海上高溫高壓井測試流程安全控制技術

顏幫川李祝軍魏安超徐斐

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司

海上高溫高壓井測試流程安全控制技術

顏幫川1李祝軍2魏安超1徐斐2

1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司

海上高溫高壓井測試技術在地面流程方面主要有水合物生成堵塞管線導致流程超壓、高溫密封失效、地面流程沖蝕泄漏及燃燒產生高熱輻射等難題。為了安全高效地完成測試作業，基于海上平臺空間受限的特點，結合高溫高壓井測試風險，設計了一套海上高溫高壓井測試地面流程，建立了一套海上高溫高壓井測試流程安全控制技術。通過多節點監測實現測試作業動態數據的實時監控和記錄，預防了事故的發生并能及時處理復雜情況；通過設備及管線的安全配置，提高作業施工的安全性；設置地面流程應急關斷屏障及測試應急放空流程，在發生泄漏時能及時截斷地層高壓流體來源，有效解決管線堵塞導致的流程憋壓、超壓問題；設置立體布控的噴淋冷卻系統，防止高產天然氣燃燒產生的強熱輻射對平臺設備和人員造成傷害。該技術現場應用效果良好，具有進一步推廣應用價值。

海上平臺；高溫高壓；測試風險；測試流程；安全控制

常規高溫高壓井測試在流程方面主要面臨井口壓力高、溫度高以及高產帶來的振動、沖蝕和泄漏等問題。海上高溫高壓井的測試受狹窄的海上平臺空間限制，地面測試流程無法按照陸地油田成熟的測試流程模式進行布局，需要精簡地面流程和設備，而且還存在水合物生成堵塞管線導致流程超壓、高溫密封失效、地面流程沖蝕泄漏及燃燒產生高熱輻射等問題，大幅度增加了安全控制難度。因此對于海上高溫高壓井，測試流程的安全控制就成為了需要解決的主要技術難題。針對該難題，創建了一套海上高溫高壓井測試流程安全控制技術，并在多口海上高溫高壓井測試中成功實踐。

1 高溫高壓井測試風險

HTHP well testing risks

海上高溫高壓井測試，對于地面測試流程而言，主要存在以下幾方面的風險。

1.1 水合物生成

Generation of hydrate

水合物形成的主要原因是流體在流動過程中壓力的降低導致溫度的降低，即所謂的節流效應［1］。若井口高溫高壓高產同時出現，則不易形成水合物，井口低溫低壓低產同時出現，也不易形成水合物［2］。在高溫高壓井測試過程中，溫度降低的程度和壓力降低的程度關系密切，而壓力降低的情況又與流速（流量） 直接相關，節流之后將會出現高壓低溫情況，此時天然氣中只要含有少量水蒸氣存在則極易形成水合物。

1.2 井口高溫導致密封失效

Seal failure caused by high temperature at the wellhead

井下高溫流體返至地面時，流體溫度可能會高于地面測試設備的耐溫等級。南海西部海上高溫高壓井現場測試經驗數據顯示，3 000 m井深，產量100×104m3/d，井底溫度150 ℃，放噴3 h之后井口溫度可達110 ℃。當流體溫度超過設備的耐溫等級時，高壓測試設備密封就會失效，進而導致油氣泄漏事故，這就是高溫高壓井測試的重大風險，如何解決測試期間井口高溫是難題。

1.3 地層出砂沖蝕流程

Erosion process caused by formation sand flow

探井測試過程中，通常會面臨前期參考資料不齊全的問題，在井未完鉆的情況下完成測試設計方案，并不是每口井都會采取井下防砂措施［3］。高壓氣井具有高產特點，此時地層一旦出砂，高速氣流攜帶地層砂就像砂輪機一樣，將會對地面流程的彎角和變向等部位進行劇烈沖蝕，造成流程管線的破壞，這將給地面流程安全帶來極大的危害。

