沈元波，和鵬飛，徐彤，程福旺

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 （天津 300452）

油氣井及地面油氣生產(chǎn)設(shè)施有一定的設(shè)計(jì)生產(chǎn)周期，部分油田在臨近設(shè)計(jì)周期時(shí)，往往存在油套管失效導(dǎo)致環(huán)空內(nèi)存在壓力的問題，稱為環(huán)空帶壓，套管環(huán)空帶壓生產(chǎn)會(huì)對(duì)生產(chǎn)造成很大的危害。尤其是海上作業(yè)，會(huì)造成嚴(yán)重的安全隱患，主要是在井筒完整性失效后，地層中的油氣等流體容易發(fā)生竄出井筒導(dǎo)致井噴的工程安全事故并造成環(huán)境破壞。

1 國(guó)內(nèi)外油氣田套管環(huán)空帶壓現(xiàn)狀

通過技術(shù)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，國(guó)外以墨西哥灣的OCS地區(qū)為例，有6 692口井（包括在生產(chǎn)的井、廢棄井或者長(zhǎng)期關(guān)停的井）至少有一層套管環(huán)空帶壓。通過分析發(fā)現(xiàn)，生產(chǎn)套管帶壓大約占47.1%；中間套管帶壓大約占16.3%；表層套管帶壓大約占26.2%；導(dǎo)管帶壓大約占10.4%[1]。同樣國(guó)內(nèi)很多油田也存在這些問題，而且以四川盆地氣井帶壓井居多。國(guó)內(nèi)海上油氣田部分帶壓生產(chǎn)現(xiàn)狀見表1、表2。

2 錦州某油氣田套管帶壓井統(tǒng)計(jì)分析

2.1 錦州某油氣田環(huán)空帶壓井相關(guān)資料統(tǒng)計(jì)

1）錦州某油氣田環(huán)空帶壓井分布統(tǒng)計(jì)。目前錦州某油氣田套管帶壓井共有7口，分布如圖1所示。

表1 渤海油氣田套管帶壓統(tǒng)計(jì)

表2 南海東部油氣田帶壓現(xiàn)狀

圖1 某平臺(tái)環(huán)空帶壓井分布

2）錦州某油氣田生產(chǎn)套管扣型情況統(tǒng)計(jì)。目前錦州某油氣田所有井的套管扣型與環(huán)空帶壓井?dāng)?shù)分布見表3。

表3 Φ244.5 mm套管扣型及對(duì)應(yīng)環(huán)空帶壓井的數(shù)量

從表3中Φ244.5 mm套管扣型分析可以看出，氣密扣型的套管要優(yōu)于非氣密扣型的套管，所以在以后套管選型時(shí)，建議Φ244.5 mm套管均使用氣密扣型的套管，NEW VAM或FOX扣。

3）錦州某油氣田油氣井環(huán)空帶壓井套壓情況統(tǒng)計(jì)見表4。

表4 環(huán)空帶壓井套壓

2.2 錦州某油氣田環(huán)空帶壓的成因分析

由于固井結(jié)束后，很難判斷井下的真實(shí)情況，因此，套管環(huán)空帶壓原因分析難度大，確定準(zhǔn)確氣源位置難度大。從目前環(huán)空帶壓井情況來看，環(huán)空帶壓的壓力差別大，而且氣井開采時(shí)間越長(zhǎng)，環(huán)空帶壓的幾率也越大[2]。

圖2 井口裝置示意圖

錦州某油氣田套管帶壓的7口井中有5口井是氣舉井（A5、A8、A9、A11、BA6），氣舉井生產(chǎn)套管（Φ244.5 mm套管）帶壓，是由注氣引起，屬于正常的生產(chǎn)帶壓。只有技術(shù)套管（Φ339.7 mm套管）帶壓屬于非正常帶壓，存在著安全風(fēng)險(xiǎn)，圖2為井口裝置結(jié)構(gòu)示意圖。該油田共有8口套管回接井，其中只有A3井一口井套管帶壓，而且A3井屬于半口回接井，只回接了Φ339.7 mm套管，因此可判斷套管回接不是套管帶壓的主要原因。

