深水水下井口环空压力监测及诊断方法

赵维青，冷雪霜，陈 彬，牟小军

(1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，广东 深圳 518607；2.中海油能源发展股份有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518067)①

深水水下井口环空压力监测及诊断方法

赵维青1，冷雪霜1，陈 彬2，牟小军1

(1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，广东 深圳 518607；2.中海油能源发展股份有限公司 深圳分公司，广东 深圳 518067)①

针对深水水下井口及采用水下采油树方式生产的井，对比了地面井口与水下井口环空压力监测的通道；给出了各个压力环空的定义；分析了形成环空压力的原因及压力源的来源；阐述了A环空压力的监测及诊断方法，并对每种方法的优缺点进行了对比。通过一口深水井案例，分析了产量变化时各个环空中压力的变化情况，结论表明产量变化时各个环空压力变化明显。研究结果对环空压力管理、诊断、监测及深水井套管选型具有借鉴和指导意义。

深水；水下井口；环空压力；监测方法；诊断方法

深水井测试及生产作业面临诸多挑战，例如测试及生产过程中流动保障分析(主要是水合物预防、管柱腐蚀预测、结蜡、结垢、多相流流动等)、井控、环空带压等[1]。要保障深水井从设计到投产及整个井生命周期内安全生产是一个系统的工程，而目前行业内将所有这些导致井不能进行正常作业的问题统一为井筒完整性的范畴。

自从20世纪70年代井筒完整性概念的提出，经过近半个世纪的发展，美国、加拿大、挪威等国家已经制定了完整的井筒完整性的管理计划，同时出台了一些相关的标准和法律法规。井筒完整性的内容所涉及的学科非常广泛，其中最具代表性的是挪威油气井筒完整性指南[2](NOR SOK D010)，该指南部分内容涉及了环空压力管理。近年来，环空压力管理越来越受到行业的关注，特别是2006年API RP 90[3]“海上井环空套压管理”第一版发布，作为井筒完整性一部分，井在测试及生产过程中套管环空带压得到了极大的关注。引起环空带压的原因很多，例如生产导致的圈闭流体无法膨胀形成圈闭压力、生产过程中热采、井筒完整性破坏后不同环空之间的连通导致的某个环空带压等。

国外环空压力形成机理[4-7]及处理措施[8-10]研究相对成熟，国内环空压力研究主要是以陆地油田环空压力安全评价[4-5]等为主，深水领域环空压力的研究主要是机理研究[11-12]和相关的处理措施研究[13-14]，而深水油气田环空压力监测及诊断方面的研究较少。目前已经投产的荔湾深水气田井A环空带压20 MPa左右，该气田制定了详细的措施来监测环空压力以确保井筒完整性和井的安全生产。本文主要针对深水水下井口[15]及采用水下采油树生产方式的井，分析环空压力产生的原因，给出了环空压力监测方法，A环空环空压力变化原因及诊断方法。对深水水下井口及采用水下采油树方式生产的井环空压力预防、监测、诊断及井筒完整性研究具有指导意义。

1 环空压力形成原因

1.1 环空定义

由于水下井口及采用水下采油树进行开发的井与地面井口及管柱回接至地面进行开采方式的井有所不同，因此每个套管环空是否可以监测及进行操作也不同。常规的四层套管程序的典型井身结构如图1～3所示。A环空是指生产管柱和生产套管之间的空间；B环空是指生产套管和外层管柱之间的空间；其他环空以此类推。

从图1可以看出，对于地面井口及地面采油树，每下完一层套管后安装套管头，下完生产套管后安装油管头，从A环空开始每一个环空都可以通过套管头翼阀或油管头翼阀进行监测及管理。从图2～3可以看出，对于水下井口，表层结构导管与低压井口头连接(914 mm或762 mm低压井口头及结构导管)通过喷射方式下入，表层套管与高压井口头(476 mm高压井口头)连接固井水泥上返至海底泥面，之后每层套管都是悬挂在高压井口头内，并通过金属对金属/橡胶对金属的双密封方式密封。对于水下井口在安装完采油树后只有A环空可以通过位于环空主阀下的压力传感器、脐带缆中专门的环空压力监测管线或化学药剂注入管线进行监测，可通过环空进入阀、环空主阀或化学药剂注入管线等泄压管理；而对于其他环空无法监测或者进入(如图2～3)。因此，水下井口环空带压问题监测及处理比地面井口或者采油树更复杂，更具不确定性。

