海上气井环空带压管理方案研究及应用*

李 强 武治强 何英明 刘书杰 曹砚锋 何保生 杨向前 欧阳铁兵 范志利

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2. 中国海洋石油国际有限公司 北京 100027)

海上气田开发具有高风险、高投入、高科技的特点，一般采用丛式井开发，且井型复杂多为定向井、水平井，平台生产设备多、人员密集，一旦发生井完整性问题造成油气泄漏事故,其后果非常严重。气井生产阶段常见的井完整性问题主要包括油套管腐蚀、环空带压、水泥环气窜等，其中环空带压(SCP)是海上气井生产阶段出现油气井完整性问题的主要表现形式，是气田生产管理的难题[1-5]。油套管丝扣泄漏及腐蚀刺漏、井下工具泄漏、固井质量不合格造成环空气窜等都会导致环空带压问题。环空的高压气体可能造成套管被层层压裂诱发地下井喷，使海床沉降而导致平台倾斜甚至倾覆报废；也可引起井口环空套管阀刺漏、高压天然气泄漏扩散引起火灾甚至爆炸事故，造成严重的人员伤亡、平台损毁和环境污染。

Bourgoyne等论述了4个由于环空带压导致海上油气井安全事故的案例[6-7]，其中一事故为某海上平台的一口井在完井约6 a后，A环空(油套环空)带压达到23.4 MPa，生产套管的最小抗内压强度为47.6 MPa。作业者认为风险可控，继续生产2 a后由于生产套管抗内压强度低于A环空压力被压裂，压力窜到B环空(生产套管和技术套管之间的环空)使表层套管又被压裂，导致地下井喷的发生。地下井喷穿透地层窜到海床，造成平台周围海床沉降，平台慢慢倾斜直至倾覆。井喷失控46 d，最后通过打救援井事故才得到有效控制。据估算，此次事故造成了约1 700×104m3天然气、509 m3凝析油的泄漏，40 km2的海面被严重污染，生产平台倾覆，所有生产井报废，经济损失巨大。因此，如何管控环空带压气井的安全风险是亟待解决的问题。

本文在梳理分析中海油环空带压气井现状的基础上，通过研究API RP90和ISO 16530-2等国际标准规范[8-10]，结合海上气井的井身结构、完井管柱和井下工具情况[11-13]，通过分析环空压力的来源，开展泄压/压力恢复测试分析和评价，建立最大允许环空带压值计算方法，并通过现场应用证明该套海上气井环空带压管理方案的可行性，对于海上环空带压气井的安全生产和管理具有指导意义。

1 海上气井环空带压现状

调研资料显示，美国矿产管理局对墨西哥湾大陆架地区环空带压井的统计分析发现，有8 122口井存在1个及以上环空带压问题，发生带压的环空为11 498个。其中A环空环空带压问题最突出，占比约50%；其次是C环空(两层技术套管之间的环空)带压，占比约30%；而B环空、D环空(最外层技术套管与表层套管之间的环空)带压占比都约为10%[6-7]。

通过对中海油井完整性问题的统计分析发现，目前渤海、东海、南海的大部分海上气井都存在井完整性问题，其中环空带压问题最为突出。通过开发生产系统统计结果显示，环空带压井超过100口，大部分带压环空为A环空，占比80%以上；其次是B环空带压，占比约15%；C、D环空带压很少。随着海上气井开采时间的延长，高温高压及含腐蚀性流体气井的大规模开发，环空带压问题呈现出越来越严重的发展趋势，已经严重影响海上气井的安全生产。

东海X气田环空带压问题非常突出，该气田14口井长期A环空带压，其中部分井A、B环空同时带压。此外，该X气田产层气体还含有CO2等腐蚀性气体，对油套管有腐蚀作用。其中最严重的1口井A环空带压值高达18.2 MPa，超过油压(16.8 MPa)1.4 MPa。如果环空高压天然气压裂套管引起地下井喷，可能导致海床沉降，造成平台倾斜甚至倾覆，严重威胁平台安全；如果井口环空套管阀发生泄漏，剧毒H2S气体泄漏到地面将会造成人员中毒，同时可能引起火灾甚至发生爆炸，对平台人员和生产设备带来严重的安全威胁。

