賀夢琦

中國石油遼河油田分公司 鉆采工藝研究院 （遼寧 盤錦 124010）

雙6 區(qū)塊位于盤錦市雙臺子河下游西岸， 歡喜嶺油田東部，自1978 年8 月該區(qū)第一口井-雙6 井投產(chǎn)以來累計產(chǎn)油氣當(dāng)量687×104t，為遼河油田原油穩(wěn)產(chǎn)做出了巨大的貢獻。目前該區(qū)塊油氣已停采，屬于枯竭油氣田。地層壓力由原始的24.6 MPa 下降到5 MPa 左右。 考慮雙6 區(qū)塊具有如下優(yōu)點：①油藏類型定義為含邊水帶少量油環(huán)的凝析油氣藏，平均孔隙度達到17%以上， 平均滲透率也在200×10-3μm2左右，屬于高孔高滲的優(yōu)質(zhì)儲層；②具有封閉的邊界斷層，原始條件下密封性較好。秦皇島—沈陽天然氣輸氣線投產(chǎn)運行后，隨著沈陽、錦州、遼河油田等沿線用戶用氣量日益增大， 用氣不均衡問題日漸顯著，季節(jié)用氣差變大的問題，需在遼河地區(qū)建設(shè)地下儲氣庫。 而針對儲氣庫除了繁冗復(fù)雜的地面工程系統(tǒng)之外，連接地面與地下的關(guān)鍵控制元素，即注采氣完井管柱，針對儲層壓力變化頻繁，井位區(qū)域敏感等因素， 都對注采氣完井管柱的設(shè)計與應(yīng)用提出了很多挑戰(zhàn)。

1 雙6 儲氣庫注采氣完井管柱設(shè)計面臨的挑戰(zhàn)

1.1 注入、采出產(chǎn)量波動大

雙6 儲氣庫設(shè)計最大庫容量為36.0×108m3，要求日調(diào)峰1 500×104m3， 設(shè)計單井平均采氣能力為（30～120）×104m3/d；單井平均注氣能力為（50～93）×104m3/d。 由于儲氣庫進行注采氣運行，地層流體壓力短時間內(nèi)將呈現(xiàn)周期性增減， 對注采高壓天然氣井井筒提出了更高的抵抗沖蝕與注采交變應(yīng)力強度的要求。

1.2 儲氣庫注采氣井的使用壽命要求高

眾所周知，地下儲氣庫需要長期使用，設(shè)計壽命較長，一般大于30 年[1]。 但遼東地區(qū)四季分明，井場所處環(huán)境晝夜溫度變化明顯， 有記載曾經(jīng)最低溫度達到過-30 ℃以下的極地溫度， 對于氣井由于氣體受溫度影響較大， 溫度的周期性變化將直接導(dǎo)致壓力波動，進而產(chǎn)生交變應(yīng)力，嚴(yán)重影響生產(chǎn)完井管柱的壽命。

1.3 安全性能要求高

作為東北地區(qū)第一座儲氣庫， 雙6 儲氣庫位于國家生態(tài)濕地保護區(qū)的雙臺子河區(qū)域， 野生物種種類繁多，臨近水源，因此現(xiàn)場的井下作業(yè)風(fēng)險等級較高。在儲氣庫強注強采期間針對高壓氣體容易泄漏，易引發(fā)火災(zāi)的危險， 注采氣井要求在長期安全生產(chǎn)的同時，可以實現(xiàn)自動化的安全控制，即在發(fā)生諸如井口著火、泄漏等危險情況時，能緊急關(guān)井，并防止環(huán)境污染，在設(shè)計中應(yīng)充分的考慮安全。

1.4 儲層壓力低

雙6 區(qū)塊自1980 年投產(chǎn)以來，依靠天然氣驅(qū)能量開采， 未進行人工注水， 地層壓力由原始的24.6 MPa 下降到5 MPa 左右，油區(qū)與氣頂區(qū)部分已出現(xiàn)水侵。如何減少作業(yè)時造成近井地帶污染損害，是完井管柱設(shè)計中應(yīng)考慮的問題。

1.5 管柱腐蝕嚴(yán)重

來氣組分含有一定量的腐蝕性氣體，CO2含量約為2.7%，地層水Cl-質(zhì)量濃度在1 200 mg/L 左右。且儲氣庫投產(chǎn)初期，邊底水較活躍，采氣時會有一定含水，對管柱的腐蝕將比較嚴(yán)重。

2 注采氣井工藝管柱設(shè)計的特點

2.1 油管優(yōu)化設(shè)計

生產(chǎn)管柱的油管的優(yōu)化主要涵蓋4 個部分，即內(nèi)徑尺寸、螺紋密封類型和腐蝕選材等。根據(jù)地質(zhì)提供的單井注采氣量要求，油管不應(yīng)發(fā)生沖蝕，且不能出現(xiàn)井底積液，即生產(chǎn)氣量應(yīng)高于卸載流量。此外生產(chǎn)管柱及配套工具的管體強度應(yīng)滿足抗內(nèi)壓、外擠、拉伸、剪切等三軸應(yīng)力要求，螺紋類型滿足氣密封生產(chǎn)要求。

