氣井環空帶壓臨界控制值研究*

張 智,周琛洋,王 漢,劉志偉,何 雨

(西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500)

0 引言

目前，氣井環空帶壓現象十分普遍，環空帶壓是指氣井環空壓力在泄壓后短時間內又恢復到泄壓前壓力水平的現象[1]。生產過程中若環空壓力過高，會造成油套管、封隔器、井口裝置等擠毀失效，進而導致井筒的完整性遭到破壞，對氣井的安全生產造成巨大威脅[2-3]。但是，目前尚未形成有效的技術措施來徹底根除環空帶壓問題，環空帶壓問題最主要的應對措施是將其控制在安全范圍內，從而有效延長油氣井安全開發周期[4]。因此，為確定環空帶壓安全運行范圍，近年來國際上發布了一系列相關標準或推薦做法，可用于計算氣井環空帶壓臨界控制值，從而避免了頻繁的放噴作業，降低了氣井的管理難度和生產成本[5]。

2006年，API發布了API RP 90《海上油田環空壓力管理推薦做法》，給出了環空最大許可壓力的確定方法[6]。但是根據API RP 90推薦做法確定環空帶壓臨界控制值時，只是單純的考慮油套管的原始強度，未考慮腐蝕或磨損造成的管柱壁厚減薄而導致強度下降的影響，未考慮井口裝置和地層承壓能力的影響，并且還未考慮環空中流體所產生的壓力對下部管柱的影響[7-11]。2014年，ISO發布了ISOTS 16530-2《井的完整性—第2部分：操作階段井的完整性》標準[12]，該標準在計算井口環空最大容許壓力(MAASP)時，考慮了生產和完井管柱、各環空流體及地層破裂壓力等井筒實際情況，提高了環空帶壓安全評價的全面性。2016年，API發布了API RP 90-2《陸上油田環空壓力管理推薦做法》[13]，重點針對陸上油氣田，提出了一系列新的環空帶壓臨界控制值計算方法，可以更準確地開展環空帶壓安全評價。

國內學者通過借鑒上述標準，根據實際井身結構和井下管串組合情況，將井口裝置、封隔器以及存在腐蝕和磨損情況下管柱的強度納入考慮，研究了環空帶壓臨界控制值的計算方法，確定了環空許可壓力的動態變化范圍，建立了環空帶壓安全評價方法和評價流程，提高了環空帶壓安全評價的全面性[14-19]，但是仍未能全面考慮油壓和環空流體壓力對管柱壓力平衡作用，無法滿足氣井環空壓力管理需求[20]。

因此，以下針對原有環空帶壓安全評價方法的不足，建立了基于API RP 90-2推薦做法的環空帶壓安全評價方法，提出的新方法在原有基于API RP 90的環空帶壓臨界控制值的計算只考慮壁厚減薄情況的管柱、完井和井口設備承壓能力等因素的基礎上，將油壓、地層壓力、環空流體壓力對管柱的壓力平衡作用以及套管鞋處地層的承壓能力納入考慮，并形成了1套方便現場應用的環空壓力管控圖版，以期為陸上油氣井環空帶壓安全評價提供更為準確的理論依據。

1 環空帶壓臨界控制值的確定

根據API RP 90-2推薦做法，在計算環空帶壓臨界控制值時應綜合考慮管柱、完井設備、井口裝置和地層的承壓能力，按照圖1所示的流程來確定A環空帶壓臨界控制值，其他環空帶壓臨界控制值也可通過類似方法求取。

圖1 API RP 90-2推薦做法計算環空帶壓臨界控制值流程Fig.1 Diagram of the calculation procedure of MAWOP recommended by API RP 90-2

其中，MAWOPA為A環空帶壓臨界控制值，MPa；p1，p2，p3，p4，p5，p6，p7分別為考慮井口裝置等級、完井設備等級、地層承壓能力、油管抗擠最薄弱點承壓能力、生產套管抗內壓最薄弱點承壓能力、生產套管抗擠最薄弱點承壓能力、技術套管抗內壓最薄弱點承壓能力的環空帶壓臨界控制值，MPa。

如圖2所示，為避免油管被擠毀、生產套管被壓裂以及封隔器密封性被破壞，A環空井口壓力應滿足：

(1)

式中：s的取值參考《天然氣工程(第二版)》；pT為油管最薄弱點處的油壓，MPa；ps為A環空實測井口壓力，MPa；ptc，pab分別為考慮腐蝕、磨損、沖蝕、高溫帶來的強度衰減后的油管最薄弱點的抗擠強度、生產套管最薄弱點的抗內壓強度，MPa；pcc為封隔器額定壓力，MPa；pup為封隔器上端所承受的壓力，MPa；pdn為封隔器下端所承受的壓力，MPa；pl為環空靜液柱壓力，MPa。

圖2 A環空管柱受力情況Fig.2 Stress condition of tubular column in A annulus

1.1 考慮管柱的承壓能力

1.1.1 考慮油管抗擠最薄弱點處的承壓能力

如圖2所示，油管抗擠最薄弱點位置處管外與管內流體的壓差Δpwc1為：

Δpwc1=pg+pl-pT

(2)

