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乐宏,范宇,李玉飞.高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例[J].天然气工业,,42(3):81-90.

YUEHong,FANYu,LIYufei,etal.Integritykeytechnologiesforhightemperatureandhighpressuresourgaswells:AcasestudyofthesupergiantAnyueGasField[J].NaturalGasIndustry,,42(3):81-90.

作者简介：乐宏，年生，正高级工程师，博士；现任中国石油西南油气田公司副总经理兼总工程师；主要从事油气井工程技术方面研究与技术管理工作。　范宇2　李玉飞2

1.中国石油西南油气田公司

2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院

摘要:四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含H2S和CO2等特点，对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高，导致钻井难度大，井身结构及其管柱受力复杂，固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此，针对上述气井完整性问题，基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践，形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明：①形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术，为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础；②形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术，实现了气井安全风险定量评价，为井完整性分级管理提供科学依据；③建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统，实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为，通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用，气井环空异常带压比例逐年下降，有效支撑了安岳气田的安全高效开发，该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供借鉴。

关键词:安岳特大型气田；高温高压；含硫气井；完整性设计；环空带压；完整性评价；关键技术；管理

0　引言

在油气田开发过程中，由于井完整性问题引发的事故时有发生，造成了严重的经济损失。为此，挪威国家石油公司于年率先提出井完整性概念，并在年出台了世界上第一个井完整性标准《NORSOKD-》，此后加拿大、美国、英国等国家的石油公司及机构也相继开展了井完整性评价与管理等方面的研究，并发布了井完整性相关标准和规范，如APIRP90《海上油田环空压力管理推荐做法》[1]、API65-2《建井中的潜在地层流入封隔》[2]等，主要适用于海上油气田开发。Bourgoyne等[3]对油气井环空带压的原因、危害、诊断方法及预防措施等进行了探讨；Andrew等[4]通过大量统计数据分析了环空带压的典型模式及特征。

国内井完整性研究工作起步相对较晚，从年重庆开县LJ16H井发生井喷失控事故后，以中国石油西南油气田公司、塔里木油田公司等以高温高压气藏开发为主的油气田公司逐步引入油气井完整性的理念，开展了大量的基础性研究工作，并在四川盆地龙岗气田飞仙关组和长兴组气藏、塔里木库盆地车前陆盆地等开展了现场试验，郑有成等[5]阐述了国内外井完整性发展概况及相关标准，提出了油气井完整性管理的关键环节、内容及要求；张智等[6]基于国内外相关标准，提出了含硫井完整性设计理念、内容及设计要求；马发明等[7]针对四川盆地龙岗气田超深高温含硫气井，从环空带压、井筒安全评估及风险管控等方面开展了探索性研究，初步形成了完整性管理对策；刘洪涛等[8]针对塔里木库车前陆盆地“三超”气井，开展了套管柱及固井设计优化、试油前井完整性评价等技术研究。此外，中石油在年成功研发了国内首套井完整性管理系统，并相继发布了《高温高压及高含硫井完整性指南》等三套文件体系[9-11]。

四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、大产量、含H2S和CO2等特点，地层纵向多压力系统，同一裸眼井段高低压共存，井身结构设计难度大，固井质量保障困难；酸化改造施工排量大、泵压高，完井管柱和井下工具受力工况复杂，并长期处于H2S、CO2和地层水等腐蚀性环境中，对完井油套管及固井水泥环的强度、密封性、抗腐蚀性能等都提出了非常高的要求，加之井周人口稠密，一旦发生井喷等重大井控事故将会造成人员伤害和巨大的经济损失，对井筒完整性设计和管理都提出了更高的要求[12-17]。鉴于安岳气田井完整性面临的诸多挑战，国内外尚未形成系统的井完整性设计、评价和管理等技术，部分标准和做法可借鉴性差，不能满足安岳气田安全开发的需要。

