技術標準化保障高溫高壓酸性氣藏氣井安全生產

姚廣聚 雷 煒 陳海龍

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院（四川德陽618000）

技術標準化保障高溫高壓酸性氣藏氣井安全生產

姚廣聚 雷 煒 陳海龍

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院（四川德陽618000）

以技術標準為基礎，通過室內實驗與現場結合，開展了管柱強度設計、生產管柱材質優選、管柱結構優化及地面流程優化等研究，初步形成了高溫高壓氣井安全生產技術，保障了川西須家河和川東北飛三氣藏氣井的正常生產，其中河壩1井和X2井分別累計產氣1.89×108m3和2.24×108m3，取得了顯著的開采效果。

技術標準化高溫高壓氣井

高溫高壓氣藏是國內勘探開發的重要領域，但隨著井深、溫度、壓力的增加，氣井安全生產問題成為國內外備受關注的重要技術難題[1]。特別是含CO2、H2S時，氣井安全生產形勢更為嚴峻。標準化的推廣、應用及嚴格執行，是保障該類氣井安全生產的重要技術手段。川西須家河組、川東北河壩、元壩的高溫、高壓、酸性氣藏最高壓力達130MPa，地層溫度170℃，井深超過7 000m，該類氣藏的高效、安全開發是標準化嚴格執行、規范有效最好的佐證。

1 高溫高壓氣藏采氣難點及安全隱患

高溫、高壓、高產并含腐蝕性氣體的惡劣環境，對于鉆井、完井、采氣任何一道工序來說，都面臨著嚴峻考驗，特別是對持續周期最長的氣井生產過程來說，幾年、十幾年、以至更長周期，安全問題就顯得更為重要和更加嚴峻。川西須家河組、川東北河壩、川東北元壩氣藏極其復雜地質情況也決定了安全生產過程中面臨著諸多世界級難題（表1），如何保障氣井安全生產是氣藏高效開發的重中之重。

生產過程中，井筒是保障氣井安全的重要屏障，也是高壓氣源產出必經的唯一通道，井下生產管柱無法直接觀察、直接控制和方便更換，這對生產管柱設計提出了較高的要求，為滿足高溫高壓含腐蝕性氣體氣井的正常采輸，生產管柱的耐壓、強度、抗腐蝕便成為了生產設計面臨的重點和難點。

表1 川西部分氣田氣藏特性表

1.1 氣藏高溫高壓，生產管柱難以滿足耐壓要求

在地層壓力高于110MPa情況下，井口最大關井壓力將超過90MPa，P110鋼級油套管難以滿足抗壓需要（表2），目前P110級177.8mm套管抗內壓85.9MPa、抗外擠74.3MPa，計算安全系數均小于1，抗內壓和抗外擠均難以滿足耐壓安全系數需要。針對異常高壓，如何選擇相應的套管型號、制定相應的技術對策，是目前面臨的重要難題。

1.2 氣藏埋藏深，帶封隔器時管柱受力情況復雜

川西、川東北深層氣藏埋深在4 500～7 300m之間，生產管柱較長，當氣井采用帶封隔器完井時，由于生產過程中的環境發生變化（溫度、壓力、流體等），管柱受力將發生變化，當力達到或超過油管、短節、封隔器受力極限時，便會出現管柱屈曲、管柱斷裂、封隔器意外解封事故發生（圖1），如國內在井深超過6 000m的柯深1井采用封隔器進行完井及試采時發生了封隔器受力異常而縮短，其縮短量超過插管長度，插管抽出插管座而解封，造成了油管內超高壓傳至環空、壓壞套管而被迫修井以至報廢的事故。因此，計算分析管柱受力情況，并制定相應措施是保障管柱安全的基礎。

1.3 氣井含腐蝕性介質，腐蝕環境惡劣

H2S、CO2腐蝕發生油管斷裂是國內高溫高壓油氣田生產管柱的主要失效形式之一。塔里木雅克拉凝析氣藏平均井深5 300m，氣藏原始壓力約60MPa，井底、井口溫度約為130℃、70℃，天然氣中含有4.18%的CO2，水中Cl-含量為18 310～129 009mg/L，各生產井均處在水、氣、油的多相流體系中。由于該氣田產出的凝析氣中伴有大量CO2，試采井生產過程中出現了多次因CO2腐蝕而導致較嚴重的井口失控事故。

