深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断技术

2021-01-05胡志强路保平侯绪田杨进杨顺辉何汉平

石油钻采工艺 2020年5期

胡志强路保平侯绪田杨进杨顺辉何汉平

1. 中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院；2. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室；3. 中国石油大学(北京)安全与海洋工程学院

随着石油天然气工业的发展，深层、超深层油气井生产大多面临高温、高压和高腐蚀性气体的井下环境，油套管柱环空异常带压现象逐渐增多［1］。据美国矿业管理局统计，高达60%的气井存在环空带压现象，油管柱泄漏失效占比超过50%［2］。一旦油管发生泄漏，油套环空压力急剧上升，伴随着深层井天然气中的硫化氢气体、二氧化碳气体等腐蚀性介质窜入环空，泄漏程度扩大，井筒屏障失效；倘若环空气体泄漏至地面，则会导致井筒报废，危及人员生命财产安全。目前，国外针对环空带压和井筒完整性颁布了相关的管理指南，研发了成熟的环空压力监控装置［3］。国内塔里木、西南等油田主要引入国外相关设备，通过声波、井温等测井组合工具定位管柱泄漏点。此类方法风险成本高，必须关井作业，且无法定量测量泄漏参数，不能满足深层气井安全生产评价和管理需要［4］。因此，如何利用井筒压力、温度、流量、气体组分及液面等生产数据，通过地面诊断技术对油套环空泄漏程度进行准确判断，成为研究难题。笔者根据压力平衡原理预测泄漏点深度，采用小孔泄漏模型对气体泄漏增压过程进行描述，分析了泄漏点关键参数对环空带压变化规律的影响，并结合环空泄压恢复测试曲线特征，归纳出油套环空带压4类典型起压模式，建立了一套深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断模型，便于快速评估环空安全风险等级，为生产井的完整性评价、修井及采油作业安全提供技术支撑。

1 模型建立

1.1 物理模型

如图1所示，气体通过油管柱泄漏点进入油套环空，再经过环空保护液浮升运移至环空顶部，形成气穴。整个物理过程可分为管柱失效泄漏、气体浮升运移和气穴聚集增压3个阶段。与传统气液两相理论计算不同，考虑到气体在液相中上浮过程属于中间态，最终在环空顶部聚集，因此形成的气穴状态是决定环空压力的关键因素。

图1 油管气体泄漏过程物理模型Fig. 1 Physical model of gas leakage process from the tubing

1.2 数学模型

根据压力平衡原理，假设油管柱只存在单一泄漏点，在气井生产一段时间后，油压和套压趋于稳定，油管泄漏点内外侧压力相等，将井筒沿井深方向均匀做网格划分，选取井口温度、油压、套压和动液面高度等参数作为初值条件，根据相关文献［5］迭代计算每段单位长度井段油管和环空的温度和压力，求解出油管与油套环空压力剖面的交点，即为泄漏点深度，如式(1)所示为

式中，pi为泄漏点内侧油管压力，MPa；po为泄漏点外侧油套环空压力，MPa；pa为井口处油套环空压力，MPa；ρ为环空保护液的密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；h为泄漏点深度，m。

根据动量定理，假设气体在油管壁厚度范围内做定加速运动，水平初始速率为0。由于油管初始失效程度轻，泄漏点当量尺寸较小，因此采用小孔泄漏模型对泄漏过程进行描述［6］。环空泄压过程中，当环空压力趋于稳定时，井下泄漏速率与井口泄压速率基本相同，因此可得到一个边界条件。根据气体流量与临界压力的关系，建立气体非临界和临界流动计算公式，如式(2)和(3)所示为

式中，Q为泄漏速率，m3/s；C为流量系数，圆孔取1.0；A为泄漏点当量面积，m2；为流速系数，无因次；M为气体摩尔质量，kg/mol；Z为压缩因子，无因次；R为摩尔气体常数；k为气体绝热指数，天然气一般取1.28；T为泄漏点处温度，℃。