为此，本文针对安岳气田龙王庙组和灯影组气藏井完整性面临的主要技术难点，建立了基于三维屈曲的管柱力学分析和气井安全风险量化评价等数学模型，全面总结了高温高压含硫气井完整性在设计、评价和管理等方面的关键技术和特色做法，为安岳气田龙王庙组和灯影组气藏安全开发提供了有力支撑。

1　地质特征及井完整性面临的难点

地质及压力特征是钻完井工程设计的基础，准确识别钻井过程中遇到的各种复杂情况，是井筒完整性设计的前提。

1.1　地质与地层压力特征

1.1.1　地质特征

安岳气田主力产层为寒武系龙王庙组和震旦系灯影组，气藏平均埋深～m，钻遇地层自上而下为侏罗系、三叠系、二叠系、志留系、奥陶系、寒武系和震旦系。上部地层以砂岩、泥岩为主，且富含水敏泥岩、页岩。龙王庙组储集岩主要为砂屑白云岩，储层类型为裂缝—孔隙型；灯影组储集岩主要为藻白云岩，储层类型主要为裂缝—孔洞型[17-18]。

1.1.2　压力特征

安岳气田纵向上存在多套压力系统，沙二段压力系数为1.0，沙一段—凉高山组压力系数为1.1，大安寨段—嘉二3亚段压力系数介于1.27～1.40，嘉二3亚段—筇竹寺组为相对高压地层，其中嘉二3亚段—高台组压力系数介于1.97～2.01，龙王庙组压力系数介于1.45～1.65，沧浪铺—筇竹寺压力系数为2.0，灯四段为常压地层，压力系数介于1.09～1.17[17-20]。

1.2　井完整性面临的主要难点

1.2.1　储层埋藏深、纵向上压力系统复杂，井身结构设计难度大

产层埋藏深，上部侏罗系井壁稳定性差，泥岩、页岩交互频繁，井壁易垮塌。地层纵向上多压力系统，中下部地层（嘉二段—龙王庙组）存在高低压互层，同一个裸眼井段内同时存在两个或多个高低压层，有限的套管程序难以将各个复杂层段完全分隔，常出现井喷、井漏、垮塌、卡钻等复杂情况同时发生，井身结构设计难度大。

1.2.2　固井段长、温差大，固井质量保障困难

井底温度高（～℃），油层套管封固段长（m左右），上下温差大（50～70℃），对水泥浆性能要求高，固井质量保障困难，并且易发生井漏导致水泥浆漏封。

1.2.3　储层压力高、产量大、酸性介质含量高，气井安全管控难度大

龙王庙组、灯影组气藏地层压力最高达76.08MPa，H2S含量介于5.70～17.9g/m3，CO2含量介于28.87～.29g/m3。井下管柱、工具等井屏障部件所处工况非常恶劣，一旦设计和管控不当，会造成较大安全风险。

2　基于完整性的钻完井设计关键技术

根据《高温高压及高含硫井完整性设计准则》[11]，井完整性设计的关键是建立有效的井屏障，主要分为一级井屏障和二级井屏障。一级井屏障可以是液柱（如钻井液、压井液等），某些情况下也可以是关井的机械屏障（如完井管柱、封隔器和井下安全阀等）；二级井屏障主要包括套管柱、固井水泥环、井口装置等。

2.1　井身结构设计

开发前期，主要采用“五开五完”的井身结构，存在二开和三开大尺寸井眼钻速慢、钻进过程中部分井段漏失量大、雷口坡组和嘉陵江组地层套管挤毁、环空异常带压比例高等问题。结合前期存在的问题，根据地层三压力剖面和井完整性的相关要求，优化形成了“四开四完”的井身结构，如图1所示。