對(duì)比各技術(shù)套管帶壓井，A5井、A8井、A9井、B9井技術(shù)套管帶壓都低于1 MPa，而且長(zhǎng)時(shí)間變化不大，引起安全問題的可能性較小。

產(chǎn)生油套管環(huán)空帶壓的主要因素有以下幾個(gè)方面[3]：

1）油管和套管泄露。由于管柱腐蝕、作業(yè)時(shí)機(jī)械破壞、地層應(yīng)力變化、絲扣密封失效或使用了非密封性扣型等原因?qū)е掠吞坠苄孤?，進(jìn)而導(dǎo)致油套環(huán)空帶壓，甚至更復(fù)雜的技術(shù)套管、表層套管帶壓。

A11井和BA6井的技術(shù)套管壓力較高，其中，BA6井換過井口，并在2008年對(duì)Φ244.5 mm套管和油管四通試壓，沒有找到刺漏處，可以認(rèn)定套管不是大漏是滲漏，分析認(rèn)為該井Φ244.5 mm套管NK3SB絲扣可能由于下套管過程中碰傷導(dǎo)致密封失效而發(fā)生滲漏，氣舉作業(yè)造成了表層套管帶壓，且隨著注入壓力不斷地增加Φ339.7 mm套管壓力不斷增大。A11井是氣舉井，Φ244.5 mm固井質(zhì)量合格，但其扣為BTC扣，不是密封扣，可基本認(rèn)定是由于其BTC扣不密封造成了Φ244.5 mm管柱的泄露使Φ339.7 mm套管帶壓。上述兩口井基本認(rèn)定是Φ244.5 mm密封失效使Φ339.7 mm套管帶壓。

2）固井質(zhì)量出現(xiàn)問題。原因包括地層漏失或設(shè)備問題導(dǎo)致固井時(shí)頂替效率低。水泥漿體系或配方選擇不合理，凝固時(shí)出現(xiàn)問題，導(dǎo)致水泥與套管或水泥與地層膠結(jié)失效。地層應(yīng)力、溫度和壓力的變化導(dǎo)致水泥環(huán)封隔失效等。

A3井技術(shù)套管壓力與生產(chǎn)套管壓力接近，而且技術(shù)套管壓力隨生產(chǎn)套管壓力變化而變化，判斷管柱或井口某處有可能泄漏。該井Φ339.7 mm套管是回接管柱，回接頭處通常是水泥固井密封弱點(diǎn)，應(yīng)該重點(diǎn)注意，防止油氣從Φ339.75 mm套管回接頭處向外環(huán)孔滲漏。

2.3 錦州某油氣田環(huán)空帶壓的風(fēng)險(xiǎn)分析

A3井、A11井和BA6井的技術(shù)套管壓力偏高，屬于非正常帶壓，存在以下風(fēng)險(xiǎn)：

1）降低采收率，影響后續(xù)作業(yè)。套管環(huán)空帶壓或井下層間竄流會(huì)嚴(yán)重影響氣井的產(chǎn)量，降低采收率，而且無法在后期對(duì)油氣井開展酸化壓裂等增產(chǎn)措施。

2）容易引起天然氣泄漏事故及海上火災(zāi)安全事故。由于套管內(nèi)帶壓作業(yè)，這就給海上生產(chǎn)過程帶來很大的安全隱患，容易引起天然氣泄漏事故，進(jìn)而引發(fā)海上火災(zāi)事故。

3）套管環(huán)空帶壓生產(chǎn)容易造成關(guān)井失效。由于套管環(huán)空帶壓，說明井下管柱存在一定的泄漏和密封失效，在海上遇到地震、火災(zāi)、棄井等災(zāi)難性事故發(fā)生時(shí)，很難進(jìn)行緊急關(guān)井，會(huì)造成應(yīng)急關(guān)井失效。

