高壓氣井突發環空壓力異常應對措施

2020-03-09 13:42:54何銀達吳云才吳鎮江何川江

鉆采工藝 2020年5期

胡超, 何銀達, 吳云才, 吳鎮江, 趙鵬, 何川江

(中石油塔里木油田分公司迪那油氣開發部)

伴隨著鉆、完井技術的不斷進步，越來越多的超深高溫高壓氣井得到投入開發，在開發過程中，持續環間帶壓(SCP)為高壓氣井常見現象，受到作業難度和費用等因素的影響，越來越多完整性異常井處于監控生產狀態。目前也引進了國外井完整性管理方式，規范了生產井屏障劃分以及異常井壓力測試和診斷技術，部分單井由于受到開、關井等壓力激動影響，加之本身油管、套管存在一定的缺陷，造成環空壓力異常升高，甚至超過其最大允許壓力，若該情況得不到有效控制，則很有可能引發天然氣竄漏至地面,導致井口失控的災難性事故。

一、基本概況

D2-22井是迪那凝析氣田的一口開發井，于2009年6月6日完鉆，完鉆井深為5 242 m，投產井段4 894.5～5209.0 m(126.5 m/20段)。一開后套管頭?508 mm×?339.7 mm-35 MPa，二開后套管頭?339.7 mm×?244.5 mm-70 MPa，三開后套管頭?244.5 mm×?177.8 mm-105 MPa，油管頭?177.8 mm-105 MPa。

D2-22井原始地層壓力105.89 MPa，壓力系數2.2，溫度136.27℃，為異常高壓凝析氣藏； 2009年9月17日投產，配產50×104m3/d，油壓85 MPa。2010年上調產量至80×104m3/d后，油壓呈現波動下降情況，油嘴檢修時發現籠套中有地層砂卡阻，生產期間各級環空呈現熱致環空帶壓特征，但基本穩定。

2015年4月，生產時油壓46 MPa，日產氣21×104m3，日產凝析油18 t，A環空12 MPa，B環空8 MPa，C環空13 MPa。關井時，井口油壓71 MPa，地層壓力88 MPa。

2015年4月18日14∶55關井檢修，發現A、B、C環空壓力均快速上漲， A環空最高漲至67.5 MPa，B環空最高漲至49.46 MPa，C環空最高漲至58.35 MPa，進行環空放壓，B、C環空放出物均為可燃天然氣。突發壓力變化情況見圖1。

二、突發情況的安全風險分析

根據APIRP90-2和ISO 16530-2計算的B、C環空最大允許壓力，各級環空推薦范圍分別是:B環空56 MPa、C環空28 MPa。各級環空壓力均超過了套管的承壓范圍，C環空壓力超過了?339.7 mm套管抗內壓額定值，達到套管頭承壓的82%，存在較大的井口安全隱患：①井口套管頭密封失效，造成天然氣泄漏；②套管破裂，氣體竄漏至地層、泄漏至地面，造成災難性事故。

為了確保井口安全，現場立即組織開井，通過降低油壓的方式來降低其它環空的壓力，若井口壓力下降幅度小，可以將高壓氣井生產翼、放噴翼同時打開，進一步降低井口壓力。開井后油壓、A、B、C環空壓力均下降至40 MPa以下，井口風險得到緩解。推薦控制范圍與開井后壓力情況對比見表1。現場24 h派人值守以防止關井。

圖1 D2-22井A、B、C環空壓力與油壓變化曲線圖

表1 推薦控制參數與開井后壓力對比

三、環空帶壓診斷及評估

1. 環空放壓測試取樣

對B、C環空放壓，放出可燃氣體，放壓后壓力很快上漲，氣樣組分化驗結果與處理廠外輸首站天然氣組分結果一致，證實環空壓力來源為產層天然氣。

2. 套管頭情況排查

分別對?177.8 mm、?244.5 mm、?339.7 mm套管主副密封采用卸開試壓堵頭判斷密封性能，其套管主副密封密封有效。

3. 環空分析及測試

3.1 環空壓力來源分析[1]

各級環空屏障示意圖及泄漏通道見圖2。

圖2 D2-22井各級環空泄漏通道示意圖

(1)A環空滲漏通道分析。油壓和A環空壓力重合，壓力變化相關性強，油套竄通。①流體從油管向A環空滲漏(可能性較大)。入井油管及工具均通過絲扣連接，連接部位多達1 000多處，出現絲扣泄漏的可能較大；在山前高壓氣井A環空出現壓力異常原因中因油管絲扣泄漏問題導致占50%以上。 ②流體從封隔器向A環空滲漏(存在可能性);封隔器出現密封失效，導致天然氣從封隔器竄至A環空；封隔器失封導致天然氣滲漏幾率很低;③流體從B環空向A環空滲漏(B環空壓力較低，不存在可能性);④生產套管井口密封元件滲漏到A環空(已經排查，不存在可能性) ;⑤油管掛及密封元件滲漏到A環空(多道密封，可能性較小)。

