1、<p>　　塔里木油田環(huán)空壓力異常高壓氣井風險分析</p><p>　　摘 要：塔里木克拉氣田和迪那氣田在生產過程中，部分單井出現(xiàn)環(huán)空生產套壓、技術套壓異常升高的現(xiàn)象，從而影響到安全生產。針對這一現(xiàn)象，本文選取了4口氣井，通過對其進行靜態(tài)和動態(tài)兩方面的分析，進行風險排查，保障安全生產；靜態(tài)分析包括井身結構、井口裝置和固井質量分析；動態(tài)分析包括對氣井自開井以來的油壓、生產套壓、技術套壓進行綜合分析，繪制

2、出變化曲線，分析其壓力異常變化的原因。經過分析，四口氣井均存在生產套壓（A環(huán)空壓力）過高的問題，其中KL2-6生產初期生產套壓超過許可最低壓力35MPa風險較高；DN2-4的A、B、C3層環(huán)空壓力整體過高，存在生產風險。引起環(huán)空壓力異常的原因主要有兩方面：第一是由于環(huán)空之間存在微滲點，引起環(huán)空壓力異常升高。第二是油管溫度過高引起的暫時性的壓力上升。</p><p>　　關鍵詞：塔里木油田；高壓氣井；環(huán)空壓力異常；

3、風險分析</p><p>　　RISK EVALUATION OF ABNORMAL ANNULAR HIGH-PRESSURE IN TARIM OILFIELD</p><p>　　Abstract：During the process of development and production in the Kela2 and Dina2 gas field，the product

4、ion casing head pressure and technical casing head pressure of some single wells have increased abnormally．This phenomenon has affected the safety production of single wells．In response to this phenomenon， 4 gas wells we

5、re selected in this paper．In order to eliminate hidden dangers and guarantee safety in production，the assessment and analysis of two side include static and dynamic were carried</p><p>　　well appear to have

6、the same problems which have high abnormal annular pressure. The annular A of KL2-6 gas well has above the lowest permission pressure which led to high risk of production. The 3 annular pressure of DN2-4 were high and th

7、ere exist risk. There are two mainly factors which result in high annular pressure: on one hand， it maybe permeation between two cases；on the other hand，the high temperature may led to high pressure. </p><p&g

8、t;　　Key words：tarim oilfield； high-pressure gas well； abnormal pressure in annular； risk analysis</p><p><b>　　目 錄</b></p><p><b>　　1緒論3</b></p><p>　　1.1問題的提

9、出及選題意義3</p><p>　　1.2國內外研究現(xiàn)狀4</p><p>　　1.3 研究內容8</p><p>　　2.KL2-5井風險分析9</p><p>　　2.1KL2-5基本資料9</p><p>　　2.2環(huán)空最大許可壓力10</p><p>　　2.3靜態(tài)分析10

10、</p><p>　　2.3.1井身結構10</p><p>　　2.3.2井口裝置11</p><p>　　2.3.3固井質量分析12</p><p>　　2.4動態(tài)分析12</p><p>　　2.5分析總結14</p><p>　　3.KL2-6井風險分析15</p>

11、;<p>　　3.1 KL2-6基本資料15</p><p>　　3.2環(huán)空最大許可壓力16</p><p>　　3.3靜態(tài)分析16</p><p>　　3.3.1井身結構16</p><p>　　3.3.2井口裝置17</p><p>　　3.4動態(tài)分析18</p><p

12、>　　3.5分析結論20</p><p>　　4 KL2-14 井風險分析21</p><p>　　4.1基本資料21</p><p>　　4.2環(huán)空最大許可壓力22</p><p>　　4.3靜態(tài)分析22</p><p>　　4.3.1井身結構22</p><p>　　4.3

13、.2井口裝置23</p><p>　　4.3.3固井質量分析23</p><p>　　4.4動態(tài)分析24</p><p>　　4.5分析總結26</p><p>　　5 DN2-4 井風險分析27</p><p>　　5.1基本資料27</p><p>　　5.2環(huán)空最大許可壓力2

14、7</p><p>　　5.3靜態(tài)分析28</p><p>　　5.3.1井身結構28</p><p>　　5.3.2井口裝置29</p><p>　　5.3.3固井質量分析29</p><p>　　5.4動態(tài)分析32</p><p>　　5.5分析總結34</p>&

15、lt;p><b>　　6 分析結論35</b></p><p><b>　　參考文獻36</b></p><p><b>　　致 謝39</b></p><p><b>　　1緒論</b></p><p>　　1.1問題的提出及選題意義<

16、;/p><p>　　1.1.1環(huán)空帶壓相關的基本概念</p><p>　　一般的生產井都是由很多層套管組成的，因而也存在好幾個環(huán)形空間。根據環(huán)空所處位置不同，可以將環(huán)空依次表示為“A”環(huán)空、“B”環(huán)空、“C環(huán)空”、……。“A”環(huán)空表示油管和生產套管之間的環(huán)空，“B”環(huán)空表示生產套管和與之相鄰的上一層套管之間的環(huán)空。之后往上按字母順序依次表示每層套管和與之相鄰的上一層套管之間的環(huán)空。（圖1-1）

17、</p><p>　　圖1-1 環(huán)空示意圖</p><p>　　環(huán)空帶壓是指井口環(huán)空壓力表非正常啟壓。如果該壓力在經井口放噴閥門放噴后，關閉套管環(huán)空放噴閥門壓力又重新上升到一定的程度，這種情況國際上通常稱作環(huán)空帶壓( sustained casing pres-sure)。根據環(huán)空帶壓引起的原因可以將其分為:作業(yè)施加的環(huán)空壓力，受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地

