摘 要

摘　要：高溫高壓含硫氣井試油過程中工況變化頻繁，作業(yè)期間由于井筒溫度、壓力劇烈變化導(dǎo)致的生產(chǎn)套管損壞、油管彎曲變形，封隔器竄漏等井下復(fù)雜情況時有發(fā)生，存在極大的安全風(fēng)險

摘　要：高溫高壓含硫氣井試油過程中工況變化頻繁，作業(yè)期間由于井筒溫度、壓力劇烈變化導(dǎo)致的生產(chǎn)套管損壞、油管彎曲變形，封隔器竄漏等井下復(fù)雜情況時有發(fā)生，存在極大的安全風(fēng)險。為此，在對高溫高壓含硫氣井試油特點分析基礎(chǔ)上，以“因子”分析方法為手段，分析試油井筒安全風(fēng)險點，并將井筒風(fēng)險類型初步分為：先源型風(fēng)險和后源型風(fēng)險。進而探討了試油重點工況和高風(fēng)險點的安全控制措施：作業(yè)前，先對井筒內(nèi)的生產(chǎn)套管、油管、井下工具等強度及其所適宜環(huán)境進行安全風(fēng)險識別與綜合評價，再根據(jù)評價結(jié)果及作業(yè)要求來優(yōu)化試油方案、優(yōu)選器材和設(shè)備；作業(yè)中把優(yōu)化評價結(jié)果用于控制施工作業(yè)程序及不同工況操作的工藝參數(shù)?，F(xiàn)場實際應(yīng)用的效果表明，該方法能夠較好地指導(dǎo)試油井筒風(fēng)險的辨析，及時削減或是消除潛在的安全隱患，確保試油期間井筒安全。同時指出，應(yīng)根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊試油工藝和井下工具的變化，開展更細致、深入的分析，以便制訂更具針對性的措施。

關(guān)鍵詞：四川盆地  高溫高壓  含硫化氫  氣井  試油  井筒安全  先源型風(fēng)險  后源型風(fēng)險  安全控制措施

Identification and control of wellbore safety risks during the well testing of HPHT sulfur gas wells

Abstract：Working conditions are changing so frequently in a HPHT gas well during testing．With wellbore temperature and pressure varying sharply，downhole accidents occur frequently such as production casing injury，tubing bending deformation．and packer leaking．In this case，based on an analysis of the well testing characteristics of HPHT gas wells．we adopted the factor analysis method to analyze the wellbore safety risk points and divided them into pre risk and post-risk types．Then，we discussed the major working conditions of well testing and put forward control measures for high risk points．Safety risk identification and an overall evaluation were made on the strength and optimum temperatures of production casings，oil tubings，downhole tools，etc．before the well testing，which was applied to optimize well testing schemes，devices and equipments．On this basis，the working procedures and technical parameters in different working conditions were monitored and controlled in the well testing．Field practices demonstrated that this method is feasible and practical for the identification and control of wellbore risks in well testing and much deeper and more detailed analysis should be done according to the different conditions of well testing and the changes of downhole tools，thereby to make the specific countermeasures．

Keywords：Siehuan Basin；High temperature and high pressure；H2S；Gas well；Test oil；Shaft safety；Safety control measure

目前國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)進入了新的階段，常規(guī)易開采的天然氣資源大部分已經(jīng)探明并投入開采。然而，經(jīng)濟的繁榮導(dǎo)致市場對天然氣資源的需求量一直處于快速增長的態(tài)勢，所以一些存在較高開采難度的天然氣資源的勘探與開發(fā)就顯得更加迫切^[1-4]。高溫高壓含硫儲層天然氣一直是天然氣資源勘探與開發(fā)中的“硬骨頭”，其難度表現(xiàn)在勘探和開發(fā)中如何確保安全的前提下實現(xiàn)高效作業(yè)。作為天然氣勘探工作中的重要環(huán)節(jié)，試油作業(yè)因涉及作業(yè)種類繁多、作業(yè)工況變換頻繁，處于地層流體控制與發(fā)掘的交叉區(qū)域，具有極高的安全風(fēng)險。從工程角度而言，試油期間井筒安全不僅關(guān)系到儲層天然氣產(chǎn)能的勘探結(jié)果，更事關(guān)氣井存與廢的問題，故加強高溫高壓含硫氣井試油期間井筒安全風(fēng)險識別和控制也顯得尤為必要。

