深水水下井口環空壓力監測及診斷方法

趙維青，冷雪霜，陳 彬，牟小軍

(1.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，廣東 深圳 518607；2.中海油能源發展股份有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)①

深水水下井口環空壓力監測及診斷方法

趙維青1，冷雪霜1，陳 彬2，牟小軍1

(1.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，廣東 深圳 518607；2.中海油能源發展股份有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)①

針對深水水下井口及采用水下采油樹方式生產的井，對比了地面井口與水下井口環空壓力監測的通道；給出了各個壓力環空的定義；分析了形成環空壓力的原因及壓力源的來源；闡述了A環空壓力的監測及診斷方法，并對每種方法的優缺點進行了對比。通過一口深水井案例，分析了產量變化時各個環空中壓力的變化情況，結論表明產量變化時各個環空壓力變化明顯。研究結果對環空壓力管理、診斷、監測及深水井套管選型具有借鑒和指導意義。

深水；水下井口；環空壓力；監測方法；診斷方法

深水井測試及生產作業面臨諸多挑戰，例如測試及生產過程中流動保障分析(主要是水合物預防、管柱腐蝕預測、結蠟、結垢、多相流流動等)、井控、環空帶壓等[1]。要保障深水井從設計到投產及整個井生命周期內安全生產是一個系統的工程，而目前行業內將所有這些導致井不能進行正常作業的問題統一為井筒完整性的范疇。

自從20世紀70年代井筒完整性概念的提出，經過近半個世紀的發展，美國、加拿大、挪威等國家已經制定了完整的井筒完整性的管理計劃，同時出臺了一些相關的標準和法律法規。井筒完整性的內容所涉及的學科非常廣泛，其中最具代表性的是挪威油氣井筒完整性指南[2](NOR SOK D010)，該指南部分內容涉及了環空壓力管理。近年來，環空壓力管理越來越受到行業的關注，特別是2006年API RP 90[3]“海上井環空套壓管理”第一版發布，作為井筒完整性一部分，井在測試及生產過程中套管環空帶壓得到了極大的關注。引起環空帶壓的原因很多，例如生產導致的圈閉流體無法膨脹形成圈閉壓力、生產過程中熱采、井筒完整性破壞后不同環空之間的連通導致的某個環空帶壓等。

國外環空壓力形成機理[4-7]及處理措施[8-10]研究相對成熟，國內環空壓力研究主要是以陸地油田環空壓力安全評價[4-5]等為主，深水領域環空壓力的研究主要是機理研究[11-12]和相關的處理措施研究[13-14]，而深水油氣田環空壓力監測及診斷方面的研究較少。目前已經投產的荔灣深水氣田井A環空帶壓20 MPa左右，該氣田制定了詳細的措施來監測環空壓力以確保井筒完整性和井的安全生產。本文主要針對深水水下井口[15]及采用水下采油樹生產方式的井，分析環空壓力產生的原因，給出了環空壓力監測方法，A環空環空壓力變化原因及診斷方法。對深水水下井口及采用水下采油樹方式生產的井環空壓力預防、監測、診斷及井筒完整性研究具有指導意義。

1 環空壓力形成原因

1.1 環空定義

由于水下井口及采用水下采油樹進行開發的井與地面井口及管柱回接至地面進行開采方式的井有所不同，因此每個套管環空是否可以監測及進行操作也不同。常規的四層套管程序的典型井身結構如圖1～3所示。A環空是指生產管柱和生產套管之間的空間；B環空是指生產套管和外層管柱之間的空間；其他環空以此類推。

從圖1可以看出，對于地面井口及地面采油樹，每下完一層套管后安裝套管頭，下完生產套管后安裝油管頭，從A環空開始每一個環空都可以通過套管頭翼閥或油管頭翼閥進行監測及管理。從圖2～3可以看出，對于水下井口，表層結構導管與低壓井口頭連接(914 mm或762 mm低壓井口頭及結構導管)通過噴射方式下入，表層套管與高壓井口頭(476 mm高壓井口頭)連接固井水泥上返至海底泥面，之后每層套管都是懸掛在高壓井口頭內，并通過金屬對金屬/橡膠對金屬的雙密封方式密封。對于水下井口在安裝完采油樹后只有A環空可以通過位于環空主閥下的壓力傳感器、臍帶纜中專門的環空壓力監測管線或化學藥劑注入管線進行監測，可通過環空進入閥、環空主閥或化學藥劑注入管線等泄壓管理；而對于其他環空無法監測或者進入(如圖2～3)。因此，水下井口環空帶壓問題監測及處理比地面井口或者采油樹更復雜，更具不確定性。

