雙魚石構造超深超高壓含硫氣井完井管柱完整性設計探討

戴 強, 張本健, 張晉海

(1川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2成都理工大學 3西南油氣田分公司川西北氣礦 4西南石油大學)

雙魚石構造位于川西北部地區，經前期勘探，在棲霞、茅口、觀霧山組等深層碳酸鹽巖氣藏獲得重大油氣發現。與國內其它高溫高壓氣藏相比，其具有埋藏超深、地層壓力超高、產出流體含H2S等顯著特點。作為采氣主要通道和一級井屏障，完井管柱在完井和開采期間的完整性直接影響氣井天然氣安全生產。本文在室內實驗和模擬計算基礎上，從完井管柱材質、油管組合、管柱協調性等方面進行完井管柱完整性優化設計探討，以保障完井及生產階段完井管柱的完整性。

一、雙魚石構造完井管柱完整性需求

1. 雙魚石構造前期試油完井特點

(1)對設備和材料的性能要求高。目的層地層壓力90～120 MPa，目的層埋藏深且巖性致密，增產改造施工泵壓高達70～95 MPa,少數井口施工壓力甚至超過120 MPa。儲層改造、放噴測試、關井等作業對對油管、封隔器及井下閥組、短節和接頭的強度和密封可靠性要求高；超深高溫小井眼中安全起下管柱、封隔器密封可靠性，要求高密度壓井液性能穩定。

(2)作業工況條件惡劣，井完整性面臨巨大挑戰。超深小井眼(?97 mm～?106 mm)作業易出現阻卡，替液、酸化、排液及求產等多種工況銜接緊密，完井管柱工況條件變化頻繁，封隔器、油管等井屏障組件易損壞,完井管柱失效風險高。

(3)勘探開發銜接緊密，由發現到開發周期短。雙魚石構造深層碳酸鹽巖氣藏采取“邊勘探、邊開發”的指導方針。探井在獲得發現之后立即轉入試采。故需要根據試油成果進行針對性的完井管柱優化設計，確保完井管柱井屏障的長期完整性。

2. 完井管柱完整性需求

完井投產管柱作為一級井屏障，主要由完井封隔器、井下安全閥、油管等井屏障組件構成，覆蓋完井、增產作業、油氣生產到衰竭棄井階段全過程，保障超深、超高壓氣井生命周期內的井完整性。需要做好以下工作：①解決井下工具和設備在酸性環境中長期生產的防腐問題；②確保油管、封隔器、井下安全閥等入井設備在惡劣工況條件下安全可靠;③滿足天然氣生產期間的安全，包括井口和井下安全關井、調產；④完井管柱井屏障組件之間的適應性和協調性，避免互相沖突導致井屏障失效。

二、高溫高壓氣井完井管柱完整性研究現狀

國內外井筒完整性相關標準及技術要求[1-3]均明確指出，在完井、油氣生產階段應保證井內具有兩道有效可靠的井屏障存在，見圖1。一旦完井管柱作為井屏障失效，地層流體將直接與作為二級井屏障的生產套管相接觸。對于高溫高壓含硫氣井，這種情況是不可接受的。因此，應充分考慮投產目的層的工程地質特點、產出流體性質等多個因素，合理設計完井管柱，確保一級井屏障安全。

圖1 完井投產管柱的井屏障圖

當前高溫高壓氣井井筒完整性設計研究表明[4-11]，完井管柱完整性應考慮管材耐腐蝕性、管柱密封性、組件匹配性。目前國內在高溫高壓酸性氣井完井管柱設計上融入了井完整性理念，針對油管失效、封隔器失封、井下安全閥泄漏等問題開展了研究工作，并對完井管柱完整性主要影響因素進行了分析，見表1。

三、完井管柱井屏障完整性優化設計

1. 完井管柱防腐蝕措施

完井管柱完整性與油管及其它井下工具的防腐蝕性能密切相關。當前完井管柱防腐蝕措施主要有兩種，一是優選防腐蝕性能較好的材質;二是添加緩釋劑。實際應用時，通常兩種方式結合使用。

表1 高溫高壓酸性氣井完井管柱主要部件失效表現及原因

雙魚石構造縱向上多個產層產出流體情況、氣水界面等問題并未完全摸清。“地層水+酸性氣體”的惡劣井下腐蝕環境，嚴重威脅完井管柱在生產期間的完整性。需要從材質和緩蝕劑兩方面入手，降低油管腐蝕速率，確保完井管柱完整性。

實驗表明，液相腐蝕比氣相腐蝕更為嚴重，高含H2S/CO2環境下，耐蝕合金的平均腐蝕速率低于0.01 mm/a，抗硫碳鋼為2.17 mm/a，在加入0.5%緩蝕劑后，抗硫碳鋼的平均腐蝕速率下降到0.15 mm/a。含H2S/CO2環境下，兩種材料平均腐蝕速率更低，溫度的升高會加快腐蝕，但都在許可范圍內。

