气井持续环空带压-毕业论文.doc

气井持续环空带压
摘 要
随着石油天然气勘探开发工作不断深入，大量油气井在开发过程中相继出现持续环空压力现象。自天然气开发以来，持续环空压力或井口窜气问题就一直困扰固井技术人员与作业商。持续环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量，降低采收率，对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。持续环空压力或层问窜流不突出时，会增加压力监测与井口放压的成本；严重时需要关井，有时会导致整口井甚至整个井组报废。从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井来解决该问题，所造成的关井停产损失或修井费用相当巨大。气井的油管外环空或套管外持续环空带压压力引起的问题日益严重。因此，研究气体持续环空压力现状，了解气田持续环空压力机理，安全评价及治理持续环空迫在眉睫。这是指导气田安全生产的关键所在。
关键词：持续环空 窜流 气井 固井 指导生产

目 录
第1章 绪 论 1
1.1课题研究的目的及意义 1
1.2课题研究的国内外现状及其情况 2
1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况 2
1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况 2
1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况 2
1.2.4美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况 2
1.2.5国内外研究现状 3
1.3研究的主要内容及技术路线 6
1.3.1主要内容 6
1.3.2技术路线 6
第二章 产生机理 8
2.1环空的概念及分类 8
2.2持续环空压力 9
2.3固井方面 10
2.3.1环空带压对气井固井的特殊性 10
2.3.2气井固井后环空带压的规律 11
2.3.3环空带压或井口窜气的原因分析 11
2.4持续套管压力形成机理 13
2.5卸压后持续套管压力上升机理 16
2.6井口允许最大带压值模型 15
2.6.1环空最大许可压力值概念 16
2.6.2确定原则 16
2.6.3Ａ环空最大许可压力 16
2.6.4中间环空最大许可压力 16

2.6.5表层环空最大许可压力 17
第3章 持续环空压力安全评价及治理方案 18
3.1安全评价 18
3.1.1中石油方面 18
3.1.2风险级别判别 18
3.1.3标准与规范 18
3.1.4气井本身特性 19
3.1.5工艺措施 20
3.1.6当前状态 20
3.1.7风险级别判别模式 22
3.1.8评价流程 23
3.2治理方案 25
3.2.1预防环空带压的技术措施 25
3.2.2解决环空带压的技术措施 26
第4章 实例计算，指导气田安全生产 28
第5章 结论 33
参考文献 34

33

气井持续环空压力机理及安全评价研究
第1章 绪 论
1.1课题研究的目的及意义
气井持续环空压力是气田钻井的普遍问题，环空异常压力将严重威胁气井安全生产。随着国内外天然气用量的迅速增加，井下的地质环境也越来越复杂，固井后的持续环空压力问题也越来越突出。
在中国塔里木盆地迪那2、四川盆地龙岗等气田，持续环空问题是困扰气井安全开发的重要难题。气井环空带压是指井口环空压力表非正常启压。如果经井口放喷阀门放喷后，关闭套管环空后，压力又重新上升到一定程度，国际上通常称为持续环空带压⋯。环空带压不仅使CO2和HS2等腐蚀性气体进入油套环空而腐蚀套管内壁，而且导致套管长时间承受高压，存在天然气窜漏至地层、泄漏至井口的风险，甚至引发灾难性事故。
自天然气开发以来，持续环空压力或井口窜气问题就一直困扰固井技术人员与作业商。持续环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量，降低采收率，对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。持续环空压力或层问窜流不突出时，会增加压力监测与井口放压的成本；严重时需要关井，有时会导致整口井甚至整个井组报废。从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井来解决该问题，所造成的关井停产损失或修井费用相当巨大。因此必须进行气体持续环空机理及安全评价研究，以解决或减少环空对钻井过程中造成的事故。了解气井持续环空压力机理，制定环空压力治理方案，解除气井生产安全。

