气井持续环空带压

1、气井持续环空带压摘要随着石油天然气勘探开发工作不断深入，大量油气井在开发过程中相继出现持续 环空压力现象。自天然气开发以来，持续环空压力或井口窜气问题就一直困扰固井技 术人员与作业商。持续环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量， 降低采收率， 对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。持续环空压力或层问窜流不突出时，会增加压力监测与井口放压的成本； 严重时需要关井，有时会导致整口 井甚至整个井组报废。从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井 来解决该问题，所造成的关井停产损失或修井费用相当巨大。 气井的油管外环空或套 管外持续环空带压压力引起的问题日益严重。 因此

2、，研究气体持续环空压力现状，了 解气田持续环空压力机理，安全评价及治理持续环空迫在眉睫。 这是指导气田安全生 产的关键所在。矚慫润厲钐瘗睞枥庑赖。关键词：持续环空窜流气井固井指导生产3第1章 绪 论1.聞創沟燴鐺險爱氇谴净。1.1课题研究的目的及意义 1残骛楼諍锩瀨濟溆塹籟。1.2课题研究的国内外现状及其情况 2酽锕极額閉镇桧猪訣锥。1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况 2彈贸摄尔霁毙攬砖卤庑。1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况 2謀养抟箧飆鐸怼类蒋薔。1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况 2厦礴恳蹒骈時盡继價骚。1.2.4美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压

3、情况3茕桢广鳓鯡选块网羈泪。1.2.5 国内外研究现状 4鹅娅尽損鹤惨歷茏鴛賴。1.3研究的主要内容及技术路线 6籟丛妈羥为贍债蛏练淨。1.3.1 主要内容 6.預頌圣鉉儐歲龈讶骅籴。1.3.2 技术路线 6.渗釤呛俨匀谔鱉调硯錦。第二章 产生机理8铙誅卧泻噦圣骋贶頂廡。2.1 环空的概念及分类 .8.擁締凤袜备訊顎轮烂蔷。2.2持续环空压力 9.贓熱俣阃歲匱阊邺镓騷。2.3 固井方面 10坛搏乡囂忏蒌鍥铃氈淚。2.3.1 环空带压对气井固井的特殊性 1 0蜡變黲癟報伥铉锚鈰赘。2.3.2气井固井后环空带压的规律 11買鯛鴯譖昙膚遙闫撷凄。2.3.3环空带压或井口窜气的原因分析 11綾镝鯛駕櫬

4、鹕踪韦辚糴。2.4持续套管压力形成机理 1.3 驅踬髏彦浃绥譎饴憂锦。2.5卸压后持续套管压力上升机理 15猫虿驢绘燈鮒诛髅貺庑。2.6井口允许最大带压值模型 15锹籁饗迳琐筆襖鸥娅薔。2.6.1环空最大许可压力值概念 1 5構氽頑黉碩饨荠龈话骛。2.6.2 确定原贝U 16輒峄陽檉簖疖網儂號泶。263 A环空最大许可压力 16尧侧閆繭絳闕绚勵蜆贅。264 中间环空最大许可压力 17识饒鎂錕缢灩筧嚌俨淒。265表层环空最大许可压力 17凍鈹鋨劳臘错痫婦胫籴。第3章 持续环空压力安全评价及治理方案 18恥諤銪灭萦欢煬鞏鹜錦。3.1安全评价18鯊腎鑰诎漣鉀沩懼統庫。3.1.1 中石油方面 18硕癘

5、鄴颃诌攆檸攜驤蔹。3.1.2 风险级别判别 18阌擻輳嬪諫迁择植秘騖。3.1.3标准与规范18氬嚕躑竄贸恳彈濾颔澩。3.1.4气井本身特性193.1.5 工艺措施 20釷鹆資贏車贖孙滅獅赘。3.1.6 当前状态 20怂阐譜鯪迳導嘯畫長凉。3.1.7 风险级别判别模式 22谚辞調担鈧谄动禪泻類。3.1.8 评价流程 23嘰觐詿缧铴嗫偽純铪锩。3.2治理方案25熒绐譏钲鏌觶鷹緇機库。3.2.1预防环空带压的技术措施 25鶼渍螻偉阅劍鲰腎邏蘞。3.2.2解决环空带压的技术措施 26纣忧蔣氳頑莶驅藥悯骛。第4章 实例计算，指导气田安全生产 28颖刍莖峽饽亿顿裊赔泷。第 5 章 结论 33濫驂膽閉驟羥闈

6、詔寢賻。参考文献 34銚銻縵哜鳗鸿锓謎諏涼。气井持续环空压力机理及安全评价研究第1章绪论1.1课题研究的目的及意义气井持续环空压力是气田钻井的普遍问题，环空异常压力将严重威胁气井安全生 产。随着国内外天然气用量的迅速增加， 井下的地质环境也越来越复杂，固井后的持 续环空压力问题也越来越突出。 挤貼綬电麥结鈺贖哓类。在中国塔里木盆地迪那 2、四川盆地龙岗等气田，持续环空问题是困扰气井安 全开发的重要难题。气井环空带压是指井口环空压力表非正常启压。 如果经井口放喷 阀门放喷后，关闭套管环空后，压力又重新上升到一定程度，国际上通常称为持续环 空带压？。环空带压不仅使CO和H9等腐蚀性气体进入油套环空

