技术标准化保障高温高压酸性气藏气井安全生产

姚广聚 雷 炜 陈海龙

中国石化西南油气分公司工程技术研究院（四川德阳618000）

技术标准化保障高温高压酸性气藏气井安全生产

姚广聚 雷 炜 陈海龙

中国石化西南油气分公司工程技术研究院（四川德阳618000）

以技术标准为基础，通过室内实验与现场结合，开展了管柱强度设计、生产管柱材质优选、管柱结构优化及地面流程优化等研究，初步形成了高温高压气井安全生产技术，保障了川西须家河和川东北飞三气藏气井的正常生产，其中河坝1井和X2井分别累计产气1.89×108m3和2.24×108m3，取得了显著的开采效果。

技术标准化高温高压气井

高温高压气藏是国内勘探开发的重要领域，但随着井深、温度、压力的增加，气井安全生产问题成为国内外备受关注的重要技术难题[1]。特别是含CO2、H2S时，气井安全生产形势更为严峻。标准化的推广、应用及严格执行，是保障该类气井安全生产的重要技术手段。川西须家河组、川东北河坝、元坝的高温、高压、酸性气藏最高压力达130MPa，地层温度170℃，井深超过7 000m，该类气藏的高效、安全开发是标准化严格执行、规范有效最好的佐证。

1 高温高压气藏采气难点及安全隐患

高温、高压、高产并含腐蚀性气体的恶劣环境，对于钻井、完井、采气任何一道工序来说，都面临着严峻考验，特别是对持续周期最长的气井生产过程来说，几年、十几年、以至更长周期，安全问题就显得更为重要和更加严峻。川西须家河组、川东北河坝、川东北元坝气藏极其复杂地质情况也决定了安全生产过程中面临着诸多世界级难题（表1），如何保障气井安全生产是气藏高效开发的重中之重。

生产过程中，井筒是保障气井安全的重要屏障，也是高压气源产出必经的唯一通道，井下生产管柱无法直接观察、直接控制和方便更换，这对生产管柱设计提出了较高的要求，为满足高温高压含腐蚀性气体气井的正常采输，生产管柱的耐压、强度、抗腐蚀便成为了生产设计面临的重点和难点。

表1 川西部分气田气藏特性表

1.1 气藏高温高压，生产管柱难以满足耐压要求

在地层压力高于110MPa情况下，井口最大关井压力将超过90MPa，P110钢级油套管难以满足抗压需要（表2），目前P110级177.8mm套管抗内压85.9MPa、抗外挤74.3MPa，计算安全系数均小于1，抗内压和抗外挤均难以满足耐压安全系数需要。针对异常高压，如何选择相应的套管型号、制定相应的技术对策，是目前面临的重要难题。

1.2 气藏埋藏深，带封隔器时管柱受力情况复杂

川西、川东北深层气藏埋深在4 500～7 300m之间，生产管柱较长，当气井采用带封隔器完井时，由于生产过程中的环境发生变化（温度、压力、流体等），管柱受力将发生变化，当力达到或超过油管、短节、封隔器受力极限时，便会出现管柱屈曲、管柱断裂、封隔器意外解封事故发生（图1），如国内在井深超过6 000m的柯深1井采用封隔器进行完井及试采时发生了封隔器受力异常而缩短，其缩短量超过插管长度，插管抽出插管座而解封，造成了油管内超高压传至环空、压坏套管而被迫修井以至报废的事故。因此，计算分析管柱受力情况，并制定相应措施是保障管柱安全的基础。

1.3 气井含腐蚀性介质，腐蚀环境恶劣

H2S、CO2腐蚀发生油管断裂是国内高温高压油气田生产管柱的主要失效形式之一。塔里木雅克拉凝析气藏平均井深5 300m，气藏原始压力约60MPa，井底、井口温度约为130℃、70℃，天然气中含有4.18%的CO2，水中Cl-含量为18 310～129 009mg/L，各生产井均处在水、气、油的多相流体系中。由于该气田产出的凝析气中伴有大量CO2，试采井生产过程中出现了多次因CO2腐蚀而导致较严重的井口失控事故。

