畢業(yè)設計(論文)氣井持續(xù)環(huán)空壓力機理及安全評價研究

1、<p><b>　　摘 要</b></p><p>　　隨著石油天然氣勘探開發(fā)工作不斷深入，大量油氣井在開發(fā)過程中相繼出現(xiàn)持續(xù)環(huán)空壓力現(xiàn)象。自天然氣開發(fā)以來，持續(xù)環(huán)空壓力或井口竄氣問題就一直困擾固井技術人員與作業(yè)商。持續(xù)環(huán)空帶壓或井下層間竄流會嚴重影響氣井的產(chǎn)量，降低采收率，對氣田開發(fā)后續(xù)作業(yè)如酸化壓裂和分層開采等造成不利影響。持續(xù)環(huán)空壓力或層問竄流不突出時，會增加壓力監(jiān)測與井口

2、放壓的成本；嚴重時需要關井，有時會導致整口井甚至整個井組報廢。從環(huán)境保護和安全的角度考慮，作業(yè)商經(jīng)常要通過關井或修井來解決該問題，所造成的關井停產(chǎn)損失或修井費用相當巨大。氣井的油管外環(huán)空或套管外持續(xù)環(huán)空帶壓壓力引起的問題日益嚴重。因此，研究氣體持續(xù)環(huán)空壓力現(xiàn)狀，了解氣田持續(xù)環(huán)空壓力機理，安全評價及治理持續(xù)環(huán)空迫在眉睫。這是指導氣田安全生產(chǎn)的關鍵所在。</p><p>　　關鍵詞：持續(xù)環(huán)空 竄流 氣井 固井

3、 指導生產(chǎn)</p><p><b>　　目 錄</b></p><p><b>　　第1章 緒 論1</b></p><p>　　1.1課題研究的目的及意義1</p><p>　　1.2課題研究的國內外現(xiàn)狀及其情況2</p><p>　　1.2.1墨西哥灣的OCS地區(qū)氣

4、井持續(xù)環(huán)空壓力情況2</p><p>　　1.2.2加拿大天然氣井或油井持續(xù)環(huán)空壓力情況2</p><p>　　1.2.3國內天然氣井持續(xù)環(huán)空壓力的情況2</p><p>　　1.2.4美國礦產(chǎn)部統(tǒng)計了美國外大陸架區(qū)域環(huán)空帶壓情況2</p><p>　　1.2.5國內外研究現(xiàn)狀3</p><p>　　1.3研

5、究的主要內容及技術路線6</p><p>　　1.3.1主要內容6</p><p>　　1.3.2技術路線6</p><p>　　第二章 產(chǎn)生機理8</p><p>　　2.1環(huán)空的概念及分類8</p><p>　　2.2持續(xù)環(huán)空壓力9</p><p>　　2.3固井方面10&l

6、t;/p><p>　　2.3.1環(huán)空帶壓對氣井固井的特殊性10</p><p>　　2.3.2氣井固井后環(huán)空帶壓的規(guī)律11</p><p>　　2.3.3環(huán)空帶壓或井口竄氣的原因分析11</p><p>　　2.4持續(xù)套管壓力形成機理13</p><p>　　2.5卸壓后持續(xù)套管壓力上升機理15</p>

7、;<p>　　2.6井口允許最大帶壓值模型15</p><p>　　2.6.1環(huán)空最大許可壓力值概念15</p><p>　　2.6.2確定原則15</p><p>　　2.6.3Ａ環(huán)空最大許可壓力15</p><p>　　2.6.4中間環(huán)空最大許可壓力16</p><p>　　2.6.5表層環(huán)

8、空最大許可壓力17</p><p>　　第3章 持續(xù)環(huán)空壓力安全評價及治理方案18</p><p>　　3.1安全評價18</p><p>　　3.1.1中石油方面18</p><p>　　3.1.2風險級別判別18</p><p>　　3.1.3標準與規(guī)范18</p><p>　　

9、3.1.4氣井本身特性19</p><p>　　3.1.5工藝措施20</p><p>　　3.1.6當前狀態(tài)20</p><p>　　3.1.7風險級別判別模式22</p><p>　　3.1.8評價流程23</p><p>　　3.2治理方案25</p><p>　　3.2.1預

10、防環(huán)空帶壓的技術措施25</p><p>　　3.2.2解決環(huán)空帶壓的技術措施26</p><p>　　第4章 實例計算，指導氣田安全生產(chǎn)28</p><p><b>　　第5章 結論33</b></p><p><b>　　參考文獻34</b></p><p>&

11、lt;b>　　第1章 緒 論</b></p><p>　　1.1課題研究的目的及意義 </p><p>　　氣井持續(xù)環(huán)空壓力是氣田鉆井的普遍問題，環(huán)空異常壓力將嚴重威脅氣井安全生產(chǎn)。隨著國內外天然氣用量的迅速增加，井下的地質環(huán)境也越來越復雜，固井后的持續(xù)環(huán)空壓力問題也越來越突出。</p><p>　　在中國塔里木盆地迪那2、四川盆地龍崗等氣田，

12、持續(xù)環(huán)空問題是困擾氣井安全開發(fā)的重要難題。氣井環(huán)空帶壓是指井口環(huán)空壓力表非正常啟壓。如果經(jīng)井口放噴閥門放噴后，關閉套管環(huán)空后，壓力又重新上升到一定程度，國際上通常稱為持續(xù)環(huán)空帶壓?。環(huán)空帶壓不僅使CO2和HS2等腐蝕性氣體進入油套環(huán)空而腐蝕套管內壁，而且導致套管長時間承受高壓，存在天然氣竄漏至地層、泄漏至井口的風險，甚至引發(fā)災難性事故。</p><p>　　自天然氣開發(fā)以來，持續(xù)環(huán)空壓力或井口竄氣問題就一直困擾固

13、井技術人員與作業(yè)商。持續(xù)環(huán)空帶壓或井下層間竄流會嚴重影響氣井的產(chǎn)量，降低采收率，對氣田開發(fā)后續(xù)作業(yè)如酸化壓裂和分層開采等造成不利影響。持續(xù)環(huán)空壓力或層問竄流不突出時，會增加壓力監(jiān)測與井口放壓的成本；嚴重時需要關井，有時會導致整口井甚至整個井組報廢。從環(huán)境保護和安全的角度考慮，作業(yè)商經(jīng)常要通過關井或修井來解決該問題，所造成的關井停產(chǎn)損失或修井費用相當巨大。因此必須進行氣體持續(xù)環(huán)空機理及安全評價研究，以解決或減少環(huán)空對鉆井過程中造成的事故。

14、了解氣井持續(xù)環(huán)空壓力機理，制定環(huán)空壓力治理方案，解除氣井生產(chǎn)安全。</p><p>　　1.2課題研究的國內外現(xiàn)狀及其情況</p><p>　　1.2.1墨西哥灣的OCS地區(qū)氣井持續(xù)環(huán)空壓力情況</p><p>　　在墨西哥灣的OCS地區(qū)，大約有15500口生產(chǎn)井、關閉井及臨時廢棄井。美國礦物管理服務機構(MMS)對該地區(qū)井進行了統(tǒng)計，有6692口井約43％至少有一

15、層套管持續(xù)環(huán)空壓力。在這些持續(xù)環(huán)空壓力的井中，共有10153層套管環(huán)空帶壓，其中47.1％屬于生產(chǎn)套管帶壓，16.3％屬于技術套管帶壓，26.2％屬于表層套管帶壓，</p><p>　　10.4％屬于導管帶壓。該地區(qū)大部分井下人了幾層套管柱，從而使判定環(huán)空帶壓的原因與采取有針對性的補救措施困難，每口井補救費用高達100多萬美元。</p><p>　　1.2.2加拿大天然氣井或油井持續(xù)環(huán)空壓