图1　安岳气田主体井身结构示意图

第一必封点封沙溪庙组以上易漏易坍塌地层，沙一段以下地层油气显示频繁，表套下入沙二段稳定地层，为二开钻井做井控准备，井深约m；第二必封点封嘉一段上部低压、漏失、易垮塌地层，技术套管下至嘉二3亚段中部白云岩地层，为下部高密度钻进创造条件，井深约m；第三必封点封储层上部高压层，生产套管需下至储层顶部，实现储层专打，减少高密度钻井液对龙王庙组和灯影组裂缝、孔洞储层的污染，井深介于～0m；四开钻至完钻井深，下入尾管、衬管或裸眼完井，生产套管设计采用先悬挂、钻完目的层后再回接至井口的方式。技术套管、油层套管全部使用气密封扣，提高套管密封性能。为满足抗硫与后期试油完井、开发生产井筒全掏空要求，?.8mm油层尾管局部采用了?.15mm外加厚套管。另外，为防止雷口坡组、嘉陵江组地层膏盐岩挤毁套管，影响井筒完整性，采用?.7mm高抗挤套管。

2.2　固井设计

安岳气田高温高压含硫气井固井过程中存在表层套管混浆严重、技术套管下入困难、油层套管封固段长，温差大等难点。结合安岳气田地质力学特征及固井施工参数，建立了固井水泥石弹性力学性能及体积稳定性评价方法，开展了水泥石弹性力学性能及体积稳定性评价实验，优化了水泥浆浆体性能，有效提高了固井水泥石防气窜能力，并从固井工作液体系、固井工艺等方面设计了技术方案和措施。

针对?.7mm套表层管固井存在环空间隙大、混浆严重、水泥浆强度发展慢的问题，采用早强防窜水泥浆体系，大排量进行注替，并采用内插法等固井工艺；针对?.5mm技术套管下入困难，固井过程中井漏、垮塌等复杂情况频繁问题，强化井筒准备工作，配合精细控压压力平衡法等固井工艺，并对固井尾浆体系韧性改造；针对?.8mm套管封固段长、上下温差大、水泥浆易发生超缓凝等问题，采用大温差韧性防窜水泥浆体系和悬挂回接固井工艺，有效提高了各层次套管的固井质量[15-16]。

2.3　完井管柱材质评价与优选

安岳气田龙王庙组和灯影组气藏井下腐蚀环境恶劣，完井管柱材质一旦选择不当，就会造成严重腐蚀，影响气井完整性。综合考虑防腐效果和经济成本，确定管柱材质优选流程为：根据H2S、CO2分压和图版对管柱材质进行初选→室内实验评价→结合气井产量和服役年限开展经济性评价→推荐完井管柱材质。

以安岳气田高温高压气井地层水为腐蚀介质，模拟井下腐蚀环境，对不同管材进行室内腐蚀评价实验，根据实验评价结果（表1），结合生产周期和经济效益分析，推荐安岳气田高产量井采用4c类镍基合金油管，完井管柱结构见图2-a；中低产量井采用高抗硫碳钢油管，同时配合加注缓蚀剂进行防腐，完井管柱结构见图2-b所示。通过前期实践，上述两套管柱结构和防腐方案可满足安岳气田高温高压含硫气井安全生产和防腐需求[21]。

表1　气液两相环境下不同材质腐蚀实验评价结果表图2　高、中低产量井完井管柱结构示意图

2.4　完井管柱力学分析

受井深、高温和其他工况条件的影响，传统的管柱力学分析方法未全面考虑高温环境管柱强度衰减、复杂井筒管柱三维屈曲等因素的影响，误差较大，难以满足龙王庙组和灯影组高温高压含硫气井管柱力学精确分析的要求。为解决上述难题，在传统管柱力学分析方法的基础上，开展了温度对管柱材质强度的影响规律研究（如图3），可以看出，随温度升高管柱的屈服强度呈非线性降低，℃时部分材质的强度降低到常温下的85%。同时，建立了复杂井筒条件下管柱三维屈曲临界载荷计算模型，并进行了耦合分析，计算精度提高了18%。现场应用余井次，均未出现因力学分析不准导致的管柱断裂等复杂问题[22-27]。

井下管柱三维正弦屈曲临界载荷：

式中Fcrls、Fcrlh分别表示管柱三维正弦屈曲临界载荷、管柱三维螺旋屈曲临界载荷，N；E表示管柱材料的弹性模量，Pa；I表示管柱的惯性矩，m4；α、β分别表示井斜角、工具面角，（°）；q表示单位管柱长度的重量，N/m；rc表示管柱与井壁（或套管）间的径向间隙，m；kc表示井眼轴线的曲率，rad/m。

