普光高含硫气井环空带压风险诊断与治理

古小红 ，母建民 ，石俊生 ，李宗林 ，郭伟成

（1.中国石化中原油田普光分公司天然气技术管理部，四川 达州 635000；2.中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳 457001）

1 概述

采气过程中，环空带压现象非常普遍。生产过程中若环空压力过高，会造成井下油管、套管、封隔器、井口装置等超压或挤毁失效，井筒的完整性遭到破坏，对气井的安全生产造成巨大威胁。美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况，发现该区域有8 000多口井存在一个或多个环空同时带压，并且约50%的环空带压发生在A环空，10%的环空带压发生在B环空，30%的环空带压发生在C，D环空。据墨西哥湾OCS地区的统计，开采15 a以上的井有一半环空带压。但国际、国内都没有较完善的方法规范环空压力安全许可值来指导生产。挪威Norsok D-010标准［1］指出，所有易受影响的环空都应该用最小和最大的操作压力极限范围来进行监测和保持压力水平，确保井筒的完整性。API RP90《海上油气井套管环空带压管理》标准中给出了最大环空许可压力的确定方法。塔里木油田公司根据气井环空带压井情况，形成了高压气井环空压力许可值确定方法，明确了高压气井环空压力的安全范围［2-3］，为气井的安全管理提供了技术依据。

普光气田主要目的层段为飞仙关组和长兴组［4］，天然气组分中H2S摩尔分数为12.31%～17.05%，CO2摩尔分数为7.89%～10.53%，由于H2S和CO2同时存在，其腐蚀机理非常复杂［5-6］。在普光气田主体开发初期就发现28口井环空带压，占总井数的75%，其中气压大于20 MPa的有19口，气体中含H2S的有7口，且随着生产时间延长，环空带压井数有所增加。

本文针对普光气井的井身结构特征、安全环保和环空压力治理技术要求，对环空压力许可值计算与压力控制以及环空保护液pH值的控制方法进行总结和梳理，形成环空风险诊断与治理方法，并用以指导含硫气井生产期间环空带压井的安全管理［7-8］。

2 气井环空压力来源分析

普光气田主要钻遇2套测录井显示较好的层系，一套是飞仙关—长兴组海相碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏，是目前开发的主力高产气层，埋深约5 500～6 500 m；另一套是沙溪庙—须家河组陆相致密砂岩岩性圈闭非含硫气藏，是今后勘探开发的重点。

钻完井井身结构采用导管、表层套管、技术套管和产层套管四开固完井，管外水泥均返至地面。采气管柱采用合金油管、永久封隔器、井下安全控制阀等工具完井［9］，A环空充满密度为1.27 g/cm3的套管保护液。根据普光气田的完井井身结构、主要含气层系分布、固井质量等技术因素分析，环空气压的来源主要有3个（见图1）：Ⅰ是生产过程中个别油管丝扣连接（气密封扣）密封性失效，若少量天然气渗漏进入A环空形成带压，其中所含少量的H2S被环空保护液中和，环空气体组分不含H2S；若天然气过量渗漏，则A环空超常带压，H2S不能完全中和，环空气体组分中含H2S。Ⅱ是极少数固井质量差的气井管外存在串槽时，飞仙关—长兴组海相含硫层系及沙溪庙—须家河组非含硫层系中的天然气可以通过串槽上窜至井口，形成B，C环空带压现象。Ⅲ是管外窜槽、套管渗漏同时存在，无论海相或陆相储层的天然气都可以通过管外窜槽、套管渗漏，形成A，B环空带压。

环空气压来源是在分析现有资料基础上得到的，由于气井永久性采气管柱结构、检测技术［10］、气井生产等因素制约，通过工程测井进行气井管检漏、辅助分析气体来源尚需进行不断探索和研究。

图1 P204-2H井完井井身结构

3 环空压力许可值计算

3.1 概念

环空最大压力许可值是指在气井生产过程中，井口四通、封隔器、油管及套管等承压构件形成的封闭环形空间允许的最高工作压力限值。该值随生产时间和流压变化，不同的生产阶段，井底流压不同，最大压力限值也不同，但在短期内（如1个月、1个季度）该值相对稳定。对于普光气田气井，A环空主要承压件有产层套管、油管、封隔器和套管头。如果各环空之间存在窜通，应把窜通的环空视为一个密闭空间。