1　高溫高壓含硫氣井試油特點

高溫高壓含硫氣井特點由目標(biāo)儲層特征、井筒特征決定。前者是儲層本身具有，后者是由鉆井、固井等前期作業(yè)期間形成。川渝地區(qū)高溫高壓含硫深部儲層埋藏深(超過5000m)、溫度高(地層溫度超過150℃)、壓力高(地層壓力超過70MPa)，并含硫化氫氣體^[5]；有的地區(qū)目的層巖石物理性質(zhì)特殊。而井筒特征，與井身結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)套管強度、固井質(zhì)量優(yōu)劣等有關(guān)。

試油作業(yè)本身具有安全風(fēng)險控制難度大、作業(yè)步驟多、工序轉(zhuǎn)換快、需要兼顧地層流體發(fā)現(xiàn)和安全控制等特點。高溫高壓含硫氣井試油，難度更大，安全風(fēng)險更加突出，其主要特點表現(xiàn)如下^[6-8]。

1．1　溫度

儲層溫度高，井底溫度為140～160℃，最高可達180℃，同時由于試油期間作業(yè)種類多，轉(zhuǎn)換快，故在相對較短的作業(yè)時間內(nèi)井筒溫度呈現(xiàn)變化頻繁、劇烈的特點。井筒內(nèi)替液、循環(huán)洗井、儲層改造、排液測試、壓井等作業(yè)，都會導(dǎo)致井筒內(nèi)溫度大幅變化。尤其是儲層改造和排液測試兩個重點作業(yè)工序，溫度變化尤為明顯。例如，改造時井底溫度可在短時間內(nèi)降低110℃，而測試時井口溫度可迅速升高近100℃。

1．2　壓力

高壓有兩種情況：①試油層地層壓力高，此類井地層壓力往往高于70MPa，最高的甚至達到130MPa；②試油層巖石破裂壓力高，為對儲層實施有效改造，施工壓力一般高達110～125Mpa。高壓氣井試油，對生產(chǎn)套管強度、油管強度、井下工具和井口壓力等級都提出了較高要求。

1．3　固井質(zhì)量

高溫高壓氣井封固高壓層段的油層套管，包括Æ177.8mm懸掛套管和Æ127.0mm懸掛尾管，固井質(zhì)量難以保證，試油前尾管懸掛器或者人工井底竄漏導(dǎo)致井筒起壓。這不僅給試油作業(yè)帶來極大的安全風(fēng)險，同時也限制了部分試油工藝的應(yīng)用。

1．4　井身結(jié)構(gòu)

因鉆遇地層壓力差異大、巖性復(fù)雜等因素，故往往采用小尺寸井眼完井，如生產(chǎn)套管內(nèi)徑最小僅97mm，極大地限制了井下作業(yè)工具的選擇；尾管懸掛器距離試油井段較遠時，若封隔器在尾管內(nèi)坐封，則復(fù)合管柱中位于尾管懸掛器以上的油管變徑處受力情況惡劣，若封隔器在尾管懸掛器以上坐封，則封隔器遠離試油井段，后續(xù)壓井等作業(yè)難度和安全風(fēng)險增大。

1．5　井下工具和管柱

試油目的層埋藏深，井筒溫度高、壓力高，導(dǎo)致試油期間作業(yè)管柱和井下工具受力情況復(fù)雜，同時試油期間工況變化頻繁，交變應(yīng)力作用進一步增大了測試封隔器、射孔器材、伸縮短節(jié)、安全短節(jié)等井下工具和油管的安全風(fēng)險。

2　井簡安全風(fēng)險識別

在對高溫高壓含硫氣井試油特點分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合試油工藝和以往作業(yè)井的實踐經(jīng)驗，運用“因子”分析方法對該類氣井試油井筒安全風(fēng)險點進行分析、歸類。“因子”分析方法的原理是對事件的原因進行梳理、辨識，并尋找不同事件的相同“因子”，再制訂相應(yīng)對策，值得注意的是，“因子”本身也是可以再分解為多個“次級因子”。

高溫高壓含硫氣井試油井筒安全風(fēng)險大致可以分為兩類，先源性風(fēng)險和后源性風(fēng)險。先源性風(fēng)險主要指鉆井、固井完成后作業(yè)前即存在的安全風(fēng)險；后源性風(fēng)險是指在試油過程中因作業(yè)出現(xiàn)的安全風(fēng)險。