18、層經水泥封固井段和環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力。作業(yè)施加的環(huán)空壓力和受溫度變化使環(huán)空流體膨脹引起的環(huán)空壓力在井口泄壓后可以消除，但是氣竄引起的環(huán)空帶壓在井口泄壓后有可能會繼續(xù)存在并形成環(huán)空帶壓。環(huán)空密封部分失效導致油氣從地層經水泥封固井段和環(huán)空液柱向上竄流是形成環(huán)空帶壓的主要原因。當產生壓力的來源是生產層或有能力產生油氣的地層時，它的危險性比非生產層引起的壓力要高得多。原因是由于生產層的壓力相對比較高，并且生產層比其他高壓或低壓地層有

19、更持續(xù)的流動能力。</p><p>　　1.1.2問題的提出</p><p>　　自天然氣開發(fā)以來，環(huán)空帶壓或井口竄氣問題就一直困擾固井技術人員與作業(yè)商。環(huán)空帶壓或井下層間竄流會嚴重影響氣井的產量，降低采收率，對氣田開發(fā)后續(xù)作業(yè)如酸化壓裂和分層開采等造成不利影響。環(huán)空帶壓或層間竄流不突出時，會增加壓力監(jiān)測與井口放壓的成本；嚴重時需要關井，有時會導致整口井甚至整個井組報廢。</p>

20、;<p>　　1.1.3選題的意義</p><p>　　通過研究這一課題，可以使我們對這幾口氣井的井身結構和環(huán)空動態(tài)有更深入的了解和認識， 憑借一些氣井生產過程中環(huán)空壓力異常的細節(jié)現(xiàn)象或問題來管理氣井生產，提高氣井的產出效率，保障安全生產，減少不必要的損失，防患于未然，從而提高經濟效益。</p><p>　　1.2國內外研究現(xiàn)狀</p><p>　　1

21、.2.1國內外研究現(xiàn)狀</p><p>　　在墨西哥灣的OCS地區(qū)，大約有15500口生產井、關閉井及臨時廢棄井。美國礦物管理服務機構（MMS）對該地區(qū)井進行了統(tǒng)計，有6692口井約43%至少有一層套管環(huán)空帶壓。在這些環(huán)空帶壓的井中，共有10153層套管環(huán)空帶壓，其中47.1%屬于生產套管帶壓，16.3%屬于技術套管帶壓，26.2%屬于表層套管帶壓，10.4%屬于導管帶壓。該地區(qū)大部分井下入幾層套管柱，從而使判定

22、環(huán)空帶壓的原因與采取有針對性的補救措施困難，每口井補救費用高達100萬美元。</p><p>　　在加拿大，環(huán)空帶壓存在于不同類型的井中。南阿爾伯特的淺層氣井、東阿爾伯特的重油井和 ROCKY 山麓的深層氣井，都不同程度的存在環(huán)空帶壓問題。在加拿大環(huán)空帶壓問題絕大多數是由于環(huán)空封固質量不好，天然氣竄至井口造成的，原油有的時候是鹽水也能沿著竄流通道竄出地面。氣竄是一個世界性難題，近年來國內盡管做了許多工作，但是目前

23、國內深層氣井固井質量普遍較差，固井施工中問題突出，固井后環(huán)空帶壓問題突出，給以后的安全生產帶來了巨大風險。</p><p>　　在國內，大慶慶深氣田相繼出現(xiàn)升深 8、徐深 10、徐深 901、徐深 606、達深斜 5 井環(huán)空帶壓；四川龍崗地區(qū)龍 1、龍 2、龍 3 井的 Ф244.5mm 與 Ф177.8mm 技術套管環(huán)空帶壓。龍崗3 井試油時發(fā)現(xiàn) Ф244.5mm 與 Ф177.8mm 環(huán)空間壓力達到 18MP

24、a，經接管線出井場，卸壓點火燃燒。</p><p>　　克拉2氣田是國內目前投入開發(fā)的最大整裝氣田，是“西氣東輸”的主要氣源地。氣田主力氣層E+K同屬一個溫度、壓力系統(tǒng)，地溫梯度2.42℃/100m，壓力系數2.022，氣藏中部（3750m）溫度為100℃，地層壓力74.35MPa，屬異常高壓氣藏。氣田共有17口井，開發(fā)井單井設計日產氣量300×104～500×104 m3，氣田設計年產氣規(guī)模

25、107×108 m3?？死?氣田氣井在放噴測試及生產過程中部分井出現(xiàn)生產套壓升高及（或）技術套壓起壓的異常情況。</p><p>　　迪那凝析氣藏是塔里木油田分公司2000年在山前構造發(fā)現(xiàn)的區(qū)塊，迪那2氣田為弱邊水驅層狀凝析氣藏，儲層埋深5100～4600m，地層壓力系數2.15，地層溫度136℃，露點壓力為40.21～44.82MPa， CH4含量81.79%～89.27%， C2+含量9.19%～1

26、2.77%，N2含量0.22%～7.74%，酸性氣體含量低，不含H2S，平均相對密度為0.638。2002年8月在迪那2氣田投產以來，陸續(xù)投入生產的高壓氣井中，也先后出現(xiàn)不同程度的環(huán)空帶壓問題。</p><p>　　針對套管外環(huán)空帶壓問題，常規(guī)的補救方法是采用鉆機進行修井作業(yè)。采用修井作業(yè)需要起出油管，注入或擠入水泥，來封閉水泥環(huán)中的裂縫和竄流通道。根據裂縫、通道的位置、孔隙度、滲透率的不同，擠水泥作業(yè)有可能也有