3.2 计算方法

普光气井各级套管固井水泥浆均返至地面，因此，B，C，D环空带压风险较小，因油管、套管渗漏而产生的环空压力主要存在于A环空，极少数井的A，B，C环空同时存在压力，各级环空最大压力许可值计算方法相似。本文着重研究A环空压力许可值的计算方法，考虑的承压构件主要有生产套管、油管、封隔器和套管头。A环空受压应力最大的位置是永久封隔器，也是相对强度最薄弱的位置，参考API RP90规定，产层套管、油管、封隔器的承压安全系数取0.8［11］，套管头承压安全系数取0.5。各承压构件的最高承压许可值计算公式如下。

由产层套管抗内压强度确定的压力许可值：

由合金油管挤毁强度确定的压力许可值：

由封隔器抗压差级别确定的压力许可值：

由套管头压力级别确定的压力许可值：

式中：pA，pB，pC，pD分别为套管、油管、封隔器、套管头（下同）各承压构件允许的环空压力限值，MPa；a，b为相应承压构件的安全系数；ptn为套管抗内压强度，MPa；pyj为油管抗挤毁强度，MPa；pf为封隔器抗压强度，MPa；ps为套管头承压强度，MPa；pwe为卡封位置管外水泥或围岩压力，一般取静水柱压力，MPa；pL为卡封位置油管内流动压力，MPa；ρ为环空保护液密度，g/cm3；g 为重力加速度，m/s2；h 为卡封位置垂深，m。

在特定时期内，气井的油压、产量、气体密度（标况）是一定的，应用PIPESIM软件建立井筒流动压力剖面模型，即可得到不同深度的流动压力，包括坐封位置的流动压力。普光气田钻完井工程和投产采气工程，在设计初期就综合考虑了井筒各构件的承压能力平衡问题，但因采气管柱封隔器坐封深度、井底流压、配产量不同，A环空压力许可值也有差别。单井最大许可压力值取套管、油管、封隔器、套管头确定的许可压力最小值。

3.3 A环空许可压力选值分析

普光高含硫气井主要承压构件，采用了钢级110抗硫套管和SM2242合金套管组合，抗内压强度94 MPa；G3不锈钢合金油管，抗挤毁强度103 MPa；永久封隔器抗压强度70 MPa；套管头抗压强度70 MPa。前三者承压构件服役于气井深部，套管头服役于井口。按照API RP90规定，套管、油管、封隔器承压能力分别为75.2，82.4，56.0 MPa。对于特定的气井，永久封隔器坐封位置的3个承压构件中，封隔器抗压差能力最低，且为一定值56.0 MPa。环空带压气井封隔器实际承受的压力为环空静液柱压力（定量）及环空压力（变量）的累加与井底流压的差值，井底流压越低，封隔器实际承受的压差愈大，环空压力许可值越小。也就是说，在某一特定时期内，流压相对稳定的情况下，套管环空压力许可值只要低于套管头承压许可值（35.0 MPa），又要满足封隔器的安全承受压力。环空安全许可压力值按照式（3）计算即可得出。

4 环空带压风险治理

普光气田采用永久式封隔器完井管柱，在投产之后相继出现了不同程度的套管带压现象，给气井生产带来一定的安全风险。现场根据环空压力高低、环空气体中是否含H2S这2种情况，将环空带压气井分成4类进行治理：Ⅰ类井为套压异常井，存在套压异常，且套管气含有H2S；Ⅱ类井为高套压异常井，套管环空压力大于30 MPa；Ⅲ类井为中套压异常井，套管环空压力在10～20 MPa；Ⅳ类井为低套压异常井，套管环空压力小于10 MPa。综合分析认为，Ⅰ类井和Ⅱ类井存在较大风险，将其作为重点监测和管理对象。

