油套窜通高压气井安全生产措施

宋晓俊　黄钟新　任　亮　张利红

（中国石油塔里木油田分公司，新疆　库尔勒　841000）



油套窜通高压气井安全生产措施

宋晓俊黄钟新任亮张利红

（中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000）

摘要在高压、高温油气井的生产阶段，环空异常持续带压将直接影响到气井和现场作业人员的安全，其中以油套窜通的类型最为严重。针对克深气田12口油套窜通高压气井的生产现状，分析了油套窜通给安全生产带来的突出问题，结合油套窜通高压气井所表现出的环空压力异常现象，根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的关系对这类井进行分类分级管理，提出了安全生产的思路和具体措施。

关键词环空持续带压油套窜通高温高压气井环空最大许可压力分级管理安全生产

修订回稿日期：2015－10－09

0　引言

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，气井环空异常持续带压后会严重影响气井的正常配产，降低采收率，对气田后续开发生产管理造成不利影响［1］。异常环空持续带压气井里面，尤其以油套窜通（即生产油管与生产套管之间窜通）的高压气井的问题最为突出，由于其油套连通性好，A环空（即生产油管与生产套管之间的环形空间）压力对油压波动灵敏，导致这类井常常面临两难境地：开井生产会增加压力监测与井口放压的成本；关井又害怕套压超过其管柱承受的极限压力，可能导致整口井报废，甚至引发天然气窜漏至地层、泄漏至井口等无法控制的灾难性事故［2］。

然而要彻底解决油套窜通高压气井存在的隐患，不管是通过修井修复油套窜通，还是彻底封闭井组，所花费的费用都相当巨大［3］。因此必须从环保、安全和经济的角度出发，对油套窜通高压气井在生产过程中存在的突出问题进行全面分析，笔者以塔里木油田克深气田为例，通过对其油套窜通高压气井现状和生产过程中存在的突出问题进行全面分析，提出安全生产的思路及措施，以降低修井或者导致井报废的可能性。

1　克深气田油套窜通高压气井的现状

克深气田是中国石油塔里木油田的主力气田之一，该气田气井存在“三高”（即高压、高温、高产）的特点，地层压力为120 MPa，井口关井压力为90 MPa左右，井口温度最高可达100℃，平均单井气产量50×104m3／d。单井井口采用井口液压控制盘控制井下安全阀和井口液动阀门来实现对井口的安全控制，同时井口安装有两级节流装置，通常采用一级固定油嘴加二级可调油嘴的方式，采气树放喷翼水平设置放喷管线一条，采用一级手动节流阀，控制放喷流量，提升投产前的井口温度，单井生产工艺流程为：单井井口来气经过两级节流后进入采气支线，各采气支线汇入集气干线输往处理厂进行处理，井口流程见图1。采气井口地面控制系统集成了目前国际上最先进的天然气井场控制系统技术，该系统可以实时显示、监测井场各种工艺过程、运行参数，在不正常或危险情况发生时及时报警。

图1　克深气田标准井口流程图

克深气田自投产以来，先后有40口气井投入生产，其中有18口气井在投产不久后都出现了不同程度的环空异常起压的现象，根据这些井在钻井阶段、固井阶段时的情况，结合投产后井油套压在环空泄压、开关井、调产等不同状态下的压力时间升降曲线，判断有12口井为油套窜通，占总井数的30%，其窜通的通道可能为以下类型中的一种或者几种组合：生产油管存在漏点或生产油管丝扣处微渗；生产油管挂渗漏；生产套管破损；井下封隔器密封失效；采气树密封件、套管头连接部位出现漏失［4］。

中国石油塔里木油田公司根据API RP90和NORSOK D010标准，通过油管头、生产套管和油管的强度校核以及封隔器工作压差校核分别计算出环空在生产、放喷、关井状态下最大／小允许带压值。

在正常生产过程中，可以现场根据油、套环空介质、井温变化等控制油套窜通高压气井的油套压差既不高于井下工具中实际工作压差的最小值，又不高于油套管抗内压和抗外挤强度中的最小值，例如实施放大井口压差生产，通过降低油压继而降低A环空压力，将A环空压力控制在一个合理、安全的范围内生产。

