油套竄通高壓氣井安全生產措施

宋曉俊　黃鐘新　任　亮　張利紅

（中國石油塔里木油田分公司，新疆　庫爾勒　841000）

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油套竄通高壓氣井安全生產措施

宋曉俊黃鐘新任亮張利紅

（中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000）

摘要在高壓、高溫油氣井的生產階段，環空異常持續帶壓將直接影響到氣井和現場作業人員的安全，其中以油套竄通的類型最為嚴重。針對克深氣田12口油套竄通高壓氣井的生產現狀，分析了油套竄通給安全生產帶來的突出問題，結合油套竄通高壓氣井所表現出的環空壓力異常現象，根據其產量、油套連通性、關井井口壓力及環空最大許可工作壓力的關系對這類井進行分類分級管理，提出了安全生產的思路和具體措施。

關鍵詞環空持續帶壓油套竄通高溫高壓氣井環空最大許可壓力分級管理安全生產

修訂回稿日期：2015－10－09

0　引言

隨著石油天然氣勘探開發工作不斷深入，大量油氣井在開發過程中相繼出現環空帶壓的現象，高壓氣井的油管外環空或套管外環空帶壓引起的問題日益嚴重，氣井環空異常持續帶壓后會嚴重影響氣井的正常配產，降低采收率，對氣田后續開發生產管理造成不利影響［1］。異常環空持續帶壓氣井里面，尤其以油套竄通（即生產油管與生產套管之間竄通）的高壓氣井的問題最為突出，由于其油套連通性好，A環空（即生產油管與生產套管之間的環形空間）壓力對油壓波動靈敏，導致這類井常常面臨兩難境地：開井生產會增加壓力監測與井口放壓的成本；關井又害怕套壓超過其管柱承受的極限壓力，可能導致整口井報廢，甚至引發天然氣竄漏至地層、泄漏至井口等無法控制的災難性事故［2］。

然而要徹底解決油套竄通高壓氣井存在的隱患，不管是通過修井修復油套竄通，還是徹底封閉井組，所花費的費用都相當巨大［3］。因此必須從環保、安全和經濟的角度出發，對油套竄通高壓氣井在生產過程中存在的突出問題進行全面分析，筆者以塔里木油田克深氣田為例，通過對其油套竄通高壓氣井現狀和生產過程中存在的突出問題進行全面分析，提出安全生產的思路及措施，以降低修井或者導致井報廢的可能性。

1　克深氣田油套竄通高壓氣井的現狀

克深氣田是中國石油塔里木油田的主力氣田之一，該氣田氣井存在“三高”（即高壓、高溫、高產）的特點，地層壓力為120 MPa，井口關井壓力為90 MPa左右，井口溫度最高可達100℃，平均單井氣產量50×104m3／d。單井井口采用井口液壓控制盤控制井下安全閥和井口液動閥門來實現對井口的安全控制，同時井口安裝有兩級節流裝置，通常采用一級固定油嘴加二級可調油嘴的方式，采氣樹放噴翼水平設置放噴管線一條，采用一級手動節流閥，控制放噴流量，提升投產前的井口溫度，單井生產工藝流程為：單井井口來氣經過兩級節流后進入采氣支線，各采氣支線匯入集氣干線輸往處理廠進行處理，井口流程見圖1。采氣井口地面控制系統集成了目前國際上最先進的天然氣井場控制系統技術，該系統可以實時顯示、監測井場各種工藝過程、運行參數，在不正常或危險情況發生時及時報警。

圖1　克深氣田標準井口流程圖

克深氣田自投產以來，先后有40口氣井投入生產，其中有18口氣井在投產不久后都出現了不同程度的環空異常起壓的現象，根據這些井在鉆井階段、固井階段時的情況，結合投產后井油套壓在環空泄壓、開關井、調產等不同狀態下的壓力時間升降曲線，判斷有12口井為油套竄通，占總井數的30%，其竄通的通道可能為以下類型中的一種或者幾種組合：生產油管存在漏點或生產油管絲扣處微滲；生產油管掛滲漏；生產套管破損；井下封隔器密封失效；采氣樹密封件、套管頭連接部位出現漏失［4］。

