气井不压井作业主要工程风险分析与对策研究

张 平

(川庆钻探公司工程技术和质量标准处)

不压井技术作业具有常规作业不可替代的技术优势，最大限度保持产层的原始状态、提高产能和采收率、降低作业成本、安全环保的独特的优势，对实现转变经济发展方式，改进作业手段，走高效、低耗、零排放的可持续发展之路，具有重要的现实意义[1]。

一、主要工程风险分析

气井相对油水井来说具有更大的风险，主要体现在：气体更易泄漏，容易发生爆炸；管柱腐蚀程度严重，修井难度大；普遍含H2S，对设备要求高，对人体危害大；原井油管可能含FeS,到井口碰撞易产生火花，容易引起爆炸；井口可能有水合物产生，危害大；要防止氧气混入井内。本文不对油气水井具有相同危害的风险进行分析，仅对具有气井特色的较为重点的风险进行分析[2]。

1.内堵塞易失效的原因分析

内堵塞易失效的原因包括工具坐封不严、脱落、工具承压能力过低、工具受较大冲击、回压凡尔密封失效等因素。内堵塞失效是带压作业最大的风险，也是最难以处理控制的风险。这是因为国内完井油管普遍没有安装坐放短节，因此油管的堵塞只能坐在没有机械阻挡位置的油管本体上，同时因气井油管普遍含腐蚀性介质，因此油管内壁易形成坑蚀影响堵塞工具密封效果，坐封不牢固甚至落井，这样会给不压井作业带来极大的井控风险[2-3]。

2.气井作业易形成水合物的原因分析

对气井不压井作业来说，即使没有流动也可形成水合物，在冬季夜晚暂停作业后，第二天重启作业时 ，管柱也可能被“冻住”。天然气在节流降温的过程中可能产生水合物，可能形成一定的圈闭压力，当没有预见到该风险时，可能引起人身伤害。带压作业过程中，防喷器组内需要不断平衡压力、释放压力，由于闸板腔较小，在悬挂器起下作业时也容易形成水合物。2014年加拿大某井在连接套管侧平衡/泄压管线时，发现水合物堵在阀门处因为采取了不当的措施，导致了严重的人身伤害；2014年12月在JY6-3HF井在下入悬挂器时，由于对水合物预见不够，在平衡泄压过程中发生了悬挂器“冻结”在闸板腔位置，不仅处理水合物耽误大量时间，也给作业带来较大安全风险。

3.容易发生爆炸、燃烧的原因分析

发生爆炸、燃烧的原因包括在井筒内与空气混合达到爆炸极限、逸出地表与空气混合达到爆炸极限、卡瓦与管壁撞击火花、动力源排气管距离井口太近、违章动火等因素。油管通过防喷器时会在接箍位置圈闭一定的天然气，在井口容易聚集天然气，卡瓦的撞击容易产生火星，特别是含硫气井，管壁上常常附着硫化铁(FeS)更极易产生火花，如果没有采取措施减少天然气聚集、防止产生火花就容易发生着火或爆炸。

同时也可能引起井下爆炸，2001年加拿大石油公司发生了两起气井井下爆炸事故，都发生在2 000 m左右的气井内，主要原因是在取堵塞器时油管内混入了空气，达到了爆炸极限，在上提打捞工具时与油管发生撞击产生火花发生了爆炸。

4.易发生气体渗漏的原因分析

由于天然气密度为0.717 4 kg/m3，分子量低，密度约0.58～0.65 g/cm3，易压缩膨胀、易滑脱窜漏，所以对防喷器密封元件的气密性要求高、管柱丝扣的气密性要求高、内堵塞工具的气密性要求高。

由于气井不同于油水井，在起下管柱作业中无法对管柱进行润湿和降温，摩擦作用会降低防喷器胶芯的密封性能；国内油气井完井管柱结构上多数没有考虑预置工作筒，同时气井普遍含有腐蚀介质，对油管的腐蚀也将影响内堵塞的效果，这给带压作业油管内的堵塞效果带来很大不确定性；由于气密封对丝扣要求比水密封要高，在气井作业时，对一般外加厚油管或平式油管，无论高压井或是低压井均有可能发生渗漏，如CW202H1-1井作业时发现油管内带压3～4 MPa，经检查发现就是丝扣渗漏所致[4-5]。

5.井下管柱的腐蚀给作业带来潜在安全隐患

由于天然气井普遍含硫化氢、二氧化碳、地层水等腐蚀性介质，这些腐蚀介质对油管可能腐蚀减薄、穿孔，使得原井油管腐蚀情况、剩余强度不清楚，因此油管内堵塞可能需要多次堵塞，管体强度可能无法承受卡瓦的夹持力，容易发生管柱落井和井喷事故。

6.易引发管柱喷出或出现屈曲的原因分析

气井作业压力相对较高，由于截面力的影响，带压作业设备的下压力较大，而一定尺寸、钢级、壁厚的管柱，其固有的无支撑长度也是固有的，因此，管柱的安全无支撑长度就更短，稍有错误极易发生失稳，甚至发生折断。

Y108井井口压力23.5 MPa，Ø178 mm的悬挂器,计算得到上顶力573 kN，坐挂后防喷器内压力无法卸掉，且管柱上顶，经检查发现该井口设计仅有8颗锁紧螺钉，无法克服该压力下的截面力(上顶力)。

二、气井不压井作业主要风险的对策研究

1.防止管柱发生屈曲、拉断、落井或喷出

不压井作业管柱失效主要容易发生在两个方面：压弯(或折断)管柱、拉断管柱，另外也可能由于计算不准确或操作不当发生管柱落井或喷出。因此需要计算无支撑长度和井口有压力的情况下的管柱最大抗拉强度(即最大允许举升力)[6]。