川东北产出天然气普遍高含腐蚀性的介质H2S气体，在井筒产水的情况下，腐蚀现状严重，腐蚀环境恶劣。如河坝1井2005年测试时油管是钢级为90SS和C90的Φ73mm及钢级为C90的Φ89mm防硫油管。2005年11月对河坝1井嘉陵江组4 486～4 500m井段实施完井试气测试施工，施工采用了APR射孔酸压测试三联作施工工艺，起出油管检查时发现Φ73mm油管在接箍处已穿孔并拉断，油管断口形貌如图2所示。

表2 不同尺寸管柱耐压性能表

在川西深层气藏开发早期，X851高产井出现了由于35CrMo低合金钢的悬挂器及双公短节在腐蚀及冲蚀的双重作用下，双公短节（与悬挂器连接）发生断裂而封井的事故，腐蚀的危害值得警惕。

川西须家河组气藏CO2分压达1.05MPa，川东北河坝气藏H2S、CO2腐蚀分压最高达0.85MPa、0.531MPa，元坝气藏H2S、CO2腐蚀分压最高达4.95MPa、12.02MPa，而根据NACE 0175及Q/SH 0173-2008标准，均应考虑相应的防腐措施。同时腐蚀环境采用质高镍基合金钢防腐材又将面临投资高成本，直接影响气井投资风险。因此，针对腐蚀性环境，制定合理的技术对策是降低成本、保证气井安全的重要环节。

1.4 地面安全隐患多、危害大

由于工具、装备的不足及人为、天气、自然灾害等因素，高温、高压、含硫气井的地面测试和采输流程存在着较多的安全隐患。这类气藏一旦地面安全得不到保障会带来极大的危害，有毒气体的泄漏以及爆炸等恶性事故会带来巨大的损失。目前国内气田地面不足主要表现在井场安全自动化、安全参数计算以及管材腐蚀研究上，而国产地面降压保温、分离测试、自动记录、安全监测报警装备仍不完善。

川东北河坝1井试采期间，由于节流阀密封件采用的是橡胶件，导致该套阀门组件平均不到一周就需要更换，不仅增加了现场人员的劳动强度，同时也存在较大的安全隐患。川西X851井，由于在采气期间没有设计地面加热装置，现场须通过喷淋热水的方式防治水合物冰堵，地面采输存在较大风险。

总体来说，含硫化氢气井的生产过程有两点要重点关注：一是硫沉积或水合物冰堵引起的地面管线憋压，进而导致的爆管现象；二是酸性尤其是含硫化氢气体的泄漏给人和环境带来的危害。为了避免或减少危害的发生，应当设计合理的地面安全截断系统、压井系统、放空系统和防冻液（缓蚀剂）注入装置、排污系统、清管发球阀等行之有效的措施[1]。

2 标准化保障了高温高压气井安全生产

针对高温高压酸性气藏气井中存在的生产管柱耐压、受力、腐蚀等难题，为保障气井的安全生产，在技术对策上以多项标准为基础，室内实验与现场结合为手段，大胆引进国内外先进工艺技术，通过优选、改进，形成了保障该类气井安全生产的系列工艺技术，保障气田的正常开发和气井的安全生产。

2.1 管柱强度保障技术

按照AQ2012-2007石油天然气安全规程，生产管柱的安全系数需满足以下要求：抗挤为1.0～1.125MPa，抗内压为1.05～1.25MPa，抗拉为1.8kN以上，含硫天然气井应取高值。针对河坝飞三气藏111.11MPa的地层压力，在严格按照规范要求，符合要求的油层套管（Φ177.8mm或以上P110钢级）难以满足强度要求。若增加材质钢级，将P110更改为Q125或T140，强度虽然可能满足实际需要，但由于高强度的材质对于应力腐蚀（SSC）显得更为敏感，因此依据石化行业标准Q/SH 0173-2008《川东北酸性天然气井井下生产管柱设计推荐作法》，“含硫化氢或潜在含硫化氢气井，宜通过增加管柱壁厚来满足管柱强度要求”的技术手段，对井口上部生产套管柱采取了厚壁套管[2]。而在无H2S的情况下，则可采用相应的高钢级材质（表3）。