16、力情況</p><p>　　在加拿大，環(huán)空帶壓存在于不同類型的井中。南阿爾伯特的淺層氣井、東阿爾伯特的稠油井和ROCKY山麓的深層氣井，都不同程度地存在環(huán)窄壓力問題。加拿大環(huán)空壓力問題絕大多數(shù)是由于環(huán)空封固質量不好，天然氣竄至井口造成的，原油有的時候也能沿著竄流通道竄出地面。</p><p>　　1.2.3國內天然氣井持續(xù)環(huán)空壓力的情況</p><p>　　大慶慶深

17、氣田相繼出現(xiàn)升深8井、徐深10井、徐深901井、徐深606井、達深斜5井持續(xù)環(huán)空帶壓。四川龍崗地區(qū)龍1井、龍2井、龍3井的西244.5mm與西177．8mm技術套管持續(xù)環(huán)空帶壓。龍崗3井試油時發(fā)現(xiàn)擔44．5mm與咖177．8mm環(huán)空間壓力達到18MPa，經(jīng)接管線出井場，卸壓點火燃燒。塔里木的克拉氣田有l(wèi)l口井環(huán)空帶壓，克拉2—10井咖250．8mm技術套管固井施工達到設計要求，但投產(chǎn)后套壓達到53．8MPa(7800psi)。根據(jù)國外氣

18、井持續(xù)環(huán)空帶壓的一般規(guī)律，隨著天然氣開采時間的延長，國內氣井環(huán)空帶壓問題也會越來越突出。</p><p>　　1.2.4美國礦產(chǎn)部統(tǒng)計了美國外大陸架區(qū)域環(huán)空帶壓情況</p><p>　　美國礦產(chǎn)部統(tǒng)計了美國外大陸架區(qū)域環(huán)空帶壓情況，發(fā)現(xiàn)該區(qū)域有8000多口井存在一個或多個環(huán)空同時帶壓，并且約50％的環(huán)空帶壓發(fā)生在Ａ環(huán)空（油管—生產(chǎn)套管環(huán)間），10％環(huán)空帶壓發(fā)生在Ｂ環(huán)空（生產(chǎn)套管—技術套管環(huán)

19、間），30％環(huán)空帶壓發(fā)生在Ｃ、Ｄ（兩層技術套管環(huán)間、技術套管—表層套管環(huán)間）環(huán)空；且隨著生產(chǎn)時間越長，環(huán)空帶壓幾率越大。據(jù)對墨西哥灣OCS地區(qū)的統(tǒng)計，開采15ａ的井地面能測量出環(huán)空帶壓（一層或幾層套管帶壓）的概率約占到總井數(shù)的50％。（如圖1.1）</p><p>　　圖1.1 該地區(qū)各層套管帶壓的情況統(tǒng)計圖</p><p>　　在實際生產(chǎn)中，環(huán)空壓力過高將可能導致潛在的安全生產(chǎn)事故；若環(huán)

20、空壓力過小，則井口處油套壓差過大，安全系數(shù)過低，長期疲勞生產(chǎn)，也易發(fā)生事故。目前，在環(huán)空帶壓管理上，國際、國內都沒有完善的方法來確定環(huán)空壓力安全范圍來指導生產(chǎn)。國際上，挪威Norsok D-010[6]提出了所有易受影響的環(huán)空都應該用最小和最大的操作壓力極限范圍來進行監(jiān)測和保持壓力水平，確保隨時都可以了解到的井筒完整性。ARP RP90標準中給出了最大環(huán)空許可壓力的確定方法，但是上述方法僅考慮了最大環(huán)空壓力許可值，。因此，高壓氣井安全評

21、價技術已經(jīng)成為環(huán)空帶壓氣井的環(huán)空壓力技術管理不可或缺的內容，根據(jù)塔里木油田高壓氣井實際完井狀況和氣井現(xiàn)場管理經(jīng)驗，而環(huán)空壓力安全范圍的確定是其中的重要組成部分，本文給出了氣井環(huán)空壓力許可值的確定方法，以明確高壓氣井環(huán)空壓力的安全范圍，為環(huán)空帶壓井的管理提供依據(jù)。</p><p>　　1.2.5國內外研究現(xiàn)狀</p><p><b>　　國外研究現(xiàn)狀</b></p

22、><p>　　美國石油學會（American Petroleum Institute)于2006年8月出版了一部旨在指導管理海洋油氣井環(huán)空壓力的推薦做法-（API-RP90）。該推者作法涵蓋了環(huán)空壓監(jiān)測、環(huán)空壓力診斷測試、建立單井的最大環(huán)空許可工作壓力（MAWOP）以及對環(huán)空壓力的記錄等內容。該推薦作法已經(jīng)成為指導國外海上油氣井管理環(huán)空壓力的重要指導方法。</p><p>　　Hasan AI

23、 HosaniD對ADCO區(qū)塊在套管持續(xù)環(huán)空壓力管理方面的創(chuàng)新性進行了概述，系統(tǒng)闡述了如何管理帶有持續(xù)環(huán)空壓力的氣井、如何收集基準數(shù)據(jù)、如何與生產(chǎn)注入輸出系統(tǒng)（PIES)聯(lián)合等內容。在引起地面環(huán)空壓力（SAP）的根本原因及其造成的影響方面分析得出密封器泄漏、油套管連接處泄漏及下套管后因差的水泥膠結所導致的泄漏是造成SAP的原因。在SAP造成的影響中著重指出要格外加強對熱效應引起的SAP的監(jiān)測；當監(jiān)測到持續(xù)環(huán)空壓力時要考慮潛在的風險并進行

24、重點加密監(jiān)測。針對常規(guī)環(huán)空壓力和異常環(huán)空壓力制定了相應的壓力監(jiān)測頻率和方法，明確環(huán)空壓力管理人員的具體職責。針對ADCO區(qū)塊建立了計算單井個環(huán)空最大許可環(huán)空地面壓力（MAASP）的計算方法。</p><p>　　2007年，斯倫貝謝(Schlumbergef)公司用研究出的FuTUR活性固化水泥技術來解決環(huán)空帶壓問題。FUTUR活性固化水泥施工不需要額外的固井設備，采用常規(guī)固井工藝，將FUTUR活性固化水泥作為領

25、漿及尾漿注入即可。為保證封固質量，領漿及尾漿的長度應至少達到150m。FUTUR活性固化水泥具有自修復特性，當發(fā)生氣竄時，不需要人工干預，F(xiàn)UTUR活性固化水泥會自動活化，將裂縫封堵。該技術已成功應用在加拿大阿爾伯特油田的環(huán)空帶壓井及德國、意大利地下儲氣庫井。F唧R活性固化水泥應用密度范圍為1．40～1．929／cm3，應用溫度范圍20～138℃。</p><p>　　Milanovic開展了針對中東含硫油氣井持

26、續(xù)環(huán)空壓力（SAP）的研究，該研究解釋了所采取的診斷測試并描述了如何利用現(xiàn)象識別引起SAP的原因。文中闡述了SAP診斷測試方法是放壓后以24小時為周期記錄放壓和壓力上升速率，觀察相鄰環(huán)空壓力變化并嚴格檢測油管壓力反應。應用“油氣井完整性工具包”模型分析診斷測試數(shù)據(jù)，區(qū)分不同類型壓力測試的反饋信息，導出對SAP的解釋結果。該模型成功應用識別井口、油管和生產(chǎn)套管的泄漏，但對外層管柱壓力測試數(shù)據(jù)及其對應SAP補救方法還有待于改進。通過測試得出