27、可能封閉不了氣竄的通道。作業(yè)商通過對修井作業(yè)安全及成本方面的綜合考慮，一般不愿治理環(huán)空帶壓問題。采用鉆機進行修井作業(yè)施工危險性大，易造成人身傷害，也易對設備造成損害甚至報廢。井噴或溢流也會對環(huán)境造成危害。采用常規(guī)修井作業(yè)的成本及風險有的時候超過了環(huán)空帶壓的成本及風險。</p><p>　　2007 年斯倫貝謝（Schlumberger）公司將研究出了FUTUR 活性固化水泥技術來解決環(huán)空帶壓問題。FUTUR 活性

28、固化水泥施工不需要額外的固井設備，采用常規(guī)固井工藝，將FUTUR 活性固化水泥作為領漿及尾漿注入即可。為保證封固質量，領漿及尾漿的長度應至少達到150m。FUTUR 活性固化水泥具有自修復特性，當發(fā)生氣竄時，不需要人工干預，F(xiàn)UTUR 活性固化水泥會自動活化，將裂縫封堵。該技術已成功應用在加拿大阿爾伯特油田的環(huán)空帶壓井及德國、意大利地下儲氣庫井。FUTUR活性固化水泥應用密度范圍1.40～1.92g/cm3，應用溫度范圍20～138℃。

29、</p><p>　　與斯倫貝謝公司的FUTUR 活性固化水泥技術類似，哈里伯頓公司也推出了LifeCem或LifeSeal水泥。與FUTUR 活性固化水泥機理類似，環(huán)空存在油氣竄流時，在沒有地面人工干預的情況下，水泥環(huán)能進行膨脹，會封閉竄流通道。水泥環(huán)的這種自密封特性，是通過在水泥漿中加入特種外加劑來實現(xiàn)的，采用常規(guī)注水泥設備就可以進行施工。LifeCem或LifeSeal自密封水泥已成功在70多口陸地或海上的

30、井中進行了成功應用，應用區(qū)域包括中東、亞洲、里海地區(qū)、歐洲、拉丁美洲、美國。</p><p>　　為經濟和安全地除墨西哥灣的環(huán)空帶壓問題，W& T 海洋公司應用了壓力活性密封劑。與常規(guī)修井作業(yè)相比，每口井可以節(jié)約100萬美元。壓力活性密封劑的作用機理與血液在傷口處的凝結類似。密封劑在進入竄流通道前處于液體狀態(tài)，在存在壓差竄流通道的點，配方中的單體和聚合物在配方中發(fā)生化學聚合交聯(lián)。反應進行過程中，聚合交聯(lián)劑

31、粘附在竄流通道上并不斷連結，同時密封整個竄流通道，聚合后的密封劑在竄流通道上呈纖維狀。如果不存在壓差，密封劑仍處于液體狀態(tài)，不會堵塞井眼。該方法已成功在墨西哥灣、荷蘭、美國的路易斯安娜及哈薩克斯坦、澳大利亞進行了成功應用，現(xiàn)場實踐證明，該方法成功率高，成本低。</p><p>　　隨著國內天然氣勘探工作的不斷深入，隨著國內天然氣業(yè)務的跳躍式發(fā)展、開發(fā)技術的不斷深入、新工藝新技術的不斷應用，近年來天然氣井鉆井數量逐

32、年增加，井打的也越來越深，高壓天然氣井、高含硫井、高含二氧化碳及復雜結構井等也越來越多，固井難度越來越大。隨著天然氣井數的增多及開采時間的延長，國內天然氣井環(huán)空帶壓或層間竄流問題也越來越突出。 </p><p>　　水泥環(huán)層間封隔失效以及水泥環(huán)損傷給天然氣井的安全長期高效開發(fā)帶來了極大的挑戰(zhàn)。環(huán)空帶壓問題能縮短天然氣井的壽命，需要高昂的補救成本，并需要較長時間的補救時間，影響了天然氣井的產量，并且成功率低。因此必

33、須從鉆井開始就要創(chuàng)造良好的井眼條件，采用綜合措施提高固井時的頂替效率，設計綜合性能好的防竄水泥漿，設計與地層相適應的水泥石力學性能，是預防氣井環(huán)空帶壓的成本低的主要措施，也是保證良好的長期層間封隔的關鍵。 </p><p>　　針對國內目前部分天然氣井存在的環(huán)空帶壓問題，要加強對自密封水泥外加劑、壓力激活外加劑的研究，加強對遇油氣膨脹封隔器的研究，加強對成功率高的修井作業(yè)研究，才能更好地消除氣井環(huán)空帶壓問題，保證

34、氣井的長期安全生產。大。隨著天然氣井數的增多及開采時間的延長，國內天然氣井環(huán)空帶壓或層間竄流問題也越來越突出。 </p><p>　　水泥環(huán)層間封隔失效以及水泥環(huán)損傷給天然氣井的安全長期高效開發(fā)帶來了極大的挑戰(zhàn)。環(huán)空帶壓問題能縮短天然氣井的壽命，需要高昂的補救成本，并需要較長時間的補救時間，影響了天然氣井的產量，并且成功率低。因此必須從鉆井開始就要創(chuàng)造良好的井眼條件，采用綜合措施提高固井時的頂替效率，設計綜合性能

