張 坤，陳學(xué)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(chǎn)工業(yè)氣流，揭開了安岳氣田磨溪區(qū)塊寒武系龍王廟組氣藏勘探開發(fā)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(chǎn)氣約70×104m3/d，氣藏具有深層、高溫、高壓、含酸性介質(zhì)和高產(chǎn)等特點(diǎn)[1]。同時(shí)，氣藏試采初期生產(chǎn)井出現(xiàn)了井口抬升、環(huán)空異常帶壓和井口設(shè)備腐蝕泄漏等問題。為此，井完整性相關(guān)的技術(shù)和管理方面的研究與探索就此展開。

一、井完整性難點(diǎn)

1.井口普遍存在抬升現(xiàn)象

氣藏投產(chǎn)后，在井筒溫度升高的影響下，55口生產(chǎn)井中有36口井監(jiān)測到井口設(shè)備不同程度的抬高現(xiàn)象，生產(chǎn)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(shè)備連接螺栓存在失效的風(fēng)險(xiǎn)。套管膨脹伸長和縮短，固井水泥環(huán)存在破壞失效的風(fēng)險(xiǎn)，井口抬升導(dǎo)致與井口設(shè)備連接地面流程局部破壞[2]。

2.環(huán)空普遍存在異常壓力現(xiàn)象

55口生產(chǎn)井中A環(huán)空異常壓力井8口，約占15%；B環(huán)空異常壓力井47口，約占85%；C環(huán)空異常壓力井40口，約占73%。相比于環(huán)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(huán)空異常壓力現(xiàn)象更為普遍。環(huán)空異常壓力可能導(dǎo)致油套管和工具超壓擠毀失效，進(jìn)而出現(xiàn)天然氣非控制泄漏，造成巨大的安全事故和環(huán)境影響。

3.井口設(shè)備泄漏現(xiàn)象

氣藏開發(fā)初期4口探井井口設(shè)備的材料級別為EE級，完井后多次發(fā)生天然氣外漏現(xiàn)象，主要表現(xiàn)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(shè)備也檢測到6只閥門存在腐蝕內(nèi)漏現(xiàn)象，井口設(shè)備腐蝕泄漏成為氣藏快速安全開發(fā)的制約因素。

二、井完整性管理流程

參考國外油氣田相關(guān)推薦做法[4-5]，通過井完整性管理實(shí)踐探索，建立了一套貫穿氣井運(yùn)營生命周期的井完整性管理流程。該流程以井監(jiān)測、檢測和測試等方式取得的井完整性信息為基礎(chǔ)，對氣井開展井完整性評價(jià)和風(fēng)險(xiǎn)評估，并依據(jù)評估結(jié)果制定合理的技術(shù)和管理措施，從而實(shí)現(xiàn)井安全生產(chǎn)的目標(biāo)。其中已開展的井監(jiān)測工作包括井抬升監(jiān)測、設(shè)備結(jié)構(gòu)完整性監(jiān)測、環(huán)壓監(jiān)測、腐蝕監(jiān)測和固井質(zhì)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(huán)壓診斷測試等。

三、井完整性評價(jià)

1.井屏障

與地層產(chǎn)出流體接觸，直接阻止氣藏流體無控制向外層空間流動(dòng)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(huán)+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(dòng)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(huán)+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(jié)合井監(jiān)測和測試成果開展井完整性評價(jià)，并對氣井實(shí)行分級管理。評價(jià)結(jié)果如表1所示。

表1 井完整性分級統(tǒng)計(jì)

3.井風(fēng)險(xiǎn)評估

依據(jù)前述風(fēng)險(xiǎn)評估方式，對井完整性分級為橙色風(fēng)險(xiǎn)等級的10口井開展風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別并建立風(fēng)險(xiǎn)評估矩陣，根據(jù)后果和發(fā)生可能性的綜合影響對風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行評級。結(jié)果9口井為中風(fēng)險(xiǎn)，1口井低風(fēng)險(xiǎn)。以此對9口中風(fēng)險(xiǎn)井制定了最低合理可行的風(fēng)險(xiǎn)消減控制措施，確保了井作業(yè)和生產(chǎn)安全。