4）對(duì)井口套管頭安全產(chǎn)生影響。由于井口套管頭長(zhǎng)期帶壓生產(chǎn)，會(huì)加劇套管頭腐蝕速度，引起套管頭耐壓強(qiáng)度的降低。

5）加劇套管腐蝕速度，降低套管強(qiáng)度。由于套管環(huán)空帶壓，高壓氣體進(jìn)入環(huán)空，套管在帶壓條件下腐蝕速度加劇，造成套管強(qiáng)度降低，會(huì)引起套管破壞等復(fù)雜事故。

6）由于套管壓力過高容易造成壓力失控等安全事故。由于套管頭和套管的長(zhǎng)期腐蝕，強(qiáng)度會(huì)受到嚴(yán)重影響，當(dāng)承受壓力過高時(shí)，很容易造成井口壓力失控等安全事故。

7）套管環(huán)空帶壓生產(chǎn)會(huì)增加生產(chǎn)成本。這個(gè)問題主要發(fā)生在帶壓初期，既要保證正常生產(chǎn)又要保證井筒安全，由此勢(shì)必增加額外的專業(yè)監(jiān)測(cè)裝置和人員，導(dǎo)致成本增加。

3 環(huán)空帶壓的預(yù)防措施

基于錦州某油氣田環(huán)空帶壓的成因分析，可知導(dǎo)致該油氣田部分井環(huán)空帶壓的主要因素是固井質(zhì)量與扣型的選擇。

3.1 選擇氣密扣套管

前面分析可知生產(chǎn)套管為非氣密扣的井環(huán)空帶壓幾率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于氣密扣井的環(huán)空帶壓幾率，因此，產(chǎn)氣井的生產(chǎn)套管應(yīng)選擇氣密扣扣型。

3.2 切實(shí)提高固井質(zhì)量

主要包括固井設(shè)計(jì)時(shí)根據(jù)地層特性選用滿足固井要求的水泥漿體系，防漏、防竄性要好，凝固后不隨井底條件的變化發(fā)生改變而導(dǎo)致密封失效。固井作業(yè)時(shí)，確保套管居中，水泥漿頂替效率確保滿足固井要求。需要時(shí)可選擇先進(jìn)的固井水泥技術(shù)以及具有自修復(fù)性能的新型水泥漿材料。當(dāng)水泥環(huán)密封失效，當(dāng)?shù)貙恿黧w溢出后，與水泥表面接觸，此時(shí)水泥環(huán)發(fā)生膨脹，由此封閉通道[4]。

3.3 膨脹封隔器的使用

下固井管柱時(shí)，可根據(jù)具體情況下入一個(gè)或幾個(gè)遇油氣膨脹封隔器。正常狀態(tài)下，膨脹封隔器不發(fā)生改變。當(dāng)水泥環(huán)密封失效時(shí)，膨脹封隔器遇到油氣發(fā)生膨脹[5]，從而達(dá)到二次封堵環(huán)空的作用。

4 套管環(huán)空帶壓解決措施研究

4.1 修井作業(yè)解決套管帶壓?jiǎn)栴}

4.1.1 常規(guī)修井作業(yè)解決套管帶壓?jiǎn)栴}

常規(guī)修井作業(yè)需通過壓井后，起出油管，若僅為油管泄漏問題，則更換油管生產(chǎn)管柱。若套管或水泥環(huán)密封失效，則需注入或擠入水泥來封閉裂縫和竄流通道。但由于水泥環(huán)裂縫、通道的位置、孔隙度、滲透率無法準(zhǔn)確確定，可能會(huì)導(dǎo)致擠水泥作業(yè)不起作用，從而增加作業(yè)成本。