中國石油塔里木油田公司根據API RP90和NORSOK D010標準，通過油管頭、生產套管和油管的強度校核以及封隔器工作壓差校核分別計算出環空在生產、放噴、關井狀態下最大／小允許帶壓值。

在正常生產過程中，可以現場根據油、套環空介質、井溫變化等控制油套竄通高壓氣井的油套壓差既不高于井下工具中實際工作壓差的最小值，又不高于油套管抗內壓和抗外擠強度中的最小值，例如實施放大井口壓差生產，通過降低油壓繼而降低A環空壓力，將A環空壓力控制在一個合理、安全的范圍內生產。

2　生產過程中存在的問題

油套竄通高壓氣井要盡量避免發生意外關井，因為油套竄通高壓氣井的A環空最大允許帶壓值往往要小于井口關井壓力，一旦發生關井的情況，且短時間內無法開井，則A環空壓力可能會隨著油壓升高而升高，直至與油壓相等，繼而帶來導致發生套管超壓破裂、天然氣竄漏至地層的風險。克深氣田盡管采用較為先進和安全的工藝、控制系統，但是難以避免會發生一些意外情況導致氣井自動關斷，例如：①生產管線發生凍堵或者一、二級油嘴損壞失去節流作用導致二級節流后的壓力超過最大生產壓力（SOL），自動關井；②由于施工質量缺陷、或者后期介質腐蝕導致管線刺漏、爆管導致二級節流后壓降速率超過最大允許值，且持續下降，二級節流后壓力低于正常工作壓力（SOC），自動關井；③由于產品質量導致井口采氣樹儀表、閥門大面積刺漏而關井；④其他情況：人員誤操作、ESD誤動作、UPS系統故障等導致關井。克深氣田自投產以來，已經發生過至少10起由于意外情況導致部分油套竄通高壓氣井緊急關井的事件，見表1。

表1　克深氣田油套竄通高壓氣井意外關井統計表

油套竄通高壓氣井發生意外關井后，使生產單位面臨以下突出問題：①油套竄通高壓氣井分布散，距離值班點較遠，操作人員短時間內無法及時趕至井口進行應急處理；②單井平均應急操作時間長，而生產單位人力資源有限，當幾口井同時需要處理時，現場人員無法兼顧，有可能造成井口事故；③若意外情況無法在短時間內處理完畢，高壓氣井無論處于什么狀態，都需要操作人員24小時現場監守，使勞動強度增大，無法兼顧其他氣井的生產工作；④目前放噴點火普遍采用人工點火，部分油套竄通高壓氣井井流物含液量大，易將火撲滅，造成放噴點火困難，使點火過程中存在安全風險；⑤放噴管線采用一級手動節流控制，易發生凍堵，使操作困難。

3　思路及措施

3.1分類管理

通過對國內高壓氣井異常環空壓力現象、形成機理、處理方法的調研，結合克深氣田油套竄通高壓氣井在生產階段所表現出的環空壓力異常現象，中國石油塔里木油田公司對克深氣田油套竄通高壓氣井進行分類分級管理，根據其產量、油套連通性、關井井口壓力及環空最大許可工作壓力的關系進行分類管理，大致可以分為3類。

1）低風險井。地層能量不足，產量較低（小于10×104m3／d），關井井口壓力與開井井口壓力壓差大，即關井壓力高于A環空最大允許帶壓值，開井后井口壓力下降迅速，遠低于A環空最大允許帶壓值。