27、的反饋曲線包括瞬間放壓曲線、不完全放壓曲線、正常壓力上升曲線、S形壓力上升曲線和不完全壓力上升曲線。分析引起SAP的原因及深入考慮了油氣井設計問題、注水泥問題，并對避免氣體運移和形成微環(huán)空提出了相關建議。從修井和鉆井角度提出抑制SAP形成的工藝方法。</p><p>　　Xu和Wojtanowicz通過考慮水泥上方存在泥漿柱的情況改進了SCP模型。通過研究發(fā)現(xiàn)不可壓縮泥漿、井口有少量氣體、漏失水泥的高傳導性都將增

28、加早期壓力的迅速上升；同時還發(fā)現(xiàn)在壓力上升后期階段，氣層壓力最終控制套管壓力的因素。但是該模型僅僅局限于壓力上升，并沒有考慮氣體在泥漿中的運移，在卸壓和早期壓力上升階段，這是控制套管壓力很重要的一個過程。</p><p><b>　　2）國內研究現(xiàn)狀</b></p><p>　　2006年6月西南石油大學的鄧元洲、陳平、張慧麗在充分考慮壓力和體積耦合變化的基礎上，建立

29、計算密閉環(huán)空壓力的數(shù)學模型，并闡述了利用迭代法計算環(huán)空壓力的思路。</p><p>　　中國石油集團鉆井工程技術研究院完井固井所的齊秦忠等人分析了環(huán)空帶壓的危害，從固井的角度提出若干預防措施。</p><p>　　克拉2氣田的開發(fā)生產(chǎn)過程中，部分單井出現(xiàn)生產(chǎn)套壓異常升高的現(xiàn)象。針對環(huán)空壓力異常問題，塔里木油田在國內首次開展了單井風險評估工作。借鑒API-RP90中相關技術標準，參考國際大石

30、油公司高壓氣井的管理經(jīng)驗，從ODP方案設計、鉆井、固井、完井管柱結構、井下工具優(yōu)選、現(xiàn)場實施工藝、生產(chǎn)管理等方面進行了深入的分析。根據(jù)克拉2氣田單井的實際情況，通過先靜態(tài)后動態(tài)的評估程序完成了克拉2氣田單井風險評估。形成的風險評估技術和方法填補了國內陸上石油“三高”氣井風險評估的空白，對相關油氣田開展類似風險評估工作有一定的借鑒作用和指導意義。</p><p>　　針對克拉2氣田的井口距離長、井站分散、安全要求高

31、的特點，使用了美國Honeywell公司最新一代DCS系統(tǒng)（過程知識系統(tǒng)PKS）、安全管理系統(tǒng)（FSC）及美國Bristol Babcock公司的Control Wave系列RTU，分別實現(xiàn)過程控制、安全管理和數(shù)據(jù)采集監(jiān)控功能。</p><p>　　1.3研究的主要內容及技術路線</p><p><b>　　1.3.1主要內容</b></p><p

32、>　　本課題主要對氣井持續(xù)環(huán)空壓力進行研究；探索氣體鉆井在國內外的發(fā)展現(xiàn)狀；從而在理論上建立數(shù)學模型找到最大帶壓值；再通過分析環(huán)空帶來的根本原因，對環(huán)空壓力的危害進行防治；最后從理論著手，從實際出發(fā)，研究氣田生產(chǎn)。在實踐中要發(fā)現(xiàn)問題——提出問題——作出假設——解決問題——作出結論。</p><p>　　1.調研氣井持續(xù)環(huán)空壓力相關資料，了解氣井持續(xù)環(huán)空壓力相關概念及研究現(xiàn)狀；</p><

33、p>　　2.研究產(chǎn)生氣井持續(xù)壓力機理，分析建立井口允許最大帶壓值模型；</p><p>　　3.持續(xù)環(huán)空壓力安全評價，并提出治理方案；</p><p>　　4.通過實例計算，用研究結果來指導氣田安全生產(chǎn)。</p><p><b>　　1.3.2技術路線</b></p><p>　　綜合國內外研究現(xiàn)狀及現(xiàn)場資料分析產(chǎn)

34、生異常環(huán)空帶壓原因：通過對塔里木高壓氣井現(xiàn)狀的研究，總結導致各級環(huán)空壓力泄漏的可能通道，建立環(huán)空帶壓異常判斷方法，并實例加以驗證：建立數(shù)學模型研究熱效應環(huán)空帶壓問題：通過規(guī)范氣井動態(tài)監(jiān)測、環(huán)空壓力管理、井控管理，研究適宜于塔里木油田那2氣體、克拉2氣體的安全生產(chǎn)管理方法。（如圖1.2）</p><p><b>　　圖1.2 技術路線</b></p><p>　　第2章

35、 環(huán)空帶壓產(chǎn)生機理</p><p>　　2.1環(huán)空的概念及分類</p><p>　　一般的生產(chǎn)井都是由很多層套管組成的, 因而也存在好幾個環(huán)形空間。根據(jù)環(huán)空所處位置不同,可以將環(huán)空依次表示為“A”環(huán)空、“B”環(huán)空、“C”環(huán)空.....“A”環(huán)空表示油管和生產(chǎn)套管之間的環(huán)空, “B”環(huán)空表示生產(chǎn)套管和與之相鄰的上一層套管之間的環(huán)空。之后往上按字母順序依次表示每層套管和與之相鄰的上一層套管之

36、間的環(huán)空(見圖2.1)。</p><p>　　圖2.1 環(huán)空示意圖</p><p><b>　　2.2持續(xù)環(huán)空壓力</b></p><p>　　持續(xù)環(huán)空壓力，一是由于油氣井組件泄漏，導致流體流經(jīng)油氣井控制隔離層而引起的；二是由于地層未膠結（或膠結較差）或者膠結層損壞（固井質量差）引起的。任何受壓的地層都可能引起持續(xù)環(huán)空壓力，包括含氣層、含水層、

37、淺層氣區(qū)域、淺層水區(qū)域或者是由于生物起因。</p><p>　　環(huán)空帶壓是指井口環(huán)空壓力表非正常啟壓。如果該壓力在經(jīng)井口放噴閥門放噴后, 關閉套管環(huán)空放噴閥門壓力又重新上升到一定的程度, 這種情況國際上通常稱作環(huán)空帶壓( sustained casing pressure)。根據(jù)環(huán)空帶壓引起的原因可以將其分為: 作業(yè)施加的環(huán)空壓力, 受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地層經(jīng)水泥封固井段和

38、環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力。作業(yè)施加的環(huán)空壓力和受溫度變化使環(huán)空流體膨脹引起的環(huán)空壓力在井口泄壓后可以消除, 但是氣竄引起的環(huán)空帶壓在井口泄壓后有可能會繼續(xù)存在并形成環(huán)空帶壓。環(huán)空密封部分失效導致油氣從地層經(jīng)水泥封固井段和環(huán)空液柱向上竄流是形成環(huán)空帶壓的主要原因。當產(chǎn)生壓力的來源是生產(chǎn)層或有能力產(chǎn)生油氣的地層時, 它的危險性比非生產(chǎn)層引起的壓力要高得多。原因是由于生產(chǎn)層的壓力相對比較高, 并且生產(chǎn)層比其他高壓或低壓地層有更持續(xù)的流動

39、能力。</p><p>　　溫度壓力變化引起的環(huán)空帶壓情況</p><p>　　溫度變化會引起井內流體熱脹冷縮（溫度效應），導致環(huán)空帶壓。油氣開采過程中井筒溫度升高，但升高的幅度受油氣產(chǎn)量的影響較大。對于高壓高產(chǎn)氣井來說，井筒溫度升高幅度較大。所有的氣井在最初進行開采過程時都會發(fā)生溫度效應引起的環(huán)空帶壓現(xiàn)象。長期關井后的突然恢復正常生產(chǎn)，或者開采過程中的突然關井，會引起井筒溫度發(fā)生較大的波