1.2课题研究的国内外现状及其情况
1.2.1墨西哥湾的OCS地区气井持续环空压力情况
在墨西哥湾的OCS地区，大约有15500口生产井、关闭井及临时废弃井。美国矿物管理服务机构(MMS)对该地区井进行了统计，有6692口井约43％至少有一层套管持续环空压力。在这些持续环空压力的井中，共有10153层套管环空带压，其中47.1％属于生产套管带压，16.3％属于技术套管带压，26.2％属于表层套管带压，
10.4％属于导管带压。该地区大部分井下人了几层套管柱，从而使判定环空带压的原因与采取有针对性的补救措施困难，每口井补救费用高达100多万美元。
1.2.2加拿大天然气井或油井持续环空压力情况
在加拿大，环空带压存在于不同类型的井中。南阿尔伯特的浅层气井、东阿尔伯特的稠油井和ROCKY山麓的深层气井，都不同程度地存在环窄压力问题。加拿大环空压力问题绝大多数是由于环空封固质量不好，天然气窜至井口造成的，原油有的时候也能沿着窜流通道窜出地面。
1.2.3国内天然气井持续环空压力的情况
大庆庆深气田相继出现升深8井、徐深10井、徐深901井、徐深606井、达深斜5井持续环空带压。四川龙岗地区龙1井、龙2井、龙3井的西244.5mm与西177．8mm技术套管持续环空带压。龙岗3井试油时发现担44．5mm与咖177．8mm环空间压力达到18MPa，经接管线出井场，卸压点火燃烧。塔里木的克拉气田有ll口井环空带压，克拉2—10井咖250．8mm技术套管固井施工达到设计要求，但投产后套压达到53．8MPa(7800psi)。根据国外气井持续环空带压的一般规律，随着天然气开采时间的延长，国内气井环空带压问题也会越来越突出。
1.2.4美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况
美国矿产部统计了美国外大陆架区域环空带压情况，发现该区域有8000多口井存在一个或多个环空同时带压，并且约50％的环空带压发生在Ａ环空（油管—生产套管环间），10％环空带压发生在Ｂ环空（生产套管—技术套管环间），30％环空带压发生在Ｃ、Ｄ（两层技术套管环间、技术套管—表层套管环间）环空；且随着生产时间越长，环空带压几率越大。据对墨西哥湾OCS地区的统计，开采15ａ的井地面能测量出环空带压（一层或几层套管带压）的概率约占到总井数的50％。（如图1.1）