四、井完整性管理技術(shù)和效果

1.井抬升風(fēng)險(xiǎn)分析和管控

井抬升的主因是套管在受熱條件下產(chǎn)生線膨脹，形成套管軸向伸長。當(dāng)套管受井口設(shè)備約束限制或受到水泥膠結(jié)作用導(dǎo)致套管不能自由伸長時(shí)，應(yīng)力重新分布并在軸向產(chǎn)生作用力。當(dāng)產(chǎn)生軸向作用力大于套管重力、水泥膠結(jié)作用力和井口重量等外載荷時(shí)，套管將舉升井口設(shè)備，出現(xiàn)井抬升現(xiàn)象[6]。為確保了氣井結(jié)構(gòu)完整性采取的管理舉措。

(1)生產(chǎn)井投產(chǎn)前安裝井抬升監(jiān)控標(biāo)尺和遠(yuǎn)程監(jiān)測裝置，實(shí)現(xiàn)了井站、調(diào)控中心和辦公網(wǎng)絡(luò)遠(yuǎn)程實(shí)時(shí)監(jiān)測和預(yù)警。監(jiān)測井口標(biāo)高同時(shí)記錄井口溫度，結(jié)果表明井溫變化是井抬升變化的主要影響因素。

(2)井口設(shè)備支撐采用高度可調(diào)式結(jié)構(gòu)性支撐，降低了井抬升對設(shè)備產(chǎn)生的局部應(yīng)力影響。

(3)采用多管柱熱應(yīng)力模型預(yù)測井抬升數(shù)值，如圖1所示，并采用有限元數(shù)值模進(jìn)行計(jì)算分析，結(jié)果表明所有生產(chǎn)井井抬升安全可控[7]。

圖1 MX8井不同產(chǎn)量下井口抬升值預(yù)測

(4)對于井抬升較大的氣井采取控產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)措施，適當(dāng)降低產(chǎn)氣量可以明顯降低井抬升量，如圖2所示，而保持氣井產(chǎn)量平穩(wěn)降低了因應(yīng)力變化致井口部件疲勞失效的風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 MX8井不同產(chǎn)量下井口抬升值

2.環(huán)壓管理

(1)壓力監(jiān)測和控制。參考ISO16530-2、API RP 90等標(biāo)準(zhǔn)并采用安全系數(shù)法計(jì)算環(huán)空最大允許壓力，以此建立單井環(huán)空壓力控制圖版并在現(xiàn)場推廣應(yīng)用，如圖3～圖5所示。同時(shí)所有井建設(shè)了完善的A、B、C環(huán)壓遠(yuǎn)程實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)和泄壓流程，實(shí)現(xiàn)了井站、調(diào)控中心和公司生產(chǎn)技術(shù)部門環(huán)壓逐級監(jiān)測、預(yù)警和控制。