计算出井筒温度、压力分布和气体泄漏速率后，根据气体PVT状态方程，建立环空温度、气柱体积和环空压力间存在耦合关系，计算环空气体总体积为

式中，Vg为气柱体积，m3；N为时间分段数量，无因次；n为时间步长编号，无因次；t为时间步长，s。

假设气体在环空浮升运移和顶部聚集增压过程中不存在渗漏情况，初始环空充满液柱，满足环空体积相容性原则［7］，可根据式(5)计算出环空压力为

式中，Vl为环空液柱初始体积，m3；ΔVl为环空液柱体积变化量，m3；Va为环空体积，m3；ΔVa为环空体积变化量，m3。

2 模型求解

在泄漏之前，油管气柱内压与环空静液柱压力、环空液柱热膨胀压力保持平衡，可将其视为初值条件。当泄漏后套压稳定，油管气柱内压与环空静液柱压力、环空液柱热膨胀压力以及环空气柱压力保持平衡，可将其视为定压边界。以井口压力为起点，计算第i段出口温度压力；再以第i段结果作为已知条件，计算i+1段出口温度压力，空间迭代计算井筒温度压力分布，求解泄漏点深度。再计算泄漏速率，获取环空内气体体积，求解环空压力，对比预测误差，时间迭代循环，直至满足精度要求，计算流程如图2所示。

图2 计算流程Fig. 2 Calculation process

3 结果及讨论

以元坝气田某深层高温高压井为案例分析，封隔器坐封深度6 850 m，通过上述模型计算该井泄漏点深度在2 980 m处，相关基础数据如表1所示。

表 1 计算参数Table 1 Calculation parameters

3.1 泄漏点深度敏感性分析

图3为泄漏点深度对环空压力和泄漏速率的影响。在生产初期，不同深度泄漏点处环空压力增幅速率基本相同，随着时间延长，浅部泄漏点压力持续上升，最终趋于稳定；相反，不同深度泄漏点处的泄漏速率呈现逐渐降低趋势，当泄漏点内外侧压力达到平衡时，泄漏速率降低为0，即认为泄漏停止。由此可见，油管串上层浅部处泄漏点具有更高危害性，故建议采取提高上部油管柱结构强度、增强抗腐蚀性和保障密封性的措施来抵御泄漏风险。

图3 泄漏点深度对油套环空压力和泄漏速率的影响Fig. 3 Influence of the depth of leakage point on annulus pressure and leakage rate

3.2 泄漏点当量直径敏感性分析

图4为泄漏点当量直径对油套环空压力和泄漏速率的影响。可以看出，随着泄漏点当量直径增加，油套环空压力上升幅度增加，泄漏速率升高，达到最大环空压力阶段所需时间减少。因此采取化学堵漏、注入封堵剂等方法降低泄漏点当量直径是保障井筒安全的有效解决方案。

图4 泄漏点当量直径对油套环空压力和泄漏速率的影响Fig. 4 Influence of the equivalent diameter of leakage point on annulus pressure and leakage rate

3.3 油套环空起压模式分析

根据上述模型计算与环空带压敏感性因素分析可知，泄漏点深度和当量直径是影响油套环空压力的2个主要因素。同时，现场通常根据API RP 14B标准［8］对油套环空进行泄压恢复测试，以获取环空特征曲线。利用泄漏点深度和当量直径关键参数，结合泄压恢复测试曲线特征，将油套环空带压起压规律归纳为4类典型模式，如图5所示。4类起压模式在环空压力值、压力上升速率和压力恢复周期上具有明显的差异性。基于井筒完整性角度考虑，环空压力值越高、上升速率越快、恢复周期越短，越不利于井屏障的安全保护，因此“浅部大孔、高压快升”的起压模型风险等级最高；相反，“深部小孔、低压慢升”的起压模型风险等级最低。

图5 油套环空带压力4类典型起压模式Fig. 5 Four typical pressure modes of annulus pressure

3.4 案例诊断分析

案例井自投产以来，环空套压持续升高，经过多次环空放压后，油压和套压恢复相对稳定，环空气样检测组分与产出层气相组分基本一致，初步判断该井生产油管柱出现泄漏点，油套连通互窜。根据施工要求，安装Ø12.7 mm针型阀对油套环空进行泄压处理，为了保障作业安全，通常不会将压力卸载至0 MPa进行诊断，其泄压恢复曲线如图6所示。通过拟合特征曲线可以看出，该井环空起压模式符合“浅部小孔、高压慢升”类型特征，环空压力稳定在26.1 MPa左右，井筒安全风险相对较高。

图6 案例井油套环空泄压恢复测试曲线Fig. 6 Annulus pressure relief/recovery testing curve of case well

通过拟合试算，预测该井泄漏点当量直径为2.1 mm，初始时刻最大泄漏速率是 0.20 m3/min，低于临界标准0.42 m3/min。由于案例井没有对油管进行取出更换，无法直接验证计算参数，通过对比环空压力大小，预测结果与泄压恢复后实测值基本吻合，可作为判断模型准确性的重要依据。由于停产修井成本昂贵，作业风险较高，建议采取油管机械修补、化学堵剂注入等方式进行密封堵漏。