40、動，從而導致環(huán)空帶壓值發(fā)生比較明顯的變化。同時，關井前后的壓力差引起環(huán)空管柱的鼓脹效應也會導致環(huán)空帶壓。</p><p><b>　　井下作業(yè)施加的壓力</b></p><p>　　對氣井進行各種作業(yè)施工（包括氣舉，熱采管理，幫助監(jiān)測環(huán)空壓力或其他的目的），可能會對套管環(huán)空施加壓力。</p><p>　　環(huán)空氣竄引起的環(huán)空帶壓</p>

41、;<p>　　環(huán)空帶壓通常是由于井的某一部分發(fā)生泄漏使得流體穿過井內控制隔離層流動而造成的，例如：油管連接處漏失，封隔器漏失等，或者由于沒有封固地層（或者封固質量差）或者封固層被破壞。環(huán)空帶壓也有可能是由受壓地層造成的，包括承壓的含油氣的地層、承壓的水層、淺層氣地層、淺水層或古生物。</p><p>　　“A”環(huán)空的環(huán)空帶壓</p><p>　　“A”環(huán)空內的環(huán)空帶壓通常是由

42、生產(chǎn)層的生產(chǎn)管柱漏失造成的，漏失會使流體從油管柱內流向“A”環(huán)空。“A”環(huán)空內的環(huán)空帶壓也有可能是由生產(chǎn)套管漏失造成的，盡管這種情況不是很常見</p><p><b>　　其它環(huán)空的環(huán)空帶壓</b></p><p>　　如果外部環(huán)空密封失效與地層（包括承壓油氣層，淺水層，淺層氣層等）間發(fā)生竄流，有可能會造成外部環(huán)空內的環(huán)空帶壓。</p><p>

43、;　　近年來國內盡管做了許多工作, 但是固井后環(huán)空帶壓問題仍然較為突出。環(huán)空帶壓原因主要有:1.固井注水泥氣竄或者后期作業(yè)導致水泥環(huán)產(chǎn)生微環(huán)隙; 2. 油管、套管及其附件(如封隔器、滑套等)密封失效。</p><p>　　針對部分油氣井環(huán)空帶壓的現(xiàn)狀, 調研了國內外油氣井環(huán)空帶壓的大小及分布, 發(fā)現(xiàn)大約有50% 環(huán)空帶壓是發(fā)生在生產(chǎn)套管和油管間的環(huán)空。為此, 研究了造成環(huán)空帶壓的原因, 認為作業(yè)施加的環(huán)空壓力,

44、受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地層經(jīng)水泥封固井段和環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力, 是造成環(huán)空帶壓的主要原因。</p><p><b>　　2.3固井方面</b></p><p>　　2.3.1環(huán)空帶壓對氣井固井的特殊性</p><p>　　在石油和天然氣井所鉆地層和套管的環(huán)形空間注水泥，其主要作用是防止在所鉆各地

45、層之間出現(xiàn)流體竄流，并保證長期層間封隔，在整個油氣井生產(chǎn)期間及報廢之后都能實現(xiàn)有效的層間封隔。有的井，特別是天然氣井，即使注水泥時鉆井液頂替良好，并且水泥石在初期也起到了封隔作用，因井內條件變化產(chǎn)生的應力足夠破壞水泥環(huán)的完整性時，其結果將導致層間封隔失效，這可由后期天然氣層問竄流、環(huán)空帶壓或更壞的套管擠毀實例給予證實。例如，墨西哥灣的OCS地區(qū)，國內四川的高含H：S氣田、塔里木的克拉及迪那高壓氣田等。</p><p&

46、gt;　　自天然氣開發(fā)以來，環(huán)空帶壓或井口竄氣問題就一直困擾固井技術人員與作業(yè)商。環(huán)空帶壓或井下層間竄流會嚴重影響氣井的產(chǎn)量，降低采收率，對氣田開發(fā)后續(xù)作業(yè)如酸化壓裂和分層開采等造成不利影響。環(huán)空帶壓或層問竄流不突出時，會增加壓力監(jiān)測與井口放壓的成本；嚴重時需要關井，有時會導致整口井甚至整個井組報廢。從環(huán)境保護和安全的角度考慮，作業(yè)商經(jīng)常要通過關井或修井來解決該問題，所造成的關井停產(chǎn)損失或修井費用相當巨大。補救環(huán)空帶壓或層間竄流的方法，

47、或者是采用常規(guī)高成本的修井作業(yè)，或采用苛刻的擠水泥、擠注凝膠作業(yè)，或采用其他有效的補救方式。目前常規(guī)的補救方法如修井或擠水泥現(xiàn)場實施難度大，成功率低，成本高。如果水泥漿的防竄能力差或固井時頂替效率效果差，或由于地層應力、溫度和壓力變化以及一些隨時問推移引起的其他原因等，導致水泥環(huán)密封性發(fā)生失效，隨著開發(fā)時間的延長，就會發(fā)生環(huán)空帶壓、井口竄氣或層間竄流問題。由于天然氣分子小、比重低、穿透能力強、活躍性大，所以天然氣井更容易發(fā)生上述問題。&

48、lt;/p><p>　　2.3.2氣井固井后環(huán)空帶壓的規(guī)律</p><p>　　1）準確確定氣源位置難度大</p><p>　　盡管在地面很容易發(fā)現(xiàn)氣井環(huán)空壓力異常，但是導致環(huán)空帶壓的氣源卻不容易確定。環(huán)空氣的氣源町能來自產(chǎn)層，也有可能來自非目的層。非目的層氣層可能是導管、表層套管技術套管后的過路氣層。由于氣源確定難度大，采取有針對性的補救措施難度也大。</p&g

49、t;<p>　　2）環(huán)空帶壓的壓力差別大</p><p>　　天然氣井環(huán)空帶壓時，根據(jù)每口井儲層壓力與氣體竄流通道的不同，環(huán)空帶壓值也有很大差別。帶壓程度輕時環(huán)空壓力接近大氣壓，高的時候接近儲層的壓力。井口釋放氣體的體積少的時候基本接近零，多的時候一天接近1000m3。通過井口進行壓力釋放，環(huán)空壓力能降至零，當重新關閉環(huán)空時，隨著時間的延長，壓力又會升至原來的值。</p><p&

50、gt;　　3）氣井開采時間越長，環(huán)空帶壓的概率也越大</p><p>　　環(huán)空帶壓存在于井固井后的任何時期，環(huán)空帶壓與井的壽命緊密相關，開采時間越長越易帶壓。據(jù)墨兩哥灣0cs地區(qū)的統(tǒng)計，開采15年的井地面能測量出環(huán)空帶壓(一層或幾層套管帶壓)的概率占到總井數(shù)的大約50％。</p><p>　　2.3.3環(huán)空帶壓或井口竄氣的原因分析</p><p>　　國外天然氣開發(fā)

51、時間長，環(huán)空帶壓問題暴露早，通過對不同地區(qū)及不同井的綜合分析，為環(huán)空帶壓的原因主要有以下5個方面：油管和套管泄漏，固井時頂替效率低，水泥漿體系選擇或配方設計不合理，固井后由于地層應力、溫度和壓力變化以及一些隨時間推移引起的其他原因導致水泥環(huán)封隔失效，地層流體腐蝕造成的層間竄通。</p><p><b>　　1）油管和套管泄漏</b></p><p>　　生產(chǎn)油管的泄漏

52、會導致嚴重的環(huán)空帶壓問題。封隔器密封失效或內管柱螺紋連接差、管體腐蝕、熱應力破裂或機械斷裂都會產(chǎn)生氣體泄漏。生產(chǎn)套管是用來防止油管氣體泄漏的，如果由于泄漏氣體產(chǎn)生的壓力使生產(chǎn)套管密封失效，會造成很大風險。外管柱受壓，會導致井口竄氣或層間竄流，會對人身、井口設備及環(huán)境造成很大的危險。</p><p><b>　　2）頂替效率差</b></p><p>　　提高頂替效率是

