技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)化保障高溫高壓酸性氣藏氣井安全生產(chǎn)

姚廣聚 雷 煒 陳海龍

中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院（四川德陽618000）

技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)化保障高溫高壓酸性氣藏氣井安全生產(chǎn)

姚廣聚 雷 煒 陳海龍

中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院（四川德陽618000）

以技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場結(jié)合，開展了管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)、生產(chǎn)管柱材質(zhì)優(yōu)選、管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化及地面流程優(yōu)化等研究，初步形成了高溫高壓氣井安全生產(chǎn)技術(shù)，保障了川西須家河和川東北飛三氣藏氣井的正常生產(chǎn)，其中河壩1井和X2井分別累計(jì)產(chǎn)氣1.89×108m3和2.24×108m3，取得了顯著的開采效果。

技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)化高溫高壓氣井

高溫高壓氣藏是國內(nèi)勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域，但隨著井深、溫度、壓力的增加，氣井安全生產(chǎn)問題成為國內(nèi)外備受關(guān)注的重要技術(shù)難題[1]。特別是含CO2、H2S時(shí)，氣井安全生產(chǎn)形勢更為嚴(yán)峻。標(biāo)準(zhǔn)化的推廣、應(yīng)用及嚴(yán)格執(zhí)行，是保障該類氣井安全生產(chǎn)的重要技術(shù)手段。川西須家河組、川東北河壩、元壩的高溫、高壓、酸性氣藏最高壓力達(dá)130MPa，地層溫度170℃，井深超過7 000m，該類氣藏的高效、安全開發(fā)是標(biāo)準(zhǔn)化嚴(yán)格執(zhí)行、規(guī)范有效最好的佐證。

1 高溫高壓氣藏采氣難點(diǎn)及安全隱患

高溫、高壓、高產(chǎn)并含腐蝕性氣體的惡劣環(huán)境，對于鉆井、完井、采氣任何一道工序來說，都面臨著嚴(yán)峻考驗(yàn)，特別是對持續(xù)周期最長的氣井生產(chǎn)過程來說，幾年、十幾年、以至更長周期，安全問題就顯得更為重要和更加嚴(yán)峻。川西須家河組、川東北河壩、川東北元壩氣藏極其復(fù)雜地質(zhì)情況也決定了安全生產(chǎn)過程中面臨著諸多世界級(jí)難題（表1），如何保障氣井安全生產(chǎn)是氣藏高效開發(fā)的重中之重。

生產(chǎn)過程中，井筒是保障氣井安全的重要屏障，也是高壓氣源產(chǎn)出必經(jīng)的唯一通道，井下生產(chǎn)管柱無法直接觀察、直接控制和方便更換，這對生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)提出了較高的要求，為滿足高溫高壓含腐蝕性氣體氣井的正常采輸，生產(chǎn)管柱的耐壓、強(qiáng)度、抗腐蝕便成為了生產(chǎn)設(shè)計(jì)面臨的重點(diǎn)和難點(diǎn)。

表1 川西部分氣田氣藏特性表

1.1 氣藏高溫高壓，生產(chǎn)管柱難以滿足耐壓要求

在地層壓力高于110MPa情況下，井口最大關(guān)井壓力將超過90MPa，P110鋼級(jí)油套管難以滿足抗壓需要（表2），目前P110級(jí)177.8mm套管抗內(nèi)壓85.9MPa、抗外擠74.3MPa，計(jì)算安全系數(shù)均小于1，抗內(nèi)壓和抗外擠均難以滿足耐壓安全系數(shù)需要。針對異常高壓，如何選擇相應(yīng)的套管型號(hào)、制定相應(yīng)的技術(shù)對策，是目前面臨的重要難題。

1.2 氣藏埋藏深，帶封隔器時(shí)管柱受力情況復(fù)雜

川西、川東北深層氣藏埋深在4 500～7 300m之間，生產(chǎn)管柱較長，當(dāng)氣井采用帶封隔器完井時(shí)，由于生產(chǎn)過程中的環(huán)境發(fā)生變化（溫度、壓力、流體等），管柱受力將發(fā)生變化，當(dāng)力達(dá)到或超過油管、短節(jié)、封隔器受力極限時(shí)，便會(huì)出現(xiàn)管柱屈曲、管柱斷裂、封隔器意外解封事故發(fā)生（圖1），如國內(nèi)在井深超過6 000m的柯深1井采用封隔器進(jìn)行完井及試采時(shí)發(fā)生了封隔器受力異常而縮短，其縮短量超過插管長度，插管抽出插管座而解封，造成了油管內(nèi)超高壓傳至環(huán)空、壓壞套管而被迫修井以至報(bào)廢的事故。因此，計(jì)算分析管柱受力情況，并制定相應(yīng)措施是保障管柱安全的基礎(chǔ)。

