海洋深水高温高压气井环空带压管理

罗 鸣 高德利 李文拓 张 超 杨玉豪 邓文彪

1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室 2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

0 引言

我国南海莺琼盆地油气资源丰富，地质条件复杂，深水、高温、高压、高含CO2的环境使得该区油气藏开发面临钻井难度大、固井质量差等难题[1-5]，进而导致出现环空带压。在高温高压含CO2气井中，环空带压值过大将会影响正常生产，一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故[6]。

国际上比较通用的环空压力计算方法是根据API RP 90-2标准提供的计算模型[7]。但API RP 90-2标准（2016年）仅限于一个压力值，并且没有最小预留压力值，可操作性不强。车争安等[8-11]国内外学者针对油气井的环空带压问题进行了大量研究，并取得了显著的成果。但前人所有环空的最大环空允许压力值都是根据井筒最小强度值计算出来的。如套管/油管的抗内压和抗挤强度，井口承压能力。而深水高温高压井处在特殊的环境，不能像陆上井那样卸掉环空压力。所以需要更全面地考虑油气开采过程中的强度变化，明确合适的环空带压允许值范围。若压力接近或超过允许值，应考虑采取一定的措施。

笔者在综合考虑腐蚀对管柱强度的影响、油压和环空压力变化的影响以及地层压力或井底流压的影响等3个因素的条件下，结合ISO 16530-1:2017[12]和API RP 90-2推荐做法，建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的环空带压控制值计算模型。同时，针对深水高压气井有时需要对环空施加一定备压来保证井下管柱和工具正常工作的情况，建立了环空最小预留压力计算模型，最终确定了深水井合理环空压力范围，形成了一套环空压力管理图版。并以南海陵水A气田某深水气井为例进行了实例计算与分析，得到了该井采用本文计算模型和API RP90推荐做法下，不考虑壁厚减薄情况下和考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值，并形成了相应的各环空压力管理图版。

1 高温高压井环空带压来源及机理

由于油管和套管的漏失、较差的固井质量和后续作业对水泥环的伤害等原因造成气层的气体渗流到环空中，在此过程中产层的压力被传导到了井口，从而在井口环空中产生带压[13-16]。通常较高的环空带压来自内层套管或是油管的泄露。这些泄露可能是因为较差的螺纹连接、腐蚀、热应力裂纹或是套管的机械破裂[17]。实践证明，油套管泄露最有可能引起较大的环空带压，从而严重影响油气井安全。另外，固井质量差形成的微环隙也会为气体运移提供通道，从而引起环空带压[18-19]。根据井身结构设计中水泥浆返深的差异，由于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水泥浆返到井口和水泥浆未返到井口两种情况，水泥浆返到井口时不存在自由环空段；水泥浆未返到井口时，固井后水泥环上部还滞留有钻井液。

2 环空带压临界控制值计算

2.1 API RP 90环空带压临界控制值的计算

根据API RP 90-2推荐做法，最大允许环空压力的确定方法如下：①油套环空，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；②生产套管和技术套管环空，取技术套管抗内压强度的50%、表层套管抗内压强度的80%和生产套管抗外挤毁强度的75%三者之间的最小值；③技术套管和表层套管环空，取表层套管抗内压强度的50%、导管抗内压强度的80%和技术套管抗外挤强度的75%三者之间的最小值。

上述各层管柱强度在取值时应取该管串中的管柱强度的最小值；如果不同环空之间相互窜通的情况，应把窜通的环空视为同一环空进行计算；如果井身结构中有悬挂尾管，应对算法作相应的调整。

2.2 考虑腐蚀的最大允许环空带压值的确定

在计算环空带压控制值时应考虑以下3个方面的影响，分别是腐蚀和磨损对管柱强度的影响、油压和环空压力变化的影响以及地层压力或井底流压的影响，并从考虑管柱承压能力和考虑关键节点校核两方面开展运算，如图1所示。

A、Bi和C环空的环空带压控制值应为考虑各种因素的最小值，即：

式中MAWOPA、MAWOPBi、MAWOPC分别表示A、Bi和C环空带压控制值，MPa；p1、p2、p3、p4、p5、p6、p7、p8、p9、p10分别表示考虑井口装置承压能力、井下封隔器承压能力、与环空连通套管鞋处地层承压能力、尾管悬挂器承压能力、井下安全阀承压能力、环空内层管柱抗挤最薄弱点承压能力、环空外层管柱抗内压最薄弱点承压能力、环空外层管柱抗挤最薄弱点承压能力、外层环空外层管柱抗内压最薄弱点承压能力、尾管抗内压最薄弱点承压能力的环空带压控制值，MPa。