川東北產出天然氣普遍高含腐蝕性的介質H2S氣體，在井筒產水的情況下，腐蝕現狀嚴重，腐蝕環境惡劣。如河壩1井2005年測試時油管是鋼級為90SS和C90的Φ73mm及鋼級為C90的Φ89mm防硫油管。2005年11月對河壩1井嘉陵江組4 486～4 500m井段實施完井試氣測試施工，施工采用了APR射孔酸壓測試三聯作施工工藝，起出油管檢查時發現Φ73mm油管在接箍處已穿孔并拉斷，油管斷口形貌如圖2所示。

表2 不同尺寸管柱耐壓性能表

在川西深層氣藏開發早期，X851高產井出現了由于35CrMo低合金鋼的懸掛器及雙公短節在腐蝕及沖蝕的雙重作用下，雙公短節（與懸掛器連接）發生斷裂而封井的事故，腐蝕的危害值得警惕。

川西須家河組氣藏CO2分壓達1.05MPa，川東北河壩氣藏H2S、CO2腐蝕分壓最高達0.85MPa、0.531MPa，元壩氣藏H2S、CO2腐蝕分壓最高達4.95MPa、12.02MPa，而根據NACE 0175及Q/SH 0173-2008標準，均應考慮相應的防腐措施。同時腐蝕環境采用質高鎳基合金鋼防腐材又將面臨投資高成本，直接影響氣井投資風險。因此，針對腐蝕性環境，制定合理的技術對策是降低成本、保證氣井安全的重要環節。

1.4 地面安全隱患多、危害大

由于工具、裝備的不足及人為、天氣、自然災害等因素，高溫、高壓、含硫氣井的地面測試和采輸流程存在著較多的安全隱患。這類氣藏一旦地面安全得不到保障會帶來極大的危害，有毒氣體的泄漏以及爆炸等惡性事故會帶來巨大的損失。目前國內氣田地面不足主要表現在井場安全自動化、安全參數計算以及管材腐蝕研究上，而國產地面降壓保溫、分離測試、自動記錄、安全監測報警裝備仍不完善。

川東北河壩1井試采期間，由于節流閥密封件采用的是橡膠件，導致該套閥門組件平均不到一周就需要更換，不僅增加了現場人員的勞動強度，同時也存在較大的安全隱患。川西X851井，由于在采氣期間沒有設計地面加熱裝置，現場須通過噴淋熱水的方式防治水合物冰堵，地面采輸存在較大風險。

總體來說，含硫化氫氣井的生產過程有兩點要重點關注：一是硫沉積或水合物冰堵引起的地面管線憋壓，進而導致的爆管現象；二是酸性尤其是含硫化氫氣體的泄漏給人和環境帶來的危害。為了避免或減少危害的發生，應當設計合理的地面安全截斷系統、壓井系統、放空系統和防凍液（緩蝕劑）注入裝置、排污系統、清管發球閥等行之有效的措施[1]。

2 標準化保障了高溫高壓氣井安全生產

針對高溫高壓酸性氣藏氣井中存在的生產管柱耐壓、受力、腐蝕等難題，為保障氣井的安全生產，在技術對策上以多項標準為基礎，室內實驗與現場結合為手段，大膽引進國內外先進工藝技術，通過優選、改進，形成了保障該類氣井安全生產的系列工藝技術，保障氣田的正常開發和氣井的安全生產。

2.1 管柱強度保障技術

按照AQ2012-2007石油天然氣安全規程，生產管柱的安全系數需滿足以下要求：抗擠為1.0～1.125MPa，抗內壓為1.05～1.25MPa，抗拉為1.8kN以上，含硫天然氣井應取高值。針對河壩飛三氣藏111.11MPa的地層壓力，在嚴格按照規范要求，符合要求的油層套管（Φ177.8mm或以上P110鋼級）難以滿足強度要求。若增加材質鋼級，將P110更改為Q125或T140，強度雖然可能滿足實際需要，但由于高強度的材質對于應力腐蝕（SSC）顯得更為敏感，因此依據石化行業標準Q/SH 0173-2008《川東北酸性天然氣井井下生產管柱設計推薦作法》，“含硫化氫或潛在含硫化氫氣井，宜通過增加管柱壁厚來滿足管柱強度要求”的技術手段，對井口上部生產套管柱采取了厚壁套管[2]。而在無H2S的情況下，則可采用相應的高鋼級材質（表3）。