图1 地面采油树各环空及监测方式

图2 水下卧式采油树各环空及监测方式

图3 水下立式采油树各环空及监测方式

水下采油树按油管挂系统坐落位置分为2种类型：①水下卧式采油树或者水平采油树。这种采油树油管悬挂系统坐落在采油树内，所有的生产和环空阀门排列在采油树一侧，本体作用类似于油管四通，因此通常可以先安装采油树然后进行目的层段钻井、完井作业，在修井作业时不用回收采油树，如图4所示。②立式采油树或者垂直采油树。所有的阀门排列在采油树垂直面板上，完井作业时先将油管挂系统坐落在高压井口头内，然后再下入采油树，修井时需要回收采油树才能回收油管挂系统，如图5。

图4 水平采油树

图5 立式采油树

1.2 环空压力源

套管环空压力形成的原因较多，但总体可以归结为3类：①热效应引起的环空带压。深水井在测试或者生产过程中由于热的地层流体在流经生产管柱时由于热传导作用会对外部管柱环空流体产生加热现象，当环空圈闭的流体受热后无法膨胀释放压力时，两层管柱之间就形成圈闭压力，圈闭流体的温度及圈闭压力随产量的变化而变化；②套管环空持续带压(SCP)。套管环空持续带压主要是由于井筒管柱泄漏、井下工具失效、固井水泥封固差等原因导致不同环空互相连通引起。如油管螺纹泄漏、封隔器失效、水泥未封固、水泥石破坏等。持续带压的压力源可能是任何渗透的产层、水层、浅层气层等。持续的环空带压要引起注意，如果不及早发现，并采取适当的措施进行管理会导致井筒完整性破坏或者井的报废。通常情况下A环空的持续带压主要是由于生产管柱及管柱上的工具失效泄漏导致油管与A环空连通引起。B环及以外的环空带压通常是由于环空钻井液中固相颗粒(主要是加重材料)沉淀引起钻井液比重降低，从而导致静液柱压力降低或者与内环空连通引起；③作业需要施加在套管环空的压力。作业需要施加在套管环空的压力主要是热采、气举等工艺，或者进行环空压力监测诊断需要施加在环空的压力，这部分压力根据套管强度及公司标准进行管理。

1.3 套管环空压力管理方法

套管环空带压原因可能是之前所述之一或者是他们的组合，管理套管环空压力首先要界定环空压力等级，判断环空压力属于那种类型，然后根据实际情况进行风险等级划分和管理。API90对环空带压划分为3个等级：①环空带压小于0.69 MPa属于低风险，持续观察即可；②环空带压大于0.69 MPa，并且诊断为持续带压类型，如果压力可以释放到0 MPa，表示泄漏速度小，井筒内屏障仍然有效，对人、环境及设备威胁小，风险可控；③环空最大允许操作压力，这个压力是根据管柱力学性能计算出某一环空可承受的最大操作压力，超过该压力会导致管柱崩裂或者挤毁。

2 环空压力监测方法

2.1 A环空压力监测

对于水下井口及采油树生产的井，井从开始生产起由于热的地层流体通过生产管柱流至井口过程中因热传导对井产生加热效应，目前为了保障井筒完整性通常采取：①当前套管固井水泥返至上层套管管鞋以下，通过裸露地层释放环空压力；②环空注入氮气，通过气体膨胀收缩原理；③在套管上安装可压缩的复合泡沫材料或者可压缩的液体，通过泡沫材料受压体积变化；③套管上安装破裂盘，受压后破裂释放压力；④安装压力释放阀；⑤更高钢级与磅级的套管等方式来解决由于热效应导致的环空圈闭流体膨胀产生的压力。对于A环空压力监测要考虑采取上述那种方式进行预防的影响，正常情况下当井开始生产并经过一段时间后A环空的压力随着井筒被完全加热而达到一个稳定的值，通常不推荐释放A环空压力，如果在生产期间A环空压力发生变化或者A环空压力与井口头处海水静液柱压力之差超过0.69 MPa就要考虑长期带压是否导致形成持续带压(SCP)问题。当关井后井筒会降温直到达到初始投产前的地层温度，这时各环空压力达到稳定，并与投产前的监测压力比较，如果降低就需要通过监测管线替入液体补充压力(这可能与之前生产时环空压力过高释放环空流体有关)，如果升高就要考虑是否出现持续带压问题(SCP或者环空流体固相颗粒沉降密度变化引起)。