2　生产过程中存在的问题

油套窜通高压气井要尽量避免发生意外关井，因为油套窜通高压气井的A环空最大允许带压值往往要小于井口关井压力，一旦发生关井的情况，且短时间内无法开井，则A环空压力可能会随着油压升高而升高，直至与油压相等，继而带来导致发生套管超压破裂、天然气窜漏至地层的风险。克深气田尽管采用较为先进和安全的工艺、控制系统，但是难以避免会发生一些意外情况导致气井自动关断，例如：①生产管线发生冻堵或者一、二级油嘴损坏失去节流作用导致二级节流后的压力超过最大生产压力（SOL），自动关井；②由于施工质量缺陷、或者后期介质腐蚀导致管线刺漏、爆管导致二级节流后压降速率超过最大允许值，且持续下降，二级节流后压力低于正常工作压力（SOC），自动关井；③由于产品质量导致井口采气树仪表、阀门大面积刺漏而关井；④其他情况：人员误操作、ESD误动作、UPS系统故障等导致关井。克深气田自投产以来，已经发生过至少10起由于意外情况导致部分油套窜通高压气井紧急关井的事件，见表1。

表1　克深气田油套窜通高压气井意外关井统计表

油套窜通高压气井发生意外关井后，使生产单位面临以下突出问题：①油套窜通高压气井分布散，距离值班点较远，操作人员短时间内无法及时赶至井口进行应急处理；②单井平均应急操作时间长，而生产单位人力资源有限，当几口井同时需要处理时，现场人员无法兼顾，有可能造成井口事故；③若意外情况无法在短时间内处理完毕，高压气井无论处于什么状态，都需要操作人员24小时现场监守，使劳动强度增大，无法兼顾其他气井的生产工作；④目前放喷点火普遍采用人工点火，部分油套窜通高压气井井流物含液量大，易将火扑灭，造成放喷点火困难，使点火过程中存在安全风险；⑤放喷管线采用一级手动节流控制，易发生冻堵，使操作困难。

3　思路及措施

3.1分类管理

通过对国内高压气井异常环空压力现象、形成机理、处理方法的调研，结合克深气田油套窜通高压气井在生产阶段所表现出的环空压力异常现象，中国石油塔里木油田公司对克深气田油套窜通高压气井进行分类分级管理，根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的关系进行分类管理，大致可以分为3类。

1）低风险井。地层能量不足，产量较低（小于10×104m3／d），关井井口压力与开井井口压力压差大，即关井压力高于A环空最大允许带压值，开井后井口压力下降迅速，远低于A环空最大允许带压值。

2）中风险井。产量较高（大于10×104m3／d），油套连通性一般（关井后，A环空压力随油压升高缓慢），关井井口压力较低（低于A环空最大允许带压值）。

3）高风险井。产量高（大于10×104m3／d），油套连通性好（关井后，A环空压力随油压升高明显），关井井口压力高（高于A环空最大允许带压值）。

油套窜通高压气井风险级别评价流程见图2。

图2　油套窜通高压气井风险级别评价流程图

3.2安全生产思路及措施

针对油套窜通高压气井在生产过程中存在的问题，并从安全、环保、经济的角度出发，避免发生高昂的修井费用，同时减少天然气放空，分别对3类井给出以下思路及措施。

对于第一类井，其开采价值较低，安全风险较大，可以采取半压井关井措施，将一定密度的有机盐挤入油管，在有机盐下部填充油气隔断材料，压井后密切观察油压及各环空压力，等到气田开采后期，地层压力会下降，当井口关井压力低于A环空最大允许带压值时，这口井的安全隐患就解除了。该措施优点是压井作业施工简单、花费小［5］。

对于第二类井，有一定的开采价值，由于其关井井口压力一般不会超过A环空最大允许压力，可正常生产，加密监控，当压力有上升趋势时，可采取放大压差生产和环空放压措施，并做好相应的应急预案，当井口发生异常情况，有充足时间到现场进行处理，关井时应立即组织放喷，待处理完异常情况后可继续监控生产［6］。

对于第三类井，由于其关井井口压力超过A环空最大允许压力，风险较高，正常生产时可采取合适的放大压差生产，使井口压力和A环空压力保持在留有安全裕度的范围内，同时在地面生产装置工艺设计时可根据具体情况考虑以下措施中的一种。

1）在井口设计两套互为备用的生产系统。其中一套生产系统为常规的集输工艺，由生产管线将介质输送至中央处理厂进行净化处理；另一套生产系统可以是一条相对独立、不受常规生产系统影响的备用集输管线（图3），或者是现场放置一套备用的撬装化CNG压缩回收装置，若常规集输工艺出现意外情况不能使用，可设置自动化系统，以自动或者手动方式接入另一套生产系统，以保证井口处于开井状态，待异常处理完毕后导入正常流程。

图3　备用生产管线流程图

2）将井口的放喷流程设计为自动／手动放喷系统。将井口生产翼、放喷翼阀门控制及放喷点火系统接入RTU，在气井发生任何异常需要关井时，设置自动化系统，可自动或者手动启动放喷系统，导通井口流程，避免发生关井，将A环空压力控制在安全压力范围内（图4）。