依據Q/SH 0173-2008：“生產管柱應進行三軸條件下的抗拉、抗內壓、抗外擠強度校核”、“井下工具及配件的抗內壓、抗外擠及抗拉強度應滿足油管柱需要的強度”，采用三軸應力校核的方法，按規范要求進行管柱強度分析（表4），在管柱受力超過極限時，根據管柱受力情況及最大位移計算量，在封隔器上部可配置相應的伸縮短節以補償油管變形量，保障管柱受力于安全強度范圍內[2]。

2.2 生產管柱材質優選

高溫高壓氣井含腐蝕性氣體和產水，氣井存在腐蝕危險，對于生產管柱材質的選擇，標準Q/SH 0173-2008要求：“H2S分壓大于0.000 3MPa的氣井，應選擇抗H2S材質。含二氧化碳和硫化氫的氣井應根據分壓選用既抗硫化氫又抗二氧化碳的材質。測試改造生產一體化的管柱，需考慮酸液對油管性能的影響”[2]。

表3 高鋼級管材強度參數表

表4 X201井不同工況下管柱受力計算結果表

基于材質流程選擇圖（圖3），針對不同的環境可以初選出相適應的管材，為進一步對材質進行優化及設計，則需進行更為準確的細致分析。依據NACE TM 0177A法《抗硫化氫應力腐蝕標準》、ISO 15156《CO2腐蝕評價室內實驗標準》，室內實驗的方法是對材質進行進一步優化的有效手段。

川西須家河組氣藏CO2分壓約為1MPa，按圖3所示可以選出應采用13Cr合金鋼材質，但目前13cr材質可分為13cr、HP1-13cr、HP2-13Cr 3種材質，其性能與價格也相差甚遠。因此采用室內模擬實驗，對3種材質進行了進一步優化。

通過對比13Cr、HP1-13Cr和HP2-13Cr 3種材質的抗腐蝕性能，結合須家河組CO2分壓及Cl-含量情況，優選出更適應于川西須家河組氣藏開發的需要的HP1-13cr(表5)。目前HP1-13Cr已經成功應用于X856、X2、X3等一批川西深層氣井，目前已安全采輸3年多，有效保障了氣井的安全生產。

同樣，基于以上思路及方法，完成了對川東北河壩飛三氣藏管柱設計，優選形成了95S-3Cr防腐材質，在同時滿足CO2腐蝕的情況下，對可能出現的H2S含量升高情況進行了有效防護，確保了河壩1、河壩2井的安全生產。

2.3 管柱結構優化

為保證高溫高壓氣藏井筒的整體安全性，Q/SH 0173-2008提出“高溫、高壓及含硫化氫、二氧化碳氣井宜采用油管帶井下安全閥、永久式封隔器及配套的生產管柱”的技術要求。

針對川西須家河氣藏和川東北河壩飛三氣藏，對完井管柱結構進行了優化設計（圖4）：①產層上部下入永久式封隔器封隔油套環空以保護套管及井口；②井口200m內安裝井下安全閥，以實現危急情況下的井下關井，以確保安全[3]；③條件允許的情況下配置相應的循環滑套，以實現危急情況下的壓井循環作業[3]。目前封隔器+井下安全閥的生產管柱在河壩1、河壩2井、X2等井得到了成功應用。

2.4 地面流程優化

表5 13Cr與HP1-13Cr不同工況下的腐蝕速率對比

采氣和測試地面流程存在著腐蝕、冰堵、出砂以及泄漏等風險，對于地面流程的設計。GB 50350-2005《油氣集輸設計規范》以及SY 0007-1999《鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范》要求，首先應從整體上優化地面流程的結構，對于高壓高產氣井，降壓節流采用多級節流流程，盡量平穩降壓，安裝水套爐等加熱裝置對流體加熱避免水合物冰堵；為降低人工操作的危險，在地面流程中引入井口安全及遠程液控系統。

依據GB 50350-2005《油氣集輸設計規范》以及SY 0007-1999《鋼質管道及儲罐腐蝕控制工程設計規范》，針對川西須家河氣藏及川東北河壩飛三氣藏采氣情況，對采輸流程進行了優化設計[4，5]，形成了水合物預測與防治技術、清水拌注防砂技術等多項專題技術，完善了井口采氣樹選型、管匯臺選型、節流堵頭選型、分離器選型技術等設備選型技術，引進了井口安全截斷系統、遠程液控系統以及自動點火裝置等，最大限度保證了地面測試流程的安全和自動化管理，目前這些技術已經在川西的新場氣田、大邑區塊以及川東北的河壩區塊得到成功地應用，并保障了河壩1井在投產初期油壓高于80MPa、產量超過30×104m3/d的試采和采氣要求。

