磨溪區塊龍王廟組氣藏生產階段井完整性管理實踐

張 坤，陳學忠，莫 林，李瑞嘉

(1中國石油西南油氣田公司川中油氣礦 2中國石油西南油氣田公司天然氣研究院)

2012年9月，磨溪8井在龍王廟組鉆獲高產工業氣流，揭開了安岳氣田磨溪區塊寒武系龍王廟組氣藏勘探開發序幕。氣藏埋深超過4 500 m，中部溫度140.0℃～144.9℃，地層壓力72.05～76.37 MPa，H2S含量0.44%～0.68%，CO2含量1.78%～2.37%，井均產氣約70×104m3/d，氣藏具有深層、高溫、高壓、含酸性介質和高產等特點[1]。同時，氣藏試采初期生產井出現了井口抬升、環空異常帶壓和井口設備腐蝕泄漏等問題。為此，井完整性相關的技術和管理方面的研究與探索就此展開。

一、井完整性難點

1.井口普遍存在抬升現象

氣藏投產后，在井筒溫度升高的影響下，55口生產井中有36口井監測到井口設備不同程度的抬高現象，生產井平均抬升4 mm，單井最大抬升48 mm。井抬升過程中各層套管存在上頂力，套管懸掛器頂絲和井口設備連接螺栓存在失效的風險。套管膨脹伸長和縮短，固井水泥環存在破壞失效的風險，井口抬升導致與井口設備連接地面流程局部破壞[2]。

2.環空普遍存在異常壓力現象

55口生產井中A環空異常壓力井8口，約占15%；B環空異常壓力井47口，約占85%；C環空異常壓力井40口，約占73%。相比于環壓異常壓力問題突出的墨西哥灣某油氣田[3]和塔里木油田迪那氣田，磨溪龍王廟組氣藏B、C環空異常壓力現象更為普遍。環空異常壓力可能導致油套管和工具超壓擠毀失效，進而出現天然氣非控制泄漏，造成巨大的安全事故和環境影響。

3.井口設備泄漏現象

氣藏開發初期4口探井井口設備的材料級別為EE級，完井后多次發生天然氣外漏現象，主要表現為井口閥門閥桿密封件損壞泄漏、尾桿腐蝕泄漏和法蘭連接處泄漏。此外材料級別為FF-NL級的井口設備也檢測到6只閥門存在腐蝕內漏現象，井口設備腐蝕泄漏成為氣藏快速安全開發的制約因素。

二、井完整性管理流程

參考國外油氣田相關推薦做法[4-5]，通過井完整性管理實踐探索，建立了一套貫穿氣井運營生命周期的井完整性管理流程。該流程以井監測、檢測和測試等方式取得的井完整性信息為基礎，對氣井開展井完整性評價和風險評估，并依據評估結果制定合理的技術和管理措施，從而實現井安全生產的目標。其中已開展的井監測工作包括井抬升監測、設備結構完整性監測、環壓監測、腐蝕監測和固井質量檢測等；井屏障測試包括井口閥門測試、井下安全閥測試和環壓診斷測試等。

三、井完整性評價

1.井屏障

與地層產出流體接觸，直接阻止氣藏流體無控制向外層空間流動的隔阻件為第一級井屏障，第一級井屏障主要包括地層+封隔器以下的油層套管及固井水泥環+完井封隔器+井下安全閥以下的油管+井下安全閥；第一井屏障失效后，能阻止地層流體無控制向外層空間流動的隔阻件為第二級井屏障，第二級井屏障主要包括封隔器以上的油層套管及管外固井水泥環+油管四通+套管懸掛副密封+油管懸掛主密封+采氣井口1、2、3號閥。

2.井完整性分級

結合井監測和測試成果開展井完整性評價，并對氣井實行分級管理。評價結果如表1所示。

表1 井完整性分級統計

3.井風險評估

依據前述風險評估方式，對井完整性分級為橙色風險等級的10口井開展風險識別并建立風險評估矩陣，根據后果和發生可能性的綜合影響對風險進行評級。結果9口井為中風險，1口井低風險。以此對9口中風險井制定了最低合理可行的風險消減控制措施，確保了井作業和生產安全。

四、井完整性管理技術和效果

1.井抬升風險分析和管控

井抬升的主因是套管在受熱條件下產生線膨脹，形成套管軸向伸長。當套管受井口設備約束限制或受到水泥膠結作用導致套管不能自由伸長時，應力重新分布并在軸向產生作用力。當產生軸向作用力大于套管重力、水泥膠結作用力和井口重量等外載荷時，套管將舉升井口設備，出現井抬升現象[6]。為確保了氣井結構完整性采取的管理舉措。

(1)生產井投產前安裝井抬升監控標尺和遠程監測裝置，實現了井站、調控中心和辦公網絡遠程實時監測和預警。監測井口標高同時記錄井口溫度，結果表明井溫變化是井抬升變化的主要影響因素。

