張祥榮

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司文昌油田群作業(yè)公司，廣東 湛江 524000）

南海某氣田位于南海西部海域，包括9-2氣田、9-3氣田和10-3氣田，依托新建WC9-2/9-3中心平臺與一座水下井口進(jìn)行聯(lián)合開發(fā)，共13口開發(fā)井，采用衰竭式開采。井口所產(chǎn)物流經(jīng)過處理后的天然氣經(jīng)過濕氣增壓、脫水、脫烴、干氣增壓后通過10英寸海底管道接入崖城778km海管銷售給香港中華電力，分離出的油水經(jīng)過WC8-3B、WC14-3A平臺后進(jìn)入WC116FPSO處理。A3H井屬于WC9-2氣田，于2018年7月開井試生產(chǎn)，試生產(chǎn)期間井口發(fā)生抬升，導(dǎo)致油管四通上部變徑法蘭以及壓井翼閥法蘭脫開，出現(xiàn)天然氣泄漏。

A3H井發(fā)生泄漏后，采取臨時、長期整改措施，確保該氣井在后續(xù)的生產(chǎn)過程中安全可控，經(jīng)過整改后目前運(yùn)行良好。

1 基本情況

1.1 基本數(shù)據(jù)

圖1 A3H井井身結(jié)構(gòu)構(gòu)圖

A3H井為水平井，水深在117.7m，完鉆斜深/垂深分別為5446m/3722.46m，產(chǎn)層層位為ZH2I，開發(fā)層位壓力系數(shù)為0.998-1.0235，井底溫度為153℃。固井過程中A3H井在18-5/8英寸與13-3/8英寸環(huán)空間回注水泥，第一批井魚線測返高，最深下至107m未探到。隨后下1/2英寸軟管至環(huán)空40m左右，注純水泥至返出井口，水泥自然下沉后再次補(bǔ)注至井口，最終水泥全部補(bǔ)注至井口。

本井采用金石21-1/4英寸(2000psi)×13-5/8英寸(10000psi)×11英寸(10000psi)×3-1/16英寸(10000psi)井口。井身結(jié)構(gòu)圖與井口裝置結(jié)構(gòu)圖如圖1、圖2。

圖2 A3H井口裝置結(jié)構(gòu)圖

1.2 天然氣泄漏事件描述

A3H井開井試生產(chǎn)后井口抬升至34cm，導(dǎo)致采氣樹發(fā)生斜拉，油管四通上部變徑法蘭以及壓井翼閥法蘭脫開，出現(xiàn)天然氣泄漏，泄漏點(diǎn)如圖3。

圖3 A3H井口泄漏點(diǎn)示意圖

（1）A3H開井生產(chǎn)后井筒受溫升影響，井口出現(xiàn)抬升。由于壓井硬管受限位（15cm）影響，約束了采氣樹的熱膨脹抬升，致使采氣樹偏拉受力，導(dǎo)致壓井翼閥法蘭及變徑法蘭端面螺栓變形、法蘭裂開2cm。示意如圖4。

（2）實(shí)際生產(chǎn)情況較ODP差距較大，如表1。由于地層溫度及產(chǎn)液量的增大，導(dǎo)致油套管溫度升高超過原設(shè)計(jì)較多，受熱應(yīng)力作用致井口抬升，其抬升力超過21-1/4英寸套管頭法蘭連接處強(qiáng)度，造成法蘭螺栓拉脫，井口瞬間快速抬升約34cm。

圖4 A3H井井口斜拉示意圖

表1 A3H井實(shí)際生產(chǎn)情況與ODP對照表

（3）部分套管頭螺栓吃入深度未達(dá)到設(shè)計(jì)要求，使21-1/4英寸套管頭法蘭實(shí)際連接力小于抬升力，導(dǎo)致套管頭螺栓出現(xiàn)脫落。螺栓吃入深度如圖5，螺栓吃入情況如表2。