式中：pg為環空靜氣柱壓力，MPa；Δpwc1為油管抗擠最薄弱點位置處管外與管內流體的壓差，MPa。

根據API RP 90-2取安全系數為0.8，則考慮油管抗擠最薄弱點處的環空帶壓臨界控制值為：

p4=0.8×(ptc-Δpwc1)

(3)

1.1.2 考慮生產套管抗內壓最薄弱點的承壓能力

如圖2所示，生產套管抗內壓最薄弱點位置處管內與管外流體的壓差Δpwb1為：

Δpwb1=pg+pl-pB

(4)

式中：pB為生產套管最薄弱點處B環空的流體壓力，MPa；Δpwb1為生產套管抗內壓最薄弱點位置處管內與管外流體的壓差，MPa。

根據API RP 90-2取安全系數為0.8，則考慮生產套管抗內壓最薄弱點處的環空帶壓臨界控制值為：

p5=0.8×(pab-Δpwb1)

(5)

1.1.3 考慮生產套管抗擠最薄弱點的承壓能力

同樣地，考慮生產套管抗擠最薄弱點處的環空帶壓臨界控制值為：

p6=pac-Δpwc2

(6)

式中：pac為考慮腐蝕、磨損、沖蝕、高溫帶來的強度衰減后的生產套管最薄弱點的抗擠強度，MPa；Δpwc2為生產套管抗擠最薄弱點位置處管外與管內流體的壓差，MPa。

1.1.4 考慮技術套管抗內壓最薄弱點的承壓能力

同樣地，考慮技術套管抗內壓最薄弱點處的環空帶壓臨界控制值為：

p7=pbb-Δpwb2

(7)

式中：pbb為考慮腐蝕、磨損、沖蝕、高溫帶來的強度衰減后的技術套管最薄弱點的抗內壓強度，MPa；Δpwb2為技術套管抗內壓最薄弱點位置處管內與管外流體的壓差，MPa。

1.2 考慮完井設備的承壓等級

根據API RP 90-2取安全系數為0.8，則考慮完井設備等級的環空帶壓臨界控制值為：

p2=0.8(pcc+pdn-pup)

(8)

1.3 考慮井口裝置的承壓等級

根據API RP 90-2取安全系數為0.8，則考慮井口裝置等級的環空帶壓臨界控制值為：

p1=0.8×pw

(9)

式中：pw為井口裝置安裝之后井口支撐外層套管的額定壓力或最大測試壓力(密封測試或套壓測試等)，MPa。

1.4 考慮地層的承壓能力

考慮地層承壓能力的環空帶壓臨界控制值計算方法是基于鉆井時套管鞋處通過地層完整性測試(FIT)或泄漏測試(LOT)所得到的最小地層破裂梯度(FG)，或者通過鉆井液液柱壓力梯度(MWG)來計算。但該計算方法僅適用于被評價環空與地層連通的情況。

考慮地層承壓能力的環空帶壓臨界控制值為：

p3=0.8×Hc×(FG-MWG)

(10)

式中：Hc為套管鞋垂深，m；FG為破裂壓力梯度，MPam；MWG為鉆井液液柱壓力梯度，MPam。

2 現場應用

實例井為某采氣井，井底溫度為145 ℃，產層壓力為50 MPa。根據最新生產報表，目前該井井口油壓為41 MPa，A環空最大帶壓值為29.75 MPa，B環空最大帶壓值為14.0 MPa，C環空最大帶壓值為3.2 MPa。測井資料顯示該井A環空保護液液面深度為3 745 m，環空保護液密度約為1 gcm3。井身結構及油套管強度見表1及圖3所示。

表1 實例井油套管下深及強度

2.1 環空壓力管控圖版的設計

由于實例井各環空均為密閉環空，故不考慮地層承壓能力的影響。結合表1的基礎數據及圖3所示的井身結構圖，計算可得環空帶壓臨界控制值見表2所示。可以看出：實例井A環空帶壓臨界控制值為41.47 MPa，B環空帶壓臨界控制值為18.85 MPa，C環空帶壓臨界控制值為6.30 MPa，說明按照API RP 90-2推薦做法，實例井各環空實際最大帶壓值小于環空帶壓臨界控制值，因此是安全的，可以正常開采。

為方便現場直接應用基于API RP 90-2的推薦做法，形成了1套環空壓力管控圖版見圖4所示，該圖版設計方法如下：各環空以基于API RP 90-2推薦做法計算得到的最大允許帶壓值為環空帶壓臨界控制值，當環空壓力高于此臨界控制值后則卸壓；以API RP 90推薦做法計算得到的最大允許帶壓值為推薦工作壓力上限，以ISOTS 16530-2標準提出的最小預留壓力為推薦工作壓力下限，現場實際生產時盡量將各環空壓力控制在推薦工作壓力范圍之內。