碳鋼材料在液相中的腐蝕速率遠高于氣相；加注緩蝕劑可以大幅降低碳鋼材料的腐蝕速率，且液相中效果更明顯，見圖2、圖3。

圖2 液相腐蝕環境下碳鋼材料腐蝕速率

兩組不同材料(718和VM80SS、N08028和BG95SS)電偶腐蝕實驗結果顯示，與偶合前相比，偶合后高合金鋼(718、N08028)的年腐蝕速率下降25%～30%，低合金鋼(VM80SS和BG95SS)年腐蝕速率上升26%～56%，但總體上兩組合金腐蝕速率仍然很低(低于0.035 mm/a)，電偶腐蝕不嚴重，這表明耐蝕合金材質井下工具與碳鋼油管配合使用是可行的。

圖3 氣相腐蝕環境下碳鋼材料腐蝕速率

綜上所述，耐蝕合金材質油管、封隔器及井下安全閥組成的完井管柱防腐性能最佳；抗硫碳鋼油管在配合使用緩蝕劑后也具有良好的防腐效果。

2. 完井管柱強度校核

在管柱力學校核基礎上優化完井管柱配置，確保增產改造施工高泵壓，超高關井壓力以及生產后期低壓低產等惡劣工況下完井油管安全。對耐蝕合金材質油管，選擇?88.9 mm δ9.53 mm、?88.9 mm δ7.34 mm、?88.9 mm δ6.45 mm的125鋼級油管和?73 mm δ5.51 mm110鋼級油管進行優化，對抗硫碳鋼材質油管，選擇?88.9 mm δ12.09 mm、?88.9 mm δ9.53 mm、?88.9 mm δ7.34 mm、?88.9 mm δ6.45 mm的110鋼級油管和?73 mm δ5.51 mm110鋼級油管進行優化，各自形成3套油管組合方案，進行管柱力學分析校核，由表2可知，管柱三軸安全系數符合中石油《高溫高壓及高含硫井完整性設計準則》要求，耐蝕合金材質油管，方案1最優，抗硫碳鋼油管，方案4最優。

表2 惡劣工況下的管柱最低三軸安全系數

同時，計算了不同工況下各井屏障組件的壓差，見表3，并根據計算結果優選井下工具，建議完井封隔器壓力等級70 MPa及以上，井下安全閥壓力等級105 MPa，化學劑注入閥壓力等級70 MPa及以上。

表3 完井管柱系統部分井屏障組件在惡劣工況下的壓差

3. 井屏障組件的協調性和適應性

在設計完井管柱時需要考慮井屏障組件之間的協調性和適應性，避免相互沖突導致完井管柱完整性破壞。前述防腐材質選擇，就考慮了抗硫碳鋼油管與耐蝕合金井下工具的電偶腐蝕；對于井下安全閥，在設計階段應考慮后期下入安全閥作業工具，故安全閥上部至井口的油管、油管掛、雙公短節等部件應滿足作業工具的要求。

在壓井液條件下入完井封隔器管柱的井，壓井液性能對完井作業及后期生產的井完整性影響明顯。前期作業實踐表明，超深小井眼在超高溫環境中，高密度壓井液性能不穩定導致管柱阻卡，封隔器膠筒與油層套管之間的密封性也會因井筒固相沉降而變差，油氣生產期間封隔器失效風險增大。耐高溫高密度無固相壓井液穩定性好，可避免小井眼中管柱阻卡，消除完井封隔器的失效隱患。雙魚石構造已有1口井使用耐高溫高密度無固相壓井液進行完井投產作業，管柱無阻卡，封隔器密封性能良好。

4. 小結

從保證井屏障長期完整性的角度出發，優化形成滿足雙魚石構造超深超高壓含硫氣井不同需求的完井管柱：不產水或短期試采的井，可采用抗硫碳鋼油管、井下安全閥、化學劑注入閥、完井封隔器組成的完井管柱，并配合使用緩蝕劑；對于產水或長期生產不動管柱的井，采用耐蝕合金油管、井下安全閥、完井封隔器組成的完井管柱。抗硫碳鋼油管為?88.9 mm110鋼級，耐蝕合金油管為?88.9 mm125鋼級。兩種完井管柱的井下安全閥工作壓差105 MPa，化學劑注入閥、完井封隔器的工作壓差為70 MPa，材質均為耐蝕合金。

四、認識與建議

(1)完井管柱耐蝕合金材質油管和井下工具的防腐蝕性能最佳，抗硫碳鋼油管在加入緩蝕劑后能滿足酸性環境下的短期試采防腐要求；耐蝕合金油管采用“?88.9 mm 125鋼級油管+?73.0 mm 110鋼級油管”組合，抗硫碳鋼油管采用“?88.9 mm 110鋼級油管+?73.0 mm 110鋼級油管”組合，滿足雙魚石構造超深井完井及生產階段的管柱強度需求。

(2)對長期生產不動管柱的井，采用耐蝕合金油管、完井封隔器、井下安全閥等井屏障組件組成的完井管柱；對于不產水或者短期試采的井，采用抗硫碳鋼油管、井下安全閥、化學劑注入閥、完井封隔器組成的完井管柱。

(3)完井管柱完整性設計，需要考慮井下安全閥、完井壓井液等井下工具和材料性能參數與作業工藝、全過程井況條件的協調性和適應性，避免彼此沖突導致完井管柱系統井屏障失效。

(4)建議使用耐高溫無固相壓井液作為完井壓井液，減少超深小井眼井完井過程中井下復雜，確保完井管柱的長期完整性。