高温高压油气井井筒完整性保护研究

井下作业技术及井筒维护的研究和认识井下作业技术及井筒维护是石油开采领域中一个非常重要的技术和工作内容。

随着石油资源的逐渐枯竭，石油开采工作往往需要通过井下作业技术来提高采油效率。

井筒维护也是保障井下作业安全和顺利进行的重要保证。

井下作业技术主要包括钻井作业、完井作业、修井作业和油气井固井作业等。

钻井作业是指通过钻机等设备，对地下进行钻孔作业，为油气开采创造条件。

完井作业是指在钻井完毕后对井筒进行封堵和固定，将井口与地下储层连接起来，以便进行采油作业。

修井作业是指对已经完井的井筒进行维护和修复，以恢复井筒的正常使用状况。

油气井固井作业是指通过注水泥等材料，将井筒中部分或全部空间封堵，以提高采油过程中的安全性和效率。

井下作业技术的研究和应用，主要面临以下几个问题。

一是如何准确确定井筒的位置和地下储层的分布情况。

这需要通过地质勘探和地震勘探等手段，进行精确的地下勘探工作。

二是如何选择合适的井下作业设备和工艺方案。

不同的地质条件和开采对象，需要采用不同的作业设备和工艺流程来进行作业。

三是如何保证井下作业的安全性和效率。

井下作业过程中，可能会面临地质灾害、环境污染等风险，需要采取相应的防护措施和安全保障措施，保证作业人员的安全和井筒的稳定。

井筒维护是指对井筒进行日常维护和保养工作，以延长井筒的使用寿命和确保井下作业的顺利开展。

井筒维护包括井口装置的检修和更换、管柱的保养和清洁、井筒内部设备的检修和改进等工作。

井筒维护的目标是保证井筒的完整性和可操作性，减少井筒故障和停产，提高采油效率。

井筒维护的研究和认识，主要集中在以下几个方面。

一是井下作业前的井筒检测和评估工作。

通过采用无损检测技术和地下勘探技术，对井筒的结构和状态进行评估，为后续的作业提供可靠的依据。

二是井筒维护的方法和技术研究。

包括井口装置的设计和维护、管柱清洁和保养的技术研究、井筒内部设备的检修和改进等方面。

三是井筒维护的管理和优化研究。

通过建立井筒维护的管理制度和规范，提高维护工作的效率和质量，降低维护成本。

• 52 •PETROLEUM TUBULAR GOODS & INSTRUMENTS2020年12月-失效分析与预防-高温高压气井环空压力异常原因分析及预防措施赵密锋，胡芳婷,耿海龙(中国石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000)摘 要：高温高压气井环空压力异常严重影响气井井筒的完整性，也是影响高温高压气井安全生产的重要因素。

通过对塔里木油田高温高压气井环空压力异常井统计和典型井油管接头密封失效分析，结果表明，高温高压气井环空压力异常的主要原因是油管接头发生泄漏，使油管内的天然气泄漏至套管内，而油管接头发生泄漏是由于油管接头的压缩效率较低。

高温高压气井所选接 头需通过ISO 13679 CAL !试验,且应满足压缩效率为100%的要求，同时进行补充振动试验,并且在振动条件下油管接头不发生 泄漏是预防高温高压气井环空压力异常的有效措施。

现场选择压缩效率为100%的特殊螺纹接头油管，环空压力异常井比例由原来的18.9%下降为3.3%，说明高温高压气井选择高压缩效率接头可有效降低环空压力异常比例，即油管接头压缩效率越高，环空 压力发生异常的概率越低。

