基于環空壓力的儲氣庫井風險分級及管控程序

王兆會, 曲從鋒, 周琛洋, 李軍鵬, 張曉兵

(中國石油集團工程技術研究院有限公司)

0 引言

儲氣庫在保障天然氣安全平穩供應中發揮了不可替代的作用，到2020年底儲氣庫有效工作氣量將達到148×109m3[1-2]。但儲氣庫注采井的一個突出問題是生產管柱與套管間密閉環空帶壓，并且難以判斷問題來源[3-5]。對于儲氣庫注采井的環空帶壓問題，國內外做了一定的研究，結果表明：環空帶壓不一定是生產管柱泄漏引起的，也不一定具有極高風險需要馬上進行修井處理[6-9]，并且實例分析表明：大多數儲氣庫注采井油/套管間環空壓力，是生產過程中生產管柱內溫度/壓力升高引起的正常現象[3-4,10]。為此，有必要對儲氣庫注采井環空帶壓問題進行明確的風險分級，對環空壓力超出正常范圍的、壓力卸放/恢復測試顯示泄漏量較大的井進行技術檢測、評價，必要時進行修井。

國內外對儲氣庫注采井安全性評價、評估和風險分級研究較少。參考文獻[11]介紹了儲氣庫地面采氣系統的風險評估技術，并根據失效概率和失效后果給出了風險矩陣，把風險分為低、中、次高和高風險4個等級；參考文獻[12]借鑒國際管道技術委員會(PRCI)輸氣管道風險因素分類方法，列出了事故樹分析的風險評價方法，并指出要建立相關事故模型，判斷失效概率、計算失效后果，最終確定主要風險及其控制措施。但這些研究考慮因素多，風險評價方法復雜，沒有給出具體的失效概率、失效后果的算法和數值，也很難確定風險等級，從而不能采取有針對性的處置和管理控制程序。

為此，本文期望通過儲氣庫注采井環空帶壓發展趨勢的統計分析以及溫度/壓力耦合作用下的環空壓力計算數值，基于環空壓力的大小，探討儲氣庫注采井環空帶壓的風險分級，建立各環空壓力管理圖版，并給出不同風險等級所對應的處置措施和管理控制程序，使儲氣庫管理者將主要精力集中到高/極高風險和疑難問題的注采井中，并為高溫高壓天然氣井的風險分級及管控提供參考和借鑒。

1 國內外儲氣庫井環空帶壓規律

天然氣井服役時間越長越容易出現環空帶壓。天然氣井投產不久，有5%的井出現環空帶壓，而隨著井服役時間的增加，環空帶壓井比率逐步增加。生產15年后環空帶壓的比率約為50%，天然氣井服役后期，大多數井環空帶壓[13]。儲氣庫注采井也有類似現象，羅馬尼亞Totea油田包含6個儲氣庫，固井15年后其中3個儲氣庫的49口井監測到有0.3～5.0 MPa的環空壓力[14-15]。

近年來，國內某儲氣庫群統計了該儲氣庫環空帶壓井數與環空帶壓值隨投產時間的關系，統計發現隨著投產時間的增長，環空帶壓井數與環空帶壓值均明顯增加。

同時，該儲氣庫群對65口注采井進行了69井次的檢測評價。對于A環空，53.62%井次帶壓<7.5 MPa；81.16%井次帶壓<10.0 MPa；有2井次帶壓>22.5 MPa。B環空帶壓的有22口井，但帶壓值均較小，有8口井(11.6%)壓力大于1.4 MPa，其中有2口井接近14 MPa。

由于各井實際注釆壓力和原始地層壓力存在差異，各井檢測到的環空壓力大小不能很好的說明問題。為此引入套油壓比(定義為注釆井同一時間檢測到套管壓力與油管壓力的比值)，分析環空帶壓情況。分析發現：只有28井次(約占40.58%)的套油壓比≤30%；大多數井次套管壓力超過油管壓力的30%，其中有2井次套壓與油壓相等，說明環空帶壓情況已非常嚴重，可能存在油套竄通的現象，已威脅到儲氣庫井的正常注采作業。

2 基于環空壓力的風險分級

2.1 最大許可環空壓力

通過環空帶壓規律的統計分析可以看出，對于儲氣庫注采井，在注采過程中環空帶壓是非常普遍的，但環空壓力過高可能導致安全生產事故。為利用較少的技術和工作，促使儲氣庫注采井危險程度達到可接受的水平，進而將主要精力集中到疑難問題的注采井中，根據API RP 90-2和ISO 16530-1等標準[16-19]以及參考文獻[20-22]確定最大許可環空壓力(MAASP)。