修井作業(yè)前可采取如下的措施減少環(huán)空帶壓風(fēng)險(xiǎn)：

1）加強(qiáng)環(huán)空帶壓井井口的維護(hù)保養(yǎng)工作，如采油樹端面、各閥門注脂作業(yè)等。

2）根據(jù)具體情況開展環(huán)空帶壓井井口改造工作，加裝Φ244.5 mm套管閥門，實(shí)現(xiàn)雙閥雙保險(xiǎn)；增加Φ244.5 mm套管環(huán)空放空到火炬分液罐流程，實(shí)現(xiàn)應(yīng)急情況下的放空與燃燒。

3）根據(jù)具體情況進(jìn)行環(huán)空氮?dú)舛杌Ｗo(hù)油套環(huán)空及井口部件免受進(jìn)一步腐蝕。

4.1.2 帶壓修井作業(yè)

帶壓作業(yè)是指在生產(chǎn)井井筒內(nèi)持續(xù)存在地層流體壓力條件下，不采取壓井、放噴等措施，而是通過額外的設(shè)備及裝備，如堵塞器等控制井筒內(nèi)壓力，開展增產(chǎn)或者生產(chǎn)管柱檢修等作業(yè)。簡(jiǎn)單的講，井筒內(nèi)非處于一級(jí)井控狀態(tài)而是處于準(zhǔn)二級(jí)井控狀態(tài)[6]。開展帶壓作業(yè)必須有2個(gè)前提保證條件：①在起下油管柱過程中，要保證油管內(nèi)及油、套環(huán)形空間壓力可控制，不發(fā)生溢流和井噴事故；②保證管柱在近井口時(shí)，井筒壓力安全可控。

本方法具有以下優(yōu)點(diǎn)[7]：

1）保護(hù)油氣層，由于這種技術(shù)作業(yè)時(shí)，井筒內(nèi)地層孔隙壓力與井筒液柱壓力之間處于欠平衡狀態(tài)，也就是地層孔隙壓力略大，因此井筒內(nèi)修井液等不容易進(jìn)入地層，因此可以避免儲(chǔ)層污染。

2）停產(chǎn)時(shí)間短，有效降低停產(chǎn)造成的損失。

3）節(jié)約放噴、壓井或多次重復(fù)壓井等工序的作業(yè)成本。

4）有效解決了常規(guī)修井作業(yè)中容易將井壓死及作業(yè)后排液周期長(zhǎng)等工藝難題。

4.2 新型密封劑解決套管帶壓?jiǎn)栴}

密封劑在進(jìn)入溝道之前處于液態(tài)狀態(tài)，在存在壓差通道的地方，配方中的單體和聚合物通過配方中的化學(xué)聚合而交聯(lián)。在反應(yīng)過程中，聚合物交聯(lián)劑黏附在溝道上并保持連接。同時(shí)，整個(gè)溝道密封。聚合物密封膠在溝道中是纖維狀的。如果沒有壓力差，密封劑仍處于液體狀態(tài)，不會(huì)堵塞井筒。該方法已成功應(yīng)用于墨西哥灣、荷蘭、美國(guó)路易斯安那、哈薩克斯坦和澳大利亞?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，該方法成功率高，成本低，不需要停機(jī)，生產(chǎn)運(yùn)行正常。

其原理是在不使密封劑發(fā)生膠結(jié)作用的情況下，將密封劑緩慢注入環(huán)空使其盡可能深的穿透水泥裂隙。注入將持續(xù)進(jìn)行直到注入壓力與油氣通過水泥破壞處上升壓力相等。然后，壓力將從環(huán)空中釋放從而使注入的密封劑受到在漏失方向產(chǎn)生壓降作用觸發(fā)膠結(jié)作用，引起密封劑固化封堵裂隙。