7、而腐蚀套管内壁， 而 且导致套管长时间承受高压，存在天然气窜漏至地层、泄漏至井口的风险，甚至引发 灾难性事故。赔荊紳谘侖驟辽輩袜錈。自天然气开发以来，持续环空压力或井口窜气问题就一直困扰固井技术人员与作 业商。持续环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量，降低采收率，对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。持续环空压力或层问窜流不突出 时，会增加压力监测与井口放压的成本； 严重时需要关井，有时会导致整口井甚至整 个井组报废。从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井来解决该 问题，所造成的关井停产损失或修井费用相当巨大。 因此必须进行气体持续环空机理 及安全评价研究

8、，以解决或减少环空对钻井过程中造成的事故。 了解气井持续环空压 力机理，制定环空压力治理方案，解除气井生产安全。塤礙籟馐决穩賽釙冊庫。151.2课题研究的国内外现状及其情况1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况在墨西哥湾的OCS地区，大约有15500 口生产井、关闭井及临时废弃井。美国矿 物管理服务机构（MMS对该地区井进行了统计，有 6692 口井约43%至少有一层套管 持续环空压力。在这些持续环空压力的井中，共有10153层套管环空带压，其中47.1 % 属于生产套管带压，16.3 %属于技术套管带压，26.2 %属于表层套管带压，裊樣祕廬廂 颤谚鍘芈蔺。10.4 %属于导管带

9、压。该地区大部分井下人了几层套管柱，从而使判定环空带压的原 因与采取有针对性的补救措施困难，每口井补救费用高达 100多万美元。 仓嫗盤紲嘱珑詁 鍬齊驚。1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况在加拿大，环空带压存在于不同类型的井中。 南阿尔伯特的浅层气井、东阿尔伯 特的稠油井和ROCK山麓的深层气井，都不同程度地存在环窄压力问题。加拿大环空 压力问题绝大多数是由于环空封固质量不好， 天然气窜至井口造成的，原油有的时候 也能沿着窜流通道窜出地面。 绽萬璉轆娛閬蛏鬮绾瀧。1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况大庆庆深气田相继出现升深8井、徐深10井、徐深901井、徐深606井、达深 斜5

10、井持续环空带压。四川龙岗地区龙1井、龙2井、龙3井的西244.5mm与西177.8mm 技术套管持续环空带压。龙岗 3井试油时发现担44. 5mm与咖177. 8mn环空间压力 达到18MPa经接管线出井场，卸压点火燃烧。塔里木的克拉气田有II 口井环空带压，克拉210井咖250. 8mm技术套管固井施工达到设计要求，但投产后套压达到 53. 8MPa（7800psi）。根据国外气井持续环空带压的一般规律，随着天然气开采时间 的延长，国内气井环空带压问题也会越来越突出。骁顾燁鶚巯瀆蕪領鲡赙。124美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况，发现该区

11、域有8000多口井存在一个或多个环空同时带压，并且约 50%的环空带压发生在A环空（油管一生产 套管环间），10%环空带压发生在E环空（生产套管一技术套管环间）,30%环空带压 发生在C、D（两层技术套管环间、技术套管一表层套管环间）环空；且随着生产时 间越长，环空带压几率越大。据对墨西哥湾 OCS地区的统计，开采15 a的井地面能 测量出环空带压（一层或几层套管带压）的概率约占到总井数的50%。（如图1.1 ）瑣钋濺暧惲锟缟馭篩凉。6050403020100图1.1该地区各层套管带压的情况统计图在实际生产中，环空压力过高将可能导致潜在的安全生产事故；若环空压力过 小，则井口处油套压差过大，安

12、全系数过低，长期疲劳生产，也易发生事故。目前， 在环空带压管理上，国际、国内都没有完善的方法来确定环空压力安全范围来指导生 产。国际上，挪威Norsok D-0106提出了所有易受影响的环空都应该用最小和最大 的操作压力极限范围来进行监测和保持压力水平，确保随时都可以了解到的井筒完整 性。ARPRP9标准中给出了最大环空许可压力的确定方法，但是上述方法仅考虑了最 大环空压力许可值，。因此，高压气井安全评价技术已经成为环空带压气井的环空压 力技术管理不可或缺的内容，根据塔里木油田高压气井实际完井状况和气井现场管理 经验，而环空压力安全范围的确定是其中的重要组成部分，本文给出了气井环空压力许可值的