圖1 地面采油樹各環空及監測方式

圖2 水下臥式采油樹各環空及監測方式

圖3 水下立式采油樹各環空及監測方式

水下采油樹按油管掛系統坐落位置分為2種類型：①水下臥式采油樹或者水平采油樹。這種采油樹油管懸掛系統坐落在采油樹內，所有的生產和環空閥門排列在采油樹一側，本體作用類似于油管四通，因此通常可以先安裝采油樹然后進行目的層段鉆井、完井作業，在修井作業時不用回收采油樹，如圖4所示。②立式采油樹或者垂直采油樹。所有的閥門排列在采油樹垂直面板上，完井作業時先將油管掛系統坐落在高壓井口頭內，然后再下入采油樹，修井時需要回收采油樹才能回收油管掛系統，如圖5。

圖4 水平采油樹

圖5 立式采油樹

1.2 環空壓力源

套管環空壓力形成的原因較多，但總體可以歸結為3類：①熱效應引起的環空帶壓。深水井在測試或者生產過程中由于熱的地層流體在流經生產管柱時由于熱傳導作用會對外部管柱環空流體產生加熱現象，當環空圈閉的流體受熱后無法膨脹釋放壓力時，兩層管柱之間就形成圈閉壓力，圈閉流體的溫度及圈閉壓力隨產量的變化而變化；②套管環空持續帶壓(SCP)。套管環空持續帶壓主要是由于井筒管柱泄漏、井下工具失效、固井水泥封固差等原因導致不同環空互相連通引起。如油管螺紋泄漏、封隔器失效、水泥未封固、水泥石破壞等。持續帶壓的壓力源可能是任何滲透的產層、水層、淺層氣層等。持續的環空帶壓要引起注意，如果不及早發現，并采取適當的措施進行管理會導致井筒完整性破壞或者井的報廢。通常情況下A環空的持續帶壓主要是由于生產管柱及管柱上的工具失效泄漏導致油管與A環空連通引起。B環及以外的環空帶壓通常是由于環空鉆井液中固相顆粒(主要是加重材料)沉淀引起鉆井液比重降低，從而導致靜液柱壓力降低或者與內環空連通引起；③作業需要施加在套管環空的壓力。作業需要施加在套管環空的壓力主要是熱采、氣舉等工藝，或者進行環空壓力監測診斷需要施加在環空的壓力，這部分壓力根據套管強度及公司標準進行管理。

1.3 套管環空壓力管理方法

套管環空帶壓原因可能是之前所述之一或者是他們的組合，管理套管環空壓力首先要界定環空壓力等級，判斷環空壓力屬于那種類型，然后根據實際情況進行風險等級劃分和管理。API90對環空帶壓劃分為3個等級：①環空帶壓小于0.69 MPa屬于低風險，持續觀察即可；②環空帶壓大于0.69 MPa，并且診斷為持續帶壓類型，如果壓力可以釋放到0 MPa，表示泄漏速度小，井筒內屏障仍然有效，對人、環境及設備威脅小，風險可控；③環空最大允許操作壓力，這個壓力是根據管柱力學性能計算出某一環空可承受的最大操作壓力，超過該壓力會導致管柱崩裂或者擠毀。