5 錦州某油氣田套管帶壓安全生產(chǎn)工藝措施

美國(guó)礦物管理服務(wù)機(jī)構(gòu)(MMS)對(duì)海洋油氣井套管帶壓生產(chǎn)規(guī)定，油氣井表層套管帶壓長(zhǎng)期不應(yīng)超過套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度20%。錦州油氣田套管帶壓井一共有7口，Φ339.7 mm套管都為N80、101.2 kg/m、抗內(nèi)壓強(qiáng)度34.61 MPa，目前僅BA6技術(shù)套管壓力可以超過套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的20%，但不超過套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的30%。超過后可以采取放壓的方法來控制套管環(huán)空壓力，確保長(zhǎng)期不超過20%。BA6井因Φ244.5 mm套管密封失效，通過修井方法很難解決，下一步打算通過新型密封劑措施進(jìn)行處理。其他環(huán)空帶壓井壓力較低，相對(duì)安全，保持目前狀態(tài)進(jìn)行帶壓生產(chǎn)，但需采取以下措施：

1）必須進(jìn)行套管壓力監(jiān)測(cè)。并且要對(duì)套管頭和采油樹上的各種閥門進(jìn)行定期保養(yǎng)和維護(hù)，以防止閥門銹死，無法放壓。當(dāng)技術(shù)套壓到達(dá)一定值時(shí)，通過采油樹下的四通閥門由專用管線進(jìn)行釋放，放出來的天然氣體通過相應(yīng)管線在高空燒掉，確保安全生產(chǎn)。等壓力降下來后關(guān)掉閥門等壓力漲起來后再釋放點(diǎn)燃燒掉，循環(huán)往復(fù)。

2）確保套管壓力放空流程安全可靠。放噴管匯可以考慮以下3種方式進(jìn)行放壓：①接入氣生產(chǎn)流程；②接入油生產(chǎn)流程；③接入火炬放噴管匯。鑒于氣生產(chǎn)流程系統(tǒng)壓力為8 MPa，若放噴管匯接入氣生產(chǎn)流程，壓力最低只能放至8 MPa，套管壓力仍然過高，不能滿足安全生產(chǎn)要求；而油生產(chǎn)流程系統(tǒng)壓力較低，若單井壓井較高而放入油生產(chǎn)流程會(huì)造成對(duì)生產(chǎn)流程的沖擊，造成安全隱患；所以套管放噴管匯用一條管線接入火炬放噴管匯，技術(shù)套管放出的氣體通過火炬燃燒掉。

3）對(duì)環(huán)空帶壓井的相關(guān)參數(shù)做好記錄，包括：放壓前環(huán)空壓力大小隨時(shí)間變化、放壓過程中環(huán)空壓力大小隨時(shí)間變化、流體類型、恢復(fù)的流體體積、環(huán)空壓力恢復(fù)速率、關(guān)井壓力以及油管壓力，以便做進(jìn)一步的分析與計(jì)算。

6 結(jié)論

1）通過調(diào)研國(guó)內(nèi)外油氣井套管帶壓生產(chǎn)現(xiàn)狀，分析了油氣井套管帶壓規(guī)律，得出由于確定起源準(zhǔn)備位置大等原因?qū)е绿坠墉h(huán)空帶壓具體原因分析難度大。

2）由于海上作業(yè)的特殊性，重點(diǎn)分析了海上油氣井套管環(huán)空帶壓帶來的安全隱患，引起對(duì)海上油氣井環(huán)空帶壓的足夠重視。

3）分析調(diào)研了目前國(guó)內(nèi)外油氣井套管帶壓預(yù)防和解決措施的技術(shù)現(xiàn)狀，得出通過提高鉆井期間的固井質(zhì)量，選用氣密扣套管等方式，起到很好的預(yù)防作用。

4）若發(fā)生套管帶壓，可通過修井方法解決，但是此方法成本高，不能確定百分百堵漏成功。另外可通過注入新型密封劑達(dá)到堵漏目的。

5）針對(duì)該油氣田的實(shí)際情況，提出了該油氣田套管帶壓安全生產(chǎn)措施，制定了套管帶壓生產(chǎn)的工藝措施，確保了不關(guān)井、不修井狀態(tài)下平湖帶壓油氣井安全生產(chǎn)。