杜 浪，劉奇林，楊 健，羅召錢，王 博，鄭 榕，金毅浪

1中國石油西南油氣田公司川西北氣礦 2中國石油西南油氣田公司

0 引言

近年來，深層海相碳酸鹽巖氣藏已成為川渝地區(qū)天然氣勘探開發(fā)重點領(lǐng)域，氣藏總體表現(xiàn)出高溫(地層溫度大于等于150 ℃)、高壓(地層壓力大于等于70 MPa)及含硫的特征，已完鉆氣井最高井口壓力超過100 MPa，測試產(chǎn)量大多高于20×104m3/d，屬于典型的“三高”井(根據(jù)《高溫高壓及高含硫井完整性管理指南》規(guī)定，滿足高溫、高壓、高含硫、試油預(yù)測產(chǎn)量或生產(chǎn)配產(chǎn)大于20×104m3/d中任意兩個條件或以上的井稱為“三高”井)。在井完整性管理方面，針對此類“三高”井，完井期間原則上應(yīng)有兩道井屏障，滿足以下兩個條件之一的油氣井，均應(yīng)設(shè)計安裝井下安全閥：①產(chǎn)層壓力不小于70 MPa，同時不注緩蝕劑和不采用化學(xué)或機(jī)械方式排水采氣的井；②H2S含量大于30 g/m3，同時定產(chǎn)氣量大于20×104m3/d，不注緩蝕劑和不采用化學(xué)或機(jī)械方式排水采氣措施的井[1]。因此，井下安全閥是川渝地區(qū)“三高”井一道必不可少的井屏障，其有效性直接關(guān)系到氣井的安全生產(chǎn)。

目前，關(guān)于井下安全閥的研究多集中于安全閥的結(jié)構(gòu)設(shè)計和性能分析，無法指導(dǎo)現(xiàn)場具體故障的排查工作。為此，針對高溫高壓含硫氣井井下安全閥安全運行問題，本文通過對現(xiàn)場故障的統(tǒng)計分析，總結(jié)井下安全閥常見問題及原因，并提出對應(yīng)的故障處置對策，借助現(xiàn)場3井次的實例作業(yè)，有效驗證所提出的處置對策的有效性及實用性。

1 井下安全閥的結(jié)構(gòu)及工作原理

井下安全閥系統(tǒng)一般由井下安全閥、控制管線和地面控制系統(tǒng)組成。井下安全閥一般位于井口以下80～120 m的位置，通過地面的液壓控制來實現(xiàn)井下安全閥的開啟和關(guān)閉。如圖1所示，井下安全閥在結(jié)構(gòu)上主要分為活塞運動部分、動力彈簧部分和閥瓣開關(guān)部分[2-3]?；钊\動部分主要由活塞和液壓控制管線組成，控制管線打壓之后推動活塞桿下移，活塞桿與流管連接，確保流管與活塞桿運動保持一致[4]；動力彈簧部分主要包括彈簧和流管，流管在活塞桿的推動作用下壓縮彈簧并向下運動，進(jìn)而推動打開閥瓣；閥瓣開關(guān)部分主要包括閥瓣和回位彈簧，當(dāng)控制管線打壓之后，流管下移推動打開閥瓣，控制管線泄壓之后，閥瓣在回位彈簧的作用下自動關(guān)閉[5-6]。

圖1 井下安全閥結(jié)構(gòu)示意圖

目前，川渝地區(qū)高溫高壓含硫氣井使用的井下安全閥主要是國外廠家生產(chǎn)，主要包括NE系列、SP系列、TSM系列及REALM系列，壓力等級在70 MPa及以上，耐溫高達(dá)149 ℃，材質(zhì)主要采用鎳基合金鋼INCONEL718、INCOLOY925，為保證惡劣條件下的強(qiáng)度和密封性能，閥瓣采用金屬對金屬密封設(shè)計；為保障井下安全閥的可靠性和安全性，70 MPa以上壓力等級的井下安全閥不帶自平衡功能。若井下安全閥閥瓣上下存在壓差，針對油管內(nèi)加壓式井下安全閥，需對油管內(nèi)加壓實現(xiàn)閥瓣上下壓力平衡后，方可利用地面控制系統(tǒng)打開井下安全閥閥板；針對帶自平衡功能的井下安全閥，流管下移接觸自平衡裝置鋼球，打開自平衡裝置傳壓通道，使閥瓣下部高壓流體進(jìn)入上部油管，閥瓣上下壓力平衡后，活塞推動流管繼續(xù)下行打開閥瓣。表1列舉了兩種典型型號的井下安全閥的控制壓力參數(shù)，針對井口壓力波動較大的井，以波動的高值油壓作為參考油壓，生產(chǎn)油壓發(fā)生重大變化時要及時調(diào)整安全閥的控制壓力。

