王兆会, 曲从锋, 周琛洋, 李军鹏, 张晓兵

(中国石油集团工程技术研究院有限公司)

0 引言

储气库在保障天然气安全平稳供应中发挥了不可替代的作用，到2020年底储气库有效工作气量将达到148×109m3[1-2]。但储气库注采井的一个突出问题是生产管柱与套管间密闭环空带压，并且难以判断问题来源[3-5]。对于储气库注采井的环空带压问题，国内外做了一定的研究，结果表明：环空带压不一定是生产管柱泄漏引起的，也不一定具有极高风险需要马上进行修井处理[6-9]，并且实例分析表明：大多数储气库注采井油/套管间环空压力，是生产过程中生产管柱内温度/压力升高引起的正常现象[3-4,10]。为此，有必要对储气库注采井环空带压问题进行明确的风险分级，对环空压力超出正常范围的、压力卸放/恢复测试显示泄漏量较大的井进行技术检测、评价，必要时进行修井。

国内外对储气库注采井安全性评价、评估和风险分级研究较少。参考文献[11]介绍了储气库地面采气系统的风险评估技术，并根据失效概率和失效后果给出了风险矩阵，把风险分为低、中、次高和高风险4个等级；参考文献[12]借鉴国际管道技术委员会(PRCI)输气管道风险因素分类方法，列出了事故树分析的风险评价方法，并指出要建立相关事故模型，判断失效概率、计算失效后果，最终确定主要风险及其控制措施。但这些研究考虑因素多，风险评价方法复杂，没有给出具体的失效概率、失效后果的算法和数值，也很难确定风险等级，从而不能采取有针对性的处置和管理控制程序。

为此，本文期望通过储气库注采井环空带压发展趋势的统计分析以及温度/压力耦合作用下的环空压力计算数值，基于环空压力的大小，探讨储气库注采井环空带压的风险分级，建立各环空压力管理图版，并给出不同风险等级所对应的处置措施和管理控制程序，使储气库管理者将主要精力集中到高/极高风险和疑难问题的注采井中，并为高温高压天然气井的风险分级及管控提供参考和借鉴。

1 国内外储气库井环空带压规律

天然气井服役时间越长越容易出现环空带压。天然气井投产不久，有5%的井出现环空带压，而随着井服役时间的增加，环空带压井比率逐步增加。生产15年后环空带压的比率约为50%，天然气井服役后期，大多数井环空带压[13]。储气库注采井也有类似现象，罗马尼亚Totea油田包含6个储气库，固井15年后其中3个储气库的49口井监测到有0.3～5.0 MPa的环空压力[14-15]。

近年来，国内某储气库群统计了该储气库环空带压井数与环空带压值随投产时间的关系，统计发现随着投产时间的增长，环空带压井数与环空带压值均明显增加。

同时，该储气库群对65口注采井进行了69井次的检测评价。对于A环空，53.62%井次带压<7.5 MPa；81.16%井次带压<10.0 MPa；有2井次带压>22.5 MPa。B环空带压的有22口井，但带压值均较小，有8口井(11.6%)压力大于1.4 MPa，其中有2口井接近14 MPa。

由于各井实际注釆压力和原始地层压力存在差异，各井检测到的环空压力大小不能很好的说明问题。为此引入套油压比(定义为注釆井同一时间检测到套管压力与油管压力的比值)，分析环空带压情况。分析发现：只有28井次(约占40.58%)的套油压比≤30%；大多数井次套管压力超过油管压力的30%，其中有2井次套压与油压相等，说明环空带压情况已非常严重，可能存在油套窜通的现象，已威胁到储气库井的正常注采作业。

2 基于环空压力的风险分级

2.1 最大许可环空压力

通过环空带压规律的统计分析可以看出，对于储气库注采井，在注采过程中环空带压是非常普遍的，但环空压力过高可能导致安全生产事故。为利用较少的技术和工作，促使储气库注采井危险程度达到可接受的水平，进而将主要精力集中到疑难问题的注采井中，根据API RP 90-2和ISO 16530-1等标准[16-19]以及参考文献[20-22]确定最大许可环空压力(MAASP)。