图4　自动放喷点火流程图

3）在井口增加一条备用的放喷管线。除了正常配备的放喷翼放喷管线，可在井口测试阀门处接一条备用的放喷管线，当生产管线、放喷管线都出现异常时，可使用备用的放喷管线，保证井口处于开井状态（图5）。

图5　备用放喷管线流程图

4　结论

高压气井一旦发生油套窜通的情况将严重影响气井的安全生产，生产单位必须从环保、安全和经济的角度出发，结合其表现出的环空压力异常现象以及自身根据其产量、油套连通性、关井井口压力及环空最大许可工作压力的情况对油套窜通高压气井进行分类管理，根据不同的类别制定出针对性的预防措施，以保证高压气井高效、安全开发［7］。

参考文献

［1］石榆帆，张智，肖太平，等.气井环空带压安全状况评价方法研究［J］.重庆科技学院学报：自然科学版，2012，14（1）：97-99.

［2］赵鹏.塔里木高压气井异常环空压力及安全生产方法研究［D］.西安：西安石油大学，2012.

［3］何银达，罗超，周忠明，等.常高压高产气井修井工艺技术在KL203井的应用［J］.油气井测试，2008，17（1）：18.

［4］熊昕东，龙刚，熊晓东，等.高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势［J］.天然气技术与经济，2011，5（2）：57-59.

［5］江源，唐庚，覃芳，等.气井带压作业风险因素分析及对策［J］.天然气技术与经济，2013，7（6）：29-31.

［6］齐秦忠.气井环空带压的原因分析及解决措施浅析［C］//中国石油学会石油工程专业委员会.2008年固井技术研讨会论文集.北京：石油工业出版社，2008.

［7］王治国，盛杰.环空带压原因及目前解决措施［J］.中国化工贸易，2011，3（7）：9-10.

（编辑：李臻）

2.4威胁

1）页岩气开采的环保监管力度不断加强。页岩气在勘探开发过程中面临着环境风险，包括：①页岩气开采耗水量很大，几倍于传统天然气开采。②页岩气开采要用水力压裂技术，压裂液添加多种化学物质，这些化学物质的安全性，以及是否会渗透到地下水都是不容忽视的问题［6］；另外，化学物质也存在泄漏到地表水的危险，有可能造成地表水和地下水的污染。③大气污染。页岩气开采中的压裂液由沙子和水混合制成，沙子压入页岩层中置换出其中的气体。施工过程中，如果井壁不够坚固，气体和沙粒也可能扩散到空气中造成污染。④甲烷的散逸排放也是潜在的污染源。页岩气的主要成分是甲烷，甲烷是比二氧化碳更强的温室气体，一旦泄漏将引起连锁污染。页岩气开采可能带来的环境隐患，亟需通过加强立法监管来避免。我国目前逐步建立健全了环境影响评价管理制度，相继设立了页岩气环境综合监管机构。四川也加大了环保监管力度，这将在一定程度上增加页岩气的开采成本。

2）天然气价格降低影响页岩气的开发效益。受国际原油价格持续下跌的影响，我国油价也经历了急剧大幅下跌的过程，油价下跌会引起天然气价格降低，我国目前页岩气与天然气实行统一价格标准，页岩气价格降低虽然给用户带来了福利，但直接影响到页岩气开发的效益，进而影响页岩气产业的投资积极性。因此天然气价格的降低也是四川页岩气产业发展的威胁之一。

3）多元化的页岩气投资机制尚未形成。中国的页岩气开发虽然有民间资本参与，但以中国石油、中国石化等国有大型企业占绝对主导地位。民营企业由于其技术和人才相对缺乏，抗风险能力较低，加上目前油价气价较低，页岩气开发处于全行业亏损状态，民营企业投资受到严重制约，多元化的页岩气投资机制尚未形成。

3　SWOT量化分析

基于以上分析，总结出四川页岩气产业发展的关键因素（表2），并请了有关专家对上述因素进行评价并进行打分。打分运用专家意见法，采用五级评分制确定各因素的影响力度，使各因素统一量化控制在区间［0，5］，其中1为特小，2为稍小，3为中等，4为稍大，5为特大。

表2　四川页岩气产业发展关键因素表

采用权重（AHP）层次分析法对各因素进行权重分析。再运用公式：单因素加权平均分=专家评分×因素权重［7］，可以分别计算出优势、劣势、机会和威胁的总得分，具体得分见表3。

表3　SWOT各组因素权重及评分表

由表3可知，四川页岩气产业发展的SWOT因素4个坐标点分别为S'（4.26，0）、O'（0，4.13）、W'（-4.42，0）、T'（0，-4.30），依次连接4个点，可以得到战略四边形的重心坐标G，G（X，Y）＝（0.06，0.029 5），见图1。