2．1　井筒先源性風(fēng)險

井筒先源性風(fēng)險包括因生產(chǎn)套管固井質(zhì)量差導(dǎo)致的井筒起壓、作業(yè)前套管變形等安全風(fēng)險。這類井筒安全風(fēng)險在試油作、世前即暴露出來，通過調(diào)整試油工藝可以消除或者削弱此類風(fēng)險，當(dāng)然也可能因為風(fēng)險難以消除而棄井。

2．2　井筒后源性風(fēng)險

井筒安全風(fēng)險主要以后源性風(fēng)險為主。通常在作業(yè)期間才暴露出來，但在作業(yè)前可經(jīng)過井筒安全評價分析發(fā)現(xiàn)并制定相應(yīng)措施來規(guī)避、消除或是削弱。

2．2．1產(chǎn)套管損壞

生產(chǎn)套管損壞對井筒安全的威脅最為嚴重，一旦損壞即意味著天然氣在地下失控，處理難度和風(fēng)險極大。造成生產(chǎn)套管損壞的原因有多種^[9-10]：①生產(chǎn)套管磨損后強度下降；②改造時封隔器竄漏施工高壓作用在低強度套管上或井底壓力超過套管強度導(dǎo)致套管壓壞；③排液測試期間井內(nèi)壓力過低導(dǎo)致套管擠壞；④膏鹽層蠕變導(dǎo)致套管擠壞；⑤套管回接簡損壞加劇井筒竄漏等。

2．2．2油管損壞

油管安全風(fēng)險集中在以下情形^[11-12]：①油管柱上提噸位過高致使油管斷裂；②儲層改造、測試期間壓力控制不當(dāng)造成的油管擠壞、壓壞和彎曲變形；③產(chǎn)出流體含酸性腐蝕氣體，非抗硫油管被腐蝕后易發(fā)生氫脆斷裂。

2．2．3封隔器竄漏

封隔器竄漏導(dǎo)致其坐封位置以上生產(chǎn)套管承受高壓或是接觸酸性腐蝕氣體，嚴重威脅井筒安全，也增大了井控風(fēng)險。導(dǎo)致封隔器竄漏的原因較多^[10]：下封隔器時膠筒損傷，封隔器選型不當(dāng)導(dǎo)致作業(yè)時損壞，作業(yè)中控制不當(dāng)致封隔器解封，井下高溫高壓環(huán)境停留時間過長導(dǎo)致封隔器失效等等。

2．2．4井下工具損壞

除封隔器以外，試油管柱上還帶有循環(huán)閥、安全閥、安全短節(jié)、伸縮短節(jié)等井下工具。這些井下工具作為作業(yè)管柱的一部分，一旦損壞將破壞整個管柱的完整性，嚴重威脅井筒安全。因此其強度、工作壓力(差)、工作溫度、抗腐蝕性能等指標(biāo)尤其值得注意。

2．2．5管柱匹配性差

這里的匹配性包括油管柱與生產(chǎn)套管的匹配性，油管與井下工具的匹配性：油管外徑過大，不僅下入尾管困難，而且容易出現(xiàn)阻卡，造成井下復(fù)雜；油管與井下工具內(nèi)徑差異過大，變徑處受節(jié)流沖蝕作用影響容易出現(xiàn)損壞；在增產(chǎn)改造、測試等工況條件下，復(fù)合油管變徑處的受力情況也較為惡劣。

由于井筒條件和作業(yè)條件的差異，試油期間井筒安全風(fēng)險并不僅僅局限于以上幾種風(fēng)險，在試油作業(yè)前還需要根據(jù)單井實際情況進行綜合分析，盡可能全面地識別和梳理存在的井筒安全風(fēng)險，以便制訂相應(yīng)措施。

3　井筒安全評價與風(fēng)險控制

根據(jù)井筒實際情況和施工作業(yè)條件進行安全風(fēng)險綜合評價，再制訂控制措施來削減或是消除井筒安全風(fēng)險，確保作業(yè)期間井筒安全。

3．1　生產(chǎn)套管

試油前應(yīng)對生產(chǎn)套管現(xiàn)狀進行綜合評價，同時也應(yīng)立足于危險工況條件，例如儲層改造、排液測試、壓井等作業(yè)，通過校核確定一定作業(yè)條件下的套管強度是否滿足作業(yè)安全要求。對于斜井以及經(jīng)過長時間起下作業(yè)的井，應(yīng)根據(jù)其磨損程度計算套管剩余強度，再評價其剩余強度能否滿足試油作業(yè)需要。