13、确定方法，以明确高压气井环空压力的安全范围， 为环空带压井的管理提供 依据。鎦诗涇艳损楼紲鯗餳類。125国内外研究现状1）国外研究现状美国石油学会（American Petroleum Institute） 于2006年8月出版了一部旨在 指导管理海洋油气井环空压力的推荐做法-（API-RP90）。该推者作法涵盖了环空压监 测、环空压力诊断测试、建立单井的最大环空许可工作压力（MAWOP以及对环空压力的记录等内容。该推荐作法已经成为指导国外海上油气井管理环空压力的重要指导 方法。栉缏歐锄棗鈕种鵑瑶锬。Hasan AI HosaniD对ADC宓块在套管持续环空压力管理方面的创新性进行了概 述，系

14、统阐述了如何管理带有持续环空压力的气井、如何收集基准数据、如何与生产注入输出系统（PIES）联合等内容。在引起地面环空压力（SAP的根本原因及其造成 的影响方面分析得出密封器泄漏、油套管连接处泄漏及下套管后因差的水泥胶结所导 致的泄漏是造成SAP的原因。在SAP造成的影响中着重指出要格外加强对热效应引起 的SAP的监测；当监测到持续环空压力时要考虑潜在的风险并进行重点加密监测。针对常规环空压力和异常环空压力制定了相应的压力监测频率和方法，明确环空压力管理人员的具体职责。针对 ADCO区块建立了计算单井个环空最大许可环空地面压力（MAASP的计算方法。辔烨棟剛殓攬瑤丽阄应。2007年，斯伦贝谢（

15、Schlumbergef）公司用研究出的FuTUR舌性固化水泥技术来 解决环空带压问题。FUTURE性固化水泥施工不需要额外的固井设备，采用常规固井 工艺，将FUTUR舌性固化水泥作为领浆及尾浆注入即可。为保证封固质量，领浆及尾浆的长度应至少达到150m FUTURS性固化水泥具有自修复特性，当发生气窜时，不 需要人工干预，FUTUR活性固化水泥会自动活化，将裂缝封堵。该技术已成功应用在 加拿大阿尔伯特油田的环空带压井及德国、意大利地下储气库井。F唧R活性固化水泥应用密度范围为1. 401. 929/cm3应用温度范围20138C。峴扬爛滾澗辐滠兴渙藺。Mila no vic 开展了针对中东含

16、硫油气井持续环空压力（SAP的研究，该研究解 释了所采取的诊断测试并描述了如何利用现象识别引起SAP的原因。文中阐述了 SAP诊断测试方法是放压后以24小时为周期记录放压和压力上升速率，观察相邻环空压 力变化并严格检测油管压力反应。应用“油气井完整性工具包”模型分析诊断测试数 据,区分不同类型压力测试的反馈信息， 导出对SAP的解释结果。该模型成功应用识 别井口、油管和生产套管的泄漏，但对外层管柱压力测试数据及其对应 SAP补救方法 还有待于改进。通过测试得出的反馈曲线包括瞬间放压曲线、不完全放压曲线、正常压力上升曲线、S形压力上升曲线和不完全压力上升曲线。分析引起SAP的原因及深入考虑了油气

17、井设计问题、注水泥问题，并对避免气体运移和形成微环空提出了相关 建议。从修井和钻井角度提出抑制 SAP形成的工艺方法。詩叁撻訥烬忧毀厉鋨骜。Xu和Wojtanowicz通过考虑水泥上方存在泥浆柱的情况改进了SCP模型。通过研究发现不可压缩泥浆、井口有少量气体、漏失水泥的高传导性都将增加早期压力的 迅速上升；同时还发现在压力上升后期阶段， 气层压力最终控制套管压力的因素。 但 是该模型仅仅局限于压力上升，并没有考虑气体在泥浆中的运移，在卸压和早期压力 上升阶段，这是控制套管压力很重要的一个过程。则鯤愜韋瘓賈晖园栋泷。2）国内研究现状2006年6月西南石油大学的邓元洲、陈平、张慧丽在充分考虑压力和

18、体积耦合 变化的基础上，建立计算密闭环空压力的数学模型，并阐述了利用迭代法计算环空压 力的思路。胀鏝彈奥秘孫戶孪钇賻。中国石油集团钻井工程技术研究院完井固井所的齐秦忠等人分析了环空带压的 危害，从固井的角度提出若干预防措施。鳃躋峽祷紉诵帮废掃減。克拉2气田的开发生产过程中，部分单井出现生产套压异常升高的现象。 针对环 空压力异常问题，塔里木油田在国内首次开展了单井风险评估工作。借鉴API-RP90中相关技术标准，参考国际大石油公司高压气井的管理经验，从ODP方案设计、钻井、固井、完井管柱结构、井下工具优选、现场实施工艺、生产管理等方面进行了深入的 分析。根据克拉2气田单井的实际情况，通过先静态

