| 标题 | 高温高压含硫气井试油井筒安全风险识别与控制 |
| 范文 | 侯金龙 杨书辉 张昊 摘 要：随着高含硫、高压力、高产能的气田的开发规模逐渐加大，井筒安全风险识别和控制逐渐受到人们的高度关注。高温高压含硫气井在试油过程中工况变化频繁，作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形，封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的安全风险，必须针对其中存在的风险进行识别并采取针对性的措施进行风险控制，保障油气田的高效、安全开采。 关键词：高温高压；含硫气井；试油井筒；风险识别；控制 1 井筒安全风险识别 高温高压含硫气井试油井筒的结构稳定性以及完整性，是井下作业顺利开展的基础和保障。井筒是油气田地层下井内的流体通道，井筒的控制与油气井的深度和所在区域地质的复杂程度密切相关，油气井越深以及地质越复杂，井筒的控制难度越高。通常高温高压含硫气井试油存在先源性风险和后源性风险两类安全风险风险。先源性风险指的是油气井钻井及固井作业结束后，试油作业前的安全风险；后源性风险指的是试油过程中出现的安全风险。 1.1 井筒先源性风险 井筒先源性风险包括因生产套管固井质量差导致的井筒起压、作业前套管变形等安全风险。这类井筒安全风险在试油作业前即暴露出来，通过调整试油工艺可以消除或者削弱此类风险，当然也可能因为风险难以消除而弃井。 1.2 井筒后源性风险 后源性风险一般是在作业期间显露出来的，是井筒安全风险的主要风险。主要包括：第一，生产套管损坏。生产套管损坏对井筒安全的威胁最为严重，一旦损坏即意味着天然气在地下失控，处理难度和风险极大。造成生产套管损坏的原因主要有：生产套管磨损后强度下降；改造时封隔器窜漏施工高压作用在低强度套管上或井底压力超过套管强度导致套管压坏；排液测试期间井内压力过低导致套管挤坏；膏盐层蠕变导致套管挤坏；套管回接筒损坏加剧井筒窜漏等。第二，油管损坏。油管安全风险集中在油管柱上提吨位过高致使油管断裂；储层改造、测试期间压力控制不当造成的油管挤坏、压坏和弯曲变形；产出流体含酸性腐蚀气体，非抗硫油管被腐蚀后易发生氢脆断裂。第三，封隔器窜漏。封隔器窜漏导致其坐封位置以上生产套管承受高压或是接触酸性腐蚀气体，严重威胁井筒安全，也增大了井控风险。导致封隔器窜漏的原因较多：下封隔器时胶筒损伤，封隔器选型不当导致作业时损坏，作业中控制不当致封隔器解封，井下高温高压环境停留时间过长导致封隔器失效等等。第四，井下工具损坏。除封隔器以外，试油管柱上还带有循环阀、安全阀、安全短节、伸缩短节等井下工具。这些井下工具作为作业管柱的一部分，一旦损坏将破坏整个管柱的完整性，严重威胁并筒安全。因此其强度、工作压力（差）、工作温度、抗腐蚀性能等指标尤其值得注意。第五，管柱匹配性差。匹配性是指油管柱与生产套管的匹配性以及油管与井下工具的匹配性：油管外径过大，不仅下人尾管困难，而且容易出现阻卡，造成井下复杂；油管与井下工具内径差异过大，变径处受节流冲蚀作用影响容易出现损坏；在增产改造、测试等工况条件下，复合油管变径处的受力情况也较为恶劣。 2 井筒安全评价与风险控制 由于井筒条件和作业条件的差异，在试油作业前还需要综合分析单井实际情况，尽可能全面地识别和梳理存在的井筒安全风险并进行安全风险综合评价，以便制订有效的控制措施来削减或是消除井筒安全风险，确保作业期间井筒安全。 2.1 生产套管 试油前应对生产套管现状进行综合评价，同时也应立足于危险工况条件，例如储层改造、排液测试、压井等作业，通过校核确定一定作业条件下的套管强度是否满足作业安全要求。对于斜井以及经过长时间起下作业的井，应根据其磨损程度计算套管剩余强度，再评价其剩余强度能否满足试油作业需要。削减或消除生产套管安全风险，需结合其现状和工况条件下计算结果，制订合理措施。例如，在储层改造期间，应根据生产套管抗内压能力合理控制井口施工泵压；排液测试期间，根据生产套管强度校核结果控制井筒掏空深度和井口回压；压井期间根据压井液密度调整安全控制压力范围。 2.2 油管 需要结合储层改造、排液测试等危险工况期间，对压力、温度的变化致使油管受到的作用力及变形情况是否安全、合理进行分析评价。据评价结果，优化试油管柱结构、明确储层改造施工压力控制范围以及封隔器坐封需要施加的初始压重，并且通过井口压力的合理控制以削减油管安全风险。 2.3 井下工具 第一，封隔器。需要结合储层改造、排液测试等工序对封隔器密封性能进行计算校核，并根据校核结果调整施工泵压、平衡套压、坐封机械封隔器时的管柱压重。同时对封隔器外径与生产套管的匹配性、封隔器内径与油管柱的匹配性进行检查校验，确保封隔器人井、坐封安全可靠，不成为整个管柱的“瓶颈”；对于异常高温井，需要优选封隔器胶筒材质和根据温度沿井筒分布情况优选坐封位置，防止因封隔器胶筒碳化导致密封失效。第二，循环阀、安全阀等阀组。根据储层改造、测试等作业条件优选循环阀、安全阀等阀组的压力等级和材质，同时应考虑不同功能阀组的工作压力阶梯，避免不同功能阀组同时启动；另外应考虑阀组内径对于整个管柱通径的影响，尽可能减小功能阀组对管柱通径的制约；鉴于在高密度压井液中功能阀组存在失效可能，故在管柱结构和安全预案中应考虑阀组失效后的应急预案和处理措施。第三，伸缩短节。对于伸缩短节的应用要根据管柱安全控制需要确定，伸缩短节材质、长度和压力等级应满足井况和施工条件，并且在地面上设置好伸缩短节初始状态以有效补偿试油管柱的变形，安放位置应满足的基本原则是“管柱伸长或缩短时伸缩短节能缩短或伸长”。第四，射孔器材。超深高温高压气井要求射孔器材耐高温、耐高压，具体而言射孔枪在井下高压条件下不变形，射孔弹在井下高温环境中能够在作业周期内正常起爆，不会提前引爆和失效。要实现该目标，一是需要优化选择射孔弹的药型和弹型，二是提高射孔枪强度。 除几种主要井下工具以外，试油管柱上还带有安全接头、变扣短节、滑套等多种井下工具。这些井下工具需要考虑其强度能否满足不同工况的要求，其材质是否具有抗酸性腐蚀气体的能力，在作业时能否实现其功能。 3 结束语 总之，为了保障高温高压含硫气井试油井筒的安全，必须进行井筒各类风险的识别和评价、控制工作，确保井筒的完整性，促进油气田开采的顺利进行，从而为我国社会经济的发展夯实能源基础，提高我国的综合国力和竞争力。 参考文献： [1]郭建华.高温高压高含硫气井井筒完整性评价技术研究与应用[D].西南石油大学，2013. [2]熊昕东，龙刚，熊晓东，青炳，薛丽娜.高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势[J].天然气技术与经济，2011，02：57-61+80. [3]黄亮.含硫气井井控工艺研究[D].中国石油大学，2011. |
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