高压气井突发环空压力异常应对措施

2020-03-09何银达吴云才吴镇江何川江

钻采工艺 2020年5期

胡超, 何银达, 吴云才, 吴镇江, 赵鹏, 何川江

(中石油塔里木油田分公司迪那油气开发部)

伴随着钻、完井技术的不断进步，越来越多的超深高温高压气井得到投入开发，在开发过程中，持续环间带压(SCP)为高压气井常见现象，受到作业难度和费用等因素的影响，越来越多完整性异常井处于监控生产状态。目前也引进了国外井完整性管理方式，规范了生产井屏障划分以及异常井压力测试和诊断技术，部分单井由于受到开、关井等压力激动影响，加之本身油管、套管存在一定的缺陷，造成环空压力异常升高，甚至超过其最大允许压力，若该情况得不到有效控制，则很有可能引发天然气窜漏至地面,导致井口失控的灾难性事故。

一、基本概况

D2-22井是迪那凝析气田的一口开发井，于2009年6月6日完钻，完钻井深为5 242 m，投产井段4 894.5～5209.0 m(126.5 m/20段)。一开后套管头Ø508 mm×Ø339.7 mm-35 MPa，二开后套管头Ø339.7 mm×Ø244.5 mm-70 MPa，三开后套管头Ø244.5 mm×Ø177.8 mm-105 MPa，油管头Ø177.8 mm-105 MPa。

D2-22井原始地层压力105.89 MPa，压力系数2.2，温度136.27℃，为异常高压凝析气藏； 2009年9月17日投产，配产50×104m3/d，油压85 MPa。2010年上调产量至80×104m3/d后，油压呈现波动下降情况，油嘴检修时发现笼套中有地层砂卡阻，生产期间各级环空呈现热致环空带压特征，但基本稳定。

2015年4月，生产时油压46 MPa，日产气21×104m3，日产凝析油18 t，A环空12 MPa，B环空8 MPa，C环空13 MPa。关井时，井口油压71 MPa，地层压力88 MPa。

2015年4月18日14∶55关井检修，发现A、B、C环空压力均快速上涨， A环空最高涨至67.5 MPa，B环空最高涨至49.46 MPa，C环空最高涨至58.35 MPa，进行环空放压，B、C环空放出物均为可燃天然气。突发压力变化情况见图1。

二、突发情况的安全风险分析

根据APIRP90-2和ISO 16530-2计算的B、C环空最大允许压力，各级环空推荐范围分别是:B环空56 MPa、C环空28 MPa。各级环空压力均超过了套管的承压范围，C环空压力超过了Ø339.7 mm套管抗内压额定值，达到套管头承压的82%，存在较大的井口安全隐患：①井口套管头密封失效，造成天然气泄漏；②套管破裂，气体窜漏至地层、泄漏至地面，造成灾难性事故。

为了确保井口安全，现场立即组织开井，通过降低油压的方式来降低其它环空的压力，若井口压力下降幅度小，可以将高压气井生产翼、放喷翼同时打开，进一步降低井口压力。开井后油压、A、B、C环空压力均下降至40 MPa以下，井口风险得到缓解。推荐控制范围与开井后压力情况对比见表1。现场24 h派人值守以防止关井。

图1 D2-22井A、B、C环空压力与油压变化曲线图

表1 推荐控制参数与开井后压力对比

三、环空带压诊断及评估

1. 环空放压测试取样

对B、C环空放压，放出可燃气体，放压后压力很快上涨，气样组分化验结果与处理厂外输首站天然气组分结果一致，证实环空压力来源为产层天然气。

2. 套管头情况排查

分别对Ø177.8 mm、Ø244.5 mm、Ø339.7 mm套管主副密封采用卸开试压堵头判断密封性能，其套管主副密封密封有效。

3. 环空分析及测试

3.1 环空压力来源分析[1]

各级环空屏障示意图及泄漏通道见图2。

图2 D2-22井各级环空泄漏通道示意图

(1)A环空渗漏通道分析。油压和A环空压力重合，压力变化相关性强，油套窜通。①流体从油管向A环空渗漏(可能性较大)。入井油管及工具均通过丝扣连接，连接部位多达1 000多处，出现丝扣泄漏的可能较大；在山前高压气井A环空出现压力异常原因中因油管丝扣泄漏问题导致占50%以上。 ②流体从封隔器向A环空渗漏(存在可能性);封隔器出现密封失效，导致天然气从封隔器窜至A环空；封隔器失封导致天然气渗漏几率很低;③流体从B环空向A环空渗漏(B环空压力较低，不存在可能性);④生产套管井口密封元件渗漏到A环空(已经排查，不存在可能性) ;⑤油管挂及密封元件渗漏到A环空(多道密封，可能性较小)。