依据Q/SH 0173-2008：“生产管柱应进行三轴条件下的抗拉、抗内压、抗外挤强度校核”、“井下工具及配件的抗内压、抗外挤及抗拉强度应满足油管柱需要的强度”，采用三轴应力校核的方法，按规范要求进行管柱强度分析（表4），在管柱受力超过极限时，根据管柱受力情况及最大位移计算量，在封隔器上部可配置相应的伸缩短节以补偿油管变形量，保障管柱受力于安全强度范围内[2]。

2.2 生产管柱材质优选

高温高压气井含腐蚀性气体和产水，气井存在腐蚀危险，对于生产管柱材质的选择，标准Q/SH 0173-2008要求：“H2S分压大于0.000 3MPa的气井，应选择抗H2S材质。含二氧化碳和硫化氢的气井应根据分压选用既抗硫化氢又抗二氧化碳的材质。测试改造生产一体化的管柱，需考虑酸液对油管性能的影响”[2]。

表3 高钢级管材强度参数表

表4 X201井不同工况下管柱受力计算结果表

基于材质流程选择图（图3），针对不同的环境可以初选出相适应的管材，为进一步对材质进行优化及设计，则需进行更为准确的细致分析。依据NACE TM 0177A法《抗硫化氢应力腐蚀标准》、ISO 15156《CO2腐蚀评价室内实验标准》，室内实验的方法是对材质进行进一步优化的有效手段。

川西须家河组气藏CO2分压约为1MPa，按图3所示可以选出应采用13Cr合金钢材质，但目前13cr材质可分为13cr、HP1-13cr、HP2-13Cr 3种材质，其性能与价格也相差甚远。因此采用室内模拟实验，对3种材质进行了进一步优化。

通过对比13Cr、HP1-13Cr和HP2-13Cr 3种材质的抗腐蚀性能，结合须家河组CO2分压及Cl-含量情况，优选出更适应于川西须家河组气藏开发的需要的HP1-13cr(表5)。目前HP1-13Cr已经成功应用于X856、X2、X3等一批川西深层气井，目前已安全采输3年多，有效保障了气井的安全生产。

同样，基于以上思路及方法，完成了对川东北河坝飞三气藏管柱设计，优选形成了95S-3Cr防腐材质，在同时满足CO2腐蚀的情况下，对可能出现的H2S含量升高情况进行了有效防护，确保了河坝1、河坝2井的安全生产。

2.3 管柱结构优化

为保证高温高压气藏井筒的整体安全性，Q/SH 0173-2008提出“高温、高压及含硫化氢、二氧化碳气井宜采用油管带井下安全阀、永久式封隔器及配套的生产管柱”的技术要求。

针对川西须家河气藏和川东北河坝飞三气藏，对完井管柱结构进行了优化设计（图4）：①产层上部下入永久式封隔器封隔油套环空以保护套管及井口；②井口200m内安装井下安全阀，以实现危急情况下的井下关井，以确保安全[3]；③条件允许的情况下配置相应的循环滑套，以实现危急情况下的压井循环作业[3]。目前封隔器+井下安全阀的生产管柱在河坝1、河坝2井、X2等井得到了成功应用。

2.4 地面流程优化

表5 13Cr与HP1-13Cr不同工况下的腐蚀速率对比

采气和测试地面流程存在着腐蚀、冰堵、出砂以及泄漏等风险，对于地面流程的设计。GB 50350-2005《油气集输设计规范》以及SY 0007-1999《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》要求，首先应从整体上优化地面流程的结构，对于高压高产气井，降压节流采用多级节流流程，尽量平稳降压，安装水套炉等加热装置对流体加热避免水合物冰堵；为降低人工操作的危险，在地面流程中引入井口安全及远程液控系统。

依据GB 50350-2005《油气集输设计规范》以及SY 0007-1999《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》，针对川西须家河气藏及川东北河坝飞三气藏采气情况，对采输流程进行了优化设计[4，5]，形成了水合物预测与防治技术、清水拌注防砂技术等多项专题技术，完善了井口采气树选型、管汇台选型、节流堵头选型、分离器选型技术等设备选型技术，引进了井口安全截断系统、远程液控系统以及自动点火装置等，最大限度保证了地面测试流程的安全和自动化管理，目前这些技术已经在川西的新场气田、大邑区块以及川东北的河坝区块得到成功地应用，并保障了河坝1井在投产初期油压高于80MPa、产量超过30×104m3/d的试采和采气要求。