按照API RP 90环空带压管理规定[8-9]，对东海X气田环空带压严重的井开展了泄压测试，测试结果见表1，可以看出X气田A环空带压严重。选取该气田X1井、X3井泄压曲线进行分析，如图1、2所示。从图1可以看出，X1井A环空压力超过油压，且泄压12 h压力基本不降(仅从18.2 MPa降低到17.5 MPa，降幅3.85%)，B环空压力保持1.4 MPa不变。从图2可以看出，X3井A、B环空压力都超过油压，A环空泄压12 h压力基本不降(仅从10.6 MPa降低到10.4 MPa，降幅1.89%)，B环空压力8.6 MPa保持不变。这2口井通过φ12.7 mm针型阀泄压12 h，环空压力基本不降低，这说明井下发生了泄漏且泄漏量接近φ12.7 mm管线的泄放量，需要重点关注并制定应急预案，采取相应的处置措施。

表1 东海X气田环空带压井泄压测试压力变化Table 1 Pressure bleed-down test for SCP wells in X gas field，East China Sea

图1 渤海X气田X1井泄压测试环空压力变化曲线Fig .1 Pressure bleed-down test for Well X1 in Bohai X gas field

图2 渤海X气田X3井泄压测试环空压力变化曲线Fig .2 Pressure bleed-down test for Well X3 in Bohai X gas field

2 环空压力来源分析

本文的环空压力指的是持续环空压力，它通常是井屏障单元泄漏引起地层流体进入环空引起。造成环空带压的原因很多，主要包括：①油套管泄漏(如油管、套管丝扣泄漏)；②井下工具泄漏(如封隔器密封失效、井下安全阀泄漏、气举阀泄漏等)；③固井质量不合格(如水泥环气窜)等[6-10]。环空压力可能来源于任何带压地层，如油气储层、浅层气等。

固井质量不合格是导致水泥环气窜的直接原因，此外在油气井套管试压、后期酸化压裂等增产改造措施，都会影响水泥环的力学完整性和密封完整性[4-5]。当水泥浆凝固成水泥石后，在外载荷的作用下，可能会出现以下3种问题：①第一胶结界面产生微裂纹或裂痕，套管与水泥环脱离，产生微环隙；②水泥环发生破坏，在水泥环内部产生微裂纹或裂痕；③第二胶结界面胶结破坏，产生微环隙。以上3种情况都会导致环空带压问题。

随着油气井生产时间的延长，井下油套管会被慢慢腐蚀，特别是在高含CO2和H2S的酸性油气井，油套管腐蚀问题更加严重。油套管被腐蚀后强度降低，甚至被腐蚀穿孔，导致环空带压，严重影响油气井的安全生产。当环空带压时，需要进行测试分析和评价，确认环空压力的来源。本文主要关注的是由于井下泄漏引起的环空带压问题，常见的泄漏通道如图3所示[10]。由图3可以看出，A环空带压来源途径主要是：B环空水泥环失效与生产套管泄漏；B环空的未固井部分对应的生产套管泄漏；油管丝扣、本体泄漏；井下安全阀泄漏；生产封隔器密封失效；油管挂泄漏、密封刺穿、连接泄漏。B或C环空带压来源途径主要是：水泥环密封完整性失效；未封固水泥部分泄漏；套管泄漏；套管头泄漏、密封刺穿、连接泄漏。

图3 常见的井下泄漏通道Fig .3 Common leakage path of downhole

3 环空压力测试评价

对于环空带压气井，需要开展泄压/压力恢复测试来判断环空压力的来源。根据API RP90海上油气井环空压力管理规定[8-9]，使用φ12.7 mm的针型阀开展泄压测试，泄压持续24 h，压力恢复持续24 h，根据测试数据画出泄压/压力恢复测试曲线并进行分析判断。同时，在泄压过程中还可以对泄放出来的气体取样进行组分分析，帮助判断环空气体的来源。

