储气库注采井环空带压分析-辽宁化工2022年07期

摘      要：储气库注采井的安全性高于气井。随着注采运行，部分注采井出现了不同程度的环空带压问题。结合现场实际，以储气库注采井为研究对象，分析生产时间内环空带压井油压、套压情况。根据套压随油压的变化趋势、套压值大小、泄压后套压恢复时间的不同，对储气库油套起压井、技套起压井进行分类。根据曲线特征，分析储气库注采井环空带压原因。根据力学方法，计算环空最大许可压力，为保证气井井筒完整性与指导气库运行提供技术支撑。

关  键  词：储气库;环空带压;原因

中图分类号：TE972.2     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）07-1030-04

API RP90对气井环空带压做了明确定义，即指环空中的压力经过放压后短时间恢复至放压前压力等级的现象。井筒中环空包括油管-生产套管间环空、生产套管与技术套管之间环空、技术套管与表层套管之间环空。环空带压通常分为持续环空带压、热致环空带压、操作所引起的环空带压。根据以上分类可知，环空带压机理大致分为以下3类：井筒密封性失效、流体热膨胀、人为原因。气井油套环空带压、技套环空带压是影响气井安全生产的重要问题。环空带压对气井的安全生产提出了严峻挑战，是全世界石油工业面临的共同难题[1]。本文通过对国内外环空带压情况及形成原因进行调研，结合现场实际，以储气库注采井为例，通过对油套曲线的分类，分析环空带压形成的原因，通过实例计算，根据环空带压风险评估方法进行安全评估[2]。

1  储气库环空带压情况

1.1  油套环空带压情况

储气库新井油套起压共计18口，技套起压    1口。其中套压超过10 MPa井共计10口，套压超过5 MPa井共计5口。

1.2  技套环空带压情况

技套带压井共1口，该井油套环空不起压，放压前技套压力15 MPa，2019年8月2日放压后技套至今无压力。

2  储气库注采井环空带压原因分析

对环空带压井进行了套管环空放压，均能放压至0 MPa，因此均为渗漏导致环空带压。根据套压随油压的变化趋势、套压值大小、泄压后套压恢复时间，对储气库油套起压井进行分类。

2.1  油套环空压力与油压变化趋势一致

储4-4、储4-8井套压与油压变化趋势一致，且带压值接近油压。推断环空带压原因是油管柱、封隔器存在漏点，或生产套管螺纹连接处不密封。

2.2  油套环空值变化幅度较小，不受油压影响

储4-1、储8-4井油套环空压力值比较稳定，不随油压变化而变化，可推断井筒无漏点，由图可知，投产一段时间后，油套起压，判断起压原因可能是由于注入环空保护液时气体进入油套环空，在注采过程中井筒压力温度的变化引起环空内流体热胀冷缩，导致环空带压。

2.3  泄压后关闭环空，环空压力恢复至泄压前水平

储4-2井考克泄漏后套压稳步上升且恢复时间较长，根据QSY1486—2012 中压力恢复曲线，可推断环空带压原因是生产套管螺纹连接处不密封。储8-6井泄压后环空压力迅速增长至泄压前压力，推断其环空带压原因是油管柱、封隔器等密封件渗漏，造成气体进入环空，导致环空起压。

2.4  油套环空带压的原因

综合以上分析可以得出：

1）生产套管管体连接处漏失、封隔器等密封组件失效，造成气体进入环空，导致环空带压。

2）环空保护液注入的过程中，气体进入油套环空，注采过程中井筒压力温度的变化引起环空内流体热胀冷缩，导致环空带压。

此外，环空带压原因影响因素较多，气源确定难度大，可能来自于目的层，也可能来自于非目的层，环空带压的压力差别大，且存在于固井后的任何时期，开采时间越长，带压几率越大。因此，要确定具体带压原因，需进一步开展气质分析、测试、找漏等工作[3]。

2.5  技套环空带压分析

储8-2井油套环空不起压，说明管柱密封性较好，不存在漏点，技套环空带压15 MPa，压力较高，气体能量较大，初步判断是由于套管固井质量问题造成气窜导致的环空带压， 建议开展气体同位素监测，确定原因。此外，引起技套、表套环空带压的原因还有水泥浆中气体顺着微裂缝通道上窜到井口造成环空起压。但此情况起压值较低，泄压后压力恢复较为缓慢，压力波动随温度变化趋势明显[4]。

