气井环空带压临界控制值研究*

张 智,周琛洋,王 汉,刘志伟,何 雨

(西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)

0 引言

目前，气井环空带压现象十分普遍，环空带压是指气井环空压力在泄压后短时间内又恢复到泄压前压力水平的现象[1]。生产过程中若环空压力过高，会造成油套管、封隔器、井口装置等挤毁失效，进而导致井筒的完整性遭到破坏，对气井的安全生产造成巨大威胁[2-3]。但是，目前尚未形成有效的技术措施来彻底根除环空带压问题，环空带压问题最主要的应对措施是将其控制在安全范围内，从而有效延长油气井安全开发周期[4]。因此，为确定环空带压安全运行范围，近年来国际上发布了一系列相关标准或推荐做法，可用于计算气井环空带压临界控制值，从而避免了频繁的放喷作业，降低了气井的管理难度和生产成本[5]。

2006年，API发布了API RP 90《海上油田环空压力管理推荐做法》，给出了环空最大许可压力的确定方法[6]。但是根据API RP 90推荐做法确定环空带压临界控制值时，只是单纯的考虑油套管的原始强度，未考虑腐蚀或磨损造成的管柱壁厚减薄而导致强度下降的影响，未考虑井口装置和地层承压能力的影响，并且还未考虑环空中流体所产生的压力对下部管柱的影响[7-11]。2014年，ISO发布了ISOTS 16530-2《井的完整性—第2部分：操作阶段井的完整性》标准[12]，该标准在计算井口环空最大容许压力(MAASP)时，考虑了生产和完井管柱、各环空流体及地层破裂压力等井筒实际情况，提高了环空带压安全评价的全面性。2016年，API发布了API RP 90-2《陆上油田环空压力管理推荐做法》[13]，重点针对陆上油气田，提出了一系列新的环空带压临界控制值计算方法，可以更准确地开展环空带压安全评价。

国内学者通过借鉴上述标准，根据实际井身结构和井下管串组合情况，将井口装置、封隔器以及存在腐蚀和磨损情况下管柱的强度纳入考虑，研究了环空带压临界控制值的计算方法，确定了环空许可压力的动态变化范围，建立了环空带压安全评价方法和评价流程，提高了环空带压安全评价的全面性[14-19]，但是仍未能全面考虑油压和环空流体压力对管柱压力平衡作用，无法满足气井环空压力管理需求[20]。

因此，以下针对原有环空带压安全评价方法的不足，建立了基于API RP 90-2推荐做法的环空带压安全评价方法，提出的新方法在原有基于API RP 90的环空带压临界控制值的计算只考虑壁厚减薄情况的管柱、完井和井口设备承压能力等因素的基础上，将油压、地层压力、环空流体压力对管柱的压力平衡作用以及套管鞋处地层的承压能力纳入考虑，并形成了1套方便现场应用的环空压力管控图版，以期为陆上油气井环空带压安全评价提供更为准确的理论依据。

1 环空带压临界控制值的确定

根据API RP 90-2推荐做法，在计算环空带压临界控制值时应综合考虑管柱、完井设备、井口装置和地层的承压能力，按照图1所示的流程来确定A环空带压临界控制值，其他环空带压临界控制值也可通过类似方法求取。

图1 API RP 90-2推荐做法计算环空带压临界控制值流程Fig.1 Diagram of the calculation procedure of MAWOP recommended by API RP 90-2

其中，MAWOPA为A环空带压临界控制值，MPa；p1，p2，p3，p4，p5，p6，p7分别为考虑井口装置等级、完井设备等级、地层承压能力、油管抗挤最薄弱点承压能力、生产套管抗内压最薄弱点承压能力、生产套管抗挤最薄弱点承压能力、技术套管抗内压最薄弱点承压能力的环空带压临界控制值，MPa。

如图2所示，为避免油管被挤毁、生产套管被压裂以及封隔器密封性被破坏，A环空井口压力应满足：

(1)

式中：s的取值参考《天然气工程(第二版)》；pT为油管最薄弱点处的油压，MPa；ps为A环空实测井口压力，MPa；ptc，pab分别为考虑腐蚀、磨损、冲蚀、高温带来的强度衰减后的油管最薄弱点的抗挤强度、生产套管最薄弱点的抗内压强度，MPa；pcc为封隔器额定压力，MPa；pup为封隔器上端所承受的压力，MPa；pdn为封隔器下端所承受的压力，MPa；pl为环空静液柱压力，MPa。

图2 A环空管柱受力情况Fig.2 Stress condition of tubular column in A annulus

1.1 考虑管柱的承压能力

1.1.1 考虑油管抗挤最薄弱点处的承压能力

如图2所示，油管抗挤最薄弱点位置处管外与管内流体的压差Δpwc1为：

Δpwc1=pg+pl-pT

(2)