表1 適用于高溫高壓環(huán)境的典型井下安全閥控制壓力參數(shù)

2 井下安全閥常見問題及解決辦法

經(jīng)統(tǒng)計川渝地區(qū)高壓含硫氣井井下安全閥故障情況，主要表現(xiàn)為安全閥異常關(guān)閉或無法打開、關(guān)閉不嚴(yán)或無法關(guān)閉等形式，對于故障原因的排查，遵循先地面后井下、由簡至難的順序，即先排查地面控制系統(tǒng)及配套設(shè)備設(shè)施有無故障，若未發(fā)現(xiàn)任何問題再查找井下部分的原因，逐步排查故障部位(圖2)。

圖2 井下安全閥常見故障原因排查技術(shù)路線圖

總體來看，井下安全閥故障主要發(fā)生在地面部分，但也有極少數(shù)的井出現(xiàn)了較為復(fù)雜的井下故障。針對地面控制系統(tǒng)及配套設(shè)備設(shè)施的故障，解決措施較為簡單，主要采取修復(fù)或更換故障部件即可恢復(fù)井下安全閥功能；針對井下控制管線、安全閥本體及閥瓣等地下部分的故障，解決措施相對有限，當(dāng)采取常規(guī)措施無效時，則只能采取修井作業(yè)更換安全閥或?qū)踩y鎖定在常開狀態(tài)生產(chǎn)(表2)。但對于下入了完井封隔器的高溫高壓含硫氣井，實施動管柱修井作業(yè)時，存在油套隔絕導(dǎo)致壓井困難、高耐磨材質(zhì)永久式封隔器處理難度大及施工參數(shù)控制難等系列難題，同時封隔器的處理工具主要依靠進(jìn)口，成本較高，導(dǎo)致修井作業(yè)成本高昂[7]。因此在現(xiàn)場實踐中，一般不會采用修井更換安全閥的方式來恢復(fù)井下安全閥的功能，而是將安全閥鎖定在常開狀態(tài)，保障氣井的順利生產(chǎn)。

3 實例分析

3.1 MX井井下安全閥故障處置

MX井投產(chǎn)次日，瞬產(chǎn)氣量由100×104m3/d突然降至0，油壓由58.5 MPa突然降至6.4 MPa，與輸壓持平，開展原因排查后，分析認(rèn)為井下安全閥異常關(guān)閉導(dǎo)致關(guān)井。檢查井下安全閥地面控制系統(tǒng)、地面控制管線及配套接頭，未發(fā)現(xiàn)明顯的泄漏，但井下安全閥控制壓力在68.9～72.4 MPa范圍內(nèi)波動，氣液增壓泵每3 s補(bǔ)壓1次，表明井下安全閥的液壓控制管路存在漏點，導(dǎo)致壓力持續(xù)波動。按照由近及遠(yuǎn)的順序逐步排查控制管路漏點，首先關(guān)閉位于井下安全閥地面控制柜內(nèi)的1號截止閥，切斷氣液增壓泵與控制管線油路，觀察1號截止閥上游壓力穩(wěn)定在77.2 MPa，氣液增壓泵停止補(bǔ)壓，表明泄漏點在1號截止閥下游；隨后打開1號截止閥，關(guān)閉井口附近的2號截止閥，觀察控制管線壓力穩(wěn)定，表明泄漏點在2號截止閥下游；進(jìn)一步排查，發(fā)現(xiàn)井下安全閥控制管線井口穿越swagelok外螺紋接頭泄漏，更換該接頭后，井下安全閥功能恢復(fù)正常。

3.2 ST8井井下安全閥故障處置

ST8井在投產(chǎn)前，采用泵車正注60 ℃清水對油管加壓至74 MPa，平衡井下安全閥閥瓣上下壓差，開關(guān)活動井下安全閥一次，無異常情況。隨后準(zhǔn)備泵注乙二醇溶液，防止形成井筒水合物，但在配液期間(約2 h)，井下安全閥處快速形成水合物并堵塞了井筒，再次泵注乙二醇溶液，泵車起泵壓力85 MPa，迅速憋停，導(dǎo)致開井失敗，最終采用投注自生熱解堵劑[8]，歷時3 d才解除水合物堵塞，恢復(fù)井下安全閥功能。值得注意的是，高壓含硫氣井井筒水合物形成溫度較高，井口附近水合物形成溫度高達(dá)30 ℃左右，在關(guān)井或產(chǎn)量較低的情況下，容易在井深較淺的部位形成井筒水合物，進(jìn)而導(dǎo)致井下安全閥無法動作。因此，對于高壓含硫氣井，在打開井下安全閥操作時，應(yīng)做好水合物預(yù)防措施，可提前向油管內(nèi)泵注乙二醇溶液。

