高溫高壓含硫氣井試油井筒安全風險識別與控制

侯金龍　楊書輝　張昊

摘 要：隨著高含硫、高壓力、高產能的氣田的開發規模逐漸加大，井筒安全風險識別和控制逐漸受到人們的高度關注。高溫高壓含硫氣井在試油過程中工況變化頻繁，作業期間由于井筒溫度、壓力劇烈變化導致的生產套管損壞、油管彎曲變形，封隔器竄漏等井下復雜情況時有發生，存在極大的安全風險，必須針對其中存在的風險進行識別并采取針對性的措施進行風險控制，保障油氣田的高效、安全開采。

關鍵詞：高溫高壓；含硫氣井；試油井筒；風險識別；控制

1 井筒安全風險識別

高溫高壓含硫氣井試油井筒的結構穩定性以及完整性，是井下作業順利開展的基礎和保障。井筒是油氣田地層下井內的流體通道，井筒的控制與油氣井的深度和所在區域地質的復雜程度密切相關，油氣井越深以及地質越復雜，井筒的控制難度越高。通常高溫高壓含硫氣井試油存在先源性風險和后源性風險兩類安全風險風險。先源性風險指的是油氣井鉆井及固井作業結束后，試油作業前的安全風險；后源性風險指的是試油過程中出現的安全風險。

1.1 井筒先源性風險 井筒先源性風險包括因生產套管固井質量差導致的井筒起壓、作業前套管變形等安全風險。這類井筒安全風險在試油作業前即暴露出來，通過調整試油工藝可以消除或者削弱此類風險，當然也可能因為風險難以消除而棄井。

1.2 井筒后源性風險 后源性風險一般是在作業期間顯露出來的，是井筒安全風險的主要風險。主要包括：第一，生產套管損壞。生產套管損壞對井筒安全的威脅最為嚴重，一旦損壞即意味著天然氣在地下失控，處理難度和風險極大。造成生產套管損壞的原因主要有：生產套管磨損后強度下降；改造時封隔器竄漏施工高壓作用在低強度套管上或井底壓力超過套管強度導致套管壓壞；排液測試期間井內壓力過低導致套管擠壞；膏鹽層蠕變導致套管擠壞；套管回接筒損壞加劇井筒竄漏等。第二，油管損壞。油管安全風險集中在油管柱上提噸位過高致使油管斷裂；儲層改造、測試期間壓力控制不當造成的油管擠壞、壓壞和彎曲變形；產出流體含酸性腐蝕氣體，非抗硫油管被腐蝕后易發生氫脆斷裂。第三，封隔器竄漏。封隔器竄漏導致其坐封位置以上生產套管承受高壓或是接觸酸性腐蝕氣體，嚴重威脅井筒安全，也增大了井控風險。導致封隔器竄漏的原因較多：下封隔器時膠筒損傷，封隔器選型不當導致作業時損壞，作業中控制不當致封隔器解封，井下高溫高壓環境停留時間過長導致封隔器失效等等。第四，井下工具損壞。除封隔器以外，試油管柱上還帶有循環閥、安全閥、安全短節、伸縮短節等井下工具。這些井下工具作為作業管柱的一部分，一旦損壞將破壞整個管柱的完整性，嚴重威脅并筒安全。因此其強度、工作壓力（差）、工作溫度、抗腐蝕性能等指標尤其值得注意。第五，管柱匹配性差。匹配性是指油管柱與生產套管的匹配性以及油管與井下工具的匹配性：油管外徑過大，不僅下人尾管困難，而且容易出現阻卡，造成井下復雜；油管與井下工具內徑差異過大，變徑處受節流沖蝕作用影響容易出現損壞；在增產改造、測試等工況條件下，復合油管變徑處的受力情況也較為惡劣。

2 井筒安全評價與風險控制

由于井筒條件和作業條件的差異，在試油作業前還需要綜合分析單井實際情況，盡可能全面地識別和梳理存在的井筒安全風險并進行安全風險綜合評價，以便制訂有效的控制措施來削減或是消除井筒安全風險，確保作業期間井筒安全。

2.1 生產套管 試油前應對生產套管現狀進行綜合評價，同時也應立足于危險工況條件，例如儲層改造、排液測試、壓井等作業，通過校核確定一定作業條件下的套管強度是否滿足作業安全要求。對于斜井以及經過長時間起下作業的井，應根據其磨損程度計算套管剩余強度，再評價其剩余強度能否滿足試油作業需要。削減或消除生產套管安全風險，需結合其現狀和工況條件下計算結果，制訂合理措施。例如，在儲層改造期間，應根據生產套管抗內壓能力合理控制井口施工泵壓；排液測試期間，根據生產套管強度校核結果控制井筒掏空深度和井口回壓；壓井期間根據壓井液密度調整安全控制壓力范圍。

2.2 油管 需要結合儲層改造、排液測試等危險工況期間，對壓力、溫度的變化致使油管受到的作用力及變形情況是否安全、合理進行分析評價。據評價結果，優化試油管柱結構、明確儲層改造施工壓力控制范圍以及封隔器坐封需要施加的初始壓重，并且通過井口壓力的合理控制以削減油管安全風險。

2.3 井下工具 第一，封隔器。需要結合儲層改造、排液測試等工序對封隔器密封性能進行計算校核，并根據校核結果調整施工泵壓、平衡套壓、坐封機械封隔器時的管柱壓重。同時對封隔器外徑與生產套管的匹配性、封隔器內徑與油管柱的匹配性進行檢查校驗，確保封隔器人井、坐封安全可靠，不成為整個管柱的“瓶頸”；對于異常高溫井，需要優選封隔器膠筒材質和根據溫度沿井筒分布情況優選坐封位置，防止因封隔器膠筒碳化導致密封失效。第二，循環閥、安全閥等閥組。根據儲層改造、測試等作業條件優選循環閥、安全閥等閥組的壓力等級和材質，同時應考慮不同功能閥組的工作壓力階梯，避免不同功能閥組同時啟動；另外應考慮閥組內徑對于整個管柱通徑的影響，盡可能減小功能閥組對管柱通徑的制約；鑒于在高密度壓井液中功能閥組存在失效可能，故在管柱結構和安全預案中應考慮閥組失效后的應急預案和處理措施。第三，伸縮短節。對于伸縮短節的應用要根據管柱安全控制需要確定，伸縮短節材質、長度和壓力等級應滿足井況和施工條件，并且在地面上設置好伸縮短節初始狀態以有效補償試油管柱的變形，安放位置應滿足的基本原則是“管柱伸長或縮短時伸縮短節能縮短或伸長”。第四，射孔器材。超深高溫高壓氣井要求射孔器材耐高溫、耐高壓，具體而言射孔槍在井下高壓條件下不變形，射孔彈在井下高溫環境中能夠在作業周期內正常起爆，不會提前引爆和失效。要實現該目標，一是需要優化選擇射孔彈的藥型和彈型，二是提高射孔槍強度。

除幾種主要井下工具以外，試油管柱上還帶有安全接頭、變扣短節、滑套等多種井下工具。這些井下工具需要考慮其強度能否滿足不同工況的要求，其材質是否具有抗酸性腐蝕氣體的能力，在作業時能否實現其功能。

3 結束語

總之，為了保障高溫高壓含硫氣井試油井筒的安全，必須進行井筒各類風險的識別和評價、控制工作，確保井筒的完整性，促進油氣田開采的順利進行，從而為我國社會經濟的發展夯實能源基礎，提高我國的綜合國力和競爭力。

參考文獻：

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