1.4 高壓泄漏

High pressure leakage

高溫高壓井測試的顯著特點是地層壓力高，地面流程節流壓差大，氣體膨脹吸熱量大，溫度急速降低，很容易形成水合物而堵塞流程，一旦在油嘴管匯及下游管匯中形成水合物堵塞流程，將導致堵塞段以上的流程壓力迅速升高，這一過程具有突發性，一旦出現若不及時處理，流程將出現超壓，就會導致低壓力級別的測試設備（例如加熱爐和分離器等）泄漏，甚至超壓爆炸，造成嚴重的安全事故［4］。

1.5 熱輻射

Heat radiation

海上高溫高壓井測試，高產量的天然氣燃燒后，產生大量的熱輻射，海上平臺空間狹小，人員密集，設備擺放高度集中，高熱輻射對作業人員和平臺設備安全具有嚴重威脅。

2 高溫高壓井測試地面流程

Surface process of HTHP well testing

海上高溫高壓井地面測試流程，受平臺空間的限制，無法實現備用測試流程的安裝，因此針對海上平臺特點，設計采用單流程多級節流的特殊模式，備用緊急放空流程。具體地面流程如圖1所示。

圖1 海上高溫高壓井典型地面測試流程Fig.1 Typical ground testing process of offshore HTHP well

3 安全控制技術

Safety control technology

3.1 多節點監測

Multi-node monitoring

地面測試流程設備和流程高度集中是海上高溫高壓井的特點，流程的安全控制需要建立在對流程數據的監測基礎上，數據監測就像“眼”，技術控制就像“手”，兩者有效結合才能實現有效的安全控制。海上高溫高壓井，在上游端高壓流程段設置溫壓實時數據監測和采集系統、含砂在線監測系統、振動監測系統、壁厚監測系統；通過這些系統的監測，可實時讀取流程溫壓數據及其變化規律、流體含砂數據、流程振動強度數據、管線壁厚數據等，并通過集成化數據采集系統進行分析，若某個數據超過了設置的安全門限值，則系統會自動報警，如遇到流程超溫超壓、泄漏、水合物堵塞、出砂沖蝕、強烈振動等問題，可及時發現并采取應急關井或結束測試等措施來確保安全施工。在下游低壓端流程還額外設置了有毒有害氣體監測系統、熱輻射監測系統等，可以實時掌握地層流體的有毒有害性質、燃燒臂火焰對平臺不同監測點的熱輻射強度。上下游共設置8節點的監測系統，形成了高溫高壓井地面流程的數據采集和監測一體化監測網絡。

3.2 安全控制

Safety control

3.2.1 設備及管線配置 地面測試流程從油嘴管匯進行劃分，油嘴管匯上游屬于高壓端流程，油嘴管匯下游屬于低壓端流程。高壓端流程設備主要有地面測試樹、地面高壓安全閥、動力油嘴、除砂器及油嘴管匯等，低壓端設備主要有加熱爐、分離器、低壓安全閥、分向管匯、燃燒臂等。對于高溫高壓井測試，高壓流程設備和管線的最大工作壓力需要采用一定的安全系數進行選擇，設備額定工作壓力應不低于預測的最高地層孔隙壓力的1.2 倍，若已獲得實際最高地層孔隙壓力，則按實際最高地層孔隙壓力的1.2倍配置［5］。海上現用的高壓端設備基本都按照105 MPa進行配置，流程管線采用防腐硬管，并在流程上的直角部分采用加厚彎頭代替常規彎頭，以增加安全系數，設備和流程管線需進行焊接固定。