3 标准化技术应用效果

截止2009年1月，川西深层高温高压气藏共投入生产井16口，其中须二气藏和须四气藏各有8口井，日产天然气71×104m3/d，日产水275m3/d，累计产气14.9×108m3。川东北河坝区块高温高压气藏目前投入生产井2口，日产天然气16.16×104m3/d，日产水256.25m3/d，累计产气10.29×108m3。以各种安全生产采气技术标准为指导，川西须家河气藏和川东北飞三气藏高温高压气井实现了安全生产，气藏得以高效开发。

3.1 典型井例1-X2井

针对地层压力高达85MPa，CO2腐蚀分压1.05MPa的高压腐蚀环境，X2井井深4 840m，采用了优化设计的封隔器+井下安全阀投产管柱（图5），2007年6月28日投入生产，天然气绝对无阻流量135.67×104m3/d。最高日产气52.1×104m3，最高井口油压54.8MPa；气井稳定生产近两年。目前，X2井井口油压47.5MPa，套压16MPa，日产气23.33×104m3，累产气2.24×108m3，气井整个系统运行安全稳定可靠，技术标准在该井的应用取得了显著效果。

3.2 典型井例2-河坝1井

针对地层压力111.1MPa，井深为5 222.11m，CO2分压0.841MPa的高压腐蚀环境，依据标准和相关规范，河坝1井采用三封隔器+井下安全阀投产管柱（图6），并对嘉二含H2S层段进行了封堵，该井自2007年4月16日投产以来，最高生产油压88.9MPa，最高产量62×104m3/d。目前井口油压45.1MPa，套压13.50MPa，日产气10.81×104m3，累产气1.89×108m3，该井在高压高产的井况下保持正常稳定生产，标准的严格实施为该井安全生产提供了保障，生产取得了显著效益。

4 结论

（1）高温高压气井生产管柱的合理设计是安全生产的重要保障。较高的耐压要求、气井埋藏深造成的带封隔器时管柱受力情况复杂、恶劣的腐蚀环境和地面安全隐患多且危害大都给气井生产管柱的安全带来了挑战。

（2）以技术标准为基础，通过室内实验与现场结合，开展了管柱强度设计、生产管柱材质优选、管柱结构优化及地面流程优化等研究，初步形成了高温高压气井安全生产技术。

（3）形成的高温高压气井安全生产技术有效保障了川西须家河和川东北飞三气藏气井的正常生产。其中河坝1井和X2井累产气1.89×108m3和累产气2.24×108m3，取得了显著的开采效果。

[1]石油工业标准化编写组.石油工业标准化[M].北京:石油工业出版社,1995.

[2]Q/SH 0173-2008川东北酸性天然气井井下生产管柱设计推荐作法[S].

[3]Q/SH 0174-2008川东北酸性天然气采气井井控技术规范[S].

[4]Q/SH 0022-2007川东北含硫化氢天然气井试气推荐作法[S].

[5]Q/SH 0172-2008川东北酸性天然气井试井技术规范[S].

Based on the technological standards and the combination of laboratory test and on-site test,the research focuses on the following aspects like the design of pipe string intensity,the selection of pipe string material for production,the optimum of pipe string structure,and the optimum of ground flow-sheet.Therefore,the safety production technology about high-temperature and highpressure gas wells has been developed primarily.Then,this technology guarantees the normal production of gas reservoir wells at Xujiahe in the west of Sichuan and at Feisan in the northeast of Sichuan.The cumulative outputs of gas from Heba well No.1 and well No.2 among them have respectively reached 1.89×108m3and 2.24×108m3,and thus achieved the remarkable effect of exploration.

standardization of technology;high-temperature and high-pressure;gas well

2010-09-14▎

姚广聚（1979-），男，现主要从事油气藏工程、采气工艺等方面的研究。