何玉發(fā)　周建良　蔣世全　楊秀夫　金　顥（.中海油研究總院，北京　0008；.中國海洋石油總公司，北京　0000；.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳　58000）

深水井測試安全控制技術

何玉發(fā)1周建良1蔣世全1楊秀夫2金顥3
（1.中海油研究總院，北京100028；2.中國海洋石油總公司，北京100010；3.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518000）

防止深水油氣井測試事故發(fā)生的關鍵之一，就是必須進行安全評估與控制，提高測試工藝水平。我國南海深水海域有其特殊的區(qū)域環(huán)境特點：油田離岸距離遠、夏季臺風頻繁、冬季季風不斷、存在沙坡、沙脊和內(nèi)波流等，而且油氣藏特性復雜，給深水井測試帶來更多的挑戰(zhàn)。結合南海深水井測試實踐，對深水井測試的主要潛在風險進行了分析， 認為存在測試管柱及工具失效、地面流程失效、天然氣水合物堵塞、儲層出砂、臺風影響等風險。針對這些風險提出了具體的防范措施。

油氣井測試；深水井；風險；安全控制

我國南海深水海域面積遼闊，蘊含豐富的油氣資源和天然氣水合物資源，被稱作“第二波斯灣”［1］。目前我國已在南海取得荔灣3-1、陵水34-2、陵水29-1等3個中國海域深水天然氣田重大發(fā)現(xiàn)。深水油氣井測試作為深水油氣資源勘探和開發(fā)的必須手段，也是深水油氣勘探開發(fā)的關鍵環(huán)節(jié)之一，不僅為評價構造和圈閉提供可靠的數(shù)據(jù)資源成果，而且為高效開采油氣藏提供了直接的依據(jù)。目前我國深水測試技術處于發(fā)展的初期，為滿足我國在南中國海及海外深水發(fā)展的戰(zhàn)略需求，開展了深水測試安全評估與控制技術研究。

1　深水油氣井測試技術的特點和挑戰(zhàn)

（1） 深水油氣井測試，必須使用浮式鉆井平臺進行作業(yè)。處于深海環(huán)境受風、浪、流等環(huán)境載荷影響的浮式鉆井平臺，會發(fā)生升沉和漂浮等復雜運動，加上海水段隔水管的約束作用，深水井測試管柱特別是泥線以上測試管柱力學行為異常復雜，給深水井測試管串設計及深水井測試管柱安全性控制帶來很大困難，而且隨著水深增加這一問題更加突出。

（2）深海海底泥面低溫環(huán)境及井下關井后壓力迅速減小是導致水合物生成的主要原因，水合物的形成不僅會造成測試失敗而且會大大增加井控風險，甚至帶來災難性事故。

（3） 深水水下設備要足以應對水深帶來的惡劣的作業(yè)條件，為整個測試提供更加安全的測試環(huán)境。另外深水平臺地面空間小、地層壓力窗口窄、高產(chǎn)高壓，這些都給深水井測試井控和深水井測試地面安全控制帶來挑戰(zhàn)。

（4） 由于使用浮式鉆井平臺進行測試，在深水井測試作業(yè)時，平臺動力定位系統(tǒng)故障、水下暗流和惡劣天氣等因素可能會導致不可預見性的突發(fā)性平臺偏移井位的情況出現(xiàn)，此時需要將泥線以上測試管柱與井下測試管柱進行分離，防止惡性事故的發(fā)生。因此，快速實現(xiàn)水下測試管柱的應急解脫以及危險解除之后的回接問題是深水井測試的另一大挑戰(zhàn)。