在計算最大許可環空壓力時應分別考慮管柱強度降低的影響、油壓和環空壓力變化的影響以及地層壓力或井底流壓的影響。A環空、Bi環空和C環空的最大許可環空壓力應為考慮下述各種因素的最小值，即：

(1)

式中：MAASPA、MAASPBi、MAASPC—分別為A、Bi和C環空的最大許可壓力，MPa。式中各參數計算方法見參考文獻[21-23]，以A環空為例，A環空最大許可環空壓力計算示意圖如圖1所示。

圖1 A環空最大許可環空壓力計算示意圖

2.2 可接受環空壓力

以參考文獻[4]中的實例井為例，如圖2所示，對于注氣階段，當井口溫度升高到近40℃時，A環空密閉環空壓力約為13.4 MPa，是A環空最大許可壓力的62.1%；對于采氣階段，當井口溫度升高到近55℃時，A環空密閉環空壓力超過17 MPa，超過了A環空最大許可壓力值。

為此，綜合統計分析和理論計算這兩個方面的研究，把儲氣庫注采井環空壓力按其大小范圍分為四個區域，分別為低、中、高和極高風險區域。對于A環空如圖3所示，對于B、C環空如圖4所示，具體劃分方法如下所述。

1)低風險環空壓力區域(LRAP)。低風險環空壓力值上限為該環空最大許可壓力的1/3。

2)中風險環空壓力區域(MRAP)。中風險環空壓力值上限為該環空最大許可壓力的2/3。

3)高風險環空壓力(HRAP)。高風險環空壓力值上限即為該環空最大許可壓力。

4)極高風險環空壓力區域(EHRAP)。極高風險環空壓力區域上限為不考慮井筒管柱和關鍵節點等井筒屏障部件安全系數的情況下計算得到的環空最大許可壓力。

圖2 文獻中儲氣庫井環空壓力隨井口溫度變化

圖3 A環空壓力管理圖版

圖4 B環空和C環空壓力管理圖版

儲氣庫注采井環空壓力處于低/中風險區是可以接受的，但壓力接近中風險區上限時應該進行壓力卸放/恢復測試，確定環空帶壓原因；環空壓力進入高風險區時應進行井筒完整性技術檢測、評價，并及時治理；禁止儲氣庫注采井環空壓力進入極高風險區。

3 風險分級管理控制程序

環空壓力管理控制程序見圖5。

1)當P=LRAP時，屬于低風險壓力，繼續進行生產。

2)當P=MRAP時，要進行壓力卸放/恢復測試，判斷油/套管環空壓力是否為生產管柱的溫度/壓力影響所致(壓力很快降低，則為溫度/壓力影響)，并測試卸放量Q。①對于A環空，如果Q>200 m3/d，要進行井筒完整性檢測；如果Q<200 m3/d，將油/套管環空壓力降至LRAP恢復生產;②對于B、C環空，如果Q>100 m3/d，要進行間歇卸放/擠注等作業或井筒完整性檢測；如果Q<100 m3/d，將套管間環空壓力降至LRAP并恢復生產。

3)當P=HRAP時，要使用壓力卸放/恢復測試及井筒完整性技術檢測等多種措施，分析壓力來源，據此采取相應的措施。①對于A環空，如果是油/套管串通(包括附件失效)，則進行修井更換生產管柱；②對于B、C環空，如果是水泥環失效，則進行壓井修復、環空封堵、擠注等作業；③如果井口設施串通，嘗試修復(套管頭補注密封脂等)。

4)對于A環空，在開展環空壓力卸放/恢復測試及井筒完整性技術檢測的同時，需要進行注采井的相對風險分析，判斷是否需要馬上進行修井、更換管柱等作業。

5)如果P≥MAASP，立即關井停止生產，觀察壓力變化或放壓觀察、分析，根據觀察分析情況處理，必要時啟動預警程序，甚至應急響應。

圖5 環空壓力管理程序圖

4 結論

1)儲氣庫注采井A環空帶壓是普遍現象，大多數是可接受的，正常情況下環空帶壓值在該環空最大許可壓力值的1/3以內，處于低風險狀態。但是隨著投產時間的增長，環空帶壓井數與環空帶壓值均明顯增加，對儲氣庫正常的注采作業產生威脅。

2)儲氣庫注采井環空壓力可接受的為低/中風險區域，不可接受的為高風險區域，應禁止進入的為極高風險區域。

3)儲氣庫注采井環空壓力接近中風險區域上限，應進行壓力卸放/恢復測試，進入高風險區域，應制定計劃進行井筒完整性技術檢測、評價，據此進行修井處理。