式中：pg为环空静气柱压力，MPa；Δpwc1为油管抗挤最薄弱点位置处管外与管内流体的压差，MPa。

根据API RP 90-2取安全系数为0.8，则考虑油管抗挤最薄弱点处的环空带压临界控制值为：

p4=0.8×(ptc-Δpwc1)

(3)

1.1.2 考虑生产套管抗内压最薄弱点的承压能力

如图2所示，生产套管抗内压最薄弱点位置处管内与管外流体的压差Δpwb1为：

Δpwb1=pg+pl-pB

(4)

式中：pB为生产套管最薄弱点处B环空的流体压力，MPa；Δpwb1为生产套管抗内压最薄弱点位置处管内与管外流体的压差，MPa。

根据API RP 90-2取安全系数为0.8，则考虑生产套管抗内压最薄弱点处的环空带压临界控制值为：

p5=0.8×(pab-Δpwb1)

(5)

1.1.3 考虑生产套管抗挤最薄弱点的承压能力

同样地，考虑生产套管抗挤最薄弱点处的环空带压临界控制值为：

p6=pac-Δpwc2

(6)

式中：pac为考虑腐蚀、磨损、冲蚀、高温带来的强度衰减后的生产套管最薄弱点的抗挤强度，MPa；Δpwc2为生产套管抗挤最薄弱点位置处管外与管内流体的压差，MPa。

1.1.4 考虑技术套管抗内压最薄弱点的承压能力

同样地，考虑技术套管抗内压最薄弱点处的环空带压临界控制值为：

p7=pbb-Δpwb2

(7)

式中：pbb为考虑腐蚀、磨损、冲蚀、高温带来的强度衰减后的技术套管最薄弱点的抗内压强度，MPa；Δpwb2为技术套管抗内压最薄弱点位置处管内与管外流体的压差，MPa。

1.2 考虑完井设备的承压等级

根据API RP 90-2取安全系数为0.8，则考虑完井设备等级的环空带压临界控制值为：

p2=0.8(pcc+pdn-pup)

(8)

1.3 考虑井口装置的承压等级

根据API RP 90-2取安全系数为0.8，则考虑井口装置等级的环空带压临界控制值为：

p1=0.8×pw

(9)

式中：pw为井口装置安装之后井口支撑外层套管的额定压力或最大测试压力(密封测试或套压测试等)，MPa。

1.4 考虑地层的承压能力

考虑地层承压能力的环空带压临界控制值计算方法是基于钻井时套管鞋处通过地层完整性测试(FIT)或泄漏测试(LOT)所得到的最小地层破裂梯度(FG)，或者通过钻井液液柱压力梯度(MWG)来计算。但该计算方法仅适用于被评价环空与地层连通的情况。

考虑地层承压能力的环空带压临界控制值为：

p3=0.8×Hc×(FG-MWG)

(10)

式中：Hc为套管鞋垂深，m；FG为破裂压力梯度，MPam；MWG为钻井液液柱压力梯度，MPam。

2 现场应用

实例井为某采气井，井底温度为145 ℃，产层压力为50 MPa。根据最新生产报表，目前该井井口油压为41 MPa，A环空最大带压值为29.75 MPa，B环空最大带压值为14.0 MPa，C环空最大带压值为3.2 MPa。测井资料显示该井A环空保护液液面深度为3 745 m，环空保护液密度约为1 gcm3。井身结构及油套管强度见表1及图3所示。

表1 实例井油套管下深及强度

2.1 环空压力管控图版的设计

由于实例井各环空均为密闭环空，故不考虑地层承压能力的影响。结合表1的基础数据及图3所示的井身结构图，计算可得环空带压临界控制值见表2所示。可以看出：实例井A环空带压临界控制值为41.47 MPa，B环空带压临界控制值为18.85 MPa，C环空带压临界控制值为6.30 MPa，说明按照API RP 90-2推荐做法，实例井各环空实际最大带压值小于环空带压临界控制值，因此是安全的，可以正常开采。

为方便现场直接应用基于API RP 90-2的推荐做法，形成了1套环空压力管控图版见图4所示，该图版设计方法如下：各环空以基于API RP 90-2推荐做法计算得到的最大允许带压值为环空带压临界控制值，当环空压力高于此临界控制值后则卸压；以API RP 90推荐做法计算得到的最大允许带压值为推荐工作压力上限，以ISOTS 16530-2标准提出的最小预留压力为推荐工作压力下限，现场实际生产时尽量将各环空压力控制在推荐工作压力范围之内。