測試設備工作溫度的選擇，通常情況下選定地面設備的最大工作溫度不低于預測井口溫度的1.1倍，高壓端流程由于尚未進行節流，壓力高且流動溫度高，流程連接首選金屬對金屬密封的法蘭連接方式，以提高流程的耐溫能力。對于海上深水浮式平臺或半潛式平臺測試，需要用到較為特殊的高壓撓性軟管作為流動管線，由于軟管的特殊性，作為流動端的高壓撓性軟管的安全系數須達到4以上，因此高壓軟管在運輸與使用過程需注意其最小彎曲半徑及對其接頭的保護，否則會大大降低其工作壓力等級［6］。目前世界上用于測試的高壓撓性軟管最高耐溫僅為130 ℃，因此對于海上深水浮式平臺或半潛式平臺測試時，高壓端流程的地面流動溫度最高不能超過高壓撓性軟管的耐溫能力。對于海上自升式平臺測試，流程中流動溫度的控制還需要綜合考慮防噴器閘板芯子的耐溫能力。

3.2.2 多級節流控制 海上高溫高壓井測試，采用多套地面油嘴管匯進行多級節流。根據測試井的不同井況，一般通過2套油嘴管匯或2套油嘴管匯加動力油嘴組合的方式節流。若預測井口壓力超過68 MPa，先通過液壓控制的動力油嘴進行節流控制，將高壓降低到68 MPa以下，再通過2套105 MPa的油嘴管匯進行二級和三級節流將高壓氣流逐步轉變為低壓氣流；若預測井口壓力低于68 MPa，可直接采用1套105 MPa加1套68 MPa的雙油嘴管匯進行兩級節流方式進行控制；若預測井口壓力低于35 MPa，綜合考慮地層孔隙壓力及海上高溫高壓井流程的通用性，一般也采用2套油嘴管匯進行控制。經過多級節流之后，可實現天然氣平穩地從高壓降至低壓氣流，進入分離器安全求產后，導流去燃燒臂燃燒。

3.2.3 應急關斷控制 當高壓氣井測試過程中出現高壓泄漏或火災等險情，需要采取安全有效的手段，及時截斷地層高壓氣體來源，防止事態進一步嚴重化，保證施工安全［7］。海上高溫高壓井測試，在地面流程上至少需要設置2道以上的應急關斷屏障，第1道屏障是地面測試樹生產翼閥，第2道屏障是高壓地面安全閥，這2道屏障應具備液壓控制、快速關斷能力，響應時間最好控制在5 s之內。遠程控制點的設置一般選在測試設備操作區、測試區域出口、甲板主通道旁、鉆臺司鉆房、生活區出口等顯眼位置，一旦出現緊急情況，操作者可撤離到安全區域之后進行遠程應急關斷操作。同時，這2道安全屏障還需具備傳統的手動控制按鈕，需要時可進行人工干預。

3.2.4 應急放空流程設置 高壓氣井測試過程中，一旦在油嘴管匯下游流程某個地方形成水合物堵塞，將導致低壓流程憋高壓，對下游的分離器和加熱爐等設備造成超壓損壞或爆炸。遇到此情況，陸地油田可采用備用流程進行處理，而海上平臺受空間限制，無備用流程。因此海上平臺，在油嘴管匯至加熱爐之間設置1道應急放空流程，并設置1道低壓安全閥，正常放噴狀態下安全閥處于關閉狀態，當下游低壓流程中的壓力超過設置的安全值時，安全閥自動打開，堵塞造成的高壓天然氣將通過應急放空流程直接導通至燃燒臂燃燒，防止低壓流程進一步憋壓造成事故。此時可關斷上游流程，處理完堵塞之后，繼續放噴求產取資料。

3.2.5 水合物控制 油氣井測試期間，主要通過提高流體溫度和注化學藥劑等方法防止水合物的生成。高溫高壓井測試，放噴產量越大，流程溫度越高，越不容易形成水合物；當放噴產量較低時，加上高壓節流效應的影響，流程溫度較低，極有可能形成水合物。通常采用蒸汽鍋爐加熱法可以提高節流前和節流后的天然氣流動溫度，如果節流后天然氣溫度能提高到高于水合物生成溫度，也就可以達到預防水合物生成的目的［8］。