3.1 泄压/压力恢复测试方法

1) 使用标定合理的压力表或压力记录装置。

2) 在环空的泄压和压力恢复测试中，要监测相邻的环空以确定油管和套管或者套管和套管之间是否存在窜通。

3) 测试过程中要监测油管流动压力或关井油压并记录。

4) 测试过程中要监测和记录所有施加的压力以及施加压力的原因。

5) 在测试中，井下安全阀应开启。

6) 所有压力应该连续记录或者按一定时间间隔记录。

7) 通过φ12.7 mm的针型阀以安全的方式进行泄压测试。

3.2 测试结果分析

1) 泄压到0，压力不恢复。

如果环空压力释放到0，并且在24 h内不升高，没有持续环空压力(SCP)。压力源是来源于热效应或是泄漏量很低的结果，可认为屏障是有效的。

2) 泄压到0，压力恢复但不到原值。

如果通过φ12.7 mm针型阀可以将环空压力释放到0，然后在24 h内压力逐步恢复但恢复不到原值，那么认为该环空存在较小的泄漏，需要定期进行再分析来确定屏障是否仍然可接受。

3) 泄压压力降不到0。

如果环空压力在24 h内通过φ12.7 mm针型阀不能够释放到0，那么认为屏障已经退化甚至失效。这种情况表明，井下泄漏速率大于通过φ12.7 mm针型阀的泄放速率。在一些实际案例分析中，认为这种情况是不可接受的，需要制定应急预案，并采取相应处置措施，如堵漏或修井等。

4) 相邻环空压力响应。

在泄压或者压力恢复测试中，如果发生了相邻环空压力响应，说明相邻环空之间可能存在连通，需要开展进一步的分析，确认是否可接受，否则需要采取相应处置措施。

3.3 环空流体取样分析

在环空泄压测试过程中，可通过对环空流体取样进行组分分析，与油管生产的产层流体或者浅层气组分进行对比，以确认环空流体的来源。对于环空流体的来源，可能的来源有产层流体或者浅层气，对于高温高压气井A环空流体还可能是环空流体受热膨胀、汽化导致的热蒸汽。

4 最大允许环空带压值计算方法

4.1 确定原则

当套管和油管由不同材质和磅级组成时，计算最大允许的环空带压值(MAWOP)时选用最小分析的压力级别。计算最大允许环空带压值时，管柱本体最小抗内压强度的安全系数取值应考虑以下几点：

1) 套管柱内的其他元件的最小压力级别，比如接箍、螺纹等。

2) 管体不同程度的磨蚀或腐蚀。

3) 套管不同程度磨损。

4) 生产年限的影响。

5) 如果认为套管可能存在磨损或腐蚀，在计算最小抗内压强度时要考虑对壁厚或者材质使用相应的降级系数。

4.2 最大允许带压值的确定

1) A环空。生产套管抗内压强度、技术套管抗内压强度、油管抗外挤强度和套管头强度分别按照a1、b1、c1、d1等系数取值，四者之间最小值作为A环空最大允许带压值。

pA=min(a1ppc,b1pic,c1pt,d1pch)

(1)

式(1)中：pA为A环空最大允许环空压力,MPa；a1、b1、c1、d1为系数，%；ppc为生产套管抗内压强度,MPa；pic为技术套管抗内压强度，MPa；pt为油管抗外挤强度，MPa；pch为套管头强度，MPa。

2) B环空。技术套管抗内压强度、表层套管抗内压强度、生产套管抗外挤强度和套管头强度分别按照b1、b2、c2、d1等系数取值，四者之间最小值作为该环空最大允许带压值。

pB=min(b1pic,b2psc,c2ptc,d1pch)

(2)

式(2)中：pB为B环空最大允许环空压力，MPa；b2、c2为系数，%；psc为表层套管抗内压强度，MPa；ptc为生产套管抗外挤强度，MPa。

3) C环空。表层套管抗内压强度、技术套管抗外挤强度和套管头强度分别按照b2、b3、d1系数取值，三者之间最小值作为该环空最大允许带压值。

pC=min(b2psc,b3poc,d1pch)

(3)

式(3)中：pC为C环空最大允许环空压力,MPa；b3为系数，%；poc为技术套管抗外挤强度，MPa。

上述各层管柱在取值时应取该管串中最薄弱段管柱的强度值。如果各环空之间有相互窜通的情况，应把窜通的环空视为同一环空进行计算；如果井身结构中有挂尾管的情况，应对算法作相应调整。