表2 A3H井井口套管頭螺栓吃入情況

圖5 螺栓吃入深度示意圖

（4）根據(jù)固井聲波測井質(zhì)量可得到各層套管固井質(zhì)量，一般情況下套管通過水泥環(huán)與地層膠結(jié)后套管難以發(fā)生形變，形變量主要是套管自由端受熱后進(jìn)行延展所得。如表3，在固井水泥漿返高至泥線與未返高至泥線工況下，分別計(jì)算下入套管后A3H井受到的總頂力、總剛度與整體升高高度。從表中分析可知，若所有套管固井過程中水泥漿全部返高至泥線，套管升高及上頂力下降幅度極其明顯，下降幅度約50%。

表3 不同工況下受力情況

2 風(fēng)險控制措施

2.1 井完整性分析

依據(jù)中國海洋石油集團(tuán)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/HS14031-2017《海上油氣井完整性要求》，具備自溢能力的油氣井要具備兩道獨(dú)立完好的井屏障。直接封隔油氣的第一井屏障由地層、9-5/8英寸水泥環(huán)、9-5/8英寸套管（水泥環(huán)底部至生產(chǎn)封隔器）、9-5/8英寸生產(chǎn)封隔器（及其組件）、油管（封隔器至油管段）、井下安全閥組成。第二井屏障由地層、9-5/8英寸套管水泥環(huán)、9-5/8英寸套管、井口裝置、油管掛（包括密封總成）、套管掛（包括密封總成）、采氣樹組成。目前未對A環(huán)空進(jìn)行過超過1500psi的試壓，不能驗(yàn)證目前A環(huán)空可以承受封隔器失效的環(huán)空壓力。一旦9-5/8英寸生產(chǎn)封隔器失效，油氣直接進(jìn)入A環(huán)空，即只剩下第二井屏障，如圖6紅色屏障所示。一旦封隔器失效，液氣置換，環(huán)空帶壓達(dá)到最大值，約為3700psi，第二井屏障是否能夠承受最大關(guān)井套壓，是判定井完整性風(fēng)險的關(guān)鍵。依照井完整性企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，需要委托第三方對井完整性進(jìn)行分析。

圖6 A3H井井筒完整性分析

2.2 管線流程優(yōu)化

對現(xiàn)場管線走向、連接進(jìn)行梳理，清除采氣樹及相應(yīng)生產(chǎn)管線抬升受到的結(jié)構(gòu)阻礙，釋放地面工藝管線因井口抬升受到的額外應(yīng)力。具體的調(diào)整措施有：（1）將采氣樹頂部的支架、消防管線移位回折，留出生產(chǎn)管線上頂空間。（2）對壓井硬管適用性進(jìn)行分析，考慮到壓井硬管是為打開井下安全閥時平衡油壓所設(shè)計(jì)，本氣田采用的是自平衡式井下安全閥，在開井時不需要給井下安全閥額外打壓，故將壓井硬管拆除。

2.3 井口進(jìn)行結(jié)構(gòu)加固

借助YC13-1氣田井口加固調(diào)整經(jīng)驗(yàn)，在井口周向安裝卡板12個，卡箍為厚15mm寬60m的鋼板，上、中、下三道。其中12個均勻分布的加強(qiáng)筋，所選用材質(zhì)為DH36，單個加強(qiáng)筋可承受350000N的拉力，安全系數(shù)以屈服強(qiáng)度為基準(zhǔn)，50k的機(jī)械性能滿足實(shí)際需要，加固后進(jìn)行有限元分析。施工時下部與隔水管進(jìn)行焊接，同時在外側(cè)使用卡箍進(jìn)行固定，減少施工影響因素，提升井口的加固效果。根據(jù)試生產(chǎn)數(shù)據(jù)調(diào)整計(jì)算模型，預(yù)測產(chǎn)氣量43萬方時的井口溫度為105℃，井口整體抬升約110mm，抬升力334t，小于18-5/8套管懸掛本身可以承受358t以上的拉力（安全系數(shù)為2），且外部加強(qiáng)措施可以提供428t的拉力，可滿足正常生產(chǎn)。示意圖如圖7。