加熱鍋爐的蒸汽量大小是額定的，當加熱量也無法滿足防止水合物生成的要求時，還需采取化學藥劑注入方式來協助防治水合物。測試流程上，分別在地面測試樹生產翼端和油嘴管匯上游設置化學藥劑注入接口，深水或半潛式平臺還可在海底水下測試樹處額外設置化學藥劑注入接口，可根據需要實時進行化學藥劑注入來防止水合物的生成。由于高溫高壓氣井測試，流程壓力較高，普通的化學注入泵難以將抑制劑注入流程系統，更難以在短時間內大量地注入化學藥劑，因此需要配置高壓大排量化學藥劑注入泵，泵出口壓力需達到100 MPa，正常輸出排量不低于4 L/min，需滿足海上平臺提供的壓縮空氣驅動壓力范圍：0.6 MPa ～0.9 MPa，還需要考慮化學藥劑注入泵的備用。

化學藥劑選擇方面，由于甲醇的分子量較乙二醇小，因此相同重量濃度時，甲醇的摩爾濃度明顯高于乙二醇的摩爾濃度，因此抑制效果較乙二醇要好得多，從抑制效果來看，甲醇是最理想的解凍劑。但甲醇有劇毒，需要經過專門培訓才能使用，一般情況下不應使用。海上高溫高壓井測試，通常使用乙二醇來做水合物抑制劑。

3.2.6 熱輻射控制 高溫高壓氣井測試通常產量都較高，產出的天然氣需要經過燃燒處理，防止噴出物擴散對周邊環境造成污染，或對平臺人員安全造成威脅，燃燒同時也會產生大量熱輻射［9］。為防止熱輻射對平臺設備和作業人員造成傷害，立體布控了3層噴淋冷卻系統。第一層設置在燃燒臂和燃燒頭上，通過高密度的水霧設計，將燃燒的高溫控制在燃燒頭往外區域，防止高溫傳導至平臺一側，第二層設置在平臺舷邊，通過空間立體布控，形成一道大的水簾，防止強熱輻射對平臺設備造成傷害，第三層布控在甲板內側，以進一步降低熱輻射強度，確保作業人員的正常工作。同時，在燃燒一側的平臺舷邊至工作區，分段設置熱輻射監測點，實時監測熱輻射強度，保障作業人員安全。海上高溫高壓井測試噴淋現場如圖2所示。

圖2 海上高溫高壓井測試噴淋現場Fig.2 Spray system of offshore HPHT well test

4 應用實例

Application example

2012年1月—2015年12月，海上高溫高壓井測試安全控制技術，已在南海西部油田10余口海上高溫高壓井測試和完井作業中得到成功應用。某氣田X-2-1井，井口壓力為44 MPa，井口溫度為110 ℃，采用雙級節流方式，獲得測試天然氣產量為120×104m3/d；某氣田Y-2-2井，井口壓力為58.6 MPa，井口溫度為108 ℃，采用雙級節流方式，獲得測試天然氣產量100×104m3/d。

5 結論

Conclusions

（1）海上高溫高壓井測試作業風險多而高，針對高溫和高壓兩個難點在進行設備和管線配置時需要考慮一定的安全系數，對設備和管線采取焊接固定的方式，可提高作業施工的安全性。采用多節點監測技術可實現測試作業動態數據的實時監控和記錄，若發生水合物生成、泄漏、出砂、振動及沖蝕等安全事件，系統自動報警，對及時處理復雜情況和預防事故的發生起到至關重要的作用。

（2）基于海上平臺空間受限的特點，地面流程上設置兩道以上的地面應急關斷屏障，能及時截斷地層高壓流體來源；設置測試應急放空流程，能有效解決水合物等造成管線堵塞而最終導致的低壓端流程憋壓、超壓等問題，防止安全事故發生，保障施工安全。