3  环空带压管理

3.1  环空最大许可压力的计算理论

结合中石油《油气藏地下储气库安全技术规程》与储气库气井井筒完整性关键因素[5]，油层套管环空上限压力值主要参照以下指标的最小值。

3.1.1  油套环空最大许可压力

1）生产套管抗内压强度的50%。

2）技术套管抗内压强度的80%。

3）油管抗外挤强度的75%。

4）生产套管破裂时最大允许环空带压值。套管容易发生破裂的点为封隔器之上，以套管为研究对象，可得出：pA1=σ内×75%+（ρ水泥gh-ρ保护液gh）/10-6。

5）油管挤毁时最大允许环空带压值。油管最容易发生挤毁的点为封隔器之上，以油管为研究对象， 套管内：p1=pA+ρ保护液gh;油管内：p2=p油+ρ保护气gh。

综上可得油套环空最大许可压力：

pA2=σ外×75%+ p油+（ρ气gh-ρ保护液gh）/10-6。

3.1.2  技套环空最大许可压力

技术套管抗内压强度的50%、生产套管抗外挤强度75%、该层套管套管头强度60%[6]。

3.2  环空最大许可压力的计算实例

以储4-6井为例，套管数据如表1所示，计算结果如表2所示。

通过表1、表2可知，以套管和油管为受力对象算出的最大环空允许压力值为57.19 MPa，比API RP90标准推算方法计算值高30%。

因生产时间较短，因此本算法未考虑套管腐蚀影响，可根据现场实际对公式进行修正。随着开发时间推进，在井口油压下降、套管腐蚀加重后，油套环空允许带压最大值也逐渐下降，因此，在环空压力管理时需要进行动态管理[7]。

4  结 论

环空带压值差别较大，根据每口井储层压力与气体窜流通道的不同，环空带压值差别较大，带压程度轻的环空压力接近大气压力，带压程度高的接近注气压力。通过环空压力释放，环空压力可以降为0 MPa，当关闭环空后，出现不同程度的压力恢复，部分井恢复至放压前压力。由于受多种因素影响，包括井口油压、腐蚀、环空压力等，井的生产过程中环空带压安全许可压力值是一个动态的值，对井的安全评估也是个动态的过程[8]。

参考文献：

[1]岳昕.国内外地下储气库安全管理及技术综述[J].当代化工，2017，46（1）：921-924.

[2]朱达江.气井环空带压机理研究[D].成都：西南石油大学，2014.

[3]张智，曾韦，彭小龙. 环空渗流诱发环空带压机理研究[J].钻采工艺，2014，37（3）：39-41.

[4]张波，管志川，张琦，等.高压气井环空压力预测与控制措施[J].石油勘探与开发，2015，42（4）：518-522.

[5]吴彦先.高压气井中环空带压机理的研究[D].青岛：中国石油大学（华东），2014.

[6]李玥洋，田园媛，曹鹏，等.储气库建设条件筛选与优化[J].西南石油大学学报（自然科学版 ），2013，35（5）：123-129.

[7]付太森，腰世哲，纪成学，等.文96地下储气库注采完井技术[J].石油钻采工艺，2013，35（6）：42-47.

[8]张建，付晓东，王燕，等.储气库模块装置间接口法兰泄漏性校核[J].辽宁化工，2021，50（9）：1382-1384.

Analysis of Pressure in Annulus of Injection Production Wells in Gas storage

LIU Xiao-xiao ， ZHANG Qiang

（Puyang Petrochemical Vocational and Technical College， Puyang Henan 113001， China）

Abstract： The safety of injection production wells in gas storage is higher than injection production wells. With the increase of gas injection rate， some injection production wells have the problem of pressure in annulus in various degree. based on the field data， taking injection production well as research object， oil pressure and casing pressure in annular zone during production were analyzed. According to the different of change trend of pressure， the size of pressure and the time of pressure recovery， the wells with pressure of oil casing and technical casing in gas storage were classified.According to the characteristics of the curve， the cause of annulus pressure was analyzed. The maximum value of annulus pressure was calculated with mechanical method. The paper can provide technical support for wellbore integrity and gas storage operation.

Key words： Gas storage; Annulus pressure; Reason