2　深水油氣井測試的潛在風險和防范措施

2.1測試管柱及工具的失效及防范

在深水井測試過程中，測試管柱為地層流體采出地面提供了一種途徑。測試管柱由以下3個主要部件組成：井下測試工具、測試油管、水下設備。為了確保測試管柱操作安全，需合理選擇深水井測試工具，并通過詳細管柱力學分析，以優(yōu)質(zhì)安全為目標進行管柱優(yōu)化設計。深水井測試管柱設計在實現(xiàn)測試功能和滿足最惡劣環(huán)境需要的同時，還必須考慮到使用的方便性、連接類型的適用性以及各種管材類型的經(jīng)濟性因素等。根據(jù)這個原則，確定深水井測試管柱優(yōu)化設計的流程如圖1。

圖 1　深水井測試管柱優(yōu)化設計流程

2.2地面流程失效與防范

典型的深水地面流程包括以下幾個方面：流動頭、安全閥、緊急關斷閥、除砂器、油嘴組流管匯、蒸汽鍋爐及加熱器、三相分離器、計量罐、輸送泵、臨時輸液罐、燃燒臂及連接管線等。深水地面測試流程流動距離短（從井口到燃燒壁僅幾十米）、流動壓力大、流動時間短（一般流動1 d左右）、流動相態(tài)變化復雜。測試過程中易發(fā)生地面冰堵等突發(fā)性事故，對測試施工和人身安全造成極大危害。因此深水井測試地面設備需配置較多的應急關停裝置，任何一處都可進行地面關井；對于可能的地層出砂情況，地面配備除砂器；井口采用大排量化學注入泵對井下/地面進行甲醇注入，防止生成水合物。深水井測試所有壓力容器設備根據(jù)證書有效期取第三方證書（DNV，ABS或者Lioyd）。在完成地面設備選型之后，需對地面流程進行工藝數(shù)值模擬，以校核計算地面流程中的溫度、壓力，設備處理能力等，進一步對設備及管線進行優(yōu)化。

2.3天然氣水合物的形成預測與防治

天然氣水合物［2］（張亮等，2010）是由于天然氣的小分子氣體（如甲烷、乙烷）在較低溫度（0~10 ℃）和較高壓力（10 MPa以上）條件下和水作用生成的籠形結構的冰狀晶體，類似冰屑或密實的雪，密度為880~900 kg/m3，俗稱可燃冰。含有自由水的天然氣一旦遭遇低溫、高壓環(huán)境極易形成天然氣水合物。目前，有很多確定天然氣水合物生成壓力-溫度的方法，大致可分為圖解法、經(jīng)驗公式法、平衡常數(shù)法和統(tǒng)計熱力學法4類。統(tǒng)計熱力學法是當前最準確但也是計算最為繁瑣的方法。統(tǒng)計熱力學方法根據(jù)系統(tǒng)理論，將氣體水合物宏觀相態(tài)行為與其分子間的相互作用聯(lián)系起來，引入函數(shù)來描述氣體水合物生成條件，理論基礎嚴密，通用性強，便于運用計算機在較寬的范圍內(nèi)對水合物生成的溫度、壓力條件進行連續(xù)求解。

基于Vander Waals和Platteeuw提出的經(jīng)典吸附理論基礎模型，可以得到水合物相平衡條件［3］判斷出在給定的壓力、溫度以及氣液相條件時是否有固相水合物產(chǎn)生。對于油氣井測試而言，測試期間主要采用加熱和注化學劑的方法防止水合物生成。采用加熱法可以提高節(jié)流前天然氣的流動溫度。在節(jié)流壓降不變的條件下，提高節(jié)流前天然氣的溫度也等于提高了節(jié)流后天然氣的溫度。如果節(jié)流后天然氣溫度提高到高于水合物生成溫度，預防節(jié)流后水合物生成的目的就可達到。