(2)B环空渗漏通道分析。B环空放出可燃气体，压力与A环空相关性不强，压力来源不明。⑥生产套管井口密封元件渗漏到B环空,已做排查(不存在可能性)；⑦内层技术套管井口密封元件渗漏到B环空,已做排查(不存在可能性)；⑧流体从A环空向B环空渗漏(可能性较大) 。A环空带压较高；生产套管通过丝扣连接，连接部位多，出现丝扣泄露的可能较大；⑨流体从C环空向B环空渗漏(存在可能性)。C环空压力较高，但B、C环空压力相关性不强；内层技术套管通过丝扣连接，连接部位多，出现丝扣泄漏的可能较大；流体从套管环空渗漏进入B环空，Ø177.78 mm套管固井质量较好(可能性较小)。

(3)C环空渗漏通道分析。C环空放出天然气，压力与B环空相关性不强，压力来源不明。内层技术套管井口密封元件渗漏到C环空(已做排查，不存在可能性) ；外层技术套管井口密封元件渗漏到C环空(已做排查，不存在可能性) ；流体从B环空向C环空渗漏(可能性较大) 。B环空带压较C环空压力低，但存在内层技术套管漏点较深，B环空压力没有反映到井口的可能；内层技术套管通过丝扣连接，连接部位多，出现丝扣泄漏的可能较大；流体从D环空向C环空渗漏(D环空压力较低，不存在可能性)；流体从套管环空渗漏进入C环空,存在浅层气渗入可能(存在可能性较小) 。周边井环空带压情况普遍，存在浅层气渗入可能；Ø244.47 mm套管固井质量较好，浅层气渗入可能较小。

(4)D环空渗漏通道分析。D环空放出可燃气体，压力放到0后没有上涨，气体来源不明。外层技术套管井口密封元件渗漏到D环空(已做排查，不存在可能性)；流体从C环空向D环空渗漏(存在可能性)。C环空带压较高，且最高带压值58.35 MPa，超过外层套管抗内压强度值(58 MPa)，渗入D环空可能性较大；外层技术套管通过丝扣连接，连接部位多，出现丝扣泄漏的可能较大；流体从套管环空渗漏进入D环空(可能性较小)。周边井环空带压情况普遍，存在浅层气渗入可能；Ø339.72 mm套管固井质量较差，存在浅层气渗入可能。

3.2 环空压力测试

(1)补液测试。对A环空直接补1.4 g/cm3有机盐。补压前：油压37.8 MPa，A环空压力38.5 MPa，B环空30.1 MPa，C环空38.5 MPa。

补压后：油压32.74 MPa，A环空压力0 MPa，B环空19.47 MPa，C环空22.97 MPa，补入42 m3后油压开始明显下降，取样口发现绿色液体，与补入的环空保护液一致，确认有机盐进入油管内；预计漏点深度在4 000 m左右，且漏点较大(实际在4 272 m左右油管断裂)。

(2)压井测试，判断是否可以安全关井。先后对A环空反挤清水75 m3，对油管正挤清水35 m3，待油套稳定，对油管正挤地层水15 m3，对A环空反挤地层水55 m3，最后油套合注地层水10 m3。

补压前：油压45.1 MPa， A环空45.0 MPa，B环空26.6 MPa，C环空39.5 MPa。

停泵后：油压34.6 MPa， A环空32.4 MPa，B环空26.2 MPa，C环空37.8 MPa。

(3)测试结果。B环空在压井过程压力变化不大，B环空压力源较小或不畅通。 C环空在压井过程中放出压井液体，证实A环空与C环空沟通性良好。

(4)D2-22井各压力来源分析。对于A环空，压力与油压基本一致，且通过环空补压后，井口取样发现环空保护液，判断：油套连通，第一井屏障失效。

B环空压力同A环空有较好的相关性，且无法卸掉，判断：存在压力来源，通道较小及不畅通，第二井屏障退化。

通过挤压井的方式可以实现安全关井。

四、控制压井施工

D2-22开井以后井口压力得到降低，但井口仍然存在一定的生产风险，一旦发生意外关井，井口压力将再一次升高，以往部分隐患井通过地面持续放喷监控，一来会造成大量的天然气资源浪费，另一方面与现有的环保法相违背，因此，采用压回法压井的方式来让单井实现安全关井，即先通过泵车大排量向套管挤压井，再向油管内进行挤压井，后再次向套管内挤压井，将天然气压回地层，实现安全关井。根据气侵的时间，重复组织压井施工，直到修井机准备就绪。

第一次压井施工：对A环空挤1.4 g/cm3有机盐50 m3，后对油管内挤清水45 m3；排量0.8～1.0 m3/min，最高泵压63 MPa。安全关井5 d后，井口压力恢复至关井前压力。

压井前：生产油压40.3 MPa， A环空40.3 MPa，B环空26.4 MPa，C环空37.1 MPa。

压井后：关井油压39 MPa， A环空34.9 MPa，B环空23.1 MPa ，C环空36.5 MPa。