2）中風險井。產量較高（大于10×104m3／d），油套連通性一般（關井后，A環空壓力隨油壓升高緩慢），關井井口壓力較低（低于A環空最大允許帶壓值）。

3）高風險井。產量高（大于10×104m3／d），油套連通性好（關井后，A環空壓力隨油壓升高明顯），關井井口壓力高（高于A環空最大允許帶壓值）。

油套竄通高壓氣井風險級別評價流程見圖2。

圖2　油套竄通高壓氣井風險級別評價流程圖

3.2安全生產思路及措施

針對油套竄通高壓氣井在生產過程中存在的問題，并從安全、環保、經濟的角度出發，避免發生高昂的修井費用，同時減少天然氣放空，分別對3類井給出以下思路及措施。

對于第一類井，其開采價值較低，安全風險較大，可以采取半壓井關井措施，將一定密度的有機鹽擠入油管，在有機鹽下部填充油氣隔斷材料，壓井后密切觀察油壓及各環空壓力，等到氣田開采后期，地層壓力會下降，當井口關井壓力低于A環空最大允許帶壓值時，這口井的安全隱患就解除了。該措施優點是壓井作業施工簡單、花費小［5］。

對于第二類井，有一定的開采價值，由于其關井井口壓力一般不會超過A環空最大允許壓力，可正常生產，加密監控，當壓力有上升趨勢時，可采取放大壓差生產和環空放壓措施，并做好相應的應急預案，當井口發生異常情況，有充足時間到現場進行處理，關井時應立即組織放噴，待處理完異常情況后可繼續監控生產［6］。

對于第三類井，由于其關井井口壓力超過A環空最大允許壓力，風險較高，正常生產時可采取合適的放大壓差生產，使井口壓力和A環空壓力保持在留有安全裕度的范圍內，同時在地面生產裝置工藝設計時可根據具體情況考慮以下措施中的一種。

1）在井口設計兩套互為備用的生產系統。其中一套生產系統為常規的集輸工藝，由生產管線將介質輸送至中央處理廠進行凈化處理；另一套生產系統可以是一條相對獨立、不受常規生產系統影響的備用集輸管線（圖3），或者是現場放置一套備用的撬裝化CNG壓縮回收裝置，若常規集輸工藝出現意外情況不能使用，可設置自動化系統，以自動或者手動方式接入另一套生產系統，以保證井口處于開井狀態，待異常處理完畢后導入正常流程。

圖3　備用生產管線流程圖

2）將井口的放噴流程設計為自動／手動放噴系統。將井口生產翼、放噴翼閥門控制及放噴點火系統接入RTU，在氣井發生任何異常需要關井時，設置自動化系統，可自動或者手動啟動放噴系統，導通井口流程，避免發生關井，將A環空壓力控制在安全壓力范圍內（圖4）。

圖4　自動放噴點火流程圖

3）在井口增加一條備用的放噴管線。除了正常配備的放噴翼放噴管線，可在井口測試閥門處接一條備用的放噴管線，當生產管線、放噴管線都出現異常時，可使用備用的放噴管線，保證井口處于開井狀態（圖5）。

圖5　備用放噴管線流程圖

4　結論

高壓氣井一旦發生油套竄通的情況將嚴重影響氣井的安全生產，生產單位必須從環保、安全和經濟的角度出發，結合其表現出的環空壓力異常現象以及自身根據其產量、油套連通性、關井井口壓力及環空最大許可工作壓力的情況對油套竄通高壓氣井進行分類管理，根據不同的類別制定出針對性的預防措施，以保證高壓氣井高效、安全開發［7］。

參考文獻

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［3］何銀達，羅超，周忠明，等.常高壓高產氣井修井工藝技術在KL203井的應用［J］.油氣井測試，2008，17（1）：18.

［4］熊昕東，龍剛，熊曉東，等.高溫高壓含硫氣井完井技術現狀及發展趨勢［J］.天然氣技術與經濟，2011，5（2）：57-59.

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［7］王治國，盛杰.環空帶壓原因及目前解決措施［J］.中國化工貿易，2011，3（7）：9-10.

