气井环空带压安全状况评价方法研究

石榆帆张 智肖太平周晓昱汪 鹏

（1．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.新疆油田采油一厂，克拉玛依 834000）

气井环空带压安全状况评价方法研究

石榆帆1张 智1肖太平1周晓昱1汪 鹏2

（1．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.新疆油田采油一厂，克拉玛依 834000）

高温高压高含硫化氢天然气井越来越多，环空带压现象逐渐增多。目前国内对环空带压产生的原因、影响因素、补救措施等方面还没有进行深入研究。为此，在国内外油气田持续环空压力现状调研和统计分析的基础上，建立井口允许最大带压值计算模型，并给出相应安全状况的评价方法和评价流程。

持续环空带压；气井；套管；安全

随着石油天然气勘探开发工作不断深入，大量油气井在开发过程中相继出现环空带压的现象。高温高压气井的油管外环空或套管外环空带压引起的问题日益严重。本文在国内外油气田持续环空压力现状调研和统计分析的基础上，进一步对环空带压原因进行研究分析，建立了井口允许最大带压值计算模型，并给出了相应的安全状况的评价方法和评价流程，为制定相应的环空带压的安全管理措施提供依据。其环空带压安全管理结论有助于现场生产，对油气田安全高效开发具有重要的意义，同时也可以作为气井环空带压管理的参考准则。

1 环空带压的原因分析

环空带压产生的主要原因是：由于油管柱、套管串的渗漏，较差的固井质量和后续作业对水泥环的伤害，造成气层的气体渗流到环空中，其压力被传导到了井口，从而在井口环空中产生一定的压力，此现象被称为环空带压。根据井身结构设计中水泥浆返深的差异，气体通过环空水泥环渗流到环空导致的环空带压现象可以分为两种情况，一种是水泥浆返到井口的情况，不存在自由环空段；另一种是水泥浆未返到井口，固井后水泥环上部还滞留有钻井液。温度变化会引起井内流体热胀冷缩（温度效应），同样会导致环空带压。油气开采过程中井筒温度会升高，但升高的幅度受油气产量的影响较大。对于高压高产气井来说，井筒温度升高幅度较大。所有的气井在最初进行开采时都会发生温度效应引起的环空带压现象。长期关井后的突然恢复正常生产，或者开采过程中的突然关井，会引起井筒温度发生较大的波动，从而导致环空带压值发生比较明显的变化。同时，关井前后的压力差引起环空管柱的鼓胀效应也会导致环空带压。

2 带压气井安全管理研究

根 据 API R P90 （Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells）标准，计算最大允许环空带压值。允许的最大环空压力值是根据管柱强度的最小值 （比如套管/油管的抗内压和抗挤强度）和套管鞋所在的地层应力计算出来的。由于环空带压安全风险较大，有必要设立一个上限值，一旦超出该限度，就必须采取相应的补救措施，甚至弃井。一般情况下，需要对每口高压气井开展井口环空带压安全评价。井口允许最大带压值是针对某一特定环空的最大允许工作压力值，反映环空能够承受的压力级别。其计算方法为：对于油套环空（A环空），取生产套管抗内压强度的50%、技术套管抗内压强度的80%和油管抗外挤强度的75%三者之间的最小值，即：

式中：MAWOP—井口允许最大带压值，MPa；Pbcur—待评价环空套管考虑腐蚀、磨损后的抗内压强度，MPa；Pcout—上一层（外面）套管考虑腐蚀、磨损后的抗挤强度，MPa；Pcin—下一层（里面）套管考虑腐蚀、磨损后的抗挤强度，MPa。

如果环空带压值大于上述计算值，说明存在安全风险，需采取治理措施。假设不考虑温度效应和井下作业所施加的环空套压等因素的影响，此时A环空带压仅仅受到地层流体窜流的影响，其环空带压风险评价流程见图1，其他环空带压风险评价见图2。

图1 A环空带压风险评价流程

3 实例计算

某井一开 Ф660.4mm井眼下入 Ф508mm J55（壁厚12.7mm）表层套管至井深91m，水泥返至地面 ； 二 开 Ф406.4mm井 眼 下 入 Ф339.73mm VM125HC（壁厚13.06mm）技术套管至井深1853m，水泥返至地面；三开Ф308mm井眼下入Ф244.5mm P110（壁厚11.99mm）技术套管至井深2 478m固井，水泥上返1 700m；四开Ф215.9mm井眼的井深2 850m，下入 Ф139.70mm VM125HC （壁厚10.54 mm）油层套管至井深2 848m，水泥返高1 497m。根据上述条件，利用上述模型可以计算出各个还空最大允许的带压值，其中油层套管和油管之间环空（以下简称：A环空）的最大允许带压值见表1。

图3给出了油层套管和技术套管之间环空的带压值变化情况。2008年1月到2011年5月期间，A环空的最大环空带压值为32MPa，油层套管和技术套管之间环空的最大带压值为31MPa，井口温度最高为30℃。结合表1和图3可知，该井A环空的最大允许环空带压值为53.65MPa，而A环空实测压力小于最大允许环空带压值 （31MPa），说明A环空处于安全状态，可以正常开采，但需要加强现场监测。

图2 其他环空带压风险评价流程

表1 A环空最大允许带压值计算表

图3 油层套管和技术套管之间环空的带压值变化情况

4 结 论

（1）诱发环空带压的因素较多并且复杂，包括：油管柱和套管串的渗漏或较差的固井质量导致气体窜至环空、因产量波动而诱发的环空热膨胀效应、井下作业诱发的环空鼓胀效应等。

（2）在油套管腐蚀、磨损的基础上，结合油套管强度的衰减状况，给出了环空允许带压值计算方法，并开展了实例计算。结合现场实时监测数据，给出了环空带压气井安全状况的评价方法。

（3）现场环空带压的实时监测至关重要，优化采气井的配置和提升油田信息化工作，能进一步加强环空带压井的实时监测和诊断，做到提前预警，届时可以视情况开展泄压/压力恢复治理措施。

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Research of Evaluation Method of Safety Condition of SCP in Gas Well

SHI Yufan1ZHANG Zhi1XIAO Taiping1ZHOU Xiaoyu1WANG Peng2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500；2.Xinjiang Oilfield No.1 Production Plant，Karamay 834000)

With the development of natural gas industry,more and more HPHT and high hydrogen sulfide-bearing well have been built.About 25%of wells of the global turn up SCP more or less.An increasing number of air pressure phenomena exiting in the annulus between tubing and casing,as well as casing and technical casing,have been an important problem that impact production safety.It has been realized that SCP of the gas well in high pressure may lead to huge damage,but the reason,effect factor and measures of remediation about SCP have never been put in depth study interiorly.Therefore,a model of SCP has been built,and at the same time corresponding safety situation evaluation method and process has been provided,based on a present situation investigation and statistic analysis about SCP in field at home and abroad.Thus,it can provide basis for formulating the corresponding measures of safety management for SCP.

SCP；gas well；casing；safety

TE32+9

A

1673-1980（2012）01-0097-03

2011-10-18

国家自然科学基金项目（50904050）；四川省科技厅应用基础计划项目（2011JY0106）；博士后科学基金项目（20110490810）

石榆帆（1982-），男，四川南部人，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气井工程。