圖7 A3H井井口加固示意圖

2.4 井口應(yīng)力監(jiān)測

在監(jiān)測采氣樹抬升的過程中，一是采取了現(xiàn)場定期測量、實(shí)時監(jiān)控的測量方法，測量過程中受到人員、井口晃動、現(xiàn)場光線等因素影響測量精度。二是通過井口應(yīng)力監(jiān)測實(shí)時監(jiān)測井口受力情況，抬升高度與受力情況結(jié)合分析，對井口抬升異常進(jìn)行預(yù)警。A3H井以應(yīng)力監(jiān)測為主，同時對井口的振動及溫度參數(shù)進(jìn)行采集，輔助校正應(yīng)力數(shù)據(jù)。

應(yīng)力監(jiān)測的原理是通過應(yīng)變片采集現(xiàn)場數(shù)據(jù)，將應(yīng)變信號ε變成電阻的變化ΔR，測量電路再將電阻變化量ΔR變?yōu)殡妷鹤兓喀，ΔU經(jīng)應(yīng)變儀轉(zhuǎn)換為ΔU’，ΔU’傳送至計(jì)算機(jī)進(jìn)行計(jì)算分析。應(yīng)力監(jiān)測點(diǎn)均采取半橋式連接，測點(diǎn)的選擇以“共截面，互垂直”為原則，以加強(qiáng)筋4個測點(diǎn)為例，4個測點(diǎn)在同一水平截面，且在截面互相垂直，得到的監(jiān)測數(shù)據(jù)可以充分反映加強(qiáng)筋整體的應(yīng)力狀態(tài)。監(jiān)測位置示意圖如圖8。

圖8 A3H井井口應(yīng)力監(jiān)測位置示意圖

2.5 環(huán)空套壓管理

根據(jù)NORSOK D-010鉆井與作業(yè)時的油氣井完整性手冊與API RP90海上油氣井環(huán)空套壓管理等國際標(biāo)準(zhǔn)[1]，制定了氣井環(huán)空套壓管理規(guī)定：（1）控制環(huán)空套壓在1000psi以內(nèi)。生產(chǎn)過程中溫度場變化產(chǎn)生溫度應(yīng)力會導(dǎo)致各層套管自由段軸向熱膨脹引起井口抬升，同時油壓和套壓會疊加井口抬升力，從而加劇井口裝置抬升。根據(jù)環(huán)空生產(chǎn)封隔器耐壓等級及借鑒API RP90海上油氣井環(huán)空套壓管理要求將環(huán)空套壓控制在1000psi以下。（2）定期對環(huán)空介質(zhì)液面、成分測試。由于環(huán)空介質(zhì)為氣體的生產(chǎn)井井口溫度高于環(huán)空為液位的生產(chǎn)井，故在生產(chǎn)過程中可以通過聲波液面測試技術(shù)、環(huán)空介質(zhì)定期取樣分析判斷是否需要補(bǔ)充環(huán)空保護(hù)液。同時在鉆完井時選擇隔熱性能佳的環(huán)空保護(hù)液，優(yōu)化保護(hù)液配方。（3）安裝套壓壓力變送器，對套壓壓力變化進(jìn)行監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)套壓異常情況，有助于對井筒完整性分析。

3 結(jié)論

（1）針對高溫高壓油氣井，在固井階段需要格外確認(rèn)固井質(zhì)量，同時要求套管水泥漿返至井口，減少套管自由段的長度。另外優(yōu)化環(huán)空保護(hù)液配方，降低環(huán)空保護(hù)液傳熱系數(shù)，同時生產(chǎn)過程中定期對環(huán)空保護(hù)液液面測試與介質(zhì)分析。

（2）在生產(chǎn)井試生產(chǎn)前，需要梳理采氣樹及立管的約束因素，優(yōu)化管線布局。針對井口抬升時會對井口產(chǎn)生額外應(yīng)力進(jìn)行釋放，比如采氣樹上部的消防管線、儀表風(fēng)管線、化學(xué)藥劑注入管線等，防止采氣樹在抬升過程中受到側(cè)拉。

（3）針對井口抬升程度較高的生產(chǎn)井，可以通過井口加固、應(yīng)力監(jiān)測的方式，降低井口抬升帶來的風(fēng)險，同時嚴(yán)格控制生產(chǎn)井產(chǎn)量，實(shí)時監(jiān)測生產(chǎn)井的產(chǎn)液情況。