53、保證層間封隔和防止環(huán)窄帶壓問題的一項重要措施。固井的主要目的就是要對套管外環(huán)空進行永久性封固，為滿足這一要求，就必須徹底驅替環(huán)空內的鉆井液，使環(huán)空充滿水泥漿。如果驅替鉆井液不徹底，就會在封同的產(chǎn)層間形成連續(xù)的竄槽，從而使層與層之間竄通，影響封固質量。水泥膠結和密封的持久性也與頂替效率有關，防止環(huán)空帶壓的第一步就是要提高固井時的頂替效率。國外研究表明，一般來說頂替效率達到90％時固井質量良好；頂替效率達到95％時，固井質量優(yōu)質。</

54、p><p>　　3）水泥漿設計不合理</p><p>　　水泥漿設計不合理主要表現(xiàn)在以下幾個方面：水泥漿失水量高；漿體穩(wěn)定性差，自由水量高；水泥石體積收縮大；設計水泥漿時只考慮其性能滿足施工要求，未考慮水泥石(如楊氏模量、泊松比等)的力學性能由于井下溫度、壓力、應力變化能否滿足長期封隔的需要。一般來說，如果水泥石的楊氏模量大于巖石的楊氏模量，套管內溫度及壓力發(fā)生較大變化時，水泥環(huán)很可能會發(fā)生拉

55、伸斷裂。</p><p>　　4） 由于井下條件變化導致水泥環(huán)密封失效</p><p>　　環(huán)空帶壓可在固井后較長一段時問內發(fā)生，有的井檢測固井質量很好，可是由于后期鉆井作業(yè)的影響，或后期增產(chǎn)作業(yè)的影響，在沒有化學侵蝕的條件下，水泥環(huán)本身的機械損壞、套管與水泥之間的膠結失效或水泥與地層之間的膠結失效都可以破壞層問封隔。水泥環(huán)的機械損壞會導致裂縫出現(xiàn)，而膠結失效會導致微環(huán)隙形成。兩種作用均產(chǎn)

56、生可通過任一種流體的高傳導通道。水泥環(huán)本身的機械破壞可能由井內壓力增加(試壓、鉆井液密度加大、套管射孔、酸化壓裂、天然氣開采)所引起，還可能由井內溫度較大升高或地層載荷(滑移、斷層、壓實)所造成。出現(xiàn)層問封隔失效的另一種原因是微環(huán)隙形成，微環(huán)隙既可在套管與水泥之間出現(xiàn)(內微環(huán)隙)，也可在水泥與地層之間形成(外微環(huán)隙)。這可能是因井內溫度和(或)壓力變化使套管發(fā)生徑向位移而引起，特別是當水泥凝固后井內壓力或溫度降低時，水泥體積收縮會引起外

57、微環(huán)隙出現(xiàn)。</p><p>　　5）地層流體的腐蝕造成的層間竄通</p><p>　　天然氣井中可能存在H2S或CO2腐蝕性氣體。H2S或CO2腐蝕性氣體在一定環(huán)境中除了會腐蝕套管外，也會對水泥環(huán)產(chǎn)生腐蝕。CO2主要影響水泥石的微觀結構、孔隙率和抗折、抗壓強度，破壞水泥結構的完整性。H2S能破壞水泥石的所有成分，溶于潮氣中的H2S腐蝕性更強。水泥石的腐蝕總是和它的孔隙結構和孔隙度密切相關

58、，孔隙結構決定腐蝕介質向水泥硬化體內部滲透的速度。初步研究表明：腐蝕至少使得水泥石的抗壓強度大幅度衰減，孔隙度大大提高，嚴重時會導致層間竄通。</p><p>　　2.4持續(xù)套管壓力形成機理</p><p>　　對于固井水泥上方有鉆井液柱的情況，基質的滲透性和界面竄流是環(huán)空傳導性增加的兩種物理機理。基質的滲透性是指流體在水泥本體內的流動，而界面竄流是指存在于水泥柱和套管之間或水泥柱與基巖之

59、間的微環(huán)空中流動的現(xiàn)象。</p><p>　　界面竄流現(xiàn)象是一種力學不完整性，它使得微環(huán)空形成于水泥環(huán)接觸面處。在水泥與巖石界面上，泥餅的不完全去除會產(chǎn)生微環(huán)空。在套管與水泥界面上，固水泥后一些熱應力或靜水應力引起微環(huán)空的形成。</p><p>　　注水泥凝固過程中，水泥環(huán)可能會形成次生孔隙和滲透性?；|竄流是氣體通過水泥基質流動的一種機理。當鉆井液的液柱靜水壓力下降到地層孔隙壓力以下時，

60、氣體以段塞形成或分散流的形式進入鉆井液基質中。段塞氣向上運移通道。</p><p>　　氣體通過水泥流動的另一個機理是與水泥基質中次生滲透性的發(fā)展相關。該機理可以理解為：當靜水壓力下降到地層壓力后，水泥的水化作用導致水泥基質的絕對體積減小，化學收縮決定著次生孔隙的形成；孔隙水受毛細管力作用而圈閉于水泥基質孔隙中，這部分水化作用中被消耗，由此形成一個空穴，這將導致孔隙壓力的下降和“負壓效應”。與壓力的不平衡相結合，

61、負壓效應或許成為氣體在基質中滲透性發(fā)展的最主要機理。</p><p>　　環(huán)空中水泥的分布情況通常有兩種（如圖2.2）：一種是固井水泥上返到井口，另一種是水泥頂部存在鉆井液。在固井水泥上返到地面的井中，氣體在具體一定傳導性的介質中的運移可以看作是一維流動。等量卸壓后，套管壓力的上升與壓力的瞬間上升相似，（如圖2.3）。這種狀態(tài)受水泥的滲透性、孔隙性及氣層壓力控制。</p><p>　　圖2

62、.2 環(huán)空水泥分別圖</p><p>　　圖2.3 SCP連續(xù)上升概念曲線</p><p>　　如果水泥頂部存在鉆井液，氣體運移分為兩個階段。在水泥中，氣體運移遵循達西定律：而在鉆井液中氣泡通過停滯的非牛頓鉆井液上升。不僅鉆井液的壓縮性和密度等性能影響著氣體的運移，而且還要受聚集于井口的遷移氣體所形成的氣頂影響。有的研究人員認為氣頂中氣體PVT性能可以由真實氣體定律解釋。因此，鉆井液壓縮性

63、能越小，氣泡上升速度越快，壓力上升越快。如果不卸壓，最終井口壓力降穩(wěn)定在與氣層壓力相同的壓力值。</p><p>　　2.5卸壓后持續(xù)套管壓力上升機理</p><p>　　由于放壓都是在很短的時間內完成并且在曲線中一般僅有2-3個點表示，因此 ，對放壓過程進行機理分析和描述存在很大的難度；但是對于放壓后的SCP上升機理國外研究人員對此作出分析。美國路易斯安那州立大學的R.Xu和A.K.Wo

64、jtanowicz綜合前人的研究成果通過對墨西哥灣（GOM）氣井中受SCP影響的38口井的綜合分析研究了卸壓后SCP上升機理。</p><p>　　對于引起外層套管或生產(chǎn)套管外層套管SCP 最顯著的原因是由于較差的固井質量導致的氣體遷移。</p><p>　　氣體遷移可分為兩個相異的組——“初期”和“后期”?！俺跗凇笔桥c實際固井作業(yè)相關的，例如水泥漿性能、頂替技術、靜水壓力等。“后期”與固