图1.1 该地区各层套管带压的情况统计图
在实际生产中，环空压力过高将可能导致潜在的安全生产事故；若环空压力过小，则井口处油套压差过大，安全系数过低，长期疲劳生产，也易发生事故。目前，在环空带压管理上，国际、国内都没有完善的方法来确定环空压力安全范围来指导生产。国际上，挪威Norsok D-010[6]提出了所有易受影响的环空都应该用最小和最大的操作压力极限范围来进行监测和保持压力水平，确保随时都可以了解到的井筒完整性。ARP RP90标准中给出了最大环空许可压力的确定方法，但是上述方法仅考虑了最大环空压力许可值，。因此，高压气井安全评价技术已经成为环空带压气井的环空压力技术管理不可或缺的内容，根据塔里木油田高压气井实际完井状况和气井现场管理经验，而环空压力安全范围的确定是其中的重要组成部分，本文给出了气井环空压力许可值的确定方法，以明确高压气井环空压力的安全范围，为环空带压井的管理提供依据。
1.2.5国内外研究现状
1) 国外研究现状
美国石油学会（American Petroleum Institute)于2006年8月出版了一部旨在指导管理海洋油气井环空压力的推荐做法-（API-RP90）。该推者作法涵盖了环空压监测、环空压力诊断测试、建立单井的最大环空许可工作压力（MAWOP）以及对环空压力的记录等内容。该推荐作法已经成为指导国外海上油气井管理环空压力的重要指导方法。
Hasan AI HosaniD对ADCO区块在套管持续环空压力管理方面的创新性进行了概述，系统阐述了如何管理带有持续环空压力的气井、如何收集基准数据、如何与生产注入输出系统（PIES)联合等内容。在引起地面环空压力（SAP）的根本原因及其造成的影响方面分析得出密封器泄漏、油套管连接处泄漏及下套管后因差的水泥胶结所导致的泄漏是造成SAP的原因。在SAP造成的影响中着重指出要格外加强对热效应引起的SAP的监测；当监测到持续环空压力时要考虑潜在的风险并进行重点加密监测。针对常规环空压力和异常环空压力制定了相应的压力监测频率和方法，明确环空压力管理人员的具体职责。针对ADCO区块建立了计算单井个环空最大许可环空地面压力（MAASP）的计算方法。
2007年，斯伦贝谢(Schlumbergef)公司用研究出的FuTUR活性固化水泥技术来解决环空带压问题。FUTUR活性固化水泥施工不需要额外的固井设备，采用常规固井工艺，将FUTUR活性固化水泥作为领浆及尾浆注入即可。为保证封固质量，领浆及尾浆的长度应至少达到150m。FUTUR活性固化水泥具有自修复特性，当发生气窜时，不需要人工干预，FUTUR活性固化水泥会自动活化，将裂缝封堵。该技术已成功应用在加拿大阿尔伯特油田的环空带压井及德国、意大利地下储气库井。F唧R活性固化水泥应用密度范围为1．40～1．929／cm3，应用温度范围20～138℃。
Milanovic开展了针对中东含硫油气井持续环空压力（SAP）的研究，该研究解释了所采取的诊断测试并描述了如何利用现象识别引起SAP的原因。文中阐述了SAP诊断测试方法是放压后以24小时为周期记录放压和压力上升速率，观察相邻环空压力变化并严格检测油管压力反应。应用“油气井完整性工具包”模型分析诊断测试数据，区分不同类型压力测试的反馈信息，导出对SAP的解释结果。该模型成功应用识别井口、油管和生产套管的泄漏，但对外层管柱压力测试数据及其对应SAP补救方法还有待于改进。通过测试得出的反馈曲线包括瞬间放压曲线、不完全放压曲线、正常压力上升曲线、S形压力上升曲线和不完全压力上升曲线。分析引起SAP的原因及深入考虑了油气井设计问题、注水泥问题，并对避免气体运移和形成微环空提出了相关建议。从修井和钻井角度提出抑制SAP形成的工艺方法。
Xu和Wojtanowicz通过考虑水泥上方存在泥浆柱的情况改进了SCP模型。通过研究发现不可压缩泥浆、井口有少量气体、漏失水泥的高传导性都将增加早期压力的迅速上升；同时还发现在压力上升后期阶段，气层压力最终控制套管压力的因素。但是该模型仅仅局限于压力上升，并没有考虑气体在泥浆中的运移，在卸压和早期压力上升阶段，这是控制套管压力很重要的一个过程。
2）国内研究现状
2006年6月西南石油大学的邓元洲、陈平、张慧丽在充分考虑压力和体积耦合变化的基础上，建立计算密闭环空压力的数学模型，并阐述了利用迭代法计算环空压力的思路。
中国石油集团钻井工程技术研究院完井固井所的齐秦忠等人分析了环空带压的危害，从固井的角度提出若干预防措施。
克拉2气田的开发生产过程中，部分单井出现生产套压异常升高的现象。针对环空压力异常问题，塔里木油田在国内首次开展了单井风险评估工作。借鉴API-RP90中相关技术标准，参考国际大石油公司高压气井的管理经验，从ODP方案设计、钻井、固井、完井管柱结构、井下工具优选、现场实施工艺、生产管理等方面进行了深入的分析。根据克拉2气田单井的实际情况，通过先静态后动态的评估程序完成了克拉2气田单井风险评估。形成的风险评估技术和方法填补了国内陆上石油“三高”气井风险评估的空白，对相关油气田开展类似风险评估工作有一定的借鉴作用和指导意义。
针对克拉2气田的井口距离长、井站分散、安全要求高的特点，使用了美国Honeywell公司最新一代DCS系统（过程知识系统PKS）、安全管理系统（FSC）及美国Bristol Babcock公司的Control Wave系列RTU，分别实现过程控制、安全管理和数据采集监控功能。