表2 井下安全閥常見故障及解決辦法

3.3 ST3井井下安全閥故障處置

ST3井是位于川西北部的高溫高壓含硫氣井，射孔完井，二次完井作業(yè)時，地面見巖屑返出，巖屑粒徑主要介于2～5 mm，最大粒徑20 mm。該井井口最高關(guān)井壓力76 MPa，井下安全閥為地面控制、油管回收式，型號為REALM-16.75，下深93.90 m。該井投產(chǎn)前，發(fā)現(xiàn)井下安全閥異常關(guān)閉。

3.3.1 ST3井井下安全閥故障原因分析

采取先地面后井下、由簡至難的順序，分析該井井下安全閥故障原因。經(jīng)排查，該井地面控制系統(tǒng)未見明顯泄漏及其他異常情況，初步分析故障部位在井下。該井首次開井前，井下安全閥控制管線加壓至90 MPa并保持穩(wěn)定，向油管泵注700 L乙二醇溶液入井，預(yù)防井筒水合物堵塞，開井后油壓瞬間由65.2 MPa降至16.4 MPa，表明開井時井下安全閥未開啟。通過計算，井下安全閥閥瓣上部油管容積約383 L，而本次開井前泵注乙二醇溶液量為700 L，表明井下安全閥閥瓣在泵注期間處于打開狀態(tài)。初步分析，開井期間井下安全閥處于關(guān)閉狀態(tài)可能是控制管線壓力不夠或壓力未有效傳遞至活塞桿處。

為進(jìn)一步排查原因，利用地面控制系統(tǒng)及手動泵多次調(diào)整井下安全閥控制壓力，最高加壓至105 MPa，油管正注熱乙二醇溶液平衡閥瓣上下壓差后，嘗試開井，但開井后油壓均表現(xiàn)出迅速下降的趨勢，開井失敗。該井開井前井口關(guān)高壓力76.0 MPa，因此，該井井下安全閥推薦保持開啟壓力89.1 MPa(76.0 MPa+打開壓力13.1 MPa)。實際開井過程中，井下安全閥控制壓力已大于推薦保持打開壓力，表明井下安全閥未打開的原因不是控制壓力不足。為驗證井下安全閥控制管線的完好性，利用手動泵4次向控制管線打壓至105 MPa，控制管線壓力可保持穩(wěn)定，表明控制管線無外漏?？刂乒芫€在泵注升壓的過程中，在有泵注量的情況下，有一個平衡壓縮彈簧的過程(泵注量大約10～15 mL)，這個過程壓力上升應(yīng)該十分緩慢甚至基本不上漲。該井泵注時控制管線壓力持續(xù)穩(wěn)定上升，沒有這個過程，分析認(rèn)為活塞桿沒有動作或者控制管線有堵塞。4次對控制管線泄壓，由105 MPa泄壓至0 MPa后返出液壓油10～15 mL，證實高壓管線在井口附近沒有堵塞，這個回流量應(yīng)該是控制管線因壓力膨脹以及液壓油壓縮的液量。

通過上述分析，ST3井井下安全閥失效的原因可能為：①結(jié)合該井二次完井期間返出巖屑的情況，分析安全閥流管被異物卡阻，控制管線壓力作用在活塞上的力不足以推動流管，使其不能推開安全閥閥瓣并使閥瓣保持在開啟位置；②安全閥閥瓣處可能存在水合物堵塞或異物卡阻，流管無法推開安全閥閥瓣并使閥瓣保持在開啟位置；③控制管線末端堵塞，控制管線壓力不能傳遞到安全閥活塞處使其動作和聯(lián)動推動安全閥流管壓縮回位彈簧，推開安全閥閥瓣并使閥瓣保持在開啟位置；④安全閥活塞因為活塞桿等變形被卡，活塞推力不足以使其運動，不能推動流管開啟閥瓣和使閥瓣保持在開啟位置。

3.3.2 故障處置對策及實踐

針對ST3井井下安全閥存在的問題及上述分析的可能原因，制定了以下2套方案重新打開井下安全閥并保持其常開狀態(tài)，方案1：針對可能存在的安全閥流管被異物卡阻、安全閥閥瓣水合物堵塞或被異物卡阻等問題，采用蒸汽鍋爐車加熱乙二醇溶液，準(zhǔn)備700型、2000型壓裂車各一臺，利用壓裂車大排量向油管內(nèi)注入乙二醇溶液沖洗井下安全閥，解除各活動部件的卡阻；方案2：針對可能存在的控制管線末端堵塞或活塞桿變形等問題，采用井下安全閥常開工具強(qiáng)行打開井下安全閥并保持其常開狀態(tài)[9-10]。若采用方案2，井下安全閥打開之后將無法關(guān)閉，其緊急關(guān)斷功能也會相應(yīng)失效，現(xiàn)場作業(yè)應(yīng)優(yōu)先選擇方案1，若方案1失效方可選擇方案2。