35、好的防竄水泥漿，設計與地層相適應的水泥石力學性能，是預防氣井環(huán)空帶壓的成本低的主要措施，也是保證良好的長期層間封隔的關鍵。 </p><p>　　針對國內目前部分天然氣井存在的環(huán)空帶壓問題，要加強對自密封水泥外加劑、壓力激活外加劑的研究，加強對遇油氣膨脹封隔器的研究，加強對成功率高的修井作業(yè)研究，才能更好地消除氣井環(huán)空帶壓問題，保證氣井的長期安全生產。</p><p>　　1.2.2環(huán)空管

36、理技術</p><p>　?。?）環(huán)空壓力分類及來源 </p><p>　　根據大量國內外文獻、標準調研和國內現(xiàn)場實際情況，環(huán)空壓力的來源主要分為三類：一是熱膨脹壓力；二是人為操作施加壓力；三是持續(xù)環(huán)空壓力（國外普遍稱為 Sustain Casing Pressure，簡稱 SCP；也有文獻稱為 Anunar BuildingPressure，簡稱 ABP）。 </p>&l

37、t;p>　　持續(xù)環(huán)空壓力，一是由于油氣井組件泄漏，導致流體流經油氣井控制隔離層而引起的；二是由于地層未膠結（或膠結較差）或者膠結層損壞（固井質量差）引起的。任何受壓的地層都可能引起持續(xù)環(huán)空壓力，包括含氣層、含水層、淺層氣區(qū)域、淺層水區(qū)域或者是由于生物起因。</p><p>　　（2）最大允許環(huán)空壓力的確定</p><p>　　根據 API RP90 標準，最大允許環(huán)空壓力的確定方法如

38、下（見圖 1-2）：</p><p>　　圖1-2 典型的高溫高壓氣井完井管柱結構</p><p><b>　　油套環(huán)空 </b></p><p>　　取生產套管抗內壓強度的50%、技術套管抗內壓強度的 80%和油管抗擠毀強度的 75%三者之間最小值。</p><p>　　生產套管和技術套管環(huán)空 </p>

39、<p>　　取技術套管抗內壓強度的50%、表層套管抗內壓強度的 80%和生產套管抗擠毀強度的 75%三者之間最小值。</p><p>　　技術套管和表層套管環(huán)空 </p><p>　　取表層套管抗內壓強度的 50%、導管抗內壓強度的 80%和技術套管抗擠毀強度的 75%三者之間最小值。 </p><p>　　注意：1 上述各層管柱在取值時應取該管串中的最小

40、值；2 如果各環(huán)空之間有相互竄通，應把竄通的環(huán)空視為同一環(huán)空進行計算；3 如果井身結構中有掛尾管，應對算法作相應的調整。</p><p>　?。?）最低控制油套環(huán)空壓力的確定 </p><p>　　在生產過程中，壓力不僅沿油管軸向垂直作用于封隔器處的密封管和油管柱上，而且也水平地作用于整個油管柱的壁面上（從井口到封隔器）。如果緊靠封隔器上部的油管內部壓力大于該處環(huán)空的壓力，則油管就會發(fā)生螺

41、旋彎曲。從直觀感覺上，如果封隔器處的環(huán)空壓力增加，封隔器以上的油管端面理應承受一個向上作用力的壓縮力，使管柱進一步彎曲。然而，經過大量理論計算分析與現(xiàn)場實際情況表明，事實情況完全相反，即隨著環(huán)空壓力的增加，管柱卻逐步變直，如果環(huán)形空間壓力等于或大于油管內的壓力，則油管柱完全變直。 </p><p>　　為了保證在生產過程中確保油管柱不發(fā)生彎曲，需要在環(huán)空維持一定的壓力，該壓力即為最低控制油套環(huán)空壓力，該壓力與地層

42、溫度、壓力、油管柱材質、配產制度等因素相關。 因此，在高溫高壓封隔器完井的天然氣氣井日常生產過程中，應嚴格按照上述最大允許環(huán)空壓力最低控制油套環(huán)空壓力所確定的區(qū)間范圍進行管理。</p><p><b>　　1.3 研究內容</b></p><p>　　1. 通過廣泛的文獻調研，研究高壓氣井生產動態(tài)特征，環(huán)空異常高壓產生的原因；</p><p>

43、　　2. 分析塔里木油田高壓氣井地質特征、固井情況以及各種人工因素；</p><p>　　3. 結合上述資料，確認環(huán)空最大壓力，從靜態(tài)上分析井身結構、固井質量、完井管柱結構完井基本參數以及開井生產情況；</p><p>　　4. 在靜態(tài)分析的基礎上，對目標井做不間斷的壓力、溫度和產量變換的檢測，做好動態(tài)分析；</p><p>　　5. 給出分析結果。</p&g

44、t;<p>　　2.KL2-5井風險分析</p><p>　　2.1KL2-5基本資料</p><p>　　表2-1 KL2-5井基本資料</p><p>　　2.2環(huán)空最大許可壓力</p><p>　　表2-2 環(huán)空最大許可壓力</p><p><b>　　2.3靜態(tài)分析</b>&

45、lt;/p><p><b>　　2.3.1井身結構</b></p><p>　　圖2-2 KL2-5井身結構</p><p>　　本井為3層套管程序：20″表層套管+13 3/8″技術套管+9 7/8″/ 10 3/4″生產套管+7″尾管。該井身結構的優(yōu)點：一是能實現(xiàn)7″大直徑才油管采氣的要求，二是能買足安全鉆井的要求。分析認為，該井井身結構設計