根據(jù)注采氣時期的地層壓力波動情況，計算在多種氣量及工況下，各種尺寸油管的采氣期的極限卸載產(chǎn)量和最高發(fā)生沖蝕時的流速。 設(shè)計井測深約2 700 m，垂深約2 600 m；氣體比重約0.85；地層溫度梯度約3.1 ℃/100 m， 壓力波動區(qū)間約10～26 MPa。 計算結(jié)果見表1、表2。

根據(jù)計算結(jié)果，Φ73 mm 與Φ88.9 mm 油管在運行壓力24 MPa 時， 最大極限沖蝕流量不能滿足配產(chǎn)120×104m3/d，各尺寸油管不會發(fā)生卸載，因此對雙6 注采氣井生產(chǎn)完井油管選擇Φ 114.3 mm 尺寸。 此外，對于儲氣庫的高壓氣井，為了保障長時間的注采氣生產(chǎn)，油管連接必須選擇氣密封扣型，通過與國內(nèi)外油藏的綜合比對， 選擇了VAM 系列扣型油管。

表1 不同地層壓力下的卸載流量預(yù)測表 [2-3]

表2 不同地層壓力下的沖蝕流量預(yù)測表

2.2 油管材質(zhì)優(yōu)化設(shè)計

材質(zhì)優(yōu)化必須從井內(nèi)流體本身的腐蝕性進行研究， 并結(jié)合高壓注采氣井完井工藝本身要求等因素進行綜合考慮。 由于遼河油田雙6 區(qū)塊的氣頂開發(fā)已經(jīng)接近末期，地層能量衰竭，地層邊底水侵入現(xiàn)象非常嚴(yán)重， 部分現(xiàn)有氣井已經(jīng)出現(xiàn)了高含水躺井現(xiàn)象。 因此，在雙6 儲氣庫注采氣的初期，采氣井不可避免會帶出相當(dāng)一部分的水，氣組分中的CO2等腐蝕性氣體在含水的工況下， 必定會產(chǎn)生對于油管及套管的電化學(xué)性腐蝕[4]，因此需要采取氣井管柱的抗腐蝕分析。

2.2.1 CO2分壓的影響

CO2分壓是影響甜腐蝕的主要誘因。 Cron[5]等人的研究表明：當(dāng)CO2氣體在系統(tǒng)中的分壓PCO2低于0.021 MPa 時，腐蝕可以忽略掉；PCO2為0.021～0.21 MPa 時，可能發(fā)生腐蝕；PCO2大于0.21 MPa 時，一定發(fā)生腐蝕。

2.2.2 溫度的影響

溫度是CO2腐蝕的重要影響因素。 Ikeda 等人[6]的研究結(jié)果表明，當(dāng)井筒內(nèi)溫度低于38 ℃時CO2腐蝕速率幾乎為0，但當(dāng)溫度逐漸升高，至93 ℃附近時，腐蝕速率增長極快，并在93 ℃左右達到最大值，當(dāng)溫度超過93 ℃時腐蝕速率將下降。 因此對于含CO2注采氣井的局部腐蝕受溫度影響常常選擇性的發(fā)生在井的某一深處。

2.2.3 防腐蝕優(yōu)化

通過綜合分析， 儲氣庫高壓氣井的腐蝕因素比較復(fù)雜，對腐蝕工況很難給出定量結(jié)果。對于遼河油田雙6 儲氣庫，根據(jù)計算，井口與井底的腐蝕工況條件分別為：井口PCO2為0.19 MPa（28 psi），井底PCO2為0.24 MPa（35 psi）。 因此，儲氣庫的腐蝕總體趨勢，應(yīng)該是主要出現(xiàn)在油管鞋位置，接近地層。 因此管柱的材質(zhì)推薦采用抗腐蝕能力較強的13Cr[7]，綜合考慮受力，雙6 儲氣庫最終確定使用L-80 13Cr、VAM-TOP 氣密封螺紋油管[8-10]。

2.3 井下工具的優(yōu)化設(shè)計

2.3.1 安全閥設(shè)計

井下安全閥[11]是確保儲氣庫高壓氣井的重要井下安全控制工具， 一般設(shè)置于井口150 m 左右，通過地面安全系統(tǒng)控制其開關(guān)。正常生產(chǎn)時，安全閥關(guān)斷閥板處于打開狀態(tài)，若發(fā)生危險情況，將自動卸載液壓作用，并關(guān)閉，完成井下安全控制。

2.3.2 循環(huán)滑套設(shè)計

在氣井作業(yè)過程中可能存在躺井工況， 可通過鋼絲作業(yè)打開滑套，即完成負(fù)壓氣舉掏空誘噴作業(yè)。此外滑套在進行環(huán)空保護液的替換補充、 洗壓井等作業(yè)中也具有重要的作用。 儲氣庫高壓氣井設(shè)計了價格便宜、現(xiàn)場使用量多、技術(shù)成熟的鋼絲開關(guān)滑套工具，可以保證多次開關(guān)后，金屬密封的密封性能可靠。