65、井作業(yè)關聯(lián)不是很大，是由機械應力和熱應力引起的，危害水化結合的完整性或水泥材料的完整性，導致氣體泄漏。另一種可能的原因是使用了高水灰比（低密度、膨脹系統(tǒng)）的水泥系統(tǒng)。這些水泥即便是凝固刀位后也會表現(xiàn)出其固有的相當高的滲透率（0.5-5md）。因此這很可能使氣體在這樣的水泥單位中運移并最終達到地面形成SCP。</p><p>　　2.6井口允許最大帶壓值模型</p><p>　　2.6.1環(huán)

66、空最大許可壓力值概念</p><p>　　環(huán)空最大許可壓力，是針對某一特定環(huán)空的最大允許工作壓力值，反映特定環(huán)空在長期安全生產(chǎn)的條件下所能夠承受的壓力級別。</p><p><b>　　2.6.2確定原則</b></p><p>　　各層環(huán)空最大許可壓力在取值時應取該層環(huán)空中最薄弱段的強度值。如果各環(huán)空之間有相互竄通的情況，應把竄通的環(huán)空視為同

67、一環(huán)空。</p><p>　　2.6.3Ａ環(huán)空最大許可壓力</p><p>　?。镰h(huán)空最大許可壓力值的確定是取以下各項中的最小者：</p><p>　?。保┥a(chǎn)套管抗內壓強度的50％。</p><p>　　無水泥固井的空套管處相對薄弱，因此計算抗內壓強度時，取無水泥固井的井口位置套管抗內壓強度。下同。</p><p>

68、　　２）內層技術套管抗內壓強度的80％。</p><p>　?。常┯凸芸箶D毀強度的75％。</p><p>　　４）生產(chǎn)套管套管頭強度的60％。</p><p>　?。担┛紤]完井封隔器處生產(chǎn)套管抗內壓強度的</p><p><b>　　75％。</b></p><p>　　在完井封隔器處，以套管為

69、研究對象，考慮套管的受力情況有：</p><p>　　PA＋ρ保護液ｇｈ－ρ水泥ｇｈ ≤σ內×75％ （1）</p><p>　　式中ｐＡ為環(huán)空最大許可壓力，ＭＰａ；σ內為生產(chǎn)套管抗內壓強度，ＭＰａ；</p><p>　　ρ水泥為考慮最惡劣的固井環(huán)境密度取值，通常取1.0/m3；ρ保護液為環(huán)空保護液密度，ｇ／ｍ３；ｇ 為重力加速度，ｍ/ｓ２；ｈ為完井封隔器

70、坐封深度，ｍ。由此得到完井封隔器處考慮生產(chǎn)套管抗內壓強度的Ａ環(huán)空最大許可壓力為：</p><p>　?。穑?＝σ內×７５％＋ρ水泥ｇｈ－ρ保護液ｇｈ （2）</p><p>　　６）考慮完井封隔器處油管抗擠毀強度的75％。</p><p>　　在完井封隔器處，以油管為研究對象，考慮開井生產(chǎn)時油管受力情況：</p><p>　　套管內

71、?。鹛祝剑穑粒驯Ｗo液ｇｈ （3）</p><p>　　油管內?。鹩停剑痖_＋ρ氣ｇｈ （4）</p><p>　　式中ｐ套為完井封隔器處套管內壓力，MPa；ｐ油為完井封隔器處油管內壓力，MPa；ｐＡ為Ａ環(huán)空最大許可壓力，MPa；ｐ開為開井生產(chǎn)時的油壓，MPa；ρ氣為油管內氣體密度取值，通常取0.3ｇ/ｍ３。則完井封隔器處油套壓差為：</p><p>　　Δｐ ＝ｐ套

72、－ｐ油＝ｐＡ＋ρ保護液ｇｈ－ρ氣ｇｈ ≤σ外×７５％ （5）</p><p>　　式中ρ外為油管抗擠毀強度，MPa；ρ氣為油管內氣體密度，通常取0.3ｇ/ｍ３。由此得到完井封隔器處考慮油管抗外擠強度的Ａ環(huán)空最大許可壓力：</p><p>　?。穑?＝σ外×７５％＋ｐ開＋ρ氣ｇｈ－ρ保護液ｇｈ （6）</p><p>　　2.6.4中間環(huán)空最大許可

73、壓力</p><p>　　中間環(huán)空最大許可壓力為以下各項中的最小者：</p><p>　?。保┉h(huán)空外層套管抗內壓強度的50％。</p><p>　?。玻┉h(huán)空內層套管抗擠毀強度的75％。</p><p>　?。常┰搶迎h(huán)空套管頭強度的60％。</p><p>　　2.6.5表層環(huán)空最大許可壓力</p><

74、;p>　　表層環(huán)空最大許可壓力值為以下各項中的最小者：</p><p>　　１）表層套管抗內壓強度的30％　</p><p>　?。玻┩鈱蛹夹g套管抗擠毀強度的75％。</p><p>　?。常┍韺犹坠芴坠茴^強度的60％。</p><p>　　第3章 持續(xù)環(huán)空壓力安全評價及治理方案</p><p><b>

75、;　　3.1安全評價</b></p><p>　　3.1.1中石油方面</p><p>　　中石油現(xiàn)場多參照API RP90進行環(huán)空壓力監(jiān)測與環(huán)空泄壓管理氣井，并根據(jù)多次環(huán)空泄壓恢復結果判斷氣井的失效風險，以便確定是否有必要進行修井作業(yè)。國外石油公司多組建專業(yè)的完整性評價團隊，應用氣井完整性評價系統(tǒng)(WIMS)，以風險評估矩陣的形式定性地分析氣井可能的失效風險。</p&g

76、t;<p>　　3.1.2風險級別判別</p><p>　　挪威標準化組織NORSOK STANDARD Z一013《風險及應急預案分析》中對風險有明確的定義：風險是指在某一特定環(huán)境下，在某一特定時間段內，某種損失發(fā)生的可能性及其可能引發(fā)后果的危害性的總和。對于高溫高壓高酸性氣田的環(huán)空帶壓井，如果不加以區(qū)分，都采取修井作業(yè)，作業(yè)費用將非常高。因此，以“危害+防護+狀態(tài)=風險”的模式，綜合考慮氣井本身

77、特性、工藝措施及目前狀況，建立氣井綜合評分表。</p><p>　　3.1.3標準與規(guī)范</p><p>　　目前國際上與氣井完整性相關的規(guī)范與標準并不多，主要有挪威標準化組織(NORSOK)D一010《油氣井鉆井與作業(yè)時的完整性要求》、z—O1 風險及應急預案分析》、挪威石油工業(yè)協(xié)會ll7標準《油氣井完整性推薦做法指南》、API RP90(海上油氣井環(huán)間壓力管理》以及加拿大《高危酸性井的

78、完井和作業(yè)》(IRP2006)等。此外，其他一些標準與規(guī)范也可用于氣井完整性評價：API RP 14B《井下安全閥系統(tǒng)的設計、安裝、修理和操作》、API RP I4C《地面安全閥系統(tǒng)的設計、安裝、修理和操作》、API RP 14J《海上生產(chǎn)設備的設計和風險分析推薦做法》、SY／T 5127—2o02(井口裝置和采油樹規(guī)范》以及NACE0175／ISO 1515 防硫化氫應力裂紋的油田設備金屬材料標準》、ISO 13679(油管和套管接頭

79、評價試驗推薦做法》、ISO 143 1c}《石油天然氣一井下裝備一封隔器和橋塞》、Spec 10A／ISO 10426．1《水泥及固井材料規(guī)范》以及SY／T 5724—2o0 套管柱結構與強度設計》等。這些標準與規(guī)范涉及采氣井口、安全閥、封隔器、油套管材料選擇及管柱力學計算等。</p><p>　　3.1.4氣井本身特性</p><p>　　氣井本身特性指不可改變、與生俱來的屬性，這些因素