46、合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。</p><p>　　表 2-3 管柱強度數據表</p><p><b>　　2.3.2井口裝置</b></p><p>　　采氣樹工作壓力選擇70MPa是合理的。根據腐蝕標準，考慮到氣井將長期在高壓下工作，采氣樹材質選用HH級時合理的。另外，選取“Y”型、整體

47、式采氣樹結構，有助于緩解井口沖蝕作用，確保氣井高產時井口運行平穩(wěn)。</p><p>　　從現(xiàn)場完井試壓情況看，試壓合格。</p><p>　　表 2-4 KL2-5井采氣樹</p><p>　　套管頭采用符合API標準的分層式，壓力等級10000Psi，塔里木高壓氣井一直采用該型套管頭，技術成熟，安全可靠。</p><p>　　2.3.3固井

48、質量分析</p><p>　　在固井質量上，13 3/8″和9 7/8″/ 10 3/4″套管均采用分級箍分段固井，分別在1306.77m~1600m和1800.5~2600.0m處未進行封固，可能成為井的風險點，需多加注意，做好監(jiān)控。另外從該井做的分段電測固井質量結果看，井口~104.0m段質量差，104m~3594m合格，2881m~3879.65m段合格，0~104m之間不存在隱患點，即固井質量合格。&l

49、t;/p><p><b>　　2.4動態(tài)分析</b></p><p>　　根據KL2-5的生產數據，從中選出環(huán)空壓力數據和油壓等數據，繪制Excel曲線圖，然后再根據曲線的變化規(guī)律進行具體分析。</p><p>　　從圖2-3整個生產曲線來看，油壓套壓隨著生產的進行，緩慢降低，逐漸趨于平穩(wěn)，并且都在可控壓力范圍內。紅色曲線上突然降低的位置是由于關井

50、檢修導致的，上升則是由于增大采氣量。</p><p>　　圖2-3 KL2-5從開井至今的油壓套壓變化曲線</p><p>　　開井初期，生產套壓波動情況較大，經過幾次放壓后基本恢復正常。如圖2-4（氣井生產環(huán)空壓力出現(xiàn)異常時間段的曲線，圖2-6是該段時間內技術套壓變化曲線）該井2006年8月27日投產時生產套壓為46.96MPa，技術套壓為17.94MPa，經過幾次放壓后生產套壓放至26

51、.90MPa，技術套壓放5.17MPa（圖2-6），后面正常生產過程中，生產套壓又逐漸升高到33MPa，技術套壓穩(wěn)定在3MPa一下。之后對該井進行放套壓（壓力由33.10MPa降至19.33MPa）后，生產套壓出現(xiàn)了緩慢上升的趨勢，從10月25日以后，生產套壓上升的幅度加快，到11月5日17:00生產套壓突破40MPa，到11月12日8:00應經達到43.23MPa。分析認為，壓力升高的原因是管柱出現(xiàn)了新的漏點，需要對油管柱進行全面檢查

52、。</p><p>　　圖2-4 KL2-5井油套壓變化情況（2006.11-2008.8）</p><p>　　圖2-5 KL2-6自開井以來環(huán)空壓力變化曲線</p><p>　　從2-5圖可知，該井投產初期A環(huán)空壓力較高，工作制度改變后壓力升高，通過放壓后保持穩(wěn)定，B環(huán)空壓力投產一段時間后突然上升，之后進行了頻繁放壓，07年1月10日壓力上升到20.6MPa，0

53、9年8月至今A、B環(huán)空壓力變化趨勢接近，均呈穩(wěn)定態(tài)勢。</p><p>　　圖2-6 KL2-5井技術套壓變化情況</p><p>　　2006年11月22日9:45開井生產到2008年8月，油壓、套壓均已不同程度的降低，套壓穩(wěn)定在32MPa左右。隨著生產的繼續(xù)套壓放壓恢復以不明顯，技術套壓基本沒有壓力恢復，一直保持穩(wěn)定在2MPa左右。</p><p><b&

54、gt;　　2.5分析總結</b></p><p>　　靜態(tài)分析結果：井身結構設計合理，套管強度滿足生產要求：套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。井口采氣樹選擇工作壓力合理，鋼級選擇滿足生產要求。固井質量方面：KL2-5采用分級箍分段固井，存在未封固井段，這些井段存在生產風險，需要做好適時監(jiān)控。</p><p>　　動態(tài)分析結果：開井初期

55、，KL2-5井A環(huán)空壓力異常偏高，超出許可最低壓力35MPa，存在生產風險，需要檢查油管上是否存在漏點使油管和A環(huán)空之間發(fā)生微滲引起壓力異常升高。經過檢修發(fā)現(xiàn)原因是油管上存在漏點，處理后問題后KL2-5正常生產至今，但從圖2-3看，其A環(huán)空平均壓力28MPa左右，仍然比較接近最小許可壓力，存在一定的生產風險，在今后的生產過程中應當注意其壓力變化，盡量減少異常壓力帶來的影響。</p><p>　　3.KL2-6井風

56、險分析</p><p>　　3.1 KL2-6基本資料 </p><p>　　表 3-1 KL2-6井基本資料</p><p>　　3.2環(huán)空最大許可壓力</p><p>　　表3-2 環(huán)空最大許可壓力</p><p><b>　　3.3靜態(tài)分析</b></p><p>&

57、lt;b>　　3.3.1井身結構</b></p><p>　　圖3-1 KL2-7井身結構</p><p>　　本井為3層套管程序：20″表層套管+13 3/8″技術套管+9 7/8″/ 10 3/4″生產套管+7″尾管。該井身結構的優(yōu)點：一是能實現(xiàn)7″大直徑才油管采氣的要求，二是能滿足安全鉆井的要求。分析認為，該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標