削減或消除生產(chǎn)套管安全風(fēng)險，需結(jié)合其現(xiàn)狀和工況條件下計算結(jié)果，制訂合理措施。例如，在儲層改造期間，應(yīng)根據(jù)生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓能力合理控制井口施工泵壓；排液測試期間，根據(jù)生產(chǎn)套管強度校核結(jié)果控制井筒掏空深度和井口回壓；壓井期間根據(jù)壓井液密度調(diào)整安全控制壓力范圍。

3．2　油管

需要結(jié)合儲層改造、排液測試等危險工況期間，對壓力、溫度的變化致使油管受到的作用力及變形情況是否安全、合理進行分析評價。

據(jù)評價結(jié)果，優(yōu)化試油管柱結(jié)構(gòu)、明確儲層改造施工壓力控制范圍以及封隔器坐封需要施加的初始壓重，并且通過井口壓力的合理控制以削減油管安全風(fēng)險。

3．3　井下工具

3．3．1封隔器

需要結(jié)合儲層改造、排液測試等工序?qū)Ψ飧羝髅芊庑阅苓M行計算校核，并根據(jù)校核結(jié)果調(diào)整施工泵壓、平衡套壓、坐封機械封隔器時的管柱壓重。

同時對封隔器外徑與生產(chǎn)套管的匹配性、封隔器內(nèi)徑與油管柱的匹配性進行檢查校驗，確保封隔器入井、坐封安全可靠，不成為整個管柱的“瓶頸”；對于異常高溫井，需要優(yōu)選封隔器膠筒材質(zhì)和根據(jù)溫度沿井筒分布情況優(yōu)選坐封位置，防止因封隔器膠筒碳化導(dǎo)致密封失效。

3．3．2循環(huán)閥、安全閥等閥組

根據(jù)儲層改造、測試等作業(yè)條件優(yōu)選循環(huán)閥、安全閥等閥組的壓力等級和材質(zhì)，同時應(yīng)考慮不同功能閥組的工作壓力階梯，避免不同功能閥組同時啟動；另外應(yīng)考慮閥組內(nèi)徑對于整個管柱通徑的影響，盡可能減小功能閥組對管柱通徑的制約；鑒于在高密度壓井液中功能閥組存在失效可能，故在管柱結(jié)構(gòu)和安全預(yù)案中應(yīng)考慮閥組失效后的應(yīng)急預(yù)案和處理措施。

3．3．3伸縮短節(jié)

對于伸縮短節(jié)的應(yīng)用要根據(jù)管柱安全控制需要確定，伸縮短節(jié)材質(zhì)、長度和壓力等級應(yīng)滿足井況和施工條件，并且在地面上設(shè)置好伸縮短節(jié)初始狀態(tài)以有效補償試油管柱的變形，安放位置應(yīng)滿足的基本原則是“管柱伸長或縮短時伸縮短節(jié)能縮短或伸長”。

3．3．4射孔器材

超深高溫高壓氣井要求射孔器材耐高溫、耐高壓，具體而言射孔槍在井下高壓條件下不變形，射孔彈在井下高溫環(huán)境中能夠在作業(yè)周期內(nèi)正常起爆，不會提前引爆和失效。要實現(xiàn)該目標(biāo)，一是需要優(yōu)化選擇射孔彈的藥型和彈型，二是提高射孔槍強度。

除幾種主要井下工具以外，試油管柱上還帶有安全接頭、變扣短節(jié)、滑套等多種井下工具。這些井下工具需要考慮其強度能否滿足不同工況的要求，其材質(zhì)是否具有抗酸性腐蝕氣體的能力，在作業(yè)時能否實現(xiàn)其功能。

4　應(yīng)用井例

以四川盆地某構(gòu)造的HX-1井為例。該井完鉆井深5460m，試油目的層5200～5220m，目的層地層壓力62MPa，地層溫度為149℃，地溫梯度2.53℃／100m；井身結(jié)構(gòu)為Æ177.8mm×4930m+Æ127.0mm×(4708～5455m)，試油工藝為射孔—酸化—測試三聯(lián)作；儲層改造的最高施工泵壓預(yù)計120MPa，排量5～6m³／min；試油管柱為油管掛+Æ114.3mm油管+伸縮短節(jié)+Æ114.3mm油管+Æ73.0mm油管+OMNI閥+RTTS封隔器+Æ73.0mm油管+射孔槍的復(fù)合油管封隔器管柱，RTTS封隔器坐封位置5120m。