3 標準化技術應用效果

截止2009年1月，川西深層高溫高壓氣藏共投入生產井16口，其中須二氣藏和須四氣藏各有8口井，日產天然氣71×104m3/d，日產水275m3/d，累計產氣14.9×108m3。川東北河壩區塊高溫高壓氣藏目前投入生產井2口，日產天然氣16.16×104m3/d，日產水256.25m3/d，累計產氣10.29×108m3。以各種安全生產采氣技術標準為指導，川西須家河氣藏和川東北飛三氣藏高溫高壓氣井實現了安全生產，氣藏得以高效開發。

3.1 典型井例1-X2井

針對地層壓力高達85MPa，CO2腐蝕分壓1.05MPa的高壓腐蝕環境，X2井井深4 840m，采用了優化設計的封隔器+井下安全閥投產管柱（圖5），2007年6月28日投入生產，天然氣絕對無阻流量135.67×104m3/d。最高日產氣52.1×104m3，最高井口油壓54.8MPa；氣井穩定生產近兩年。目前，X2井井口油壓47.5MPa，套壓16MPa，日產氣23.33×104m3，累產氣2.24×108m3，氣井整個系統運行安全穩定可靠，技術標準在該井的應用取得了顯著效果。

3.2 典型井例2-河壩1井

針對地層壓力111.1MPa，井深為5 222.11m，CO2分壓0.841MPa的高壓腐蝕環境，依據標準和相關規范，河壩1井采用三封隔器+井下安全閥投產管柱（圖6），并對嘉二含H2S層段進行了封堵，該井自2007年4月16日投產以來，最高生產油壓88.9MPa，最高產量62×104m3/d。目前井口油壓45.1MPa，套壓13.50MPa，日產氣10.81×104m3，累產氣1.89×108m3，該井在高壓高產的井況下保持正常穩定生產，標準的嚴格實施為該井安全生產提供了保障，生產取得了顯著效益。

4 結論

（1）高溫高壓氣井生產管柱的合理設計是安全生產的重要保障。較高的耐壓要求、氣井埋藏深造成的帶封隔器時管柱受力情況復雜、惡劣的腐蝕環境和地面安全隱患多且危害大都給氣井生產管柱的安全帶來了挑戰。

（2）以技術標準為基礎，通過室內實驗與現場結合，開展了管柱強度設計、生產管柱材質優選、管柱結構優化及地面流程優化等研究，初步形成了高溫高壓氣井安全生產技術。

（3）形成的高溫高壓氣井安全生產技術有效保障了川西須家河和川東北飛三氣藏氣井的正常生產。其中河壩1井和X2井累產氣1.89×108m3和累產氣2.24×108m3，取得了顯著的開采效果。

[1]石油工業標準化編寫組.石油工業標準化[M].北京:石油工業出版社,1995.

[2]Q/SH 0173-2008川東北酸性天然氣井井下生產管柱設計推薦作法[S].

[3]Q/SH 0174-2008川東北酸性天然氣采氣井井控技術規范[S].

[4]Q/SH 0022-2007川東北含硫化氫天然氣井試氣推薦作法[S].

[5]Q/SH 0172-2008川東北酸性天然氣井試井技術規范[S].

Based on the technological standards and the combination of laboratory test and on-site test,the research focuses on the following aspects like the design of pipe string intensity,the selection of pipe string material for production,the optimum of pipe string structure,and the optimum of ground flow-sheet.Therefore,the safety production technology about high-temperature and highpressure gas wells has been developed primarily.Then,this technology guarantees the normal production of gas reservoir wells at Xujiahe in the west of Sichuan and at Feisan in the northeast of Sichuan.The cumulative outputs of gas from Heba well No.1 and well No.2 among them have respectively reached 1.89×108m3and 2.24×108m3,and thus achieved the remarkable effect of exploration.

standardization of technology;high-temperature and high-pressure;gas well

2010-09-14▎

姚廣聚（1979-），男，現主要從事油氣藏工程、采氣工藝等方面的研究。