2.2 A环空压力变化原因

引起A环空压力变化的主要因素有：①B环空水泥被破坏/水泥封固差，同时生产套管发生泄漏导致AB环空连通(B环空与储层连通)；②生产封隔器泄漏；③生产管柱破损或者螺纹失效发生泄漏；④水下采油树阀及密封失效；⑤生产套管挤毁；⑥采用尾管的尾管封隔器密封失效等。通常生产管柱失效是A环空持续带压(SCP)主要原因，A环空压力的判断是准确诊断井下工具及其他环空状况的唯一途径。

3 环空压力诊断方法

3.1 定产量生产法

以一定的产量生产，A环空因热效应圈闭压力与生产管柱压力比较，如果2个压力值相差较大，那么A环空圈闭压力由热效应引起，如果压力几乎相等，则A环空与生产管柱存在连通可能性。该方法是最简单也是最经济的，不需要变产量或者开关井，但当A环空圈闭压力接近生产管柱井口压力时很难判断A环空是否与生产管柱连通。

3.2 关井监测法

将以一定产量生产的井关井，观察A环空压力，正常情况井在一定的时间内温度降低至初始生产期间的地层温度，压力也下降至一个稳定值，如果压力不降反而升高表述A环空与生产管柱连通，并且生产管柱可能存在较大的泄漏。如果压力下降后又开始回升表示A环空与生产管柱连通，且生产管柱泄漏较小。关井后并未发现上述现象，开井恢复到原来的产量继续生产，如果出现环空压力高于关井之前的环空压力表述A环空出现持续带压(SCP)，A环空与生产管柱连通，且泄漏较小。该方法的优点是关井后整个生产系统温度降低，各个环空压力也随之降低不会对井筒完整造成损害，另外压力便于观察容易判断生产管柱是否泄漏。缺点是关井停产后再开井形成水合物风险极高。

3.3 泄压再恢复生产法

井以一定的产量生产记录A环空压力，关井泄15～20% 的A环空压力，开井恢复到原来的产量继续生产，如果新的A环空压力持续24 h稳定且小于关井泄压之前的环空压力值，表示A环空压力为热效应引起，否则为持续带压(SCP)。考虑到可能堵塞化学药剂注入管线/A环空压力监测管线(2条管线，9.5～25.4 mm)或者在泄压测试过程中形成水合物，推荐通过环空主阀、环空换向阀到生产出口的通道进行泄压测试。该方法的优点是关井再开井产量维持原来的不变，环空压力最大值可预估对井筒完整性及管柱强度安全不会造成破坏，缺点是降低产量对油藏产生扰动可能会对储层造成伤害，另外降低产量对于水下井口生产的井可能会引起水合物生成风险。

3.4 变产量法

当井以一定产量生产时记录A环空压力，降低或者增加产量会引起A环空压力降低或者增加。如果是热效应引起的环空圈闭压力，当增加产量时环空压力会升高并保持稳定，当降低产量时环空压力降低并保持稳定。当产量降低时环空压力降低，而井底流压增加生产管柱压力升高，如果出现环空压力明显升高则表示A环空与生产管柱连通且生产管柱泄漏较大，如果环空压力出现先降低后升高则表示A环空与生产管柱连通，但生产管柱泄漏较小。当产量增加时井底流压降低，环空压力升高，如果出现环空压力明显降低，则表示A环空与生产管柱连通且生产管柱泄漏较大，如果A环空压力出现先升高后降低的现象，则表示A环空与生产管柱连通且生产管柱泄漏较小。考虑到注入流体体积推荐直接从化学药剂注入管线/A环空压力监测管线注入。该方法的优点操作快，井可以继续生产。缺点是当采用增加产量方法时就要评估引起的环空压力进一步升高是否会导致各层套管及生产管柱强度破坏。

3.5 定产量生产环空增压法

当井以一定产量生产，记录A环空压力，从化学药剂注入管线或者环空压力监测管线注入一定的流体使A环空压力升高15%～20%，如果环空压力持续稳定24 h，则表示A环空压力由热效应引起，如果降低则表示A环空与生产管柱连通。该方法优点是不需要关井或者改变井生产产量，保障了井的正常生产。缺点是如果生产套管抗内压与生产管柱抗外挤强度安全余量小时就要仔细评估施加到A环空的压力，避免生产套管崩裂或者生产管柱挤毁。