某些化學添加劑可以改變水合物形成的相平衡條件，降低水合物的相平衡溫度；在一定壓力下，天然氣水合物相平衡的溫度隨著化學添加劑注入濃度的增加而降低［3］。國內(nèi)外學者對測試過程中天然氣水合物抑制劑作過大量的研究，討論了多種常用或者能夠使用的天然氣水合物抑制劑，甲醇和乙二醇是最常用于測試防止水合物形成的化學劑。甲醇被公認為最有效的一種深水井測試天然氣水合物抑制劑，具有以下優(yōu)勢：（1）低黏度，易于注入和在系統(tǒng)中配給；（2）好的接觸效率，高的溶解度和揮發(fā)性使其易于與井筒中的水和流體接觸；（3）容易處理，容易在井場與采出氣一同燃燒［4］。但由于甲醇有毒（涉及到人員接觸和環(huán)境排放）和高度可燃，其安全性應特別注意。在深水井測試過程中使用甲醇的程序，應在包括HAZOP研究在內(nèi)的作業(yè)程序、測試公司程序以及承包商安全程序中予以明確。

產(chǎn)量對水合物形成影響很大，產(chǎn)量低時容易形成水合物。在海底泥面附近深度，由于海底低溫環(huán)境的影響，管柱內(nèi)天然氣溫度變化很大。產(chǎn)量為70×104m3/d時管柱內(nèi)不會生成水合物，產(chǎn)量低于55 ×104m3/d時管柱內(nèi)均會生成水合物。南海某井設置了3個水合物抑制劑注入點：泥面以下600 m處、泥面附近、井口及油嘴管匯。此外，油嘴管匯下游通過換熱器進行加熱、采用一次開關井工作制度、鉆井期間避免使用水基鉆井液等措施以防止水合物生成。

2.4出砂風險與控制

深水油氣藏通常屬淺埋儲藏，且大段重的上覆巖石介質(zhì)被輕的海水取代，壓實程度降低，導致儲層疏松而容易出砂［5］。為了防止油井出砂，一方面要針對油層及油井的條件正確選擇固井、完井方法，指定合理的開采措施，提高管理水平；另一方面要根據(jù)油層及出砂情況采用防砂方法。深水勘探期評價油井出砂問題大多采用機械防砂作為井下第1道擋砂屏障。結合南海幾口井的深水井測試實踐，總結荔灣區(qū)塊深水井測試防砂措施。

（1）井全部下套管和固井，有利于進行套管內(nèi)防砂。（2）DST/TCP 管柱上安裝Qty-2 Meshrite 井下篩管并下入到封隔器以下，地面?zhèn)溆袥_砂用途的連續(xù)油管和連續(xù)油管提升框架。（3）嚴格控制測試壓差，選擇合適射孔液，正加壓延時的負壓射孔，射孔時的負壓限制在2.76 MPa。（4）測試閥應具有抗泥砂系統(tǒng)設計。（5）地面在節(jié)流阻流管匯上游安裝1個出砂監(jiān)測裝置，在節(jié)流阻流管匯上游安裝地面除砂器，準備1個裝砂的大油池。（6）在開井放噴及求產(chǎn)過程中，時刻注意生產(chǎn)壓差的變化。誘噴產(chǎn)量的調(diào)節(jié)由小到大，逐漸增加產(chǎn)量；控制井口流動壓力，實現(xiàn)在控制地層出砂的范圍內(nèi)進行流動求產(chǎn)。（7）每隔15 min進行1次分離器取樣，以監(jiān)測地層產(chǎn)出流體中的含砂量。

2.5臺風預防措施

臺風可能使平臺發(fā)生偏移，橫向位移對泥線以上測試管柱應力響應影響非常大。當平臺偏移達到規(guī)范規(guī)定的極限值后，要立即解脫水下測試樹，以免發(fā)生管柱斷脫等危險。根據(jù)水深及水下測試樹等設備要求，綜合考慮水下測試樹的響應時間、BOP解脫響應時間及平臺漂移分析，可以計算得出深水浮式平臺測試作業(yè)安全操作窗口。當平臺偏移到一定極限值之后，要關閉井下閥門、解脫水下測試樹等。安全操作窗口用不同的顏色表示。綠色動力定位系統(tǒng)工作正常，平臺上可以進行正常的測試作業(yè)。藍綠色區(qū)域要停止作業(yè)，已經(jīng)接近水下測試樹的解脫極限，應該關閉水下測試樹處閥門，加強監(jiān)測平臺偏移范圍，隨時準備解脫泥線以上測試管柱。黃色區(qū)域表要立即采取措施從水下測試樹處解脫測試管柱。紅色區(qū)域DP系統(tǒng)完全失去定位能力，應立即從BOP上斷開LMRP，防止井口裝置、防噴器組及隔水管受到損傷。