80、可導致管柱、井口裝置及水泥環(huán)腐蝕，進而影響強度與密封性，如果發(fā)生泄漏事故，則可影響次生災害的危害性。各因素對環(huán)空帶壓的影響見表3-1。</p><p>　　表3-1 氣體本身特性因素</p><p><b>　　3.1.5工藝措施</b></p><p>　　工藝措施指為確保氣井完整性、保證氣井安全生產(chǎn)的各種完井投產(chǎn)技術及管理措施。工藝措施是為

81、氣井本身特性可能引發(fā)的危害而主動采取的應對措施。通過優(yōu)選高效、經(jīng)濟的防腐方案來應對腐蝕問題；通過管柱力學分析驗證管柱是否在全部工況下具有足夠的安全系數(shù)；通過管柱結構優(yōu)化、氣密封性檢測、合理上扣扭矩、井口及井下工具優(yōu)選及性能維護等以確保密封性(見表3-2)。</p><p>　　表3-2 工藝措施因素</p><p><b>　　3.1.6當前狀態(tài)</b></p&

82、gt;<p>　　當前狀態(tài)是表征氣井當前的風險狀態(tài)的因素，是驗證氣井完整性最重要因素，也是最直接的因素(見表3-3)。</p><p>　　表3-3 當前狀態(tài)因素</p><p>　　腐蝕是導致氣井環(huán)空帶壓的一個重要原因，可以用腐蝕速率表征防腐效果。最大允許井口操作壓力(MOP)是API RP90提出的概念，用來表征環(huán)空壓力安全尺度。環(huán)空泄壓是驗證環(huán)空泄漏速率的方法，分類標準

83、為：泄壓后環(huán)空壓力降為0 MPa，關閉環(huán)空24 h內環(huán)空壓力恢復較為緩慢，并且處于較低水平；卸壓后壓力降為0 MPa，關閉環(huán)空后在24h內恢復到卸壓前的水平；卸壓24 h后環(huán)空仍然帶壓；相鄰2個環(huán)空連通，卸壓24 h后環(huán)空仍然帶壓，風險級別最大。</p><p>　　3.1.7風險級別判別模式</p><p>　　基于以上“危害+防護+狀態(tài)=風險”，把影響氣井完整性的3大類30項因素分布按

84、照高、中、低或高、低進行分類，給予不同的分值，并對3大類因素分別給予不同的權重系數(shù)：本身特性25％，工藝措施30％，目前狀況45％。提出環(huán)空帶壓井風險級別判別標準為：</p><p>　　I類井，評分≤29分。 </p><p>　　管柱完整性未受破壞的低隱患井，定期監(jiān)測，正常錄取環(huán)空壓力等資料，觀察其變化范圍，并可采取放壓措施；</p><p>　?、蝾惥u分≤

85、60分。</p><p>　　管柱完整性稍受破壞的隱患井，需要連續(xù)監(jiān)測各環(huán)空壓力變化，并視情況開展動態(tài)分析，確定應對措施，并做好應急預案；</p><p>　　Ⅲ類井，評分>60分。</p><p>　　管柱完整性已嚴重受破壞的高風險井，需要采取修井或棄井作業(yè)。以環(huán)空帶壓井風險級別判別標準為基礎，建立了風險級別判別模式(見圖3.1)。</p>&

86、lt;p>　　環(huán)空壓力是表征氣井完整性最重要也是最直接的參數(shù)，因此，如果日常環(huán)空壓力監(jiān)測高于MOP，則進行泄壓診斷，如果泄壓后迅速恢復至泄壓前水平，則直接定義為Ⅲ類井，進行修井或棄井作業(yè)；反之，則按照風險級別評估表，逐個分析、評分，對照評分標準，最終得出氣井的風險級別。</p><p>　　圖3.1 環(huán)空帶壓井風險級別判別模式圖</p><p><b>　　3.1.8評價流

87、程</b></p><p>　　如果環(huán)空帶壓值大于上述計算值，說明存在安全風險，需采取治理措施。假設不考慮溫度效應和井下作業(yè)所施加的環(huán)空套壓等因素的影響， 此時A環(huán)空帶壓僅僅受到地層流體竄流的影響，其環(huán)空帶壓風險評價流程 （見圖3.2），其他環(huán)空帶壓風險評價 （見圖3.3）。</p><p>　　圖3.2 A環(huán)空帶壓風險評價流程</p><p>　　圖3

88、.3 其他環(huán)空帶壓風險評價流程</p><p><b>　　3.2治理方案</b></p><p>　　3.2.1預防環(huán)空帶壓的技術措施</p><p>　　1）切實提高固井時的頂替效率</p><p>　　不管水泥漿體系的可靠性怎樣強，要想實現(xiàn)可靠的層間封隔，必須要提高固井時的頂替效率。為提高頂替效率，首先要保證鉆井時

89、鉆出的井眼條件好；鉆井液性能優(yōu)異，盡量實現(xiàn)低黏度、低切力、低失水、低含砂量；完鉆后要認真通井、洗井，充分調整鉆井液性能；下套管時保證較高的套管居中度，固井施工中盡鼉活動套管；篩選綜合性能好且與鉆井液、水泥漿配伍性好的前置液體系；設計合適的固井施工排量，強化配套技術措施。</p><p>　　2）切實做到“三壓穩(wěn)”</p><p>　　氣井固井施工中必須保證“三壓穩(wěn)”，即固井前、固井過程中和

90、候凝過程中水泥漿失重時的壓穩(wěn)。固井前和固井過程中的壓穩(wěn)比較容易實現(xiàn)，水泥漿凝固失重條件下的壓穩(wěn)一般容易被忽略，這也是影響天然氣井固井質量的一個主要原因。</p><p>　　3）設計滿足封固要求的水泥漿體系</p><p>　　根據(jù)封固地層的特性及井下條件設計出滿足封固質量要求的水泥漿體系。水泥漿性能要求防竄性好，能適應注替過程、凝固過程及長期封隔等各方面的需要。水泥漿有較低的失水量(小于

91、50mL)，較低的基質滲透性，短的過渡時間和快的強度發(fā)展，同時漿體穩(wěn)定性好，水泥石體積不收縮。</p><p>　　4）水泥石力學性能能承受井下溫度、壓力、應化的變化</p><p>　　以前水泥石的抗壓強度作為評價水泥漿性能的一項指標，但是該指標并不能作為是否成為有效層間封隔的標準，還需要其他的指標來進行綜合評價，如楊氏模量、泊松比、抗拉強度、剪切強度、膠結強度。認真評價這些性能，有助于

92、水泥漿設計及降低環(huán)空帶壓發(fā)生的幾率。根據(jù)每口井的具體情況，對水泥環(huán)在該井的生產(chǎn)壽命期間在建井、完井、增產(chǎn)和生產(chǎn)作業(yè)承受的外載進行分析、設計與評價，然后對套管、水泥、地層進行有限元分析，確定出水泥石的力學性能(如楊氏模量、泊松比等)，在生產(chǎn)期間水泥石力學性能能承受應力的變化。若水泥石抗拉強度與楊氏彈性模量比值高，且水泥楊氏彈性模量低于巖石的楊氏彈性模量，則這將是機械耐久性最好的水泥。這方面的要求與特定井下條件有關，如井眼尺寸、套管性能、巖

93、石機械性能及預計載荷的變化等。</p><p>　　3.2.2解決環(huán)空帶壓的技術措施</p><p>　　1）利用修井作業(yè)來解決環(huán)空帶壓問題</p><p>　　針對套管外環(huán)空帶壓問題，常規(guī)的補救方法是采用鉆機進行修井作業(yè)。采用修井作業(yè)需要起出油管，注入或擠入水泥，來封閉水泥環(huán)中的裂縫和竄流通道。根據(jù)裂縫、通道的位置、孔隙度、滲透率的不同，擠水泥作業(yè)有可能封閉氣竄通