(2)B環空滲漏通道分析。B環空放出可燃氣體，壓力與A環空相關性不強，壓力來源不明。⑥生產套管井口密封元件滲漏到B環空,已做排查(不存在可能性)；⑦內層技術套管井口密封元件滲漏到B環空,已做排查(不存在可能性)；⑧流體從A環空向B環空滲漏(可能性較大) 。A環空帶壓較高；生產套管通過絲扣連接，連接部位多，出現絲扣泄露的可能較大；⑨流體從C環空向B環空滲漏(存在可能性)。C環空壓力較高，但B、C環空壓力相關性不強；內層技術套管通過絲扣連接，連接部位多，出現絲扣泄漏的可能較大；流體從套管環空滲漏進入B環空，?177.78 mm套管固井質量較好(可能性較小)。

(3)C環空滲漏通道分析。C環空放出天然氣，壓力與B環空相關性不強，壓力來源不明。內層技術套管井口密封元件滲漏到C環空(已做排查，不存在可能性) ；外層技術套管井口密封元件滲漏到C環空(已做排查，不存在可能性) ；流體從B環空向C環空滲漏(可能性較大) 。B環空帶壓較C環空壓力低，但存在內層技術套管漏點較深，B環空壓力沒有反映到井口的可能；內層技術套管通過絲扣連接，連接部位多，出現絲扣泄漏的可能較大；流體從D環空向C環空滲漏(D環空壓力較低，不存在可能性)；流體從套管環空滲漏進入C環空,存在淺層氣滲入可能(存在可能性較小) 。周邊井環空帶壓情況普遍，存在淺層氣滲入可能；?244.47 mm套管固井質量較好，淺層氣滲入可能較小。

(4)D環空滲漏通道分析。D環空放出可燃氣體，壓力放到0后沒有上漲，氣體來源不明。外層技術套管井口密封元件滲漏到D環空(已做排查，不存在可能性)；流體從C環空向D環空滲漏(存在可能性)。C環空帶壓較高，且最高帶壓值58.35 MPa，超過外層套管抗內壓強度值(58 MPa)，滲入D環空可能性較大；外層技術套管通過絲扣連接，連接部位多，出現絲扣泄漏的可能較大；流體從套管環空滲漏進入D環空(可能性較小)。周邊井環空帶壓情況普遍，存在淺層氣滲入可能；?339.72 mm套管固井質量較差，存在淺層氣滲入可能。

3.2 環空壓力測試

(1)補液測試。對A環空直接補1.4 g/cm3有機鹽。補壓前：油壓37.8 MPa，A環空壓力38.5 MPa，B環空30.1 MPa，C環空38.5 MPa。

補壓后：油壓32.74 MPa，A環空壓力0 MPa，B環空19.47 MPa，C環空22.97 MPa，補入42 m3后油壓開始明顯下降，取樣口發現綠色液體，與補入的環空保護液一致，確認有機鹽進入油管內；預計漏點深度在4 000 m左右，且漏點較大(實際在4 272 m左右油管斷裂)。

(2)壓井測試，判斷是否可以安全關井。先后對A環空反擠清水75 m3，對油管正擠清水35 m3，待油套穩定，對油管正擠地層水15 m3，對A環空反擠地層水55 m3，最后油套合注地層水10 m3。

補壓前：油壓45.1 MPa， A環空45.0 MPa，B環空26.6 MPa，C環空39.5 MPa。

停泵后：油壓34.6 MPa， A環空32.4 MPa，B環空26.2 MPa，C環空37.8 MPa。

(3)測試結果。B環空在壓井過程壓力變化不大，B環空壓力源較小或不暢通。 C環空在壓井過程中放出壓井液體，證實A環空與C環空溝通性良好。

(4)D2-22井各壓力來源分析。對于A環空，壓力與油壓基本一致，且通過環空補壓后，井口取樣發現環空保護液，判斷：油套連通，第一井屏障失效。

B環空壓力同A環空有較好的相關性，且無法卸掉，判斷：存在壓力來源，通道較小及不暢通，第二井屏障退化。

通過擠壓井的方式可以實現安全關井。

四、控制壓井施工

D2-22開井以后井口壓力得到降低，但井口仍然存在一定的生產風險，一旦發生意外關井，井口壓力將再一次升高，以往部分隱患井通過地面持續放噴監控，一來會造成大量的天然氣資源浪費，另一方面與現有的環保法相違背，因此，采用壓回法壓井的方式來讓單井實現安全關井，即先通過泵車大排量向套管擠壓井，再向油管內進行擠壓井，后再次向套管內擠壓井，將天然氣壓回地層，實現安全關井。根據氣侵的時間，重復組織壓井施工，直到修井機準備就緒。

第一次壓井施工：對A環空擠1.4 g/cm3有機鹽50 m3，后對油管內擠清水45 m3；排量0.8～1.0 m3/min，最高泵壓63 MPa。安全關井5 d后，井口壓力恢復至關井前壓力。

壓井前：生產油壓40.3 MPa， A環空40.3 MPa，B環空26.4 MPa，C環空37.1 MPa。

壓井后：關井油壓39 MPa， A環空34.9 MPa，B環空23.1 MPa ，C環空36.5 MPa。