图1 A环空带压控制值计算流程图

根据腐蚀对套管强度的影响理论，计算出油套管在经历一段时间腐蚀后的剩余强度，利用这些剩余强度值确定考虑腐蚀的最大允许环空带压值。

2.3 环空最小预留压力的确定

对于深水高压气井，由于井底流压或地层压力过高从而威胁井下设备安全，井下管柱强度和工具承压能力通常无法满足最恶劣工况要求，需要对环空预留一定压力来提高井下管柱和完井工具的安全系数，从而保证气井的安全开发。因此，为保证A环空的完整性，A最小预留压力的计算应取考虑油管抗内压最薄弱点、生产套管抗挤最薄弱点、尾管抗挤最薄弱点和封隔器或尾管悬挂器承压能力的最大值，可表示为：

式中pminA表示A环空最小预留压力，MPa；pAmin1表示考虑油管抗内压强度的A环空最小预留压力，MPa；pAmin2表示考虑封隔器或尾管悬挂器承压能力的A环空最小预留压力，MPa；pAmin3表示考虑尾管抗挤最薄弱点强度的A环空最小预留压力，MPa；pAmin4表示考虑生产套管最薄弱点抗挤强度的A环空最小预留压力，MPa。

类似地，其他环空最小预留压力可表示为：

式中pBmin1表示考虑环空内层套管抗内压最薄弱点承压能力的其他环空最小预留压力，MPa；pBmin2表示考虑环空外层套管抗挤最薄弱点承压能力的其他环空最小预留压力，MPa；pminB表示其他环空最小预留压力，MPa。

在计算A环空最小预留压力时，应考虑油管抗内压最薄弱点和井下安全阀处油管承压能力、封隔器和尾管悬挂器承压能力、尾管和生产套管抗挤最薄弱点承压能力。在计算B、C环空最小预留压力时，针对密闭环空压力过大的情况，计算考虑环空内层套管抗内压最薄弱点承压能力和环空外层套管抗挤最薄弱点承压能力，并取计算得到的最大值作为该环空最小预留压力。

2.4 环空带压临界控制值计算图版研究

考虑腐蚀和磨损对管柱强度的影响、油压和环空压力变化的影响以及地层压力或井底流压的影响，并结合ISO 16530-1:2017标准和API RP 90-2推荐做法，建立考虑管柱承压能力和关键节点校核的环空带压控制值计算模型。其中，管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管；关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等。而对于深水高压气井，部分极端工况下需要对环空预留一定压力来保证井下管柱和完井工具的完整性，因此建立环空最小预留压力计算模型，最终确定了深水井合理环空压力范围，并形成一套环空压力管理图版，如图2所示。

图2 A环空和B1环空压力管理图版

图2中各颜色区域界线含义如下：①在不考虑井筒管柱和关键节点等井筒屏障部件安全系数的情况下，以本文计算方法得到的i环空带压控制值作为i环空最大极限压力值（上部橙色区域顶界）；②在综合考虑相关井筒屏障部件安全系数情况下，计算得到的i环空带压控制值作为i环空最大允许压力值（上部黄色区域顶界）；③以②中计算得到的i环空最大允许压力值的80%作为i环空最大推荐压力值（中部绿色区域顶界）；④以本文计算方法得到的i环空最小预留压力值作为i环空最小允许压力值，但A环空最小允许压力不能低于0.7 MPa（下部黄色区域底界）；⑤以④中计算得到的i环空最小允许压力值的1.25倍作为A环空最小推荐压力值，但A环空最小推荐压力值不能低于1.4 MPa（绿色区域底界）；⑥以0 MPa作为A环空最小极限压力值（下部橙色区域底界）。

被监控井的环空压力处于绿色区域为正常状态；环空压力处于黄色区域为预警状态，需采取相应措施并加强监控；环空压力处于橙色区域为危险状态，应及时治理。当环空压力超过环空最大允许压力时则泄压到推荐工作压力上限以下，当环空压力低于最小预留压力时则补压到推荐工作压力下限以上，始终将环空压力控制在推荐工作压力范围内。