(2)井口設備支撐采用高度可調式結構性支撐，降低了井抬升對設備產生的局部應力影響。

(3)采用多管柱熱應力模型預測井抬升數值，如圖1所示，并采用有限元數值模進行計算分析，結果表明所有生產井井抬升安全可控[7]。

圖1 MX8井不同產量下井口抬升值預測

(4)對于井抬升較大的氣井采取控產穩產措施，適當降低產氣量可以明顯降低井抬升量，如圖2所示，而保持氣井產量平穩降低了因應力變化致井口部件疲勞失效的風險。

圖2 MX8井不同產量下井口抬升值

2.環壓管理

(1)壓力監測和控制。參考ISO16530-2、API RP 90等標準并采用安全系數法計算環空最大允許壓力，以此建立單井環空壓力控制圖版并在現場推廣應用，如圖3～圖5所示。同時所有井建設了完善的A、B、C環壓遠程實時監測系統和泄壓流程，實現了井站、調控中心和公司生產技術部門環壓逐級監測、預警和控制。

圖3 A環空壓力控制圖示例

圖4 B環空壓力控制圖示例

圖5 C環空壓力控制圖示例

(2)環空壓力源識別和診斷測試。周期性開展環空氣組分分析和同位素分析。通過環空泄壓方式開展氣體流動狀態取樣，提高了環空氣分析的準確性。結果表明8口井A環空氣體來源為龍王廟組產層氣，47口井B環空氣體來源為嘉陵江組、須家河組等淺層氣，40口井C環空氣體來源為須家河組、大安寨組等淺層油氣。A環空氣體測得的硫化氫含量遠低于產層氣硫化氫含量，表明環空保護液對生產套管有明顯的保護作用。

氣組分和同位素分析明確了環空異常壓力的氣體來源，同時開展了環壓泄放和恢復診斷測試，可判斷氣源能量和井下泄漏程度。這對井筒風險分析和管理方針制定具有重要參考意義。

(3)環空液面測試。使用高壓氣體回聲儀對A環空液面進行檢測，結果表明部分井環空液面已明顯下降，環空保護液存在漏失現象。生產套管是井屏障中的關鍵部件，以CT系列緩蝕劑為主的環空保護液是井筒有效的水力屏障，經過室內驗證的環空保護液可明顯降低含硫氣泄漏對套管的腐蝕，達到保護生產套管的目的[8]。

(4)固井水泥屏障檢測。采用聲波和變密度測井技術，對投運3年的8口生產井開展生產套管固井質量檢測。與鉆井階段檢測數據對比，生產套管回接段(井深0～3 200 m)的固井質量平均合格率從98.5%下降至49.8%。井下施工作業和生產過程中溫度和受力狀態變化導致水泥環損傷，淺層油氣通過受損的水泥環上竄至井口形成環空壓力[9]。生產套管回接段固井質量大幅降低導致固井水泥屏障退化是B環空出現異常壓力的重要原因。

環空異常壓力是國內外氣田普遍存在的井完整性管理技術難題，通過以上科學的環壓管理手段能夠有效保證氣井的長期完整性。

3.井腐蝕監測

(1)井口設備腐蝕監測。生產過程中部分井口閥門出現內漏現象，通過對不同使用年限的7只FF-NL級井口閥門進行腐蝕檢測，檢測結果為部分閥門閥板涂層脫落導致閥門內漏。3只HH-NL級井口閥門檢測結果無明顯腐蝕，能適應氣藏的工作環境要求。此外，井口在線超聲檢測結果表明設備無明顯減薄和異常。

(2)油管腐蝕監測。取出3口井服役29～32個月的BG95SS碳鋼油管開展腐蝕檢測，總體腐蝕速率為0.004 mm/a，屬于輕度腐蝕，油管化學成分、金相組織、力學性能和硬度均符合相關標準要求。但BG95SS油管局部管段最大腐蝕速率達0.086 mm/a，為中度腐蝕。

(3)套管腐蝕監測。采用MIT60多臂井徑儀和MID-K電磁探傷測井儀進行檢測，生產套管整體腐蝕不明顯，但局部管段存在輕、中度腐蝕，同時檢測到生產套管存在局部輕度和中度變形損傷。根據壁厚檢測情況，理論計算抗內壓強度降低約6%～12%。套管腐蝕監測結果對氣井生產階段環空最大允許壓力計算有重要指導作用。

4.井屏障測試與維護

(1)功能測試。所有生產井周期性開展安全系統功能測試，包括井下安全閥和地面翼安全閥開關測試，檢查系統和組件是否正常運行，測試表明所有井下安全閥和地面翼安全閥開啟與關閉正常。

(2)泄漏測試。利用井內壓力對所有生產井井口設備和井下安全閥進行泄漏測試，確認井口設備和井下安全閥密封系統的完整性。檢測到兩口井井下安全閥泄漏輕微超過標準值，而所有井井口主控閥均能有效關閉、無內漏。

(3)井屏障維護。氣藏最早投入試采的8口氣井井完整性風險等級為橙色，通過修井對主要井屏障進行維護，將FF-NL級采氣井口設備更換為HH-NL級設備，增加井下安全閥并完善完井封隔器，7口井井完整性橙色風險等級轉為綠色風險等級。

五、結論

通過龍王廟組氣藏井完整性管理實踐，逐漸形成了以井抬升風險分析和管控、環壓管理技術、井腐蝕監測、井完整性評價和井屏障測試及維護為主的井完整性管理方法和配套技術，保障氣井安全穩定生產，其管理模式為類似氣藏井完整管理提供范例。