Ⅳ類井為低套壓異常井，套管環(huán)空壓力小于10 MPa。綜合分析認(rèn)為，Ⅰ類井和Ⅱ類井存在較大風(fēng)險(xiǎn)，將其作為重點(diǎn)監(jiān)測和管理對象。

4.1 加強(qiáng)環(huán)空壓力和流體組分監(jiān)測

在氣井長期生產(chǎn)和管理過程中，因產(chǎn)量遞減與調(diào)整、井筒溫度與壓力變化以及承壓構(gòu)件的疲勞失效，都可能引起環(huán)空壓力及氣體組分發(fā)生變化，甚至急劇變化，改變環(huán)空帶壓井風(fēng)險(xiǎn)級別。因此，要及時(shí)監(jiān)測環(huán)空帶壓井的環(huán)空壓力、氣體組分變化，做到早診斷、早發(fā)現(xiàn)、早預(yù)防、早治理，重點(diǎn)監(jiān)測套壓異常井和高套壓異常井。

4.2 異常井環(huán)空卸壓

截至2012年12月，在普光氣田主體大部分集氣場站完成了82%的環(huán)空帶壓井套壓卸壓流程的安裝。有6口井同時(shí)具有油套環(huán)空壓井功能，3口井具有技術(shù)套管環(huán)空壓井功能，下步繼續(xù)在其他區(qū)塊和集氣場站推廣安裝，同時(shí)對已安裝套管卸壓流程的場站卸壓管匯進(jìn)行完善。異常井環(huán)空卸壓控制主要針對3類井：1）環(huán)空氣體中含H2S的套壓異常井。卸壓措施為該類井的日常生產(chǎn)管理的重要環(huán)節(jié)，無論壓力高低都將定期進(jìn)行環(huán)空卸壓，并加注堿性環(huán)空保護(hù)液，將含硫氣體排放、焚燒，以減少和中和環(huán)空氣體腐蝕成分。2）高套壓異常井。依據(jù)環(huán)空壓力許可值計(jì)算結(jié)果，待環(huán)空壓力接近或達(dá)到許可值時(shí)進(jìn)行卸壓處理，控制環(huán)空壓力在許可值以下，低于壓力許可值者原則上不進(jìn)行卸壓。3）中、低壓力異常井。這類井的環(huán)空壓力維持在一定值以后不再上漲，在不超過壓力許可值情況下，一般不進(jìn)行卸壓處理，以維持井下系統(tǒng)的平衡。

4.3 環(huán)空保護(hù)液性能維護(hù)

該措施適用于絕大部分環(huán)空液面降低的井。某氣井投產(chǎn)完井時(shí)，A環(huán)空充滿了pH值9.5～11.0、密度1.25～1.27 g/cm3的環(huán)空保護(hù)液。環(huán)空保護(hù)液配方：清水+有機(jī)鹽加重劑+有機(jī)除氧劑+抑菌劑+緩蝕劑+除硫劑+氫氧化鈉溶液。生產(chǎn)過程中，由于酸性氣體的滲漏，油管內(nèi)外氣體、液體相互置換，環(huán)空保護(hù)液不斷被中和，pH值降低，液面下降。為了維持A環(huán)空保護(hù)液的堿性條件，保護(hù)套管頭及套管［12］，一般在套管卸壓后，及時(shí)加注和補(bǔ)充環(huán)空保護(hù)液（pH值12.0～13.0，密度1.12～1.15 g/cm3）。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)測結(jié)果，目前環(huán)空保護(hù)液pH值均保持在9.0以上。

4.4 環(huán)空加注氮?dú)飧g防護(hù)

該措施適用于油管或套管滲漏位置深、漏失量大的井。在前期套壓異常治理過程中已經(jīng)證明，需要經(jīng)常補(bǔ)充保護(hù)液、加注液量大的井，以及鉆完井時(shí)采用非抗硫材質(zhì)套管短節(jié)的套壓異常井，可利用氮?dú)獾亩栊詫Νh(huán)空套管、套管頭等部件進(jìn)行保護(hù)。該措施的局限性是對井口裝備的密封性要求較高。

氮?dú)獬涮钚Ч^好，液氮取材和運(yùn)輸方便，操作成本較低，無污染。理論上，30℃、20 MPa條件下，1 m3液氮可氣化為39.5 m3高壓氮?dú)?，能充填長度為3 290 m的φ88.9 mm油管與φ177.8 mm套管環(huán)空。

由于該技術(shù)研究實(shí)施起步晚，僅在普光氣田主體P1，P2井試驗(yàn)2井次。普光氣田永久性封隔器管柱結(jié)構(gòu)以目前的測井檢測工藝，不能通過環(huán)空下入測井儀器，這也是國內(nèi)同類氣田類似開發(fā)方式面臨的新的研究課題。但是通過氮?dú)饧幼⒓夹g(shù)和工藝，根據(jù)加注氮?dú)饪偭?、井口停泵壓力、?shí)施過程，通過綜合分析和計(jì)算，可以初步判斷出油管滲漏的大致深度。通過實(shí)施氮?dú)饧幼?，初步判斷?口井的漏失深度（油管或套管）分別約為958，4 500 m，為今后修井技術(shù)的優(yōu)選、方案的制定提供了依據(jù)。

5 結(jié)論

1）結(jié)合含硫氣田開發(fā)實(shí)踐，提出了適應(yīng)普光氣田高壓、高含硫氣井的環(huán)空壓力許可值計(jì)算方法，為氣井環(huán)空帶壓井風(fēng)險(xiǎn)診斷和安全管理提供了技術(shù)依據(jù)。

2）采用地面卸壓流程，對壓力異常井卸壓和套管保護(hù)液置換，保持環(huán)空帶壓井的套管壓力在可控狀態(tài)，環(huán)空保護(hù)液pH值在9.0以上，保障氣井安全生產(chǎn)。

3）重點(diǎn)監(jiān)測套壓異常井、高套壓異常井的環(huán)空壓力、氣體組分、保護(hù)液pH值的變化，調(diào)整環(huán)空壓力許可值，完善套壓異常井生產(chǎn)管理制度，提高環(huán)空帶壓氣井風(fēng)險(xiǎn)診斷技術(shù)的治理效果。

4）建議今后設(shè)計(jì)氣井鉆完井方案時(shí)，應(yīng)充分考慮氣井環(huán)空帶壓的風(fēng)險(xiǎn)因素，使用氣密封扣油管、套管的同時(shí)，進(jìn)行絲扣連接扭矩檢測和氣密封性能檢測，從根本上消除油管滲漏引起的環(huán)空帶壓隱患。

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