圖3 A環(huán)空壓力控制圖示例

圖4 B環(huán)空壓力控制圖示例

圖5 C環(huán)空壓力控制圖示例

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

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

(3)環(huán)空液面測試。使用高壓氣體回聲儀對A環(huán)空液面進(jìn)行檢測，結(jié)果表明部分井環(huán)空液面已明顯下降，環(huán)空保護(hù)液存在漏失現(xiàn)象。生產(chǎn)套管是井屏障中的關(guān)鍵部件，以CT系列緩蝕劑為主的環(huán)空保護(hù)液是井筒有效的水力屏障，經(jīng)過室內(nèi)驗(yàn)證的環(huán)空保護(hù)液可明顯降低含硫氣泄漏對套管的腐蝕，達(dá)到保護(hù)生產(chǎn)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(shù)，對投運(yùn)3年的8口生產(chǎn)井開展生產(chǎn)套管固井質(zhì)量檢測。與鉆井階段檢測數(shù)據(jù)對比，生產(chǎn)套管回接段(井深0～3 200 m)的固井質(zhì)量平均合格率從98.5%下降至49.8%。井下施工作業(yè)和生產(chǎn)過程中溫度和受力狀態(tài)變化導(dǎo)致水泥環(huán)損傷，淺層油氣通過受損的水泥環(huán)上竄至井口形成環(huán)空壓力[9]。生產(chǎn)套管回接段固井質(zhì)量大幅降低導(dǎo)致固井水泥屏障退化是B環(huán)空出現(xiàn)異常壓力的重要原因。

環(huán)空異常壓力是國內(nèi)外氣田普遍存在的井完整性管理技術(shù)難題，通過以上科學(xué)的環(huán)壓管理手段能夠有效保證氣井的長期完整性。

3.井腐蝕監(jiān)測

(1)井口設(shè)備腐蝕監(jiān)測。生產(chǎn)過程中部分井口閥門出現(xiàn)內(nèi)漏現(xiàn)象，通過對不同使用年限的7只FF-NL級井口閥門進(jìn)行腐蝕檢測，檢測結(jié)果為部分閥門閥板涂層脫落導(dǎo)致閥門內(nèi)漏。3只HH-NL級井口閥門檢測結(jié)果無明顯腐蝕，能適應(yīng)氣藏的工作環(huán)境要求。此外，井口在線超聲檢測結(jié)果表明設(shè)備無明顯減薄和異常。

(2)油管腐蝕監(jiān)測。取出3口井服役29～32個(gè)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(xué)成分、金相組織、力學(xué)性能和硬度均符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。但BG95SS油管局部管段最大腐蝕速率達(dá)0.086 mm/a，為中度腐蝕。

(3)套管腐蝕監(jiān)測。采用MIT60多臂井徑儀和MID-K電磁探傷測井儀進(jìn)行檢測，生產(chǎn)套管整體腐蝕不明顯，但局部管段存在輕、中度腐蝕，同時(shí)檢測到生產(chǎn)套管存在局部輕度和中度變形損傷。根據(jù)壁厚檢測情況，理論計(jì)算抗內(nèi)壓強(qiáng)度降低約6%～12%。套管腐蝕監(jiān)測結(jié)果對氣井生產(chǎn)階段環(huán)空最大允許壓力計(jì)算有重要指導(dǎo)作用。

4.井屏障測試與維護(hù)

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

(2)泄漏測試。利用井內(nèi)壓力對所有生產(chǎn)井井口設(shè)備和井下安全閥進(jìn)行泄漏測試，確認(rèn)井口設(shè)備和井下安全閥密封系統(tǒng)的完整性。檢測到兩口井井下安全閥泄漏輕微超過標(biāo)準(zhǔn)值，而所有井井口主控閥均能有效關(guān)閉、無內(nèi)漏。

(3)井屏障維護(hù)。氣藏最早投入試采的8口氣井井完整性風(fēng)險(xiǎn)等級為橙色，通過修井對主要井屏障進(jìn)行維護(hù)，將FF-NL級采氣井口設(shè)備更換為HH-NL級設(shè)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(fēng)險(xiǎn)等級轉(zhuǎn)為綠色風(fēng)險(xiǎn)等級。

五、結(jié)論

通過龍王廟組氣藏井完整性管理實(shí)踐，逐漸形成了以井抬升風(fēng)險(xiǎn)分析和管控、環(huán)壓管理技術(shù)、井腐蝕監(jiān)測、井完整性評價(jià)和井屏障測試及維護(hù)為主的井完整性管理方法和配套技術(shù)，保障氣井安全穩(wěn)定生產(chǎn)，其管理模式為類似氣藏井完整管理提供范例。