（3）高溫高壓井測試，放噴產量越大，流程溫度越高，越不容易形成水合物。當出現高壓低產情況可能生成水合物時，通過水下測試樹、地面測試樹及油嘴管匯前等位置注入化學藥劑來防止水合物的生成。海上平臺設置3層立體布控的噴淋冷卻系統，能有效防止高產燃燒產生的強熱輻射對平臺設備及人員造成傷害。

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（修改稿收到日期 2016-10-22）

〔編輯 李春燕〕

加拿大Calgary鉆井液公司宣布納米鉆井液投入工業化應用

加拿大Calgary（卡爾加里）市的nFluids公司通過9口井鉆井作業，證實加入其研制的納米添加劑的鉆井液，在井眼中按照預期堵塞裂縫，增加井壁強度約60%，增加井壁整體性；減少鉆井液循環損失約90%，降低鉆柱與井壁摩阻約50%，進而提高了機械鉆速。而且，此納米添加劑與各種類型的鉆井液均兼容。美國Missouri（密西根）大學研究人員驗證了作業過程。納米添加劑的基本原理是將鉆井液中的鐵和碳成分被分解為納米形式，使得納米顆粒能夠在井眼內部形成極薄、但有一定強度濾餅。從外觀看，這層濾餅完全形成一種新的物質，性能獨特。在現場，完成鉆井液“納米化”過程大約持續幾分鐘。目前，技術專家可根據現場作業需求，專門設計納米顆粒的形狀、尺寸和作用機理，以適應于不同作業目的。納米添加劑的重量大約占鉆井液總重量的50%，以方便鉆井液根據作業類型加入其他種類添加劑。當前的納米添加劑制造成本僅為3年前制造成本的50%。

（郭永峰編譯E-mail:guoyf2@cosl.com.cn）

Safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells

YAN Bangchuan1,LI Zhujun2,WEI Anchao1,XU Fei2
1.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China;
2.Zhanjiang Branch,CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co.,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

As for offshore HTHP (high temperature and high pressure) well testing technologies,the main issue in ground process is that hydrate is formed and blocks the pipelines,resulting in a series of difficulties,e.g.flow overpressure,high-temperature seal failure,ground process erosion,leakage and high-heat radiation caused by burning.In order to efficient and safe testing operation,a set of ground processes for offshore HTHP well testing was designed based on the HTHP testing risks,combined with the spatial restriction of offshore platforms.Then,the safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells was developed.Based on multinode monitoring,the testing performance data is monitored and recorded in real time,accidents are prevented and complex situations are dealt with promptly.The safety of testing operation is improved by allocating equipments and pipelines safely.The emergency shutdown barrier of ground process and the emergency release process of testing are set up to solve effectively the process pressure building and overpressure caused by pipeline blockage by cutting off the source of high-pressure formation fluid in time in the case of leakage.The spray cooling system is 3D deployed to prevent the high-heat radiation caused by high-yield burning from damaging the equipments and personnel on the platform.This technology is well applied in the field,and it should be popularized further.

offshore platform;high temperature and high pressure;testing risk;testing process;safety control

顏幫川，李祝軍，魏安超，徐斐.海上高溫高壓井測試流程安全控制技術 ［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：791-795.

TE538

B

1000-7393（ 2016 ） 06-0791-05

10.13639/j.odpt.2016.06.015

:YAN Bangchuan,LI Zhujun,WEI Anchao,XU Fei.Safety control technology for the testing process of offshore HTHP wells［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):791-795.

國家科技重大專項“高溫高壓鉆完井工藝技術研究”（編號： 2011ZX05023-004-004）。

顏幫川（1983-），2007年畢業于西南石油大學資源勘查工程專業，工程碩士，現從事海上油氣井完井及測試技術研究及管理工作，工程師。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區22號信箱。電話：0759-3912505。E-mail:yanbch@cnooc.com.cn