3 实例应用

陵水A气田位于南海北部海域，气田群海域水深介于900～1 700 m，井底压力介于35～45 MPa，储层温度在133～142 ℃。选取A气田某高温高压气田X井为例，用上述方法计算各环空的环空带压临界控制值。该井完钻斜深/垂深：5 387 m/3 060.5 m；井底温度：142 ℃。采用Ø508.0 mm表层套管，下深505 m；Ø339.7 mm技术套管，下深2 995 m；Ø244.5 mm油层套管，下深4 675 m；Ø177.8 mm尾管，下深4 875 m。生产封隔器坐封位置为4 425 m，封隔器额定压差50 MPa（图3）。该井生产期间CO2含量为高达50%，不含H2S。生产套管采用P110材质，完井管柱采用Ø73 mm的13Cr油管。井口耐压值为105 MPa。该井目前井口压力25 MPa。

图3 南海陵水A气田X井井身结构图

3.1 考虑壁厚减薄情况下的合理环空压力范围

在不考虑腐蚀和磨损等生产实际工况造成的管柱壁厚减薄的情况下，研究各环空带压控制值随投产时间变化规律。根据实际井身结构，油管和套管最薄弱点取对应环空的最底部，表层套管（C环空）、技术套管1（B1环空）、技术套管2（B2环空）、生产套管和油管（A环空）最薄弱点深度分别取1 600 m、2 000 m、2 400 m、2 400 m和4 100 m，如图4所示。

由图4可以看出，与API RP 90推荐做法计算结果相比，本文模型考虑了油压和环空本身的压力变化以及地层压力或井底流压变化等多种因素影响，而随着投产时间的增长，地层压力及井底流压不断降低，产量随之明显下降，各环空带压控制值也随环空热膨胀压力、地层压力和油压的降低而不断下降，但各环空带压控制值始终低于各环空热膨胀压力，因此必须采取降低环空带压风险的措施。

通过以上控制值的计算得到A环空和B1环空压力图版如图5所示，通过该图版可得到环空最大极限压力和最大允许压力、推荐工作压力上限和下限以及最小预留压力和极限压力等参数。结合版图，在现场实际生产中应将环空压力控制在推荐工作压力范围内。

对于B2环空和C环空，经过计算得到环空压力管理图版如图6所示。

3.2 考虑壁厚减薄情况下的合理环空压力范围

图4 各个环空控制值变化图

图5 实例井A和B1环空压力管理图版图

图6 实例井B2环空与C环空压力管理图版

取管柱壁厚均匀减薄速率为0.076 mm/a，研究随投产时间增长的各环空合理压力范围变化情况。经过计算研究发现：考虑油管壁厚均匀减薄情况下或考虑油管和生产套管壁厚都均匀减薄情况下，随着投产时间增长，B1环空合理压力范围未发生变化；但考虑油管、生产套管和技术套管2壁厚都均匀减薄情况下B1环空合理压力范围逐渐减小。B2环空合理压力范围不随油管、生产套管和技术套管2壁厚减薄的影响。A环空合理压力范围在单独考虑油管、考虑油管和生产套管以及同时考虑油管、生产套管和技术套管2壁厚减薄情况下强度都逐渐减小，但减小趋势一致，如图7所示。

通过以上控制值的计算得到A环空和B1环空压力图版，如图8所示，通过该图版可得到各环空最大极限压力和最大允许压力、推荐工作压力上限和下限以及最小预留压力和极限压力等参数。在现场实际生产中应将环空压力控制在推荐工作压力范围内。

图7 随投产时间变化的油管、生产套管与技术套管2剩余强度图

图8 考虑油管及套管壁厚均匀减薄情况下A、B1环空压力管理图版

4 结论

1）结合ISO16530-1:2017标准和API RP 90-2推荐做法，本研究建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的深水井环空带压控制值计算模型。

2）管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管；关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等。

3）对于深水高压气井，部分情况下则需对环空施加一定备压来保证井下管柱和工具的正常工作，因此建立了环空最小预留压力计算模型，最终确定了深水井合理环空压力范围，形成了一套环空压力管理图版。

4）以某高温高压气井为例进行了实例计算与分析，计算得到了该井采用本文计算模型和API RP 90推荐做法下，不考虑壁厚减薄情况下和考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值，并形成了相应的各环空压力管理图版。