58、，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。 </p><p>　　表 3-3 管柱強度數據表</p><p><b>　　3.3.2井口裝置</b></p><p>　　采氣樹工作壓力選擇70MPa是合理的。根據腐蝕標準，考慮到氣井將長期在高壓下工作，采氣樹材質選用HH級是合理的。另外，選取“Y”型、整體式采氣樹結構，有助于緩解井口沖蝕作用，確

59、保氣井高產時井口運行平穩(wěn)。</p><p>　　從現(xiàn)場完井試壓情況看，試壓合格。</p><p>　　表3-4 KL2-6井采氣樹</p><p><b>　　3.4動態(tài)分析</b></p><p>　　根據KL2-6的生產數據，從中選出環(huán)空壓力數據和油壓等數據，繪制Excel曲線圖，然后再根據曲線的變化規(guī)律進行具體

60、分析。</p><p>　　從圖3-4中整體生產曲線變化情況看，油壓和生產套壓隨著生產緩慢下降，并趨于穩(wěn)定，生產套壓基本穩(wěn)定在25MPa左右，低于35MPa，無安全隱患。</p><p>　　圖3-2 KL2-6從開井至今的油壓套壓變化曲線</p><p>　　但生產初期生產套壓波動較大：2006年8月26日投產時生產套壓45.57MPa，經過兩次放壓后穩(wěn)定在3

61、3MPa。2006年8月31日，13 3/8″技術套壓由0MPa突然漲至15.10MPa套壓因法蘭滲漏閥門沒開故原來的套壓不準，關井，13 3/8″套管壓力下降4.76MPa，9 7/8″套管下降4.12MPa，而后技術套壓持續(xù)下降至0.6MPa左右，9月17日，技術套壓突然降至0MPa持續(xù)到9月21日，次日更換技術套管壓力表，經過一次放壓后壓力穩(wěn)定在0.6MPa。12月7日，開井投產，技術套壓由于開井影響上升至16.3MPa，敞放技術

62、套管閥門，技術套壓降至0MPa。生產套壓穩(wěn)定在32MPa左右，但是隨著生產，生產套壓緩慢上升：2007年4月21日，上升到了35.16MPa，放生產套壓至29.54MPa。到7月11日，生產套壓再次上漲到35MPa以上，放壓至27.57MPa，生產到9月8日時，生產套壓又一次超過了35MPa。10月30日技術套壓停止敞放后，生產套壓有30MPa緩慢漲至34.2MPa后穩(wěn)定下來，技術套壓穩(wěn)定在4MPa以下。</p><

63、p>　　分析認為，生產套壓幾次超過35MPa，一個原因可能是由于井口技術套管液體倒灌至生產套管，使生產套壓多次升高，因此，需要對井口生產套管頭做全面檢查；另外從KL2-6井的溫度記錄來看基本穩(wěn)定在72℃，即油管溫度過高引起生產套壓</p><p>　　圖3-4 KL2-6自開井以來環(huán)空壓力變化曲線</p><p>　　多次上升，這個隨著生產的繼續(xù)溫度會逐漸降低，需做好壓力監(jiān)測，及時放

64、壓至安全范圍，當溫度下降后就能恢復正常。圖3-4顯示該井投產初期A環(huán)空壓力總體呈上升趨勢，生產一段時間即需放壓處理，B環(huán)空壓力較小且相對穩(wěn)定，目前A、B環(huán)空壓力較穩(wěn)定。</p><p>　　圖3-3 KL2-6井油套壓變化情況（2006.12-2008.3）</p><p>　　圖3-5 KL2-6井技術套壓變化情況</p><p><b>　　3.5分析

65、結論</b></p><p>　　靜態(tài)分析結果：該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。井口采氣樹選用70MPa工作壓力合理，鋼級滿足生產要求。</p><p>　　動態(tài)分析結果：生產初期，生產套壓異常過高超過35MPa，經過幾次放壓，后壓力仍然過高，該井存在較高的生產風險，需要檢測該井油管和A環(huán)空之間是否存在微滲或微

66、竄問題，如果存在必須及時解決排除隱患。另一方面，可能是因為生產溫度過高引起壓力異常，需做好放壓工作。在排除隱患后，KL2-6進入正常生產階段，目前A環(huán)空平均壓力為23MPa左右，比較安全，但仍需密切注意生產過程中的每一個細節(jié)，時刻監(jiān)測壓力數據變化情況。</p><p>　　4 KL2-14 井風險分析</p><p><b>　　4.1基本資料</b></p&g

67、t;<p>　　表4-1 KL2-14井基本資料</p><p>　　4.2環(huán)空最大許可壓力</p><p>　　表4-2 環(huán)空最大許可壓力</p><p><b>　　4.3靜態(tài)分析</b></p><p><b>　　4.3.1井身結構</b></p><p&g

68、t;　　圖4-1 KL2-14井身結構</p><p>　　本井為3層套管程序：20″表層套管+13 3/8″技術套管+9 7/8″/ 10 3/4″生產套管+7″尾管。該井身結構的優(yōu)點：一是能實現(xiàn)7″大直徑才油管采氣的要求，二是能買足安全鉆井的要求。分析認為，該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。</p><p>　　表 4