4.1 加强环空压力和流体组分监测

在气井长期生产和管理过程中，因产量递减与调整、井筒温度与压力变化以及承压构件的疲劳失效，都可能引起环空压力及气体组分发生变化，甚至急剧变化，改变环空带压井风险级别。因此，要及时监测环空带压井的环空压力、气体组分变化，做到早诊断、早发现、早预防、早治理，重点监测套压异常井和高套压异常井。

4.2 异常井环空卸压

截至2012年12月，在普光气田主体大部分集气场站完成了82%的环空带压井套压卸压流程的安装。有6口井同时具有油套环空压井功能，3口井具有技术套管环空压井功能，下步继续在其他区块和集气场站推广安装，同时对已安装套管卸压流程的场站卸压管汇进行完善。异常井环空卸压控制主要针对3类井：1）环空气体中含H2S的套压异常井。卸压措施为该类井的日常生产管理的重要环节，无论压力高低都将定期进行环空卸压，并加注碱性环空保护液，将含硫气体排放、焚烧，以减少和中和环空气体腐蚀成分。2）高套压异常井。依据环空压力许可值计算结果，待环空压力接近或达到许可值时进行卸压处理，控制环空压力在许可值以下，低于压力许可值者原则上不进行卸压。3）中、低压力异常井。这类井的环空压力维持在一定值以后不再上涨，在不超过压力许可值情况下，一般不进行卸压处理，以维持井下系统的平衡。

4.3 环空保护液性能维护

该措施适用于绝大部分环空液面降低的井。某气井投产完井时，A环空充满了pH值9.5～11.0、密度1.25～1.27 g/cm3的环空保护液。环空保护液配方：清水+有机盐加重剂+有机除氧剂+抑菌剂+缓蚀剂+除硫剂+氢氧化钠溶液。生产过程中，由于酸性气体的渗漏，油管内外气体、液体相互置换，环空保护液不断被中和，pH值降低，液面下降。为了维持A环空保护液的碱性条件，保护套管头及套管［12］，一般在套管卸压后，及时加注和补充环空保护液（pH值12.0～13.0，密度1.12～1.15 g/cm3）。根据现场实测结果，目前环空保护液pH值均保持在9.0以上。

4.4 环空加注氮气腐蚀防护

该措施适用于油管或套管渗漏位置深、漏失量大的井。在前期套压异常治理过程中已经证明，需要经常补充保护液、加注液量大的井，以及钻完井时采用非抗硫材质套管短节的套压异常井，可利用氮气的惰性对环空套管、套管头等部件进行保护。该措施的局限性是对井口装备的密封性要求较高。

氮气充填效果较好，液氮取材和运输方便，操作成本较低，无污染。理论上，30℃、20 MPa条件下，1 m3液氮可气化为39.5 m3高压氮气，能充填长度为3 290 m的φ88.9 mm油管与φ177.8 mm套管环空。

由于该技术研究实施起步晚，仅在普光气田主体P1，P2井试验2井次。普光气田永久性封隔器管柱结构以目前的测井检测工艺，不能通过环空下入测井仪器，这也是国内同类气田类似开发方式面临的新的研究课题。但是通过氮气加注技术和工艺，根据加注氮气总量、井口停泵压力、实施过程，通过综合分析和计算，可以初步判断出油管渗漏的大致深度。通过实施氮气加注，初步判断出2口井的漏失深度（油管或套管）分别约为958，4 500 m，为今后修井技术的优选、方案的制定提供了依据。

5 结论

1）结合含硫气田开发实践，提出了适应普光气田高压、高含硫气井的环空压力许可值计算方法，为气井环空带压井风险诊断和安全管理提供了技术依据。

2）采用地面卸压流程，对压力异常井卸压和套管保护液置换，保持环空带压井的套管压力在可控状态，环空保护液pH值在9.0以上，保障气井安全生产。

3）重点监测套压异常井、高套压异常井的环空压力、气体组分、保护液pH值的变化，调整环空压力许可值，完善套压异常井生产管理制度，提高环空带压气井风险诊断技术的治理效果。

4）建议今后设计气井钻完井方案时，应充分考虑气井环空带压的风险因素，使用气密封扣油管、套管的同时，进行丝扣连接扭矩检测和气密封性能检测，从根本上消除油管渗漏引起的环空带压隐患。

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