94、道，也有可能封閉不了氣竄的通道。作業(yè)商通過對修井作業(yè)安全及成本方面的綜合考慮，一般不愿治理環(huán)空帶壓問題。采用鉆機進行修井作業(yè)施工危險性大，易造成人身傷害，也易對設備造成損害甚至報廢。井噴或溢流也會對環(huán)境造成危害。采用常規(guī)修井作業(yè)的成本及風險有的時候超過了環(huán)空帶壓的成本及風險。</p><p>　　2） FUTUR活性固化水泥技術</p><p>　　2007年，斯倫貝謝(Schlumber

95、gef)公司用研究出的FUTUR活性固化水泥技術來解決環(huán)空帶壓問題。FUTUR活性固化水泥施工不需要額外的固井設備，采用常規(guī)固井工藝，將FUTUR活性固化水泥作為領漿及尾漿注入即可。為保證封固質量，領漿及尾漿的長度應至少達到150m。FUTUR活性固化水泥具有自修復特性，當發(fā)生氣竄時，不需要人工干預，F(xiàn)UTUR活性固化水泥會自動活化，將裂縫封堵。該技術已成功應用在加拿大阿爾伯特油田的環(huán)空帶壓井及德國、意大利地下儲氣庫井。FUTUR活性固

96、化水泥應用密度范圍為1.40～1.929/cm3，應用溫度范圍20～138℃。</p><p>　　3)LifeSeal自動密封水泥</p><p>　　與斯倫貝謝公司的活性固化水泥技術類似，哈里伯頓公司也推出了LifeSeal水泥。與FUTUR活性固化水泥機理類似，環(huán)空存在油氣竄流時，在沒有地面人工干預的情況下，水泥環(huán)能進行膨脹，會封閉竄流通道。水泥環(huán)的這種自密封特性，是通過在水泥漿中加

97、入特種外加劑來實現(xiàn)的，采用常規(guī)注水泥設備就可以進行施工。LifeSeal自密封水泥已成功地在70多口陸地或海上的井中進行了應用，應用區(qū)域包括中東、亞洲、里海地區(qū)、歐洲、拉丁美洲、美國。</p><p><b>　　4）壓力活性密封劑</b></p><p>　　SPE 91399中報道，為經(jīng)濟和安全地除墨西哥灣的環(huán)空帶壓問題，W&T海洋公司應用了壓力活性密封劑

98、。與常規(guī)修井作業(yè)相比，每口井可以節(jié)約100萬美元。壓力活性密封劑的作用機理與血液在傷口處的凝結類似。密封劑在進入竄流通道前處于液體狀態(tài)，在存在壓差竄流通道的點，配方中的單體和聚合物在配方中發(fā)生化學聚合交聯(lián)。反應進行過程中，聚合交聯(lián)劑黏附在竄流通道上并不斷連接，同時密封整個竄流通道，聚合后的密封劑在竄流通道上呈纖維狀。如果不存在壓差，密封劑仍處于液體狀態(tài)，不會堵塞井眼。該方法已成功地在墨西哥灣、荷蘭、美國的路易斯安納州及哈薩克斯坦、澳大利

99、亞進行了應用，現(xiàn)場實踐證明，該方法成功率高，成本低。</p><p>　　5）遇油氣膨脹封隔器</p><p>　　根據(jù)不同情況，可以在套管上安裝一個或幾個封隔器。封隔器隨套管下人，不需要坐封壓力，膨脹器遇油氣就會發(fā)生膨脹。在膠結不好的部位、竄流通道或微環(huán)隙，封隔器膨脹都會建立起良好的密封，來阻止層問以及氣層到井口的竄流。遇油氣膨脹封隔器呵膨脹至其體積的兩倍，不但能封閉竄流通道，并且能承受

100、壓差。未激活時，封隔器處于潛伏狀態(tài)，水泥環(huán)出現(xiàn)封隔失效時，工具遇油氣膨脹會自動封閉竄流通道。</p><p>　　第4章 實例計算，指導氣田安全生產(chǎn)</p><p>　　某高溫高壓氣井完鉆井深5200m，地層孔隙壓力當量密度1.65g/cm3 ，產(chǎn)層壓力72.8MPa。 該井的油層套管下深5000m ，油層套管和技術套管之間的環(huán)空中，水泥返高2000m ，水泥之上的環(huán)空中充滿液柱。圖4.

101、1 是該高溫高壓氣井的井身結構圖，下面以這個井為例子，對該井的油層套管和技術套管之間的密閉環(huán)空中的帶壓值進行計算。</p><p>　　圖4.1 某高產(chǎn)氣井井身結構圖</p><p><b>　　單一環(huán)空帶壓情況</b></p><p>　　表4-1 出現(xiàn)單一環(huán)空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　?。?）“

102、A”、“B”環(huán)空連通情況</p><p>　　“A”、“B”環(huán)空連通是指油管與油層套管間環(huán)空、油層套管與技術套管間的環(huán)空因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-2 出現(xiàn)“A”、“B”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　?。?）“B”、“C”環(huán)空連通的情況</p><p>　　“B”、“C”環(huán)空連通是指油層套管與技術套管間環(huán)

103、空、技術套管與技術套管間的環(huán)空因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-3 出現(xiàn)“B”、“C”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　?。?）“C”、“D”環(huán)空連通的情況</p><p>　　“C”、“D”環(huán)空連通是指技術套管與技術套管間環(huán)空、技術套管與表層套管間的環(huán)空因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-4 出現(xiàn)“C

104、”、“D”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　?。?）“A”、“B”、“C”環(huán)空連通情況</p><p>　　“A”、“B”、“C”環(huán)空連通是指油管與油層套管間環(huán)空、油層套管與技術套管間環(huán)空、技術套管與技術套管間環(huán)空，這幾個環(huán)空間因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-5 出現(xiàn)“A”、“B”、“C”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p>

105、<p>　?。?）“B”、“C”、“D”環(huán)空連通情況</p><p>　　“B”、“C”、“D”環(huán)空連通是指油層套管與技術套管間環(huán)空、技術套管與技術套管間環(huán)空、技術套管與表層套管的環(huán)空，這幾個環(huán)空間因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-6 出現(xiàn)“B”、“C”、“D”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　?。?）“A”、“B”、“C”

106、、“D”環(huán)空連通情況</p><p>　　“A”、“B”、“C”、“D”環(huán)空連通是指以上所有的這幾個環(huán)空間因管柱泄漏發(fā)生連通。</p><p>　　表4-7 出現(xiàn)“A”、“B”、“C”、“D”空帶壓時，最大允許帶壓值計算</p><p>　　從2008年開始對該井的環(huán)空帶壓值進行了連續(xù)監(jiān)測, 共監(jiān)測450d, 其實測的環(huán)空帶壓值見圖4.2，圖4.2中橫坐標表示監(jiān)測的

107、時間, 縱坐標表示監(jiān)測到的井口油管壓力、A 環(huán)空的環(huán)空帶壓值。從圖4中可以看出, 該井只有“A”環(huán)空帶壓且最大環(huán)空帶壓值為32MPa, 而“A”環(huán)空允許最大帶壓值為42.6MPa, 說明雖然該井出現(xiàn)較高的環(huán)空帶壓情況, 但還是比較安全, 可以正常開采。</p><p>　　圖4.2 “A”環(huán)空實測帶壓情況圖</p><p><b>　　第5章 結論</b></

108、p><p>　　( 1)持續(xù)環(huán)空壓力問題, 嚴重影響油氣井的安全。近年來國內盡管做了許多工作, 但是固井后環(huán)空帶壓問題仍然較為突出。</p><p>　　( 2)根據(jù)環(huán)空帶壓引起的原因可以將其分為作業(yè)施加的環(huán)空壓力, 受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地層經(jīng)水泥封固井段和環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力。</p><p>　　( 3)根據(jù)實際井身