69、-3 管柱強度數據表</p><p><b>　　4.3.2井口裝置</b></p><p>　　采氣樹工作壓力選擇70MPa是合理的。根據腐蝕標準，考慮到氣井將長期在高壓下工作，采氣樹材質選用HH級時合理的。另外，選取“Y”型、整體式采氣樹結構，有助于緩解井口沖蝕作用，確保氣井高產時井口運行平穩(wěn)。</p><p>　　從現(xiàn)場完井試壓情況看，試

70、壓合格。</p><p>　　表 4-4 KL2-14井采氣樹</p><p>　　4.3.3固井質量分析</p><p>　　KL2-14井進行了分段電測固井質量，結果如下表：</p><p>　　從電測結果來看和井身結構來看各套管鞋出固井質量均合格，因此由于固井質量引發(fā)的異常情況可以忽略不計。分析認為，固井質量整體合格。</p&g

71、t;<p><b>　　4.4動態(tài)分析</b></p><p>　　根據KL2-14的生產數據，從中選出環(huán)空壓力數據和油壓等數據，繪制Excel曲線圖，然后再根據曲線的變化規(guī)律進行具體分析。從圖4-5可知，A環(huán)空開井初期壓力較高經過多次放壓后，壓力降低逐漸穩(wěn)定。B環(huán)空壓力一直比較穩(wěn)定。</p><p>　　圖4-2 KL2-14自開井以來環(huán)空壓力變化曲線

72、</p><p>　　該井2005年12月24日開井，開井之前油壓49.53MPa套壓31.83MPa，開井后油壓上升至53MPa左右，套壓上升超過35MPa，并繼續(xù)上升.12月30日，套壓上升至39.24MPa，放壓至33.18MPa。隨著生產繼續(xù)，套壓仍持續(xù)上升，超過35MPa。2006年2月28日關井測試毛細管壓力：10210psi，井口靜壓61.36Mpa。3月4日開井，套壓33.32MPa，次日套壓再度

73、超過35MPa。3月12日限產關井。之后的幾次開井、關井檢測，套壓仍然過高。2006年10月24日停車關井檢修。</p><p>　　圖4-3KL2-14從開井至今的油壓套壓變化曲線</p><p>　　圖4-4 KL2-14油壓套壓變化曲線</p><p>　　從統(tǒng)計資料來看（圖4-2），只要開井生產，套壓就會過高，分析認為：油管和生產套管之間純在漏點或是未密封

74、點使油氣滲入生產套管從而導致生產套壓過高，建議對和生產套管接觸的油管做全面檢查。 </p><p>　　經過檢修，井的各項指標恢復正常，進入安全生產階段。油壓套壓曲線如下：</p><p>　　圖4-5 KL2-14油壓套壓變化

75、曲線</p><p><b>　　4.5分析總結</b></p><p>　　靜態(tài)分析結果：井該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。井口采氣樹的壓力、材質等級技術參數的選擇能滿足正常生產的安全運行。KL2-14井固井質量整體合格，不存在隱患點。</p><p>　　動態(tài)分析結果：開井

76、初期，該井A環(huán)空壓力異常過高，且只要開井生產A環(huán)空壓力就很快超過許可壓力，存在較高的生產風險。油管和生產套管之間存在漏點或是未密封點使油氣滲入生產套管從而導致生產套壓過高，建議對和生產套管接觸的油管做全面檢查。檢修后，KL2-14正常生產至今，目前，A環(huán)空壓力基本保持在16MPa左右，B環(huán)空平均壓力2MPa左右，風險較小，在生產過程中做好日常壓力監(jiān)測即可。</p><p>　　5 DN2-4 井風險分析</

77、p><p><b>　　5.1基本資料</b></p><p>　　表5-1 ND2-4井基本資料</p><p>　　5.2環(huán)空最大許可壓力</p><p>　　表5-2 環(huán)空最大許可壓力</p><p><b>　　5.3靜態(tài)分析</b></p><p&g

78、t;<b>　　5.3.1井身結構</b></p><p>　　圖5-1 DN2-4井身結構</p><p>　　本井為3層套管程序：20″表層套管+13 3/8″技術套管+9 7/8″/ 10 3/4″生產套管+7″尾管。該井身結構的優(yōu)點：一是能實現(xiàn)7″大直徑才油管采氣的要求，二是能滿足安全鉆井的要求。分析認為，該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設

79、計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。</p><p>　　表 5-3 管柱強度數據表</p><p><b>　　5.3.2井口裝置</b></p><p>　　采氣樹工作壓力選擇105MPa是合理的。根據腐蝕標準，考慮到氣井將長期在高壓下工作，采氣樹材質選用HH級是合理的。另外，選取“Y”型、整體式采氣樹結構，有助于緩解井口沖蝕作

80、用，確保氣井高產時井口運行平穩(wěn)。</p><p>　　從現(xiàn)場完井試壓情況看，試壓合格。</p><p>　　表5-4 KL2-14井采氣樹</p><p>　　5.3.3固井質量分析</p><p>　　ND2-4井分段電測固井質量結果如下：</p><p><b>　　表5-5 固井質量</b>

81、;</p><p>　　從井身結構圖來看，DN2-4井鉆井經歷5開，一開套管鞋深度198.3m，二開套管鞋深度3860m，三開4620m，四開5126m。從電測結果來看198.3m和3860m出固井質量是差，因為這些地方是套管銜接點，固井質量不好，可能引起相鄰管道的微滲從而引起環(huán)空壓力升高，因此這些點要做好監(jiān)測，防患于未然。其他井段，基本符合固井要求，在安全范圍內。 </p><p>&l