2 環空壓力監測方法

2.1 A環空壓力監測

對于水下井口及采油樹生產的井，井從開始生產起由于熱的地層流體通過生產管柱流至井口過程中因熱傳導對井產生加熱效應，目前為了保障井筒完整性通常采取：①當前套管固井水泥返至上層套管管鞋以下，通過裸露地層釋放環空壓力；②環空注入氮氣，通過氣體膨脹收縮原理；③在套管上安裝可壓縮的復合泡沫材料或者可壓縮的液體，通過泡沫材料受壓體積變化；③套管上安裝破裂盤，受壓后破裂釋放壓力；④安裝壓力釋放閥；⑤更高鋼級與磅級的套管等方式來解決由于熱效應導致的環空圈閉流體膨脹產生的壓力。對于A環空壓力監測要考慮采取上述那種方式進行預防的影響，正常情況下當井開始生產并經過一段時間后A環空的壓力隨著井筒被完全加熱而達到一個穩定的值，通常不推薦釋放A環空壓力，如果在生產期間A環空壓力發生變化或者A環空壓力與井口頭處海水靜液柱壓力之差超過0.69 MPa就要考慮長期帶壓是否導致形成持續帶壓(SCP)問題。當關井后井筒會降溫直到達到初始投產前的地層溫度，這時各環空壓力達到穩定，并與投產前的監測壓力比較，如果降低就需要通過監測管線替入液體補充壓力(這可能與之前生產時環空壓力過高釋放環空流體有關)，如果升高就要考慮是否出現持續帶壓問題(SCP或者環空流體固相顆粒沉降密度變化引起)。

2.2 A環空壓力變化原因

引起A環空壓力變化的主要因素有：①B環空水泥被破壞/水泥封固差，同時生產套管發生泄漏導致AB環空連通(B環空與儲層連通)；②生產封隔器泄漏；③生產管柱破損或者螺紋失效發生泄漏；④水下采油樹閥及密封失效；⑤生產套管擠毀；⑥采用尾管的尾管封隔器密封失效等。通常生產管柱失效是A環空持續帶壓(SCP)主要原因，A環空壓力的判斷是準確診斷井下工具及其他環空狀況的唯一途徑。

3 環空壓力診斷方法

3.1 定產量生產法

以一定的產量生產，A環空因熱效應圈閉壓力與生產管柱壓力比較，如果2個壓力值相差較大，那么A環空圈閉壓力由熱效應引起，如果壓力幾乎相等，則A環空與生產管柱存在連通可能性。該方法是最簡單也是最經濟的，不需要變產量或者開關井，但當A環空圈閉壓力接近生產管柱井口壓力時很難判斷A環空是否與生產管柱連通。

3.2 關井監測法

將以一定產量生產的井關井，觀察A環空壓力，正常情況井在一定的時間內溫度降低至初始生產期間的地層溫度，壓力也下降至一個穩定值，如果壓力不降反而升高表述A環空與生產管柱連通，并且生產管柱可能存在較大的泄漏。如果壓力下降后又開始回升表示A環空與生產管柱連通，且生產管柱泄漏較小。關井后并未發現上述現象，開井恢復到原來的產量繼續生產，如果出現環空壓力高于關井之前的環空壓力表述A環空出現持續帶壓(SCP)，A環空與生產管柱連通，且泄漏較小。該方法的優點是關井后整個生產系統溫度降低，各個環空壓力也隨之降低不會對井筒完整造成損害，另外壓力便于觀察容易判斷生產管柱是否泄漏。缺點是關井停產后再開井形成水合物風險極高。

3.3 泄壓再恢復生產法

井以一定的產量生產記錄A環空壓力，關井泄15～20% 的A環空壓力，開井恢復到原來的產量繼續生產，如果新的A環空壓力持續24 h穩定且小于關井泄壓之前的環空壓力值，表示A環空壓力為熱效應引起，否則為持續帶壓(SCP)。考慮到可能堵塞化學藥劑注入管線/A環空壓力監測管線(2條管線，9.5～25.4 mm)或者在泄壓測試過程中形成水合物，推薦通過環空主閥、環空換向閥到生產出口的通道進行泄壓測試。該方法的優點是關井再開井產量維持原來的不變，環空壓力最大值可預估對井筒完整性及管柱強度安全不會造成破壞，缺點是降低產量對油藏產生擾動可能會對儲層造成傷害，另外降低產量對于水下井口生產的井可能會引起水合物生成風險。