1.3 氣井含腐蝕性介質(zhì)，腐蝕環(huán)境惡劣

H2S、CO2腐蝕發(fā)生油管斷裂是國內(nèi)高溫高壓油氣田生產(chǎn)管柱的主要失效形式之一。塔里木雅克拉凝析氣藏平均井深5 300m，氣藏原始?jí)毫s60MPa，井底、井口溫度約為130℃、70℃，天然氣中含有4.18%的CO2，水中Cl-含量為18 310～129 009mg/L，各生產(chǎn)井均處在水、氣、油的多相流體系中。由于該氣田產(chǎn)出的凝析氣中伴有大量CO2，試采井生產(chǎn)過程中出現(xiàn)了多次因CO2腐蝕而導(dǎo)致較嚴(yán)重的井口失控事故。

川東北產(chǎn)出天然氣普遍高含腐蝕性的介質(zhì)H2S氣體，在井筒產(chǎn)水的情況下，腐蝕現(xiàn)狀嚴(yán)重，腐蝕環(huán)境惡劣。如河壩1井2005年測試時(shí)油管是鋼級(jí)為90SS和C90的Φ73mm及鋼級(jí)為C90的Φ89mm防硫油管。2005年11月對河壩1井嘉陵江組4 486～4 500m井段實(shí)施完井試氣測試施工，施工采用了APR射孔酸壓測試三聯(lián)作施工工藝，起出油管檢查時(shí)發(fā)現(xiàn)Φ73mm油管在接箍處已穿孔并拉斷，油管斷口形貌如圖2所示。

表2 不同尺寸管柱耐壓性能表

在川西深層氣藏開發(fā)早期，X851高產(chǎn)井出現(xiàn)了由于35CrMo低合金鋼的懸掛器及雙公短節(jié)在腐蝕及沖蝕的雙重作用下，雙公短節(jié)（與懸掛器連接）發(fā)生斷裂而封井的事故，腐蝕的危害值得警惕。

川西須家河組氣藏CO2分壓達(dá)1.05MPa，川東北河壩氣藏H2S、CO2腐蝕分壓最高達(dá)0.85MPa、0.531MPa，元壩氣藏H2S、CO2腐蝕分壓最高達(dá)4.95MPa、12.02MPa，而根據(jù)NACE 0175及Q/SH 0173-2008標(biāo)準(zhǔn)，均應(yīng)考慮相應(yīng)的防腐措施。同時(shí)腐蝕環(huán)境采用質(zhì)高鎳基合金鋼防腐材又將面臨投資高成本，直接影響氣井投資風(fēng)險(xiǎn)。因此，針對腐蝕性環(huán)境，制定合理的技術(shù)對策是降低成本、保證氣井安全的重要環(huán)節(jié)。

1.4 地面安全隱患多、危害大

由于工具、裝備的不足及人為、天氣、自然災(zāi)害等因素，高溫、高壓、含硫氣井的地面測試和采輸流程存在著較多的安全隱患。這類氣藏一旦地面安全得不到保障會(huì)帶來極大的危害，有毒氣體的泄漏以及爆炸等惡性事故會(huì)帶來巨大的損失。目前國內(nèi)氣田地面不足主要表現(xiàn)在井場安全自動(dòng)化、安全參數(shù)計(jì)算以及管材腐蝕研究上，而國產(chǎn)地面降壓保溫、分離測試、自動(dòng)記錄、安全監(jiān)測報(bào)警裝備仍不完善。

川東北河壩1井試采期間，由于節(jié)流閥密封件采用的是橡膠件，導(dǎo)致該套閥門組件平均不到一周就需要更換，不僅增加了現(xiàn)場人員的勞動(dòng)強(qiáng)度，同時(shí)也存在較大的安全隱患。川西X851井，由于在采氣期間沒有設(shè)計(jì)地面加熱裝置，現(xiàn)場須通過噴淋熱水的方式防治水合物冰堵，地面采輸存在較大風(fēng)險(xiǎn)。