82、t;b>　　5.4動態(tài)分析</b></p><p>　　根據KL2-14的生產數據，從中選出環(huán)空壓力數據和油壓等數據，繪制Excel曲線圖，然后再根據曲線的變化規(guī)律進行具體分析。該井A環(huán)空壓力一直保持在較高水平，放壓后壓力上升到原水平，A環(huán)空壓力存在異常，B、C環(huán)空壓力比較穩(wěn)定。</p><p>　　圖5-4 ND2-4從開井至今的油壓套壓變化曲線</p>

83、<p>　　DN2-4井2009年7月18日投產，生產幾日后油壓穩(wěn)定在82MPa左右，套壓在55MPa~59MPa之間浮動，相對較高，到2011年2月28日，油壓73.98MPa套壓58.08MPa。該井有兩層技術套管，在2009年10月1日內層技術套管和外層技術套管都產生壓力，之后內層技術套壓29MPa左右，外層技術套壓穩(wěn)定在15MPa左右。相對較高。</p><p>　　分析認為，該井生產高壓和技術

84、套壓均較高，可能的原因有兩方面：第一，生產套管和油管以及技術套管之間出現(xiàn)微滲導致壓力較高；第二，可能由于生產溫度過高引起環(huán)空壓力升高。建議，嚴格監(jiān)測壓力變化，及時放壓，保證正常生產。</p><p>　　圖5-2 DN2-4井油壓套壓變化曲線</p><p>　　圖5-5ND2-4自開井以來環(huán)空壓力變化曲線</p><p>　　圖5-3 DN2-4井技術套壓變化曲線

85、</p><p><b>　　5.5分析總結</b></p><p>　　靜態(tài)分析結果：該井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。井口采氣樹工作壓力105MPa材質選用HH級是合理的。固井質量方面，一開和二開管鞋處需要做好監(jiān)測，防止由于固井質量差和管鞋處微滲引起環(huán)空壓力異常。</p><p&

86、gt;　　動態(tài)分析結果：該井根據其實際情況，工作壓力選取較高，但是A環(huán)空壓力仍然異常偏高，同時也伴隨著B、C環(huán)空壓力異常偏高。該井存在較高的生產風險，分析認為可能的原因有兩方面：第一，生產套管和油管以及技術套管之間出現(xiàn)微滲導致壓力較高；第二，可能由于生產溫度過高引起環(huán)空壓力升高。建議，嚴格監(jiān)測壓力變化，及時放壓，保證正常生產。到目前為止，A環(huán)空平均壓力58MPa，B環(huán)空30MPa，C環(huán)空18MPa。DN2-4井環(huán)空異常高壓較為嚴重，需嚴

87、密監(jiān)測生產動態(tài)，建議關井檢修，及時排除風險，保障人員財產的安全。</p><p><b>　　6 結 論</b></p><p>　　經過靜態(tài)和動態(tài)風險分析，得出如下主要結論：</p><p>　　1）四口井井身結構設計合理，套管抗內壓、抗外擠等強度滿足設計指標，而且生產套管強度大于地層壓力，安全性高。</p><p>

88、;　　2）井口采氣樹根據不同的實際生產情況選擇相應的工作壓力和材質鋼級：克拉3口井選用75MPa工作壓力，DN井選取105MPa工作壓力，材質都選用HH級，能夠滿足生產需要。</p><p>　　3）固井質量方面，KL2-6、KL2-14固井質量合格，KL2-5井存在未封固井段，存在一定的生產隱患。需要做好未封固段的監(jiān)測工作，防止這些井段發(fā)生微滲等隱患。</p><p>　　4）開井初期，

89、四口井A環(huán)空壓力均異常偏高，超過最低許可工作壓力。DN2-4井B、C環(huán)空壓力也異常偏高。引起壓力異常偏高的原因主要有三方面：第一，相鄰環(huán)空之間存在微滲。第二，井口相鄰環(huán)空之間由于密封問題出現(xiàn)微竄引起壓力升高。第三，由于生產溫度過高引起的暫時性壓力異常。從目前的生產數據來看其中：KL2-6和KL2-14環(huán)空壓力較低，比較安全，生產風險較低，可以正常生產：KL2-5環(huán)空壓力較高需要做好適時的監(jiān)測，嚴密監(jiān)測壓力變化，注意放壓。DN2-4井環(huán)空

90、壓力嚴重偏高，存在很高的生產風險，建議關井檢修，監(jiān)測其油管和環(huán)空之間是否存在微滲，并及時處理，待環(huán)空壓力恢復正常后在繼續(xù)生產。</p><p><b>　　參考文獻</b></p><p>　　[1] 彭建云等．克拉2 氣田高壓氣井風險分析[J]．天然氣工業(yè)，2008 ，28(10) ：110-112．[2] 張　智等.高含硫高產氣井環(huán)空帶壓安全評價研究[J].鉆采

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100、y response number e2valuation method for gas mignation control[J]. SPE 20450，1990.[</p><p><b>　　致 謝</b></p><p>　　本文是在xx老師精心指導下完成的。從選題、文獻調研、研究深度、關鍵思路、論文結構等各個方面，都傾注了xx老師大量的精力和心血。老師所給

101、予的指導、幫助和諄諄教誨使我終生難忘，老師嚴謹的治學態(tài)度和高度的責任感是學生今后科研工作中乃至漫長的人生道路中學習的榜樣。在此，謹向xx老師表示最誠摯的感謝并致以崇高的敬意！</p><p>　　特別xx同學對我論文的支持與幫助!</p><p>　　感謝大學期間所有的任課老師和領導對我的關心和幫助。向在論文中引用到其學術著作和研究成果的眾多學術前輩表示感謝。</p><