3.4 變產量法

當井以一定產量生產時記錄A環空壓力，降低或者增加產量會引起A環空壓力降低或者增加。如果是熱效應引起的環空圈閉壓力，當增加產量時環空壓力會升高并保持穩定，當降低產量時環空壓力降低并保持穩定。當產量降低時環空壓力降低，而井底流壓增加生產管柱壓力升高，如果出現環空壓力明顯升高則表示A環空與生產管柱連通且生產管柱泄漏較大，如果環空壓力出現先降低后升高則表示A環空與生產管柱連通，但生產管柱泄漏較小。當產量增加時井底流壓降低，環空壓力升高，如果出現環空壓力明顯降低，則表示A環空與生產管柱連通且生產管柱泄漏較大，如果A環空壓力出現先升高后降低的現象，則表示A環空與生產管柱連通且生產管柱泄漏較小。考慮到注入流體體積推薦直接從化學藥劑注入管線/A環空壓力監測管線注入。該方法的優點操作快，井可以繼續生產。缺點是當采用增加產量方法時就要評估引起的環空壓力進一步升高是否會導致各層套管及生產管柱強度破壞。

3.5 定產量生產環空增壓法

當井以一定產量生產，記錄A環空壓力，從化學藥劑注入管線或者環空壓力監測管線注入一定的流體使A環空壓力升高15%～20%，如果環空壓力持續穩定24 h，則表示A環空壓力由熱效應引起，如果降低則表示A環空與生產管柱連通。該方法優點是不需要關井或者改變井生產產量，保障了井的正常生產。缺點是如果生產套管抗內壓與生產管柱抗外擠強度安全余量小時就要仔細評估施加到A環空的壓力，避免生產套管崩裂或者生產管柱擠毀。

3.6 生產管柱泄漏監測方法

A環空持續帶壓(SCP)主要是由于生產管柱完整性破壞引起，比如管柱破損、生產腐蝕、連接泄漏等。關閉井下安全閥，泄掉安全閥以上壓力，如果在泄壓過程中或者泄壓后A環空壓力出現下降現象則表示安全閥以上生產管柱與A環空連通。

無論是采用哪種方式進行A環空壓力診斷需要注意的是要記錄診斷前后的壓力，泄放的體積，壓力恢復趨勢降落趨勢與時間的關系等關鍵參數。此外還要考慮生產管柱和生產套管的強度，特別是在進行泄壓再恢復生產法時考慮泄放流體量，如果泄放流體過多，當井關井降溫后可能會在A環空形成真空效應引起生產管柱破裂，生產套管擠毀現象，在關井期間密切監測A環空壓力，必要時及時從化學藥劑注入管線或者環空壓力監測管鞋補充流體維持壓力穩定。

4 案例分析

2014年中海石油總公司完成了西非赤道幾內亞兩口深水井的作業，為了保證測試期間井筒完整性，在常規套管校核選項的基礎上，考慮測試期間因環空壓力升高對套管強度的影響重新對套管進行了校核選項，結論表明常規套管校核方法下選定的套管無法滿足測試期間的強度要求，這主要是由于測試期間隨著地層熱的流體到達海底低溫附近時溫度變化較大，熱效應引起的環空膨脹流體無法釋放時產生一個額外的附加壓力。以S-4井為例，水深1 038 m，海底處溫度4 ℃，井身結構為914 mm導管+508 mm表層套管+339 mm中間套管+244 mm生產套管。封隔器下入深度為3 700 m，溶解氣油比80 m3/m3，按照初開(放噴大約45 min)、初關(為8倍初開時間)、二開(以300、600、900 m3/d進行)、二關井(關井72 h)的測試制度。

S-4井各環空壓力計算數據如表1。

表1 S-4井各環空壓力計算數據 MPa

計算結果表明，同一環空的圈閉壓力隨著流量增大而增大，當流量增加到一定值時，會引起圈閉壓力過高，進而導致井筒的完整性破壞，在實際生產中可以通過上述的6種方法對A環空進行監測來診斷各個環空壓力的來源及發展趨勢。

5 結論

1) 深水水下井口或者采用水下采油樹生產的井，只有A環空可以通過化學藥劑注入管線或者環空壓力監測管線進行監測。A環空壓力的監測應該按照一定的等級進行劃分，持續環空帶壓問題的主要是生產管柱完整性破壞引起，各個環空的壓力操作上限及采取何種方法進行環空壓力診斷時應該按照管柱強度及最大許允環空操作壓力進行管理。

2) 對于A環空壓力超過0.69 MPa的井，應該建立環空壓力監測、診斷與管理數據系統，并進行持續監測或定期診斷，判斷A環空與生產管柱連通情況和連通程度。

[1] API 96，Deep Water Well Design and Construction[S].2013.