19、后动态的评估程序完成了克拉2气田单井风险评估。形成的风险评估技术和方法填补了国内陆上石油“三高”气井风险评估的空白，对相关油气田开展类似风险评估工作有一定的借鉴作用和指导意义。稟虛嬪赈维哜妝扩踴粜。针对克拉2气田的井口距离长、井站分散、安全要求高的特点，使用了美国 Honeywell公司最新一代DCS系统（过程知识系统PKS、安全管理系统（FSQ及美 国Bristol Babcock 公司的Control Wave系列RTU分别实现过程控制、安全管理 和数据采集监控功能。陽簍埡鮭罷規呜旧岿錟。1.3研究的主要内容及技术路线1.3.1主要内容本课题主要对气井持续环空压力进行研究；探索气体钻井在国

20、内外的发展现状； 从而在理论上建立数学模型找到最大带压值；再通过分析环空带来的根本原因，对环空压力的危害进行防治；最后从理论着手，从实际出发，研究气田生产。在实践中要 发现问题提出问题作出假设解决问题作出结论。沩氣嘮戇苌鑿鑿槠谔應。1. 调研气井持续环空压力相关资料，了解气井持续环空压力相关概念及研究现 状；2. 研究产生气井持续压力机理，分析建立井口允许最大带压值模型；3. 持续环空压力安全评价，并提出治理方案；4. 通过实例计算，用研究结果来指导气田安全生产。1.3.2技术路线综合国内外研究现状及现场资料分析产生异常环空带压原因： 通过对塔里木高压 气井现状的研究，总结导致各级环空压力泄漏

21、的可能通道， 建立环空带压异常判断方 法，并实例加以验证：建立数学模型研究热效应环空带压问题： 通过规范气井动态监 测、环空压力管理、井控管理，研究适宜于塔里木油田那 2气体、克拉2气体的安全 生产管理方法。（如图1.2）钡嵐縣緱虜荣产涛團蔺。塔里木高压并异常环空压力及图1.2技术路线7 环空布區理论分祈 文M调研 I 土 环空带压IMIISI-匸 环空压力棗星第2章环空带压产生机理2.1环空的概念及分类一般的生产井都是由很多层套管组成的，因而也存在好几个环形空间。根据环空 所处位置不同，可以将环空依次表示为“ A”环空、“ B”环空、“C”环空.“ A”环空表示油管和生产套管之间的环空，“

22、B”环空表示生产套管和与之相邻的上一层套 管之间的环空。之后往上按字母顺序依次表示每层套管和与之相邻的上一层套管之间 的环空（见图2.1）。懨俠劑鈍触乐鹇烬觶騮。A环经粘测 E环空监测 C环空监测D环空蓝測汕竹忌打盘汕讲头- 油Tf头图2.1环空示意图jA环空衣4：氏們 tft术住哲2.2持续环空压力持续环空压力，一是由于油气井组件泄漏，导致流体流经油气井控制隔离层而引 起的；二是由于地层未胶结（或胶结较差）或者胶结层损坏（固井质量差）引起的。 任何受压的地层都可能引起持续环空压力，包括含气层、含水层、浅层气区域、浅层 水区域或者是由于生物起因。 謾饱兗争詣繚鮐癞别濾。环空带压是指井口环空压力

23、表非正常启压。 如果该压力在经井口放喷阀门放喷后 关闭套管环空放喷阀门压力又重新上升到一定的程度，这种情况国际上通常称作环 空带压（sustained casing pressure）。根据环空带压引起的原因可以将其分为：作业施加的环空压力，受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于 油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流引起的环空压力。作业施加的环空压力和受温度变化使环空流体膨胀引起的环空压力在井口泄压后可以消除，但是气窜引起的环空带压在井口泄压后有可能会继续存在并形成环空带压。环空密封部分失效导致油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流是形成环空带压的主要原因。当产生压力

24、的来源是生产层或有能力产生油气的地层时，它的危险性比非生产层引起的压力要高得多。原因是由于生产层的压力相对比较高，并且生产层比其他高压或低 压地层有更持续的流动能力。呙铉們欤谦鸪饺竞荡赚。温度压力变化引起的环空带压情况温度变化会引起井内流体热胀冷缩（温度效应），导致环空带压。油气开采过程 中井筒温度升高，但升高的幅度受油气产量的影响较大。 对于高压高产气井来说，井 筒温度升高幅度较大。所有的气井在最初进行开采过程时都会发生温度效应引起的环 空带压现象。长期关井后的突然恢复正常生产， 或者开采过程中的突然关井，会引起 井筒温度发生较大的波动，从而导致环空带压值发生比较明显的变化。 同时，关井前

25、后的压力差引起环空管柱的鼓胀效应也会导致环空带压。莹谐龌蕲賞组靄绉嚴减。井下作业施加的压力对气井进行各种作业施工（包括气举，热采管理，帮助监测环空压力或其他的目 的），可能会对套管环空施加压力。 麸肃鹏镟轿騍镣缚縟糶。环空气窜引起的环空带压环空带压通常是由于井的某一部分发生泄漏使得流体穿过井内控制隔离层流动 而造成的，例如：油管连接处漏失，封隔器漏失等，或者由于没有封固地层（或者封 固质量差）或者封固层被破坏。环空带压也有可能是由受压地层造成的，包括承压的含油气的地层、承压的水层、浅层气地层、浅水层或古生物。納畴鳗吶鄖禎銣腻鰲锬。“ A”环空的环空带压“ A”环空内的环空带压通常是由生产层的生