1.3研究的主要内容及技术路线
1.3.1主要内容
本课题主要对气井持续环空压力进行研究；探索气体钻井在国内外的发展现状；从而在理论上建立数学模型找到最大带压值；再通过分析环空带来的根本原因，对环空压力的危害进行防治；最后从理论着手，从实际出发，研究气田生产。在实践中要发现问题——提出问题——作出假设——解决问题——作出结论。
1.调研气井持续环空压力相关资料，了解气井持续环空压力相关概念及研究现状；
2.研究产生气井持续压力机理，分析建立井口允许最大带压值模型；
3.持续环空压力安全评价，并提出治理方案；
4.通过实例计算，用研究结果来指导气田安全生产。
1.3.2技术路线
综合国内外研究现状及现场资料分析产生异常环空带压原因：通过对塔里木高压气井现状的研究，总结导致各级环空压力泄漏的可能通道，建立环空带压异常判断方法，并实例加以验证：建立数学模型研究热效应环空带压问题：通过规范气井动态监测、环空压力管理、井控管理，研究适宜于塔里木油田那2气体、克拉2气体的安全生产管理方法。（如图1.2）

图1.2 技术路线

第2章 环空带压产生机理
2.1环空的概念及分类
一般的生产井都是由很多层套管组成的, 因而也存在好几个环形空间。根据环空所处位置不同,可以将环空依次表示为“A”环空、“B”环空、“C”环空.....“A”环空表示油管和生产套管之间的环空, “B”环空表示生产套管和与之相邻的上一层套管之间的环空。之后往上按字母顺序依次表示每层套管和与之相邻的上一层套管之间的环空(见图2.1)。