[2] NOR SOK D010，Norwegian Oil and Gas Recommended Guidelines for Well Integrity[S].2011.

[3] API90，Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells[S].2006.

[4] Pattillo P D，Cocales B W，Morey S C.Analysis of an annular pressure buildup failure during drilling ahead[R].SPE 89775，2004.

[5] Oudeman P，Kerem M.Transient behavior of annular pressure build-up in HP/HT wells[J].SPE drilling & Completion，2006，21(4)：234-241.

[6] Hasan A R，Izgec B，Kabir C S.Ensuring sustained production by managing annular-pressure buildup[R].SPE 121754，2009.

[7] Liu Baosheng，Yang jin，Zhou Bo，et al.Study of casing annular pressure for deepwater drilling and completions[R].SPE 170318-MS，2004.

[8] Williamson R，Sanders W，Jakabosky T，et al.Control of contained-annulus fluid pressure buildup[R].SPE 79875，2003.

[9] Azzola J H，Tselepidakis D P，Pattillo P D.et al.Application of vacuum-insulated tubing to mitigate annular pressure buildup[J].SPE Drilling & Completion，2007，22 (1)：46-51.

[10] Bloys B，Gonzalez M，Bland R，et al.Trapped annular pressure：A spacer fluid that shrink[R].SPE 104698，2007.

[11] 張智，顧南，楊輝，等.高含硫高產氣井環空帶壓安全評價研究[J].鉆采工藝，2012，34(1)：42-44.

[12] 石榆帆，張智，肖太平，等.氣井環空帶壓安全狀況評價方法研究[J].重慶科技學院學報(自然科學版)，2012(1)：97-99.

[13] 楊進，唐海雄，劉正禮，等.深水油氣井套管環空壓力預測模型[J].石油勘探與開發，2013，40 (5)：616-619.

[14] 周波，楊進，劉正禮，等.深水油氣井筒環空注氮控壓機理[J].石油勘探與開發，2015，42 (6)：386-389.

[15] DRIL-QUIP.Subsea wellhead system manual[R].2012.

Discussion the Method of Monitoring and Diagnostic Method for Annular Pressure Build up in Deepwater Well

ZHAO Weiqing1，LENG Xueshuang1，CHEN Bin2，MU Xiaojun1

(1.Ener Tech-Drilling & Production Co.，CNOOC，Shenzhen 518607，China；2.ShenzhenBranch，CNOOC，Shenzhen518607，China)

The annular pressure monitoring passage between the surface wellhead and subsea wellhead are compared in this paper.By focusing on the deepwater well with subsea well head or subsea production tree，this paper defines the annular layers，analyses the reasons causing annular pressure built-up，identifies three different pressure sources (Sustained continuous pressure，Thermal pressure built-up，and Operated pressure on annular)，demonstrates and compares the pros and cons of each monitoring and diagnostic method on annular A.A case study is also presented to demonstrate the significant annular layers pressure change whenever production rate is altered.The solution in this paper can be served as a good reference and guideline for the annular pressure management，monitoring，diagnostic，and casing selection of deepwater wells.

deepwater；subsea well head；annular pressure build up；monitoring method；diagnostic method

1001-3482(2016)12-0005-06

2016-06-15

中國海洋石油總公司科研項目“深水井環空圈閉壓力控制技術及關鍵工具研究”(CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD 03 NFGC 2014-08)

趙維青(1985-)，男，青海人，工程師，主要從事深海石油鉆完井監督及設計工作，zhaowq@cnooc.com.cn。

TE952

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.12.002