26、产管柱漏失造成的，漏失会使流体 从油管柱内流向“ A”环空。“A”环空内的环空带压也有可能是由生产套管漏失造成 的，尽管这种情况不是很常见風撵鲔貓铁频钙蓟纠庙。其它环空的环空带压如果外部环空密封失效与地层（包括承压油气层，浅水层，浅层气层等）间发生 窜流，有可能会造成外部环空内的环空带压。灭暧骇諗鋅猎輛觏馊藹。近年来国内尽管做了许多工作，但是固井后环空带压问题仍然较为突出。 环空带 压原因主要有：1.固井注水泥气窜或者后期作业导致水泥环产生微环隙 ；2.油管、套 管及其附件（如封隔器、滑套等）密封失效。铹鸝饷飾镡閌赀诨癱骝。针对部分油气井环空带压的现状，调研了国内外油气井环空带压的大小及分布，

27、 发现大约有50%环空带压是发生在生产套管和油管间的环空。为此，研究了造成环 空带压的原因，认为作业施加的环空压力，受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起 的环空压力以及由于油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流引起的环空压 力,是造成环空带压的主要原因。 攙閿频嵘陣澇諗谴隴泸。2.3固井方面2.3.1环空带压对气井固井的特殊性在石油和天然气井所钻地层和套管的环形空间注水泥，其主要作用是防止在所钻 各地层之间出现流体窜流，并保证长期层间封隔，在整个油气井生产期间及报废之后 都能实现有效的层间封隔。有的井，特别是天然气井，即使注水泥时钻井液顶替良好， 并且水泥石在初期也起到了封隔作用，因井内条

28、件变化产生的应力足够破坏水泥环的 完整性时，其结果将导致层间封隔失效，这可由后期天然气层问窜流、环空带压或更 坏的套管挤毁实例给予证实。例如，墨西哥湾的 OCS4区，国内四川的高含H: S气 田、塔里木的克拉及迪那高压气田等。趕輾雏纨颗锊讨跃满賺。自天然气开发以来，环空带压或井口窜气问题就一直困扰固井技术人员与作业 商。环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量，降低采收率，对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。环空带压或层问窜流不突出时，会增加压力监测与井口放压的成本；严重时需要关井，有时会导致整口井甚至整个井组报废。 从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井来

29、解决该问题， 所造成 的关井停产损失或修井费用相当巨大。 补救环空带压或层间窜流的方法，或者是采用 常规高成本的修井作业，或采用苛刻的挤水泥、挤注凝胶作业，或采用其他有效的补 救方式。目前常规的补救方法如修井或挤水泥现场实施难度大，成功率低，成本高。 如果水泥浆的防窜能力差或固井时顶替效率效果差，或由于地层应力、温度和压力变化以及一些随时问推移引起的其他原因等，导致水泥环密封性发生失效，随着开发时 间的延长，就会发生环空带压、井口窜气或层间窜流问题。由于天然气分子小、比重 低、穿透能力强、活跃性大，所以天然气井更容易发生上述问题。夹覡闾辁駁档驀迁锬減。232气井固井后环空带压的规律1）准确确定

30、气源位置难度大尽管在地面很容易发现气井环空压力异常，但是导致环空带压的气源却不容易确 定。环空气的气源町能来自产层，也有可能来自非目的层。非目的层气层可能是导管、 表层套管技术套管后的过路气层。由于气源确定难度大，采取有针对性的补救措施难 度也大。 视絀镘鸸鲚鐘脑钧欖栃。2）环空带压的压力差别大天然气井环空带压时，根据每口井储层压力与气体窜流通道的不同， 环空带压值 也有很大差别。带压程度轻时环空压力接近大气压， 高的时候接近储层的压力。井口 释放气体的体积少的时候基本接近零，多的时候一天接近1000m3通过井口进行压力释放，环空压力能降至零，当重新关闭环空时，随着时间的延长，压力又会升至原

31、来的值。偽澀锟攢鴛擋緬铹鈞錠。3）气井开采时间越长，环空带压的概率也越大环空带压存在于井固井后的任何时期，环空带压与井的寿命紧密相关，开采时间 越长越易带压。据墨两哥湾0cs地区的统计，开采15年的井地面能测量出环空带压（一 层或几层套管带压）的概率占到总井数的大约 50%。緦徑铫膾龋轿级镗挢廟。2.3.3环空带压或井口窜气的原因分析国外天然气开发时间长，环空带压问题暴露早，通过对不同地区及不同井的综合 分析，为环空带压的原因主要有以下5个方面：油管和套管泄漏，固井时顶替效率低，水泥浆体系选择或配方设计不合理， 固井后由于地层应力、温度和压力变化以及一些 随时间推移引起的其他原因导致水泥环封隔