图3 实例井井身结构Fig.3 Casing program of the example welll

表2 API RP 90-2推荐做法计算实例井环空带压临界控制值

图4 实例井环空压力管控图版Fig.4 SAP management plate of the example well

2.2 考虑多种因素影响的环空带压临界控制值

2.2.1 服役时间增长的影响

图5为环空带压临界控制值随服役时间变化关系，参考NACE RP 0775-2005标准[21]，以严重腐蚀(0.25 mmy)为基础，讨论服役时间增长的影响。可以看出，随着管壁厚度的减薄，管柱的承压能力也随之下降，造成环空带压临界控制值逐年下降。但考虑油管抗挤强度的A环空带压临界控制值和考虑生产套管抗挤强度的B环空带压临界控制值下降速度随服役时间增长明显加快，使油管和生产套管的承压能力迅速降低，因此在现场实际生产中应避免油管和生产套管壁厚减薄。

2.2.2 A环空压力变化的影响

图6为环空带压临界控制值大小随A环空压力变化关系。可以看出，随着A环空压力增大，考虑油管抗挤强度、生产套管抗内压强度和封隔器承压能力的A环空带压临界控制值均降低，考虑生产套管抗挤强度的A，B环空带压临界控制值均增大；说明在环空带压情况下，A环空压力对生产管柱产生压力平衡作用，使生产套管抗挤毁能力提高，但使油管抗挤毁能力、封隔器承压能力和生产套管抗内压能力降低。

图5 环空带压临界控制值随服役时间变化关系Fig.5 Variation of MAWOP with service time

图6 环空带压临界控制值随A环空压力变化关系Fig.6 Variation of MAWOP of A annulus with A annulus pressure

2.2.3 B环空压力变化的影响

图7为环空带压临界控制值随B环空压力变化关系。可以看出，随着B环空压力增大，考虑生产套管抗内压强度的A环空带压临界控制值增大，考虑技术套管抗内压强度的A，B环空带压临界控制值均降低，考虑技术套管抗挤强度的B环空带压临界控制值增大，考虑生产套管抗挤强度B环空带压临界控制值降低；说明在环空带压情况下，B环空压力对套管产生压力平衡作用，使生产套管抗内压能力和技术套管抗挤毁能力提高，但同时使生产套管抗挤毁能力和技术套管抗内压能力降低。

图7 环空带压临界控制值随B环空压力变化关系Fig.7 Variation of MAWOP with B annulus pressure

2.2.4 油管压力和C环空压力变化的影响

图8为A环空带压临界控制值随油管压力变化关系以及B环空带压临界控制值随C环空压力变化关系。可以看出，随着油管压力增大，考虑油管抗挤强度和封隔器承压能力的A环空带压临界控制值均增大，说明在环空带压情况下，油压对油管和封隔器产生压力平衡作用，使油管的抗挤毁能力和封隔器的承压能力有了一定的提高；随着C环空压力增大，考虑技术套管抗挤强度的B环空带压临界控制值降低，考虑技术套管抗内压强度的B环空带压临界控制值增大，说明在环空带压情况下，C环空压力对技术套管产生压力平衡作用，使技术套管抗挤毁能力降低，使技术套管抗内压能力提高。

图8 A，B环空带压临界控制值分别随油管压力和C环空压力变化关系Fig.8 Variation of MAWOP of A and B annulus with tubing pressure and C annulus pressure

3 结论与认识

1)API RP 90是针对海上油气田环空带压安全评价的推荐做法，在计算环空带压临界控制值时考虑因素偏少，在API RP 90-2推荐做法发布以后已不再继续适用于陆上油气田环空带压安全评价。

2)建立了基于API RP 90-2推荐做法的环空带压安全评价方法，对于环空带压临界控制值的计算，该方法在原有API RP 90推荐做法只考虑壁厚减薄情况的管柱、完井和井口设备承压能力等因素的基础上，重点考虑了油压、地层压力、环空流体压力对管柱的压力平衡作用以及套管鞋处地层的承压能力，考虑因素方法更为全面，推荐陆上油气井使用。

3)编制了1套方便现场应用的环空压力管控图版，该图版以基于API RP 90-2推荐做法计算得到的最大允许带压值为环空带压临界控制值，当环空压力高于此临界控制值后则卸压；以API RP 90推荐做法计算得到的最大允许带压值为推荐工作压力上限，以ISOTS 16530-2标准提出的最小预留压力为推荐工作压力下限，现场实际生产时尽量将各环空压力控制在推荐工作压力范围之内。

4)根据API RP 90-2推荐做法结合现场应用研究发现，环空带压临界控制值不再是1个固定不变的值，而是随服役时间增长以及相邻和自身环空压力变化等因素不断变化的值。

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