根据不同生产海域、不同区块井的实际情况(井身结构、固井质量、地层压力、是否含有腐蚀性流体以及服役年限等)，选取合理的系数值进行计算。具体值的选取可以参考相关的标准规范，如API RP90等。

5 实例应用

东海X气田生产井X7井，该气井采用φ114.3 mm油管生产，生产套管采用φ177.8 mm套管，两层技术套管分别采用φ244.475 mm套管和φ339.725 mm套管，表层套管采用φ508 mm套管。目前该气井A环空带压15.5 MPa，B环空带压6.2 MPa，C、D环空不带压。

参考API RP90和相关标准规范[8-13]，取待评价环空套管抗内压强度的50%，该环空内层套管(油管)抗外挤强度的75%，外层套管抗内压强度的80%，考虑到表层套管是最后一道安全屏障，取其抗内压强度的30%，基础数据如表2所示。

表2 东海X气田X7井环空带压基础数据Table 2 Basic data of Well X7 in X gas field，East China Sea

考虑3种不同情况下的最大允许环空带压值：A、B环空之间没有连通，A、B环空之间有连通，B、C环空之间有连通，计算实例如下。

1) A、B环空之间没有连通。

A、B环空之间没有连通计算结果如表3所示。结果表明，该井在A、B环空之间没有连通的情况下，A环空最大允许带压21.9 MPa，B环空最大允许带压19.8 MPa，目前A环空带压15.5 MPa，B环空带压6.2 MPa，都不超过最大允许带压值。

2) A、B环空之间有连通。

在A、B环空之间有连通的情况下，A环空最大允许环空带压值计算要以B环空的最大允许环空带压值为准，计算结果如表4所示。结果表明，在A、B环空之间有连通的情况下，A环空最大允许带压降低，A、B环空最大允许带压都为19.8 MPa，目前A环空带压15.5 MPa，B环空带压6.2 MPa，不超过最大允许带压值。

表3 东海X气田X7井A、B环空之间没有连通时 最大允许环空带压值计算Table 3 Calculation of MAWOP for there is no connected between A and B annulus of Well X7 in X gas field， East China Sea

表4 东海X气田X7井A、B环空连通时 最大允许环空带压值计算Table 4 Calculation of MAWOP for there is connected between A and B annulus of Well X7 in X gas field，East China Sea

3) B、C环空之间有连通。

在B、C环空之间有连通的情况下，B环空最大允许环空带压值计算要以C环空的最大允许环空带压值为准，A环空的最大允许环空带压值也受到影响(基于C环空最小抗内压强度的80%确定而不是由B环空确定)，计算结果见表5。结果表明，在B、C环空之间有连通的情况下，A环空最大允许带压值不变，仍为21.9 MPa，B环空最大允许带压值降低，B、C环空最大允许带压值都为13.3 MPa，目前A环空带压15.5 MPa，B环空带压6.2 MPa，不超过最大允许带压值。

表5 东海X气田X7井B、C环空连通时 最大允许环空带压值计算Table 5 Calculation of MAWOP for there is connected between B and C annulus of Well X7 in X gas field，East China Sea

6 结论及建议

1) 建立了一套针对海上环空带压气井的管理方案，并通过实例应用证明了该方案合理可行。通过泄压/压力恢复测试和环空流体组分分析，确认环空压力来源；建立最大允许环空带压值计算方法，给现场环空压力管理提供理论依据。在环空压力超过最大允许环空带压值时可考虑通过泄压暂时降低安全风险，同时制定相应的解决方案;在环空压力不超过最大允许环空带压值时密切监控不泄压，可避免频繁泄压增加现场作业工作量以及频繁泄压可能引起的泄漏口刺大而增大安全风险。

2) 建议下一步针对安全风险较高的高温高压气井、含有H2S、CO2等腐蚀性流体的气井，通过模拟分析天然气泄漏扩散、火灾爆炸等极端工况，同时考虑磨损、腐蚀等因素，研究制定更为严格的最大允许环空带压值计算方法，更好指导高风险井的安全生产管理。