4．1　風(fēng)險評估與控制

針對該井井況，結(jié)合工況作業(yè)參數(shù)，對作業(yè)中安全風(fēng)險較高的生產(chǎn)套管、試油管柱和井下工具進行評價分析，并根據(jù)評價結(jié)果優(yōu)化、調(diào)整控制施工作業(yè)參數(shù)，保證安全試油。

4．1．1生產(chǎn)套管

根據(jù)實鉆資料可知Æ177.8mm套管和Æ127.0mm懸掛尾管的詳細情況如表1。生產(chǎn)套管安全強度校核顯示，儲層改造時靜壓條件下生產(chǎn)套管允許最高套壓為64.15MPa，排液測試時井口壓力可以放至0，關(guān)井時純天然氣條件下最高控制套壓64.15MPa(高于預(yù)計的天然氣井口最高關(guān)井壓力46.58MPa)。儲層改造工況，在給定的施工參數(shù)條件下，生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)1.27(大于標(biāo)準(zhǔn)要求的安全系數(shù)1.25)。

 

通過校核計算，為確保生產(chǎn)套管安全要求儲層改造時井口最高平衡套壓控制在55～60MPa范圍；排液測試時逐步降低井口回壓，最低井口回壓可卸至0。

4．1．2油管柱

由于產(chǎn)出流體含硫，故選用氣密封扣SS抗硫油管材質(zhì)。油管柱軸向載荷校核(表2)表明復(fù)合油管抗拉強度能夠滿足作業(yè)需要。儲層改造時的三軸應(yīng)力分析結(jié)果(圖1)表明，在給定施工條件下試油管柱整體而言是安全的，但是頂部油管受力情況相對安全系數(shù)低些，這是由于儲層改造時頂部油管承受的壓差較大。經(jīng)過計算，油管因“溫度效應(yīng)”縮短3.455m，即油管承受的軸向拉伸力為373.13kN。

 

 

4．1．3井下工具

儲層改造期間，在施加平衡套壓后封隔器承受上下壓差最高為65MPa，試油管柱對封隔器的軸向載荷僅186.3kN，排液測試時，封隔器受到上頂力為52kN，處于封隔器安全范圍內(nèi)，故坐封RTTS封隔器時施加220kN以上初始坐封壓重能滿足封隔器密封需要。

4．2　施工作業(yè)過程

下管柱至井深5220m后，加壓240kN坐封RTTS封隔器，環(huán)空加壓25MPa驗封合格。

油管內(nèi)低替酸后，向油管加壓50MPa引爆射孔，然后提高排量進行酸壓施工，施工期間控制井口施工泵壓52～117MPa，平衡套壓35～56MPa，排量3.77～5.13m³／min。

放噴排液測試，在油壓34.48MPa，套壓為0時，采用兩條測試管線測試產(chǎn)氣量為100.5×10⁴m³／d。

關(guān)井5d，井口關(guān)井油壓41.93MPa，安全完成試油施工作業(yè)。

5　認識

高溫高壓含硫化氫氣井試油施工作業(yè)面臨井筒安全風(fēng)險高，作業(yè)前通過井筒安全風(fēng)險識別與評價，對生產(chǎn)套管、油管、井下工具等強度和適宜的環(huán)境進行綜合分析，兼顧作業(yè)要求來優(yōu)化試油方案、優(yōu)選器材和設(shè)備，可以削減或是消除潛在的安全隱患。作業(yè)實踐表明，經(jīng)井筒安全評價和風(fēng)險控制，能有效控制高溫高壓含硫氣井試油作業(yè)時井筒安全風(fēng)險。

需要注意的是，高溫高壓含硫氣井試油復(fù)雜性和難度都遠超常規(guī)氣井，故該類氣井試油井筒安全風(fēng)險的梳理和分析仍需要在方案制訂和作業(yè)中不斷完善、豐富，尤其是目標(biāo)區(qū)塊、試油工藝和井下工具的變化使得分析結(jié)果并非一成不變，需要進一步對“次級因子”或者“三級因子”進行深入分析，并明確決定井筒風(fēng)險的主要因素，以便提出更具針對性的措施。

 

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本文作者：張娟  戴強  張堯

作者單位：中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術(shù)研究院

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