根据图1的重心G所处的象限和角度可知，重心G在第一象限，且靠近横轴，说明四川页岩气产业发展的战略定位点为SO战略，为机会实力型战略。

图1　SWOT因素战略四边形图

4　促进四川页岩气产业发展的建议

1）加强资源调查，巩固资源基础。页岩气产业的持续发展，最重要的就是摸清页岩气资源的储量和分布。今后，四川应继续提高对本区域页岩气地质调查评价的水平，并研究制定出页岩气相关的标准及规范，如页岩气储量的分级标准、评审认定规范，以便优选出有利区块，降低商业勘探风险，促进页岩气勘探开发的顺利进行。

2）明确矿权。页岩气的开采存在矿权重叠问题。页岩气是新增独立矿种，相关法律法规不完善，同时页岩气的埋藏较深，较易在同一空间区域的不同深度存在不同的矿权，因此可能出现矿权重叠现象［8］。要发展四川页岩气产业，面临的首要问题之一就是解决矿权重叠问题。我国已经出台了页岩气探矿权设置方案，创新了页岩气资源管理方式，在一定程度上开展了页岩气探矿权出让招标工作。四川应在国家政策指导下根据本地区特点，通过建立专门的页岩气矿权管理制度，形成“以市场方式进入、以市场方式退出”的矿权流转市场。

3）以页岩气为主进行多种资源综合开发。页岩气不是孤立的、简单地以一种资源形式存在于一个地区，既可能有赋存在源岩中的页岩气、页岩油、煤层气，也可能发育从源岩中产生排出富集在适合圈闭中的常规油气藏。所以为了推动页岩气的有效开发，尤其是在初期阶段，四川地区可以因地制宜，考虑常规油气与非常规气相结合，页岩气与致密气、煤层气、页岩油相结合进行综合开发，管网共用，成本共摊，以实现效益互补，逐步推动页岩气的有效开发。

4）立足省内进行技术创新。在页岩气资源开发领域，应立足省内情况，在学习借鉴国外先进开采技术和经验基础上，结合四川储层的实际情况，积极探索更省地、省水、省钱，更环保的开发方法。中国石油川庆钻探工程公司与中国石油西南油气田公司通过开展技术攻关，突破关键技术瓶颈，形成了一套以复合桥塞分段工艺、大规模滑溜水体积压裂技术、低摩阻滑溜水压裂液体系、大型压裂施工配套技术和连续油管钻磨桥塞技术为主体的页岩气水平井分段压裂技术，填补了国内技术空白，现场应用成功率达到100%。因此应继续鼓励省内各企业及科研院所引进吸收国内外先进技术，特别是油气企业应继续加强与西南石油大学、成都理工大学等资源开发类高校的技术合作和人才交流。目前四川页岩气勘查开发装备基本实现国产化，今后公司应继续坚持采用“中国造”页岩气开采装备，以降低开发成本，缩短施工周期，提高页岩气产业开发效率。

5　结束语

四川地区页岩气资源丰富，在目前的政策、经济条件下发展页岩气产业具有较大潜力，有助于缓解国内天然气供需矛盾，优化能源结构，同时也有利于解决就业、环境等社会问题。四川应充分利用此领域的优势，优先进行页岩气勘探开发技术和专业技术服务的研发创新、装备制造、专业化队伍的建设，培养、铸造全国页岩气产业发展的技术和管理标杆，带动四川经济的发展，为全国页岩气产业发展服务。

［1］朱彤，包书景，王烽.四川盆地陆相页岩气形成条件及勘探开发前景［J］.天然气工业，2012，32（9）：16-21.

［2］尹丛彬，叶登胜，段国彬，等.四川盆地页岩气水平井分段压裂技术系列国产化研究及应用［J］.天然气工业，2014，34（4）：67-71.

［3］张徽，周蔚，张杨，等.我国页岩气勘查开发中的环境影响问题研究［J］.环境保护科学，2013（4）：133-135.

［4］王南，刘兴元，杜东，等.美国和加拿大页岩气产业政策借鉴［J］.国际石油经济，2012（9）：69-73.

［5］林文斌，刘滨.北美页岩气政策研究及启示［J］.清华大学学报：自然科学版，2013（4）：437-441.

［6］付斌，李孜孜，段言志，等.我国页岩气勘探开发SWOT分析及政策建议［J］.天然气技术与经济，2012，6（5）：7-9.

［7］李世祥，肖俊.我国页岩气勘探开发战略研究［J］.中国国土资源经济，2014（7）：48-52.

［8］张雪球，姜鑫民.美国页岩气产业发展的做法与经验对我国的启示［J］.中国能源，2013，35（1）：17-19.

（编辑：蒋龙）

作者简介：宋晓俊（1983－），工程师，从事油田工艺安全、采气工程的管理工作。E-mail：273541741@qq.com。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.016

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）01-0054-03