3　結論

深水海洋平臺的空間有限、設備和人員密集、自然條件惡劣、遠離陸基保障，任何的安全事故都將帶來重大損失。在測試階段，地下油氣通過測試管柱被釋放出來，一旦因管柱泄漏等發(fā)生失控，將會導致災難性事故，甚至造成船毀人亡的慘劇。防止事故發(fā)生的關鍵之一，就是必須對深水測試進行安全評估與控制，提高測試工藝技術水平。在保障作業(yè)安全的前提下，確保測試資料的錄取。

［1］王震，陳船英，趙林.全球深水油氣資源勘探開發(fā)現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)［J］.中外能源，2010，15（1）：46-48.

［2］張亮，馬認琦，蘇杰，等.天然氣水合物形成機理及有效清除［J］.石油鉆采工藝，2010，32（3）：33-36.

［3］金澤亮，王榮仁，陳金先，等.氣井測試水合物的防治研究與應用［J］. 油氣井測試， 2007， 16（4）： 54-56.

［4］CHEN Shingming, GONG Xiaowei, Geoff Antle. DST design for deepwater wells with potential gas hydrate problems［C］. the 2008 Offshore Technology Conference, Houston, Texas, U.S.A., 5-8 May, 2008.

［5］王躍曾，唐海雄，陳奉友.深水高產(chǎn)氣井測試實踐與工藝分析［J］. 石油天然氣學報，2009， 31（5）： 148-151.

〔編輯胡志強〕

Safety control technology of deepwater oil and gas well testing

HE Yufa1, ZHOU Jianliang1, JIANG Shiquan1, YANG Xiufu2, JIN Hao3
（1. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 2. China National Offshore Oil Corporation Beijing 100010, China; 3. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518000, China）

Due to the high difficulties, high investment, and high risks in deepwater oil and gas well testing, major safety problems can occur easily. A key to prevent accidents is to conduct safety assessment and control on deepwater testing and to improve the testing technology. The deepwater of the South China Sea has some special environmental features: long distancce from offshore, frequent typhoons in summer and constant monsoons in winter, and the prsence of sandy slopes, sandy ridges and internal waves, which, coupled with the complex properties of oil and gas reserves, bring more challenges to deepwater well testing. In combination with deepwater well testing practice in the South China Sea, this paper analyzes the main potential risks in deepwater well testing and concludes that there are risks of failure in testing string and tools and ground processes, gas hydrate blockage, reservoir stratum sanding, and typhoon impacts. Specific precautions are also proposed in response to these risks in the paper.

oil and gas well testing; deep well; risk; safety control

TE53

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0163 – 03

10.13639/j.odpt.2015.01.042

中國海洋石油研究中心博士后課題“深水油氣井測試管柱力學行為及配套技術研究”部分研究成果；“十二五”國家科技重大專項“深水鉆完井工程技術”課題(編號: 2011ZX05026-001)資助。

何玉發(fā)，1980年生。2008年畢業(yè)于西南石油大學機械設計與理論專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)主要從事深水測試、完井技術及油氣井管柱力學方面的研究工作，高級工程師。電話：010-84523631。E-mail：heyf@cnooc.com.cn, heyfs@163.com。

2014-11-30）

引用格式：何玉發(fā)，周建良，蔣世全，等. 深水井測試安全控制技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：163-165.