关 键 词：高温高压气井；环空压力异常;压缩效率;预防措施中图法分类号:TE931 文献标识码:A 文章编号：2096 -0077(2020)06 -0052 -07DOI ：10.19459/j. cnki. 61 - 1500/te. 2020. 06. 012Failure Analysis and Prevention Measures of SustainedCasing Pressurr in HPHT Gas WellZHAO Mifeng, HU Fangting, GENG Hailong(PetroChina Tarim OilField Company , Korla , Xinjiang 841000, China)Abstraci :In the production process of high-temperature and high-pressure ( HTHP) gas wells, abnormaO annulus pressure is the most im-portani well integety problem. It is also an important factoe restricting the safe production of gas wells. Based on the statisticc of abnormalannulus pressure wells and failure analysis of tubing jointt in typiccl wells , it is believed that the main reason foe sustained ccsing pressure of HTHP gas weH is tubing-ccsing channeling ccused by tubing joint leakage. Furthermore , tubing leakage is obviousty related t 。

摘要：随着高含硫、高压力、高产能的气田的开发规模逐渐加大，井筒安全风险识别和控制逐渐受到人们的高度关注。

高温高压含硫气井在试油过程中工况变化频繁，作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形，封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的安全风险，必须针对其中存在的风险进行识别并采取针对性的措施进行风险控制，保障油气田的高效、安全开采。

关键词：高温高压；含硫气井；试油井筒；风险识别；控制1 井筒安全风险识别高温高压含硫气井试油井筒的结构稳定性以及完整性，是井下作业顺利开展的基础和保障。

井筒是油气田地层下井内的流体通道，井筒的控制与油气井的深度和所在区域地质的复杂程度密切相关，油气井越深以及地质越复杂，井筒的控制难度越高。

通常高温高压含硫气井试油存在先源性风险和后源性风险两类安全风险风险。

先源性风险指的是油气井钻井及固井作业结束后，试油作业前的安全风险；后源性风险指的是试油过程中出现的安全风险。

1.1 井筒先源性风险井筒先源性风险包括因生产套管固井质量差导致的井筒起压、作业前套管变形等安全风险。

这类井筒安全风险在试油作业前即暴露出来，通过调整试油工艺可以消除或者削弱此类风险，当然也可能因为风险难以消除而弃井。

1.2 井筒后源性风险后源性风险一般是在作业期间显露出来的，是井筒安全风险的主要风险。

主要包括：第一，生产套管损坏。

生产套管损坏对井筒安全的威胁最为严重，一旦损坏即意味着天然气在地下失控，处理难度和风险极大。

造成生产套管损坏的原因主要有：生产套管磨损后强度下降；改造时封隔器窜漏施工高压作用在低强度套管上或井底压力超过套管强度导致套管压坏；排液测试期间井内压力过低导致套管挤坏；膏盐层蠕变导致套管挤坏；套管回接筒损坏加剧井筒窜漏等。

第二，油管损坏。

油管安全风险集中在油管柱上提吨位过高致使油管断裂；储层改造、测试期间压力控制不当造成的油管挤坏、压坏和弯曲变形；产出流体含酸性腐蚀气体，非抗硫油管被腐蚀后易发生氢脆断裂。

高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例乐宏;范宇;李玉飞【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2022(42)3【摘要】四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含H_(2)S和CO_(2)等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。

为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。

研究结果表明:(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。

结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供借鉴。

【总页数】10页(P81-90)【作者】乐宏;范宇;李玉飞【作者单位】中国石油西南油气田公司;中国石油西南油气田公司工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理2.超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术——以四川盆地元坝气田为例3.四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用——以龙岗气田为例4.普光高含硫气田特大型天然气净化厂关键技术解析5.双鱼石构造超深超高压含硫气井完井管柱完整性设计探讨因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

169在我国经济快速发展的进程中，油气能源发挥着重要的助推作用和价值。

近几年，我国的油气资源开发的难度在逐渐增加，特别是高温高压钻井难题的出现，使得油气资源的开采效率大大地降低。

在高温高压油气资源的勘探与开发的过程中，安全、井控、工具、工艺、设备等问题或者因素，直接或者间接的影响和制约着高温高压钻完井的效率与效果，只有对这些影响高温高压钻完井的因素或者问题进行更好地解决，才能够增强高温高压钻完井的质量。