總體來說，含硫化氫氣井的生產(chǎn)過程有兩點(diǎn)要重點(diǎn)關(guān)注：一是硫沉積或水合物冰堵引起的地面管線憋壓，進(jìn)而導(dǎo)致的爆管現(xiàn)象；二是酸性尤其是含硫化氫氣體的泄漏給人和環(huán)境帶來的危害。為了避免或減少危害的發(fā)生，應(yīng)當(dāng)設(shè)計(jì)合理的地面安全截?cái)嘞到y(tǒng)、壓井系統(tǒng)、放空系統(tǒng)和防凍液（緩蝕劑）注入裝置、排污系統(tǒng)、清管發(fā)球閥等行之有效的措施[1]。

2 標(biāo)準(zhǔn)化保障了高溫高壓氣井安全生產(chǎn)

針對高溫高壓酸性氣藏氣井中存在的生產(chǎn)管柱耐壓、受力、腐蝕等難題，為保障氣井的安全生產(chǎn)，在技術(shù)對策上以多項(xiàng)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場結(jié)合為手段，大膽引進(jìn)國內(nèi)外先進(jìn)工藝技術(shù)，通過優(yōu)選、改進(jìn)，形成了保障該類氣井安全生產(chǎn)的系列工藝技術(shù)，保障氣田的正常開發(fā)和氣井的安全生產(chǎn)。

2.1 管柱強(qiáng)度保障技術(shù)

按照AQ2012-2007石油天然氣安全規(guī)程，生產(chǎn)管柱的安全系數(shù)需滿足以下要求：抗擠為1.0～1.125MPa，抗內(nèi)壓為1.05～1.25MPa，抗拉為1.8kN以上，含硫天然氣井應(yīng)取高值。針對河壩飛三氣藏111.11MPa的地層壓力，在嚴(yán)格按照規(guī)范要求，符合要求的油層套管（Φ177.8mm或以上P110鋼級(jí)）難以滿足強(qiáng)度要求。若增加材質(zhì)鋼級(jí)，將P110更改為Q125或T140，強(qiáng)度雖然可能滿足實(shí)際需要，但由于高強(qiáng)度的材質(zhì)對于應(yīng)力腐蝕（SSC）顯得更為敏感，因此依據(jù)石化行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SH 0173-2008《川東北酸性天然氣井井下生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)推薦作法》，“含硫化氫或潛在含硫化氫氣井，宜通過增加管柱壁厚來滿足管柱強(qiáng)度要求”的技術(shù)手段，對井口上部生產(chǎn)套管柱采取了厚壁套管[2]。而在無H2S的情況下，則可采用相應(yīng)的高鋼級(jí)材質(zhì)（表3）。

依據(jù)Q/SH 0173-2008：“生產(chǎn)管柱應(yīng)進(jìn)行三軸條件下的抗拉、抗內(nèi)壓、抗外擠強(qiáng)度校核”、“井下工具及配件的抗內(nèi)壓、抗外擠及抗拉強(qiáng)度應(yīng)滿足油管柱需要的強(qiáng)度”，采用三軸應(yīng)力校核的方法，按規(guī)范要求進(jìn)行管柱強(qiáng)度分析（表4），在管柱受力超過極限時(shí)，根據(jù)管柱受力情況及最大位移計(jì)算量，在封隔器上部可配置相應(yīng)的伸縮短節(jié)以補(bǔ)償油管變形量，保障管柱受力于安全強(qiáng)度范圍內(nèi)[2]。

2.2 生產(chǎn)管柱材質(zhì)優(yōu)選

高溫高壓氣井含腐蝕性氣體和產(chǎn)水，氣井存在腐蝕危險(xiǎn)，對于生產(chǎn)管柱材質(zhì)的選擇，標(biāo)準(zhǔn)Q/SH 0173-2008要求：“H2S分壓大于0.000 3MPa的氣井，應(yīng)選擇抗H2S材質(zhì)。含二氧化碳和硫化氫的氣井應(yīng)根據(jù)分壓選用既抗硫化氫又抗二氧化碳的材質(zhì)。測試改造生產(chǎn)一體化的管柱，需考慮酸液對油管性能的影響”[2]。

表3 高鋼級(jí)管材強(qiáng)度參數(shù)表

表4 X201井不同工況下管柱受力計(jì)算結(jié)果表

基于材質(zhì)流程選擇圖（圖3），針對不同的環(huán)境可以初選出相適應(yīng)的管材，為進(jìn)一步對材質(zhì)進(jìn)行優(yōu)化及設(shè)計(jì)，則需進(jìn)行更為準(zhǔn)確的細(xì)致分析。依據(jù)NACE TM 0177A法《抗硫化氫應(yīng)力腐蝕標(biāo)準(zhǔn)》、ISO 15156《CO2腐蝕評價(jià)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)》，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的方法是對材質(zhì)進(jìn)行進(jìn)一步優(yōu)化的有效手段。