32、失效，地层流体腐蚀造成的层间窜通。騅憑钶銘侥张礫阵轸蔼。1）油管和套管泄漏生产油管的泄漏会导致严重的环空带压问题。 封隔器密封失效或内管柱螺纹连接 差、管体腐蚀、热应力破裂或机械断裂都会产生气体泄漏。 生产套管是用来防止油管 气体泄漏的，如果由于泄漏气体产生的压力使生产套管密封失效，会造成很大风险。 外管柱受压，会导致井口窜气或层间窜流，会对人身、井口设备及环境造成很大的危 险。疠骐錾农剎貯狱颢幗騮。2）顶替效率差提高顶替效率是保证层间封隔和防止环窄带压问题的一项重要措施。固井的主要目的就是要对套管外环空进行永久性封固， 为满足这一要求，就必须彻底驱替环空内 的钻井液，使环空充满水泥浆。如果驱

33、替钻井液不彻底，就会在封同的产层间形成连 续的窜槽，从而使层与层之间窜通，影响封固质量。水泥胶结和密封的持久性也与顶 替效率有关，防止环空带压的第一步就是要提高固井时的顶替效率。国外研究表明， 一般来说顶替效率达到90%时固井质量良好；顶替效率达到95%时，固井质量优质。 镞锊过润启婭澗骆讕濾。3）水泥浆设计不合理水泥浆设计不合理主要表现在以下几个方面：水泥浆失水量高；浆体稳定性差， 自由水量高；水泥石体积收缩大；设计水泥浆时只考虑其性能满足施工要求，未考虑水泥石（如杨氏模量、泊松比等）的力学性能由于井下温度、压力、应力变化能否满足 长期封隔的需要。一般来说，如果水泥石的杨氏模量大于岩石的杨氏

34、模量，套管内温度及压力发生较大变化时，水泥环很可能会发生拉伸断裂。榿贰轲誊壟该槛鲻垲赛。4）由于井下条件变化导致水泥环密封失效环空带压可在固井后较长一段时问内发生，有的井检测固井质量很好，可是由于后期钻井作业的影响，或后期增产作业的影响，在没有化学侵蚀的条件下，水泥环本 身的机械损坏、套管与水泥之间的胶结失效或水泥与地层之间的胶结失效都可以破坏 层问封隔。水泥环的机械损坏会导致裂缝出现， 而胶结失效会导致微环隙形成。 两种 作用均产生可通过任一种流体的高传导通道。水泥环本身的机械破坏可能由井内压力 增加（试压、钻井液密度加大、套管射孔、酸化压裂、天然气开采）所引起，还可能由 井内温度较大升高或

35、地层载荷（滑移、断层、压实）所造成。出现层问封隔失效的另一 种原因是微环隙形成，微环隙既可在套管与水泥之间出现（内微环隙），也可在水泥与 地层之间形成（外微环隙）。这可能是因井内温度和（或）压力变化使套管发生径向位移 而引起，特别是当水泥凝固后井内压力或温度降低时，水泥体积收缩会引起外微环隙 出现。邁茑赚陉宾呗擷鹪讼凑。5）地层流体的腐蚀造成的层间窜通天然气井中可能存在 峠S或CO腐蚀性气体。H2S或CO腐蚀性气体在一定环境中 除了会腐蚀套管外，也会对水泥环产生腐蚀。CO主要影响水泥石的微观结构、孔隙率和抗折、抗压强度，破坏水泥结构的完整性。HS能破坏水泥石的所有成分，溶于潮气中的HS腐蚀性更

36、强。水泥石的腐蚀总是和它的孔隙结构和孔隙度密切相关，孔 隙结构决定腐蚀介质向水泥硬化体内部渗透的速度。初步研究表明：腐蚀至少使得水泥石的抗压强度大幅度衰减，孔隙度大大提高，严重时会导致层间窜通。嵝硖贪塒廩袞悯倉華糲。2.4持续套管压力形成机理对于固井水泥上方有钻井液柱的情况，基质的渗透性和界面窜流是环空传导性增 加的两种物理机理。基质的渗透性是指流体在水泥本体内的流动， 而界面窜流是指存 在于水泥柱和套管之间或水泥柱与基岩之间的微环空中流动的现象。该栎谖碼戆沖巋鳧薩锭。界面窜流现象是一种力学不完整性，它使得微环空形成于水泥环接触面处。在水 泥与岩石界面上，泥饼的不完全去除会产生微环空。 在套管

37、与水泥界面上，固水泥后 一些热应力或静水应力引起微环空的形成。 劇妆诨貰攖苹埘呂仑庙。注水泥凝固过程中，水泥环可能会形成次生孔隙和渗透性。基质窜流是气体通过 水泥基质流动的一种机理。当钻井液的液柱静水压力下降到地层孔隙压力以下时，气体以段塞形成或分散流的形式进入钻井液基质中。段塞气向上运移通道。臠龍讹驄桠业變墊罗蘄。气体通过水泥流动的另一个机理是与水泥基质中次生渗透性的发展相关。该机理可以理解为：当静水压力下降到地层压力后，水泥的水化作用导致水泥基质的绝对体 积减小，化学收缩决定着次生孔隙的形成；孔隙水受毛细管力作用而圈闭于水泥基质 孔隙中，这部分水化作用中被消耗，由此形成一个空穴，这将导致孔