圖3 實例井井身結構Fig.3 Casing program of the example welll

表2 API RP 90-2推薦做法計算實例井環空帶壓臨界控制值

圖4 實例井環空壓力管控圖版Fig.4 SAP management plate of the example well

2.2 考慮多種因素影響的環空帶壓臨界控制值

2.2.1 服役時間增長的影響

圖5為環空帶壓臨界控制值隨服役時間變化關系，參考NACE RP 0775-2005標準[21]，以嚴重腐蝕(0.25 mmy)為基礎，討論服役時間增長的影響。可以看出，隨著管壁厚度的減薄，管柱的承壓能力也隨之下降，造成環空帶壓臨界控制值逐年下降。但考慮油管抗擠強度的A環空帶壓臨界控制值和考慮生產套管抗擠強度的B環空帶壓臨界控制值下降速度隨服役時間增長明顯加快，使油管和生產套管的承壓能力迅速降低，因此在現場實際生產中應避免油管和生產套管壁厚減薄。

2.2.2 A環空壓力變化的影響

圖6為環空帶壓臨界控制值大小隨A環空壓力變化關系。可以看出，隨著A環空壓力增大，考慮油管抗擠強度、生產套管抗內壓強度和封隔器承壓能力的A環空帶壓臨界控制值均降低，考慮生產套管抗擠強度的A，B環空帶壓臨界控制值均增大；說明在環空帶壓情況下，A環空壓力對生產管柱產生壓力平衡作用，使生產套管抗擠毀能力提高，但使油管抗擠毀能力、封隔器承壓能力和生產套管抗內壓能力降低。

圖5 環空帶壓臨界控制值隨服役時間變化關系Fig.5 Variation of MAWOP with service time

圖6 環空帶壓臨界控制值隨A環空壓力變化關系Fig.6 Variation of MAWOP of A annulus with A annulus pressure

2.2.3 B環空壓力變化的影響

圖7為環空帶壓臨界控制值隨B環空壓力變化關系。可以看出，隨著B環空壓力增大，考慮生產套管抗內壓強度的A環空帶壓臨界控制值增大，考慮技術套管抗內壓強度的A，B環空帶壓臨界控制值均降低，考慮技術套管抗擠強度的B環空帶壓臨界控制值增大，考慮生產套管抗擠強度B環空帶壓臨界控制值降低；說明在環空帶壓情況下，B環空壓力對套管產生壓力平衡作用，使生產套管抗內壓能力和技術套管抗擠毀能力提高，但同時使生產套管抗擠毀能力和技術套管抗內壓能力降低。

圖7 環空帶壓臨界控制值隨B環空壓力變化關系Fig.7 Variation of MAWOP with B annulus pressure

2.2.4 油管壓力和C環空壓力變化的影響

圖8為A環空帶壓臨界控制值隨油管壓力變化關系以及B環空帶壓臨界控制值隨C環空壓力變化關系。可以看出，隨著油管壓力增大，考慮油管抗擠強度和封隔器承壓能力的A環空帶壓臨界控制值均增大，說明在環空帶壓情況下，油壓對油管和封隔器產生壓力平衡作用，使油管的抗擠毀能力和封隔器的承壓能力有了一定的提高；隨著C環空壓力增大，考慮技術套管抗擠強度的B環空帶壓臨界控制值降低，考慮技術套管抗內壓強度的B環空帶壓臨界控制值增大，說明在環空帶壓情況下，C環空壓力對技術套管產生壓力平衡作用，使技術套管抗擠毀能力降低，使技術套管抗內壓能力提高。

圖8 A，B環空帶壓臨界控制值分別隨油管壓力和C環空壓力變化關系Fig.8 Variation of MAWOP of A and B annulus with tubing pressure and C annulus pressure

3 結論與認識

1)API RP 90是針對海上油氣田環空帶壓安全評價的推薦做法，在計算環空帶壓臨界控制值時考慮因素偏少，在API RP 90-2推薦做法發布以后已不再繼續適用于陸上油氣田環空帶壓安全評價。

2)建立了基于API RP 90-2推薦做法的環空帶壓安全評價方法，對于環空帶壓臨界控制值的計算，該方法在原有API RP 90推薦做法只考慮壁厚減薄情況的管柱、完井和井口設備承壓能力等因素的基礎上，重點考慮了油壓、地層壓力、環空流體壓力對管柱的壓力平衡作用以及套管鞋處地層的承壓能力，考慮因素方法更為全面，推薦陸上油氣井使用。

3)編制了1套方便現場應用的環空壓力管控圖版，該圖版以基于API RP 90-2推薦做法計算得到的最大允許帶壓值為環空帶壓臨界控制值，當環空壓力高于此臨界控制值后則卸壓；以API RP 90推薦做法計算得到的最大允許帶壓值為推薦工作壓力上限，以ISOTS 16530-2標準提出的最小預留壓力為推薦工作壓力下限，現場實際生產時盡量將各環空壓力控制在推薦工作壓力范圍之內。

4)根據API RP 90-2推薦做法結合現場應用研究發現，環空帶壓臨界控制值不再是1個固定不變的值，而是隨服役時間增長以及相鄰和自身環空壓力變化等因素不斷變化的值。

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