川西須家河組氣藏CO2分壓約為1MPa，按圖3所示可以選出應(yīng)采用13Cr合金鋼材質(zhì)，但目前13cr材質(zhì)可分為13cr、HP1-13cr、HP2-13Cr 3種材質(zhì)，其性能與價(jià)格也相差甚遠(yuǎn)。因此采用室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，對3種材質(zhì)進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化。

通過對比13Cr、HP1-13Cr和HP2-13Cr 3種材質(zhì)的抗腐蝕性能，結(jié)合須家河組CO2分壓及Cl-含量情況，優(yōu)選出更適應(yīng)于川西須家河組氣藏開發(fā)的需要的HP1-13cr(表5)。目前HP1-13Cr已經(jīng)成功應(yīng)用于X856、X2、X3等一批川西深層氣井，目前已安全采輸3年多，有效保障了氣井的安全生產(chǎn)。

同樣，基于以上思路及方法，完成了對川東北河壩飛三氣藏管柱設(shè)計(jì)，優(yōu)選形成了95S-3Cr防腐材質(zhì)，在同時(shí)滿足CO2腐蝕的情況下，對可能出現(xiàn)的H2S含量升高情況進(jìn)行了有效防護(hù)，確保了河壩1、河壩2井的安全生產(chǎn)。

2.3 管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為保證高溫高壓氣藏井筒的整體安全性，Q/SH 0173-2008提出“高溫、高壓及含硫化氫、二氧化碳?xì)饩瞬捎糜凸軒Ь掳踩y、永久式封隔器及配套的生產(chǎn)管柱”的技術(shù)要求。

針對川西須家河氣藏和川東北河壩飛三氣藏，對完井管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)（圖4）：①產(chǎn)層上部下入永久式封隔器封隔油套環(huán)空以保護(hù)套管及井口；②井口200m內(nèi)安裝井下安全閥，以實(shí)現(xiàn)危急情況下的井下關(guān)井，以確保安全[3]；③條件允許的情況下配置相應(yīng)的循環(huán)滑套，以實(shí)現(xiàn)危急情況下的壓井循環(huán)作業(yè)[3]。目前封隔器+井下安全閥的生產(chǎn)管柱在河壩1、河壩2井、X2等井得到了成功應(yīng)用。

2.4 地面流程優(yōu)化

表5 13Cr與HP1-13Cr不同工況下的腐蝕速率對比

采氣和測試地面流程存在著腐蝕、冰堵、出砂以及泄漏等風(fēng)險(xiǎn)，對于地面流程的設(shè)計(jì)。GB 50350-2005《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》以及SY 0007-1999《鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕控制工程設(shè)計(jì)規(guī)范》要求，首先應(yīng)從整體上優(yōu)化地面流程的結(jié)構(gòu)，對于高壓高產(chǎn)氣井，降壓節(jié)流采用多級(jí)節(jié)流流程，盡量平穩(wěn)降壓，安裝水套爐等加熱裝置對流體加熱避免水合物冰堵；為降低人工操作的危險(xiǎn)，在地面流程中引入井口安全及遠(yuǎn)程液控系統(tǒng)。

依據(jù)GB 50350-2005《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》以及SY 0007-1999《鋼質(zhì)管道及儲(chǔ)罐腐蝕控制工程設(shè)計(jì)規(guī)范》，針對川西須家河氣藏及川東北河壩飛三氣藏采氣情況，對采輸流程進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)[4，5]，形成了水合物預(yù)測與防治技術(shù)、清水拌注防砂技術(shù)等多項(xiàng)專題技術(shù)，完善了井口采氣樹選型、管匯臺(tái)選型、節(jié)流堵頭選型、分離器選型技術(shù)等設(shè)備選型技術(shù)，引進(jìn)了井口安全截?cái)嘞到y(tǒng)、遠(yuǎn)程液控系統(tǒng)以及自動(dòng)點(diǎn)火裝置等，最大限度保證了地面測試流程的安全和自動(dòng)化管理，目前這些技術(shù)已經(jīng)在川西的新場氣田、大邑區(qū)塊以及川東北的河壩區(qū)塊得到成功地應(yīng)用，并保障了河壩1井在投產(chǎn)初期油壓高于80MPa、產(chǎn)量超過30×104m3/d的試采和采氣要求。