38、隙压力的下降和“负压效应”。与压力的不平衡相结合，负压效应或许成为气体在基质中渗透性发展 的最主要机理。 鰻順褛悦漚縫輾屜鸭骞。环空中水泥的分布情况通常有两种（如图2.2 ）: 一种是固井水泥上返到井口，另一种是水泥顶部存在钻井液。 在固井水泥上返到地面的井中，气体在具体一定传导 性的介质中的运移可以看作是一维流动。 等量卸压后，套管压力的上升与压力的瞬间 上升相似，（如图2.3 ）。这种状态受水泥的渗透性、孔隙性及气层压力控制。穡釓虚绺滟鳗絲懷紆泺。（町水泥上返至井口0）水泥未堰至井口压力图2.2环空水泥分别图图2.3 SCP连续上升概念曲线如果水泥顶部存在钻井液，气体运移分为两个阶段。在水

39、泥中，气体运移遵循达西定律：而在钻井液中气泡通过停滞的非牛顿钻井液上升。不仅钻井液的压缩性和密度等性能影响着气体的运移，而且还要受聚集于井口的迁移气体所形成的气顶影响。有的研究人员认为气顶中气体PVT性能可以由真实气体定律解释。因此，钻井液压缩 性能越小，气泡上升速度越快，压力上升越快。如果不卸压，最终井口压力降稳定在 与气层压力相同的压力值。隶誆荧鉴獫纲鴣攣駘賽。2.5卸压后持续套管压力上升机理由于放压都是在很短的时间内完成并且在曲线中一般仅有2-3个点表示，因此，对放压过程进行机理分析和描述存在很大的难度；但是对于放压后的 SCP上升 机理国外研究人员对此作出分析。美国路易斯安那州立大学的

40、R.Xu和 A.K.Wojtanowicz综合前人的研究成果通过对墨西哥湾（GOM气井中受SCP影响的 38 口井的综合分析研究了卸压后 SCP上升机理。浹繢腻叢着駕骠構砀湊。对于引起外层套管或生产套管外层套管SCP最显著的原因是由于较差的固井质量导致的气体迁移。气体迁移可分为两个相异的组一一“初期”和“后期”。“初期”是与实际固井作 业相关的，例如水泥浆性能、顶替技术、静水压力等。“后期”与固井作业关联不是很大，是由机械应力和热应力引起的，危害水化结合的完整性或水泥材料的完整性， 导致气体泄漏。另一种可能的原因是使用了高水灰比（低密度、膨胀系统）的水泥系 统。这些水泥即便是凝固刀位后也会表现

41、出其固有的相当高的渗透率（0.5-5md）。因此这很可能使气体在这样的水泥单位中运移并最终达到地面形成SCP鈀燭罚櫝箋礱颼畢韫粝。2.6井口允许最大带压值模型2.6.1环空最大许可压力值概念环空最大许可压力，是针对某一特定环空的最大允许工作压力值，反映特定环空 在长期安全生产的条件下所能够承受的压力级别。惬執缉蘿绅颀阳灣愴鍵。气井持续环空压力机理及安全评价研究262确定原则各层环空最大许可压力在取值时应取该层环空中最薄弱段的强度值。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。贞廈给鏌綞牵鎮獵鎦龐。263 A环空最大许可压力A环空最大许可压力值的确定是取以下各项中的最小者：1)

42、生产套管抗内压强度的50%。无水泥固井的空套管处相对薄弱，因此计算抗内压强度时，取无水泥固井的 井口位置套管抗内压强度。下同。2) 内层技术套管抗内压强度的 80%。3) 油管抗挤毁强度的75%。4) 生产套管套管头强度的60%。5) 考虑完井封隔器处生产套管抗内压强度的75%。在完井封隔器处，以套管为研究对象，考虑套管的受力情况有：PA+ p保护液gh p水泥gh Wc内 X 75%(1)式中p a为环空最大许可压力，MPa; c内为生产套管抗内压强度，MPa;p水泥为考虑最恶劣的固井环境密度取值，通常取 1.0/m ; p保护液为环空保护液密度， g/m3;g为重力加速度，m /s2;h为

43、完井封隔器坐封深度，m。由此得到完井 封隔器处考虑生产套管抗内压强度的A环空最大许可压力为： 嚌鳍级厨胀鑲铟礦毁蕲。p a = c内X75% + p水泥gh 一 p保护液gh (2)6) 考虑完井封隔器处油管抗挤毁强度的75%0在完井封隔器处，以油管为研究对象，考虑开井生产时油管受力情况： 套管内 p套=p A + p保护液gh (3) 油管内 p油=戸开+卩气gh (4)式中p套为完井封隔器处套管内压力，MPa p油为完井封隔器处油管内压力，MPa p a为a环空最大许可压力，MPa p开为开井生产时的油压，MPa p气为油管内气体 密度取值，通常取0.3 g / m。则完井封隔器处油套压差