在计算最大许可环空压力时应分别考虑管柱强度降低的影响、油压和环空压力变化的影响以及地层压力或井底流压的影响。A环空、Bi环空和C环空的最大许可环空压力应为考虑下述各种因素的最小值，即：

(1)

式中：MAASPA、MAASPBi、MAASPC—分别为A、Bi和C环空的最大许可压力，MPa。式中各参数计算方法见参考文献[21-23]，以A环空为例，A环空最大许可环空压力计算示意图如图1所示。

图1 A环空最大许可环空压力计算示意图

2.2 可接受环空压力

以参考文献[4]中的实例井为例，如图2所示，对于注气阶段，当井口温度升高到近40℃时，A环空密闭环空压力约为13.4 MPa，是A环空最大许可压力的62.1%；对于采气阶段，当井口温度升高到近55℃时，A环空密闭环空压力超过17 MPa，超过了A环空最大许可压力值。

为此，综合统计分析和理论计算这两个方面的研究，把储气库注采井环空压力按其大小范围分为四个区域，分别为低、中、高和极高风险区域。对于A环空如图3所示，对于B、C环空如图4所示，具体划分方法如下所述。

1)低风险环空压力区域(LRAP)。低风险环空压力值上限为该环空最大许可压力的1/3。

2)中风险环空压力区域(MRAP)。中风险环空压力值上限为该环空最大许可压力的2/3。

3)高风险环空压力(HRAP)。高风险环空压力值上限即为该环空最大许可压力。

4)极高风险环空压力区域(EHRAP)。极高风险环空压力区域上限为不考虑井筒管柱和关键节点等井筒屏障部件安全系数的情况下计算得到的环空最大许可压力。

图2 文献中储气库井环空压力随井口温度变化

图3 A环空压力管理图版

图4 B环空和C环空压力管理图版

储气库注采井环空压力处于低/中风险区是可以接受的，但压力接近中风险区上限时应该进行压力卸放/恢复测试，确定环空带压原因；环空压力进入高风险区时应进行井筒完整性技术检测、评价，并及时治理；禁止储气库注采井环空压力进入极高风险区。

3 风险分级管理控制程序

环空压力管理控制程序见图5。

1)当P=LRAP时，属于低风险压力，继续进行生产。

2)当P=MRAP时，要进行压力卸放/恢复测试，判断油/套管环空压力是否为生产管柱的温度/压力影响所致(压力很快降低，则为温度/压力影响)，并测试卸放量Q。①对于A环空，如果Q>200 m3/d，要进行井筒完整性检测；如果Q<200 m3/d，将油/套管环空压力降至LRAP恢复生产;②对于B、C环空，如果Q>100 m3/d，要进行间歇卸放/挤注等作业或井筒完整性检测；如果Q<100 m3/d，将套管间环空压力降至LRAP并恢复生产。

3)当P=HRAP时，要使用压力卸放/恢复测试及井筒完整性技术检测等多种措施，分析压力来源，据此采取相应的措施。①对于A环空，如果是油/套管串通(包括附件失效)，则进行修井更换生产管柱；②对于B、C环空，如果是水泥环失效，则进行压井修复、环空封堵、挤注等作业；③如果井口设施串通，尝试修复(套管头补注密封脂等)。

4)对于A环空，在开展环空压力卸放/恢复测试及井筒完整性技术检测的同时，需要进行注采井的相对风险分析，判断是否需要马上进行修井、更换管柱等作业。

5)如果P≥MAASP，立即关井停止生产，观察压力变化或放压观察、分析，根据观察分析情况处理，必要时启动预警程序，甚至应急响应。

图5 环空压力管理程序图

4 结论

1)储气库注采井A环空带压是普遍现象，大多数是可接受的，正常情况下环空带压值在该环空最大许可压力值的1/3以内，处于低风险状态。但是随着投产时间的增长，环空带压井数与环空带压值均明显增加，对储气库正常的注采作业产生威胁。

2)储气库注采井环空压力可接受的为低/中风险区域，不可接受的为高风险区域，应禁止进入的为极高风险区域。

3)储气库注采井环空压力接近中风险区域上限，应进行压力卸放/恢复测试，进入高风险区域，应制定计划进行井筒完整性技术检测、评价，据此进行修井处理。