1.1 安全无支撑长度

带压下入管柱时，管柱在轴向上受压不产生弯曲变形的临界长度称为最大无支撑长度，它与下压力和管柱强度有关，最大下压力计算时管柱受到的摩擦力一般取截面力的20%，因此无支撑长度还需采用一定的安全系数来确保作业安全，这个长度就是安全无支撑长度，一般对Ø60.3 mm、Ø73.0 mm和Ø88.9 mm油管的安全无支撑长度系数取70%。

2011年中共中央国务院下发《关于加快水利改革发展的决定》[2]文件,指出“水是生命之源、生产之要、生态之基。水利是现代农业建设不可或缺的首要条件，是经济社会发展不可替代的基础支撑，是生态环境改善不可分割的保障系统。”这是新中国成立62 a来中共中央首次系统部署水利改革发展全面工作的决定。文件强调水资源开发利用控制红线，要建立“最严格的水资源管理制度”，为今后的水权改革指明了方向。

若油管为N-80(非抗硫规格)旧油管，井筒压力大于35 MPa或H2S浓度超出1.0%(1.5×104mg/L)，则将无支撑长度降低25%。

1.2 最大允许举升力

管柱一旦遇卡，如封隔器卡、砂卡，不同于常规压井作业解卡措施，它需要考虑环空压力对轴向拉力的影响，即油管的抗外挤毁压力必须大于环空压力，这也是不同于常规压井后的解卡作业。

1.3 管柱落井与喷出

发生管柱落井或喷出主要原因是由于管柱中和点计算错误或操作失误。中和点计算仅是理论计算，它与管柱自身重量不均、井筒压力的变化、管柱与防喷器的摩擦力、管柱与套管的摩擦力、液压系统的摩擦力等因素有关，因此理论与实际中和点有一定误差，所以下入一定数量管柱后，在接近管柱中和点前5根时，应逐根进行重管柱测试，防止管柱落井；起管柱时，预计还有5根进入轻管柱时，要进行轻管柱测试，防止管柱喷出。

2.防止油管内堵塞失效的对策措施

油管内压力控制工具的工作压差不低于最大井底压力，应根据管柱内通径、井内压力、温度和流体性质及工艺要求选择油管内压力控制工具。

一般应设置两个及以上的油管内压力控制工具作为机械屏障；在坐放接头内能有效坐封时，可以只用一个堵塞器作为机械屏障。

工具下井前应测量堵塞工具钢体外径和长度，并检查各部件完好。地面安装的堵塞工具，下井前堵塞工具应从下向上进行清水试压，应先做1.4～2.1 MPa的低压试压，稳压10 min，压力不降为合格；再用1.2倍于预计井底压力的测试压力对油管堵塞器进行试压，稳定30 min，压降小于0.7 MPa为合格。记录所有的压力测试值。油管堵塞工具坐封后，逐级卸掉油管内压力，每次观察15 min，观察油管压力是否上升。直至油管压力降到0，若油管压力不上升，油管封堵合格；若油管堵塞失效，应分析原因，并重新堵塞作业直至合格。对井下有多级滑套等工具时，应在每级滑套以上进行多级堵塞，并验证堵塞效果[7-8]。

3.预防水合物的对策措施

天然气在通过节流处时，将产生急剧的压降和膨胀，温度将骤然降低，为判断在某一节流压力下是否形成水化物，可利用节流曲线法求解。

当发现已经有水合物存在时，应采用保温措施或注入水合物抑制剂(如乙二醇等)，使水合物融化。切忌采用敲打、硬撬等机械处理方法，防止圈闭压力冲出造成人身伤害[9]。

4.防火防爆对策措施

气井不压井作业不同于油水井，气体容易发生泄漏，燃点低，具有着火或爆炸，一旦出现火星或火花就极易发生爆炸。所以在气井不压井作业时要采用适当的隔离屏障，随时做到发生爆炸着火的先决条件。

作业前除应安装至少一条放喷管线外，还应在出口处安装防回火装置，阻断空气(氧气)经放喷管线进入防喷器和平衡/泄压系统内。

开始起下管柱前应吹扫工作防喷器组2～3次，将工作防喷器内空气置换吹扫出去。起下管柱过程中，利用平衡泄压进行压力控制时开关速度要慢，以减少冲击、刺漏；起管柱(特别是含硫油气井)过程中，应在环形防喷器以上喷淋适当的不易燃液体，如清水、氯化钾液体等，防止卡瓦与管壁(主要是硫化铁)碰撞产生火花。在打捞油管堵塞器之前，应在油管柱内注入一段阻燃液体，防止天然气与空气混合产生爆炸危险。

三、认识与建议

(1)气井不压井作业相对油水井来说，施工压力高、含有毒有害气体、更易发生丝扣和密封泄漏、爆炸着火、易形成水合物，安全风险更大。

(2)正确的工程参数计算与强度校核，有利于减少安全作业风险。

(3)作业前应制定应急响应计划，并组织对环空密封失效、内堵塞失效、液压动力失效、储能器失效、卡瓦失效等应急响应程序进行演练，明确应急作业各自岗位分工与组织。

(4)制定防止地面燃烧、地面爆炸、井下爆炸等防火防爆应急响应程序，明确隔离液的使用，惰性气体置换操作等。

(5)制定长时间关井及重新启动应急响应程序，明确卡瓦的使用，防喷器的使用，重启后的防喷器、堵塞器的试压验漏等。