3.6 生产管柱泄漏监测方法

A环空持续带压(SCP)主要是由于生产管柱完整性破坏引起，比如管柱破损、生产腐蚀、连接泄漏等。关闭井下安全阀，泄掉安全阀以上压力，如果在泄压过程中或者泄压后A环空压力出现下降现象则表示安全阀以上生产管柱与A环空连通。

无论是采用哪种方式进行A环空压力诊断需要注意的是要记录诊断前后的压力，泄放的体积，压力恢复趋势降落趋势与时间的关系等关键参数。此外还要考虑生产管柱和生产套管的强度，特别是在进行泄压再恢复生产法时考虑泄放流体量，如果泄放流体过多，当井关井降温后可能会在A环空形成真空效应引起生产管柱破裂，生产套管挤毁现象，在关井期间密切监测A环空压力，必要时及时从化学药剂注入管线或者环空压力监测管鞋补充流体维持压力稳定。

4 案例分析

2014年中海石油总公司完成了西非赤道几内亚两口深水井的作业，为了保证测试期间井筒完整性，在常规套管校核选项的基础上，考虑测试期间因环空压力升高对套管强度的影响重新对套管进行了校核选项，结论表明常规套管校核方法下选定的套管无法满足测试期间的强度要求，这主要是由于测试期间随着地层热的流体到达海底低温附近时温度变化较大，热效应引起的环空膨胀流体无法释放时产生一个额外的附加压力。以S-4井为例，水深1 038 m，海底处温度4 ℃，井身结构为914 mm导管+508 mm表层套管+339 mm中间套管+244 mm生产套管。封隔器下入深度为3 700 m，溶解气油比80 m3/m3，按照初开(放喷大约45 min)、初关(为8倍初开时间)、二开(以300、600、900 m3/d进行)、二关井(关井72 h)的测试制度。

S-4井各环空压力计算数据如表1。

表1 S-4井各环空压力计算数据 MPa

计算结果表明，同一环空的圈闭压力随着流量增大而增大，当流量增加到一定值时，会引起圈闭压力过高，进而导致井筒的完整性破坏，在实际生产中可以通过上述的6种方法对A环空进行监测来诊断各个环空压力的来源及发展趋势。

5 结论

1) 深水水下井口或者采用水下采油树生产的井，只有A环空可以通过化学药剂注入管线或者环空压力监测管线进行监测。A环空压力的监测应该按照一定的等级进行划分，持续环空带压问题的主要是生产管柱完整性破坏引起，各个环空的压力操作上限及采取何种方法进行环空压力诊断时应该按照管柱强度及最大许允环空操作压力进行管理。

2) 对于A环空压力超过0.69 MPa的井，应该建立环空压力监测、诊断与管理数据系统，并进行持续监测或定期诊断，判断A环空与生产管柱连通情况和连通程度。

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Discussion the Method of Monitoring and Diagnostic Method for Annular Pressure Build up in Deepwater Well

ZHAO Weiqing1，LENG Xueshuang1，CHEN Bin2，MU Xiaojun1

(1.Ener Tech-Drilling & Production Co.，CNOOC，Shenzhen 518607，China；2.ShenzhenBranch，CNOOC，Shenzhen518607，China)

The annular pressure monitoring passage between the surface wellhead and subsea wellhead are compared in this paper.By focusing on the deepwater well with subsea well head or subsea production tree，this paper defines the annular layers，analyses the reasons causing annular pressure built-up，identifies three different pressure sources (Sustained continuous pressure，Thermal pressure built-up，and Operated pressure on annular)，demonstrates and compares the pros and cons of each monitoring and diagnostic method on annular A.A case study is also presented to demonstrate the significant annular layers pressure change whenever production rate is altered.The solution in this paper can be served as a good reference and guideline for the annular pressure management，monitoring，diagnostic，and casing selection of deepwater wells.

deepwater；subsea well head；annular pressure build up；monitoring method；diagnostic method

1001-3482(2016)12-0005-06

2016-06-15

中国海洋石油总公司科研项目“深水井环空圈闭压力控制技术及关键工具研究”(CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD 03 NFGC 2014-08)

赵维青(1985-)，男，青海人，工程师，主要从事深海石油钻完井监督及设计工作，zhaowq@cnooc.com.cn。

TE952

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.12.002