2.5　完井施工质量控制

完井现场施工质量管控包括管柱入井、上扣、气密封检测等，同时还包括替换液排量和环空平衡压控制等，每个关键环节的质量把控对井筒各部件长期安全生产至关重要。根据高温高压气井完井施工的特点，完井作业中的施工质量控制关键措施包括以下几个方面[21]。

1）管柱入井质量控制：制定《试油工程现场质量控制规范》、《下气密封扣油管作业要求》等标准规范，严格控制管柱入井作业，提高施工质量。

2）管柱上扣质量控制：采用扭矩标定仪对液压钳进行现场标定，确保气密封螺纹上扣扭矩达到最佳。

3）气密封检测质量控制：采用氦气气密封检测技术对入井管柱丝扣进行检测，检测合格方可入井。

4）严格控制封隔器坐封时替液速度以及酸化、放喷测试时油压和环空压力，确保完井封隔器胶筒及完井管柱密封性能和强度安全。

3　井完整性评价关键技术

通过研究井屏障失效机理，形成了以气井风险量化评价、环空压力诊断评价和井口抬升评价为核心的井完整性评价技术，为井完整性分级管控提供科学依据。

3.1　气井风险量化评价

为确保井完整性评价的准确性和科学性，在已投产井生产动态资料分析的基础上，确立了采气树、油管、套管、封隔器、安全阀等11种关键井屏障部件，并基于余口井的大数据分析，总结形成了31种失效模式（表2），为气井风险量化评价奠定了基础。

表2　典型井屏障部件及失效模式表

针对不同泄漏类型，综合考虑燃烧、爆炸冲击、硫化氢中毒和环境影响等因素，建立了多因素耦合井屏障系统失效概率和气井泄漏后果定量评价模型，实现气井安全风险定量评价，评价流程见图4所示，在安岳气田现场应用51井次，为气井安全风险等级划分提供井屏障系统失效概率[28]：

图4　气井风险量化评价流程图

3.2　环空压力诊断与评价

准确判断环空带压原因是合理制定环空压力管控措施的先决条件。针对气井环空异常带压问题，建立了环空压力诊断方法与分析流程（图5），研发了移动式远程环空压力诊断测试装置，实现了现场测试数据自动采集、气质实时分析、带压原因实时诊断一体化作业[29-30]。在龙王庙组、灯影组气藏开展环空压力现场诊断测试83井次，主要用于气井环空异常带压原因的初步诊断和分析。

图5　环空压力诊断分析流程图

借鉴ISO-2、APIRP90等国外相关标准和规范，考虑各环空对应井屏障部件的强度，建立了气井环空压力控制值计算方法（表3）[11]，并制订了环空压力诊断和控制图版，现场应用井次，有效指导气井环空压力的现场安全管控。

表3　高温高压气井环空压力控制值计算方法表

3.3　井口抬升评价与预测

安岳气田开发初期，部分气井出现了井口装置抬升现象，最大抬升高度达51mm，对气井安全生产造成较大影响。为此，建立了多层管柱耦合力学模型，并引入井口、管柱自重和端部效应的影响，形成大产量气井井口抬升高度预测方法[31-34]，并制定了井口抬升高度预测分析流程（图6）。通过井口抬升敏感性分析表明，井口温度和自由段套管长度是井口抬升的关键影响因素，据此提出了优化气井配产制度等措施。如MX8井在投产初期产气量×m3/d，井口抬升高度达48mm，通过对该井不同产气量下井口抬升高度进行预测及管柱强度分析，同时结合气藏整体开发方案，逐步调整气井配产，在产气量控制到20×m3/d后，井口抬升高度下降至24mm，有效降低了井口抬升带来的安全风险。