（編輯：李臻）

2.4威脅

1）頁巖氣開采的環保監管力度不斷加強。頁巖氣在勘探開發過程中面臨著環境風險，包括：①頁巖氣開采耗水量很大，幾倍于傳統天然氣開采。②頁巖氣開采要用水力壓裂技術，壓裂液添加多種化學物質，這些化學物質的安全性，以及是否會滲透到地下水都是不容忽視的問題［6］；另外，化學物質也存在泄漏到地表水的危險，有可能造成地表水和地下水的污染。③大氣污染。頁巖氣開采中的壓裂液由沙子和水混合制成，沙子壓入頁巖層中置換出其中的氣體。施工過程中，如果井壁不夠堅固，氣體和沙粒也可能擴散到空氣中造成污染。④甲烷的散逸排放也是潛在的污染源。頁巖氣的主要成分是甲烷，甲烷是比二氧化碳更強的溫室氣體，一旦泄漏將引起連鎖污染。頁巖氣開采可能帶來的環境隱患，亟需通過加強立法監管來避免。我國目前逐步建立健全了環境影響評價管理制度，相繼設立了頁巖氣環境綜合監管機構。四川也加大了環保監管力度，這將在一定程度上增加頁巖氣的開采成本。

2）天然氣價格降低影響頁巖氣的開發效益。受國際原油價格持續下跌的影響，我國油價也經歷了急劇大幅下跌的過程，油價下跌會引起天然氣價格降低，我國目前頁巖氣與天然氣實行統一價格標準，頁巖氣價格降低雖然給用戶帶來了福利，但直接影響到頁巖氣開發的效益，進而影響頁巖氣產業的投資積極性。因此天然氣價格的降低也是四川頁巖氣產業發展的威脅之一。

3）多元化的頁巖氣投資機制尚未形成。中國的頁巖氣開發雖然有民間資本參與，但以中國石油、中國石化等國有大型企業占絕對主導地位。民營企業由于其技術和人才相對缺乏，抗風險能力較低，加上目前油價氣價較低，頁巖氣開發處于全行業虧損狀態，民營企業投資受到嚴重制約，多元化的頁巖氣投資機制尚未形成。

3　SWOT量化分析

基于以上分析，總結出四川頁巖氣產業發展的關鍵因素（表2），并請了有關專家對上述因素進行評價并進行打分。打分運用專家意見法，采用五級評分制確定各因素的影響力度，使各因素統一量化控制在區間［0，5］，其中1為特小，2為稍小，3為中等，4為稍大，5為特大。

表2　四川頁巖氣產業發展關鍵因素表

采用權重（AHP）層次分析法對各因素進行權重分析。再運用公式：單因素加權平均分=專家評分×因素權重［7］，可以分別計算出優勢、劣勢、機會和威脅的總得分，具體得分見表3。

表3　SWOT各組因素權重及評分表

由表3可知，四川頁巖氣產業發展的SWOT因素4個坐標點分別為S'（4.26，0）、O'（0，4.13）、W'（-4.42，0）、T'（0，-4.30），依次連接4個點，可以得到戰略四邊形的重心坐標G，G（X，Y）＝（0.06，0.029 5），見圖1。

根據圖1的重心G所處的象限和角度可知，重心G在第一象限，且靠近橫軸，說明四川頁巖氣產業發展的戰略定位點為SO戰略，為機會實力型戰略。

圖1　SWOT因素戰略四邊形圖

4　促進四川頁巖氣產業發展的建議

1）加強資源調查，鞏固資源基礎。頁巖氣產業的持續發展，最重要的就是摸清頁巖氣資源的儲量和分布。今后，四川應繼續提高對本區域頁巖氣地質調查評價的水平，并研究制定出頁巖氣相關的標準及規范，如頁巖氣儲量的分級標準、評審認定規范，以便優選出有利區塊，降低商業勘探風險，促進頁巖氣勘探開發的順利進行。

2）明確礦權。頁巖氣的開采存在礦權重疊問題。頁巖氣是新增獨立礦種，相關法律法規不完善，同時頁巖氣的埋藏較深，較易在同一空間區域的不同深度存在不同的礦權，因此可能出現礦權重疊現象［8］。要發展四川頁巖氣產業，面臨的首要問題之一就是解決礦權重疊問題。我國已經出臺了頁巖氣探礦權設置方案，創新了頁巖氣資源管理方式，在一定程度上開展了頁巖氣探礦權出讓招標工作。四川應在國家政策指導下根據本地區特點，通過建立專門的頁巖氣礦權管理制度，形成“以市場方式進入、以市場方式退出”的礦權流轉市場。