2.3.3 永久式井下封隔器設(shè)計

對于儲氣庫高壓注采氣井， 為延長其單井生產(chǎn)完井管柱及配套工具的壽命， 防止油層套管受地層高溫高壓影響，配套了永久式封隔器。該類型的封隔器使用液壓打壓坐封， 坐封時與管柱下端堵塞器坐落短節(jié)配合使用， 還可實現(xiàn)不壓井情況下對封隔器上部管柱進行更換等優(yōu)點，同時配備磨銑延伸筒，便于大修作業(yè)時對封隔器進行打撈。

2.3.4 坐落短節(jié)設(shè)計

在管柱設(shè)計中，配套了兩個坐落短節(jié)，上坐落短節(jié)主要用來坐堵塞器，以實現(xiàn)上下兩段管柱的隔離，可以在封隔器坐封后，實現(xiàn)不動管柱封隔地層，并防止修井作業(yè)液對地層產(chǎn)生損害。 下部坐落短節(jié)的設(shè)計是為了更好地坐放井下電子壓力計， 滿足生產(chǎn)同時測量溫度與壓力的要求。

綜上，注采管柱最終確定采用L-80 13Cr、VAM-TOP 氣密封螺紋油管，并配合抗沖蝕流動短節(jié)、安全閥、鋼絲滑套、封隔器、堵塞器短節(jié)與測試短節(jié)工具，詳細(xì)結(jié)構(gòu)圖見圖1，管柱尺寸數(shù)據(jù)見表3。優(yōu)化設(shè)計后儲氣庫高壓注采氣管柱具備如下功能： ①完成高壓注采氣井的在線關(guān)井自動控制； ②完成后期的不動封隔器下管柱，不壓井井作業(yè)；③完成鋼絲開關(guān)滑套聯(lián)通油套，以利于大修更換管柱作業(yè)；④完成生產(chǎn)的同時，在線監(jiān)測地質(zhì)溫度、壓力等參數(shù)。

圖1 高壓注采氣水平井管柱示意圖

表3 井下工具明細(xì)表

3 采氣井口及系統(tǒng)安全控制優(yōu)化設(shè)計

3.1 采氣井口優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)油藏地質(zhì)條件， 雙6 儲氣庫井口的最高壓力為注氣末期時的井口壓力，約24.61 MPa，根據(jù)現(xiàn)行井口裝置標(biāo)準(zhǔn)[12]，要優(yōu)選高壓高溫氣密封井口，因此設(shè)計壓力級別為35 MPa 的井口裝置。 考慮CO2分壓0.24 MPa，選用防腐蝕等級FF 級，并根據(jù)井場溫度條件設(shè)計L-U 閥組耐溫等級（-46～121 ℃）。 要求閘閥、 油管懸掛采用氣密封性能良好的金屬對金屬密封。出廠前，要進行水下采氣樹整體高壓氣密封試驗，現(xiàn)場要求氮氣車以15 MPa 打壓10 min，壓力不降以確保質(zhì)量。

3.2 系統(tǒng)安全控制優(yōu)化設(shè)計

系統(tǒng)安全控制[13]是指在發(fā)生井噴、著火等特殊事故時，井口及井下可以應(yīng)急自動關(guān)井，并進行相應(yīng)的安全控制。 考慮雙6 儲氣庫地處國家級濕地自然保護區(qū)， 如果發(fā)生天然氣泄漏等事故， 后果不堪設(shè)想。 因此地面安全控制系統(tǒng)主要從以下危險事故考慮：地面泄漏、流程憋壓、井口著火，采氣樹損壞等。設(shè)計要求控制動力系統(tǒng)簡單、可靠；單井安全控制系統(tǒng)既能自動控制，也能夠手動控制，并可進行遠(yuǎn)程控制及監(jiān)測。 因此設(shè)計了由地面安全閥、井下安全閥、易熔塞、監(jiān)測設(shè)備等組成的安全控制系統(tǒng)，其主要功能見表4。

表4 注采氣井主要安全事故控制措施

4 結(jié)論

1）雙6 儲氣庫已經(jīng)成功下入多口注采氣高壓氣井管柱，多功能生產(chǎn)完井管柱成功入井，各種現(xiàn)場試驗均達到設(shè)計要求，施工成功率100%，證明了這套管柱的可靠性， 為今后儲氣庫注采氣井的設(shè)計提供了重要的參考。

2）各種工具油管及地面設(shè)備試壓均滿足要求，儲氣庫井投產(chǎn)以來，井口無明顯異常套壓，進一步佐證了高壓氣密封完井管柱具有優(yōu)良的氣密性能。 此外，井下安全閥現(xiàn)場試驗關(guān)閉良好，達到了儲氣庫的安全設(shè)計要求。

3）安全控制系統(tǒng)的設(shè)計不僅能夠滿足特殊危險情況的需要，更具有簡單、實用、可靠等特點，為以后高危地區(qū)實施注采氣井提供了安全保障， 同時該技術(shù)的應(yīng)用及時解決了困擾儲氣庫開發(fā)的難題， 提高了油田開發(fā)水平，具有良好的社會效益。