图6　井口抬升预测分析流程图

考虑油套管耦合后的多管柱系统刚度为：

井口装置总的抬升高度为：

式中Ksys表示多管柱系统刚度，N/m；Ei表示第i层套管的弹性模量，Pa；Ai表示第i层套管壁横截面面积，m2；Li表示第i层套管自由段长度，m；Fi表示多管柱系统受到的热致载荷，N；αi表示第i层管柱的线性热膨胀系数，1/℃；ΔTi,j表示第i层管柱第j段温度变化值，℃；Li,j表示第i段管柱第j段的长度，m；Δz1表示多管柱系统热致井口抬升高度，m；Δz2表示管柱和井口装置重量引起的井口抬升高度，m；W表示管柱及井口装置重量，N；Fend1、Fend2分别表示油压和套压的端部效应对井口装置产生的力，N；Δz表示井口装置总体抬升高度，m。

4　生产阶段井完整性管理技术

为实现安岳气田高温高压含硫气井全生命周期完整性科学和信息化管理，研发了井完整性信息化管理平台，建立了“四位一体”井完整性管理模式，制订了井完整性现场管控实施细则，实现了气井分级管控。

4.1　井完整性管理模式

在前期不断实践的基础上，逐步建立了以“公司业务处室—油气矿—施工单位—工程技术研究院”为主体的“四位一体”管理模式。公司业务处室负责井完整性的设计审核、整体运行及决策管理，油气矿负责生产阶段井完整性的日常管理，施工单位负责井屏障的建立、维护、测试及建井资料的移交，工程技术研究院负责井完整性评价、井屏障检测和相关标准和规范的制定，为业务处室和生产单位提供技术参谋。为确保井完整性管理的标准化和制度化，编写井完整性评价与管理相关规范，并绘制完整性管理单井卡片，实现了“一井一卡”完整性管理，有效提升了井完整性现场管理水平。

4.2　井完整性分级原则及管控措施

综合考虑井屏障状况、环空带压情况和地层流体泄漏风险评价结果，对气井进行完整性分级（表4），制定不同的维护和管理控制措施，实现环空带压井分级管控。安岳气田93%的生产井处于“绿、黄”等级，少部分井处于“橙色”等级，无“红色”等级井，气井总体安全可控。

表4　井完整性分级原则及管控措施表

4.3　井完整性信息化管理

为实现井完整性信息化管理，年中石油西南油气田公司开展了井完整性评价与管理系统研发，年全面建成并上线运行。该系统是国内首套集数据采集、评价、预警、决策、业务流程管理一体化的井完整性信息化管理平台，主要功能模块包括油田公司井完整性概况、数据管理、评价、预警、维护措施跟踪等功能。依托井完整性评价与管理系统，将钻井、完井试油、井下作业、生产等各阶段的零散数据进行整合，实现了安岳气田高温高压含硫气井单井数据集成化和井完整性信息化管理全覆盖，管理流程见图7所示。

图7　井完整性信息化管理流程图

5　现场应用及效果

以“建好井、完好井、管好井”为目标，通过对钻完井设计、施工质量控制、环空压力诊断与风险评价、分级管控等关键技术攻关与现场应用，井筒质量稳步提高，环空异常带压及橙色等级井所占比例显著下降（图8、9），有效支撑了国内最大的整装数字化气田建设，并保障了安岳气田年产量×m3的平稳投运，技术整体应用效果良好。

图8　环空异常带压占比变化图图9　安岳气田橙色等级井占比图

6　结论

1）通过优化井身结构、固井工艺与水泥体系、完井管柱等关键环节设计，细化现场施工质量控制措施，安岳气田龙王庙组和灯影组气藏井完整性状况得到明显改善和提升，与前期相比，气井环空异常带压和橙色井所占比例大幅下降。

2）对于环空异常带压气井，应及时开展空异常带压原因诊断分析，定量评价安全风险，并根据分析和评价结果，制订分级管控措施。

3）建议积极开展气井环空异常带压治理技术的持续研究和攻关，进一步建立健全井完整性技术体系，不断提升井完整性总体技术能力。

参考文献

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