3.3.2.1 方案1現(xiàn)場實踐

利用壓裂車大排量正注清水及乙二醇溶液沖洗井下安全閥，共泵注清水5.9 m3(其中60 ℃熱水3.9 m3，10 ℃冷水2 m3)，60 ℃乙二醇溶液2 m3(乙二醇濃度60%)。停泵后，油壓迅速下降，表明井下安全閥仍無法保持常開狀態(tài)。

作業(yè)過程中泵壓70～76 MPa，排量0.44～0.98 m3/min，大排量泵注泵壓基本穩(wěn)定，表明泵注期間井下安全閥閥瓣基本處于全開狀態(tài)，不存在水合物堵塞和異物阻卡的情況；同時如此大排量地沖洗井下安全閥，仍未解決其失效問題，基本可排除流管阻卡的可能。

3.3.2.2 方案2現(xiàn)場實踐

井下安全閥常開工具基本工作原理及操作程序如下：①下入安全閥常開工具于閥瓣處，平衡閥瓣上下壓差，通桿在重力作用下下移打開閥瓣；②震擊使送入工具與鎖定工具剪釘剪斷，送入工具推動鎖塊支撐套下行；③鎖塊支撐套徑向推出鎖塊，鎖塊凸起進(jìn)入安全閥上接頭“R型”凹槽，使通桿整體被鎖定在安全閥上接頭上；④震擊使送入工具下行到位，上提送入工具將與常開工具脫開；⑤中空的閥瓣通桿在安全閥閥瓣處，支撐閥瓣，在通桿內(nèi)孔形成過流通道，保持安全閥常開；⑥起出送入工具。

REALM-16.75井下安全閥“R型”坐落接頭裝配圖見圖3，針對該型號安全閥設(shè)計的常開工具如圖4所示。

圖3 REALM-16.75井下安全閥坐落接頭結(jié)構(gòu)示意圖

圖4 ST3井井下安全閥常開工具

在開展本次作業(yè)前，為進(jìn)一步確認(rèn)井下安全閥結(jié)構(gòu)及尺寸，確保常開工具的適應(yīng)性，對ST3井進(jìn)行了井下電視測井作業(yè)。根據(jù)井下電視測井解釋報告，井下安全閥及其以上管柱接縫清晰可見，結(jié)合兩次俯視和一次側(cè)視的深度信息，對常開工具進(jìn)行改進(jìn)，在通桿底部加裝扶正器，以保證通桿的居中度(圖4)，隨后入井作業(yè)。下放常開工具至閥瓣處，油管加壓平衡閥瓣上下壓差，觀察鋼絲張力明顯增加(由7 kg↑40 kg)后，手動小幅震擊(震擊幅度40～70 cm)，起出工具串，檢查常開工具成功丟手，開井后油壓穩(wěn)定在49.9 MPa，隨后該井成功投產(chǎn)，表明本次作業(yè)成功打開了ST3井井下安全閥，并使其保持在常開狀態(tài)。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)高溫高壓含硫氣井中使用的井下安全閥本體和閥瓣系統(tǒng)一般采用金屬對金屬密封，壓力等級在70 MPa及以上，耐溫高達(dá)149 ℃，材質(zhì)主要采用鎳基合金鋼INCONEL718、INCOLOY925，以滿足含硫化氫條件下的強(qiáng)度和密封性能要求。

(2)井下安全閥故障原因的排查應(yīng)遵循先地面后井下、由簡至難的順序，經(jīng)川渝地區(qū)現(xiàn)場實踐證實，高溫高壓含硫氣井井下安全閥故障主要發(fā)生在地面控制系統(tǒng)部分，一般可采取修復(fù)或更換相應(yīng)故障部件，恢復(fù)井下安全閥功能。

(3)高壓含硫氣井井筒水合物形成溫度較高，在關(guān)井或產(chǎn)量較低的情況下，容易在井深較淺的部位形成井筒水合物，在打開井下安全閥作業(yè)時，應(yīng)采取適當(dāng)?shù)乃衔镱A(yù)防措施，如用乙二醇溶液替代清水對油管進(jìn)行加壓平衡閥瓣上下壓差。

(4)通過ST3井實踐證明，針對活塞運動部分失效等較為復(fù)雜的、采用常規(guī)手段無法有效處置的井下安全閥故障，采用常開工具將安全閥鎖定在常開狀態(tài)在高溫高壓含硫氣井中是可行的。