基于此，重视对高温高压钻完井关键技术的有效研究与应用是非常有必要的。

通过对当前钻完井现状与问题的分析与掌握，不断推进高温高压钻完井关键技术应用的针对性，促进和提高高温高压钻完井的质量与水平。

1 高温高压井的分类以及分布当前，从全球的范围和角度来分析，高温高压井并没有形成一个统一的分类标准，从现有的分类体系中，高温高压井主要是指井底温度在150摄氏度以上，井底压力在70兆帕以上的井，其主要是以普通橡胶密封性能来进行界定的。

超高温高压井一般是指温度在205摄氏度以上，井底压力在140兆帕以上的井，其主要是以电子元件作业极限作为界定标准[1]。

极高温高压井是井底温度在260摄氏度以上，井底压力在240兆帕以上的井。

极高温高压井的环境最为极限，且在实际的钻井作业中出现的可能性不大。

但是对于热采井和地热井，其井底温度一般会在260摄氏度以上。

近几年，从全世界范围来看，高温高压井的数量在逐渐增加。

我国大港的深层潜山油气田、吉林的长岭气田、大庆的徐深气田、四川的龙岗气田、四川的龙门山气田、塔里木大北气田、海洋的南海莺琼盆地等等，这些区域的油气田都存在着不同程度的高温高压钻井以及完井问题，影响高温高压钻完井的安全性与稳定性，不利于油气田钻完井效率与质量的提高。

2 高温高压钻完井的现状分析目前，高温高压钻完井具有高难度、高风险、较多复杂情况的特征，这些特征和问题，在设计、工艺、装备、工具、安全、井控、非常生产时间以及钻速等方面都有不同程度的体现。

178试油测试工作是评价和发现油气资源的重要手段，随着常规油气资源枯竭，超高温高压超深油气资源逐步成为新的勘探区域。

井底温度高、地质条件复杂，是油气勘探开发中的“硬骨头”，其难度表现在勘探和开发中如何确保安全的前提下达到试油测试目的，取全取准试油资料。

试油测试作业涉及通井、刮削、替浆、射孔、测试排液等作业项目，而且工况变化频繁，处于地层流体控制与发掘的交叉区域，具有极高的安全风险[1]。

从工程角度而言，试油测试期间井完整性不仅关系到油气井勘探结果，更事关油气井的存与废的问题，因此，加强高温高压超深油气井试油测试期间井完整性风险识别和控制尤为重要。

1 高温高压超深油气井试油测试特点高温高压超深油气井试油测试特点由目标储层特征、井筒特征决定。

前者是储层本身具有，后者是由钻井、固井等前期作业期间形成。

滩浅海高温高压储层具有埋藏深（5800-6500m）、温度高（150-210℃）、压力高（70-100MPa）、渗透率低的特点。

试油测试施工风险大、施工程序多、工序转换快、需要兼顾地层流体发现和安全控制等特点。

高温高压超深油气井试油测试难度更大、风险更高[2]。

因此，高温高压超深油气井完整性风险能否得到合理控制决定了高温高压超深油气井能否安全顺利地开展试油测试作业。

1.1 温度油气藏储层温度高，井底温度一般为150-210℃，试油测试期间开关井、放喷排液求产等程序转换快，在相对较短的时间内井筒温度呈现变化频繁、剧烈的特点。

井筒内替液、循环洗井、储层改造、排液测试、压井等作业，都会导致井筒内温度交替变化。

尤其是储层改造和排液测试两个重点作业工序，温度变化尤为明显。

例如，高温高压超深油气井试油井完整性风险识别与控制王艳芹 庞振力 徐蕾中国石油集团海洋工程有限公司 天津 300451摘要：高温高压超深油气井试油过程中工况变化频繁，作业期间井下管柱承受多种载荷的联合作用，管柱内外压力和温度变化较大，管柱承受复杂的载荷和服役环境，可能会导致的套管损坏、油管弯曲变形、封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的安全风险。