3 標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)應(yīng)用效果

截止2009年1月，川西深層高溫高壓氣藏共投入生產(chǎn)井16口，其中須二氣藏和須四氣藏各有8口井，日產(chǎn)天然氣71×104m3/d，日產(chǎn)水275m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣14.9×108m3。川東北河壩區(qū)塊高溫高壓氣藏目前投入生產(chǎn)井2口，日產(chǎn)天然氣16.16×104m3/d，日產(chǎn)水256.25m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣10.29×108m3。以各種安全生產(chǎn)采氣技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)為指導(dǎo)，川西須家河氣藏和川東北飛三氣藏高溫高壓氣井實(shí)現(xiàn)了安全生產(chǎn)，氣藏得以高效開發(fā)。

3.1 典型井例1-X2井

針對地層壓力高達(dá)85MPa，CO2腐蝕分壓1.05MPa的高壓腐蝕環(huán)境，X2井井深4 840m，采用了優(yōu)化設(shè)計(jì)的封隔器+井下安全閥投產(chǎn)管柱（圖5），2007年6月28日投入生產(chǎn)，天然氣絕對無阻流量135.67×104m3/d。最高日產(chǎn)氣52.1×104m3，最高井口油壓54.8MPa；氣井穩(wěn)定生產(chǎn)近兩年。目前，X2井井口油壓47.5MPa，套壓16MPa，日產(chǎn)氣23.33×104m3，累產(chǎn)氣2.24×108m3，氣井整個(gè)系統(tǒng)運(yùn)行安全穩(wěn)定可靠，技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)在該井的應(yīng)用取得了顯著效果。

3.2 典型井例2-河壩1井

針對地層壓力111.1MPa，井深為5 222.11m，CO2分壓0.841MPa的高壓腐蝕環(huán)境，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)和相關(guān)規(guī)范，河壩1井采用三封隔器+井下安全閥投產(chǎn)管柱（圖6），并對嘉二含H2S層段進(jìn)行了封堵，該井自2007年4月16日投產(chǎn)以來，最高生產(chǎn)油壓88.9MPa，最高產(chǎn)量62×104m3/d。目前井口油壓45.1MPa，套壓13.50MPa，日產(chǎn)氣10.81×104m3，累產(chǎn)氣1.89×108m3，該井在高壓高產(chǎn)的井況下保持正常穩(wěn)定生產(chǎn)，標(biāo)準(zhǔn)的嚴(yán)格實(shí)施為該井安全生產(chǎn)提供了保障，生產(chǎn)取得了顯著效益。

4 結(jié)論

（1）高溫高壓氣井生產(chǎn)管柱的合理設(shè)計(jì)是安全生產(chǎn)的重要保障。較高的耐壓要求、氣井埋藏深造成的帶封隔器時(shí)管柱受力情況復(fù)雜、惡劣的腐蝕環(huán)境和地面安全隱患多且危害大都給氣井生產(chǎn)管柱的安全帶來了挑戰(zhàn)。

（2）以技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場結(jié)合，開展了管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)、生產(chǎn)管柱材質(zhì)優(yōu)選、管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化及地面流程優(yōu)化等研究，初步形成了高溫高壓氣井安全生產(chǎn)技術(shù)。

（3）形成的高溫高壓氣井安全生產(chǎn)技術(shù)有效保障了川西須家河和川東北飛三氣藏氣井的正常生產(chǎn)。其中河壩1井和X2井累產(chǎn)氣1.89×108m3和累產(chǎn)氣2.24×108m3，取得了顯著的開采效果。

[1]石油工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化編寫組.石油工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

[2]Q/SH 0173-2008川東北酸性天然氣井井下生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)推薦作法[S].

[3]Q/SH 0174-2008川東北酸性天然氣采氣井井控技術(shù)規(guī)范[S].

[4]Q/SH 0022-2007川東北含硫化氫天然氣井試氣推薦作法[S].

[5]Q/SH 0172-2008川東北酸性天然氣井試井技術(shù)規(guī)范[S].

Based on the technological standards and the combination of laboratory test and on-site test,the research focuses on the following aspects like the design of pipe string intensity,the selection of pipe string material for production,the optimum of pipe string structure,and the optimum of ground flow-sheet.Therefore,the safety production technology about high-temperature and highpressure gas wells has been developed primarily.Then,this technology guarantees the normal production of gas reservoir wells at Xujiahe in the west of Sichuan and at Feisan in the northeast of Sichuan.The cumulative outputs of gas from Heba well No.1 and well No.2 among them have respectively reached 1.89×108m3and 2.24×108m3,and thus achieved the remarkable effect of exploration.

standardization of technology;high-temperature and high-pressure;gas well

2010-09-14▎

姚廣聚（1979-），男，現(xiàn)主要從事油氣藏工程、采氣工藝等方面的研究。