44、为：薊镔竖牍熒浹醬籬铃騫。p =戸套一戸油= pA+p保护液gh p气gh Wc外X75% (5)式中p外为油管抗挤毁强度，MPa p气为油管内气体密度，通常取0.3 g / m30 由此得到完井封隔器处考虑油管抗外挤强度的A环空最大许可压力：齡践砚语蜗铸转絹攤濼。pA = c外 X75%+p 开 + p气gh p保护液gh (6)264中间环空最大许可压力中间环空最大许可压力为以下各项中的最小者：1）环空外层套管抗内压强度的 50%。2）环空内层套管抗挤毁强度的 75%。3）该层环空套管头强度的60%。2.6.5表层环空最大许可压力表层环空最大许可压力值为以下各项中的最小者:1）表层套管抗内

45、压强度的30%2）外层技术套管抗挤毁强度的 75%。3）表层套管套管头强度的60%。27第3章持续环空压力安全评价及治理方案3.1安全评价3.1.1中石油方面中石油现场多参照API RP90进行环空压力监测与环空泄压管理气井，并根据多 次环空泄压恢复结果判断气井的失效风险，以便确定是否有必要进行修井作业。国外石油公司多组建专业的完整性评价团队，应用气井完整性评价系统（WIMS）,以风险评 估矩阵的形式定性地分析气井可能的失效风险。绅薮疮颧訝标販繯轅赛。3.1.2风险级别判别挪威标准化组织NORSOK STANDARD* J013风险及应急预案分析中对风险有 明确的定义：风险是指在某一特定环境下

46、，在某一特定时间段内，某种损失发生的可 能性及其可能引发后果的危害性的总和。对于高温高压高酸性气田的环空带压井，如果不加以区分，都采取修井作业，作业费用将非常高。因此，以“危害+防护+ 状态=风险”的模式，综合考虑气井本身特性、工艺措施及目前状况，建立气井综合评分表。 饪箩狞屬诺釙诬苧径凛。3.1.3标准与规范目前国际上与气井完整性相关的规范与标准并不多，主要有挪威标准化组织 （NORSOK）D- 010油气井钻井与作业时的完整性要求、z01风险及应急预案分 析、挪威石油工业协会117标准油气井完整性推荐做法指南、API RP90（海上油 气井环间压力管理以及加拿大高危酸性井的完井和作业（IR

47、P2006）等。此外，其他一些标准与规范也可用于气井完整性评价：API RP14B井下安全阀系统的设计、安装、修理和操作、API RPI4C地面安全阀系统的设计、安装、修理和操作、API RP14J海上生产设备的设计和风险分析推荐做法、SYyT 5127 2o02（井口装置和采油树规范以及 NACE0173ISO 1515防硫化氢应力裂纹的油田设备金属材料标 准、ISO 13679(油管和套管接头评价试验推荐做法、ISO 143 1c石油天然气一 井下装备一封隔器和桥塞、Spec 10A/ ISO 10426. 1水泥及固井材料规范以及 SYy T 57242o0套管柱结构与强度设计等。这些标

48、准与规范涉及采气井口、安全 阀、封隔器、油套管材料选择及管柱力学计算等。烴毙潜籬賢擔視蠶贲粵。3.1.4气井本身特性气井本身特性指不可改变、与生俱来的属性，这些因素可导致管柱、 井口装置及 水泥环腐蚀，进而影响强度与密封性，如果发生泄漏事故，则可影响次生灾害的危害 性。各因素对环空带压的影响见表 3-1 o鋝岂涛軌跃轮莳講嫗键。表3-1气体本身特性因素v v gin * 幫v b 序号彩响因素危窖后呆)地展压力压力越Sn分压越大，风险越圮2H;S分压CMA W(7_R进行泄压/压力恢虫测试二否降到是亠和B环空提否连否胫测A环空圧力:gj i/1 u f/J否TMg-p績环空a压力可伍力厂炬否细

49、力口图3.3其他环空带压风险评价流程气井持续环空压力机理及安全评价研究3.2治理方案321预防环空带压的技术措施1）切实提高固井时的顶替效率不管水泥浆体系的可靠性怎样强， 要想实现可靠的层间封隔，必须要提高固井时 的顶替效率。为提高顶替效率，首先要保证钻井时钻出的井眼条件好； 钻井液性能优 异，尽量实现低黏度、低切力、低失水、低含砂量；完钻后要认真通井、洗井，充分 调整钻井液性能；下套管时保证较高的套管居中度，固井施工中尽鼍活动套管；筛选 综合性能好且与钻井液、水泥浆配伍性好的前置液体系；设计合适的固井施工排量， 强化配套技术措施。癱噴导閽骋艳捣靨骢鍵。2）切实做到“三压稳”气井固井施工中必须保证“三压稳”，即固井前、固井过程中和候凝过程中水泥 浆失重时的压稳