3）以頁巖氣為主進行多種資源綜合開發。頁巖氣不是孤立的、簡單地以一種資源形式存在于一個地區，既可能有賦存在源巖中的頁巖氣、頁巖油、煤層氣，也可能發育從源巖中產生排出富集在適合圈閉中的常規油氣藏。所以為了推動頁巖氣的有效開發，尤其是在初期階段，四川地區可以因地制宜，考慮常規油氣與非常規氣相結合，頁巖氣與致密氣、煤層氣、頁巖油相結合進行綜合開發，管網共用，成本共攤，以實現效益互補，逐步推動頁巖氣的有效開發。

4）立足省內進行技術創新。在頁巖氣資源開發領域，應立足省內情況，在學習借鑒國外先進開采技術和經驗基礎上，結合四川儲層的實際情況，積極探索更省地、省水、省錢，更環保的開發方法。中國石油川慶鉆探工程公司與中國石油西南油氣田公司通過開展技術攻關，突破關鍵技術瓶頸，形成了一套以復合橋塞分段工藝、大規模滑溜水體積壓裂技術、低摩阻滑溜水壓裂液體系、大型壓裂施工配套技術和連續油管鉆磨橋塞技術為主體的頁巖氣水平井分段壓裂技術，填補了國內技術空白，現場應用成功率達到100%。因此應繼續鼓勵省內各企業及科研院所引進吸收國內外先進技術，特別是油氣企業應繼續加強與西南石油大學、成都理工大學等資源開發類高校的技術合作和人才交流。目前四川頁巖氣勘查開發裝備基本實現國產化，今后公司應繼續堅持采用“中國造”頁巖氣開采裝備，以降低開發成本，縮短施工周期，提高頁巖氣產業開發效率。

5　結束語

四川地區頁巖氣資源豐富，在目前的政策、經濟條件下發展頁巖氣產業具有較大潛力，有助于緩解國內天然氣供需矛盾，優化能源結構，同時也有利于解決就業、環境等社會問題。四川應充分利用此領域的優勢，優先進行頁巖氣勘探開發技術和專業技術服務的研發創新、裝備制造、專業化隊伍的建設，培養、鑄造全國頁巖氣產業發展的技術和管理標桿，帶動四川經濟的發展，為全國頁巖氣產業發展服務。

［1］朱彤，包書景，王烽.四川盆地陸相頁巖氣形成條件及勘探開發前景［J］.天然氣工業，2012，32（9）：16-21.

［2］尹叢彬，葉登勝，段國彬，等.四川盆地頁巖氣水平井分段壓裂技術系列國產化研究及應用［J］.天然氣工業，2014，34（4）：67-71.

［3］張徽，周蔚，張楊，等.我國頁巖氣勘查開發中的環境影響問題研究［J］.環境保護科學，2013（4）：133-135.

［4］王南，劉興元，杜東，等.美國和加拿大頁巖氣產業政策借鑒［J］.國際石油經濟，2012（9）：69-73.

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［6］付斌，李孜孜，段言志，等.我國頁巖氣勘探開發SWOT分析及政策建議［J］.天然氣技術與經濟，2012，6（5）：7-9.

［7］李世祥，肖俊.我國頁巖氣勘探開發戰略研究［J］.中國國土資源經濟，2014（7）：48-52.

［8］張雪球，姜鑫民.美國頁巖氣產業發展的做法與經驗對我國的啟示［J］.中國能源，2013，35（1）：17-19.

（編輯：蔣龍）

作者簡介：宋曉俊（1983－），工程師，從事油田工藝安全、采氣工程的管理工作。E-mail：273541741@qq.com。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.016

文獻標識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）01-0054-03