图2.1 环空示意图

2.2持续环空压力
持续环空压力，一是由于油气井组件泄漏，导致流体流经油气井控制隔离层而引起的；二是由于地层未胶结（或胶结较差）或者胶结层损坏（固井质量差）引起的。任何受压的地层都可能引起持续环空压力，包括含气层、含水层、浅层气区域、浅层水区域或者是由于生物起因。
环空带压是指井口环空压力表非正常启压。如果该压力在经井口放喷阀门放喷后, 关闭套管环空放喷阀门压力又重新上升到一定的程度, 这种情况国际上通常称作环空带压( sustained casing pressure)。根据环空带压引起的原因可以将其分为: 作业施加的环空压力, 受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流引起的环空压力。作业施加的环空压力和受温度变化使环空流体膨胀引起的环空压力在井口泄压后可以消除, 但是气窜引起的环空带压在井口泄压后有可能会继续存在并形成环空带压。环空密封部分失效导致油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流是形成环空带压的主要原因。当产生压力的来源是生产层或有能力产生油气的地层时, 它的危险性比非生产层引起的压力要高得多。原因是由于生产层的压力相对比较高, 并且生产层比其他高压或低压地层有更持续的流动能力。
温度压力变化引起的环空带压情况
温度变化会引起井内流体热胀冷缩（温度效应），导致环空带压。油气开采过程中井筒温度升高，但升高的幅度受油气产量的影响较大。对于高压高产气井来说，井筒温度升高幅度较大。所有的气井在最初进行开采过程时都会发生温度效应引起的环空带压现象。长期关井后的突然恢复正常生产，或者开采过程中的突然关井，会引起井筒温度发生较大的波动，从而导致环空带压值发生比较明显的变化。同时，关井前后的压力差引起环空管柱的鼓胀效应也会导致环空带压。
井下作业施加的压力
对气井进行各种作业施工（包括气举，热采管理，帮助监测环空压力或其他的目的），可能会对套管环空施加压力。
环空气窜引起的环空带压
环空带压通常是由于井的某一部分发生泄漏使得流体穿过井内控制隔离层流动而造成的，例如：油管连接处漏失，封隔器漏失等，或者由于没有封固地层（或者封固质量差）或者封固层被破坏。环空带压也有可能是由受压地层造成的，包括承压的含油气的地层、承压的水层、浅层气地层、浅水层或古生物。
“A”环空的环空带压
“A”环空内的环空带压通常是由生产层的生产管柱漏失造成的，漏失会使流体从油管柱内流向“A”环空。“A”环空内的环空带压也有可能是由生产套管漏失造成的，尽管这种情况不是很常见
其它环空的环空带压
如果外部环空密封失效与地层（包括承压油气层，浅水层，浅层气层等）间发生窜流，有可能会造成外部环空内的环空带压。
近年来国内尽管做了许多工作, 但是固井后环空带压问题仍然较为突出。环空带压原因主要有:1.固井注水泥气窜或者后期作业导致水泥环产生微环隙; 2. 油管、套管及其附件(如封隔器、滑套等)密封失效。
针对部分油气井环空带压的现状, 调研了国内外油气井环空带压的大小及分布, 发现大约有50% 环空带压是发生在生产套管和油管间的环空。为此, 研究了造成环空带压的原因, 认为作业施加的环空压力, 受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于油气从地层经水泥封固井段和环空液柱向上窜流引起的环空压力, 是造成环空带压的主要原因。
2.3固井方面
2.3.1环空带压对气井固井的特殊性
在石油和天然气井所钻地层和套管的环形空间注水泥，其主要作用是防止在所钻各地层之间出现流体窜流，并保证长期层间封隔，在整个油气井生产期间及报废之后都能实现有效的层间封隔。有的井，特别是天然气井，即使注水泥时钻井液顶替良好，并且水泥石在初期也起到了封隔作用，因井内条件变化产生的应力足够破坏水泥环的完整性时，其结果将导致层间封隔失效，这可由后期天然气层问窜流、环空带压或更坏的套管挤毁实例给予证实。例如，墨西哥湾的OCS地区，国内四川的高含HS气田、塔里木的克拉及迪那高压气田等。
自天然气开发以来，环空带压或井口窜气问题就一直困扰固井技术人员与作业商。环空带压或井下层间窜流会严重影响气井的产量，降低采收率，对气田开发后续作业如酸化压裂和分层开采等造成不利影响。环空带压或层问窜流不突出时，会增加压力监测与井口放压的成本；严重时需要关井，有时会导致整口井甚至整个井组报废。从环境保护和安全的角度考虑，作业商经常要通过关井或修井来解决该问题，所造成的关井停产损失或修井费用相当巨大。补救环空带压或层间窜流的方法，或者是采用常规高成本的修井作业，或采用苛刻的挤水泥、挤注凝胶作业，或采用其他有效的补救方式。目前常规的补救方法如修井或挤水泥现场实施难度大，成功率低，成本高。如果水泥浆的防窜能力差或固井时顶替效率效果差，或由于地层应力、温度和压力变化以及一些随时问推移引起的其他原因等，导致水泥环密封性发生失效，随着开发时间的延长，就会发生环空带压、井口窜气或层间窜流问题。由于天然气分子小、比重低、穿透能力强、活跃性大，所以天然气井更容易发生上述问题。
2.3.2气井固井后环空带压的规律
1）准确确定气源位置难度大
尽管在地面很容易发现气井环空压力异常，但是导致环空带压的气源却不容易确定。环空气的气源町能来自产层，也有可能来自非目的层。非目的层气层可能是导管、表层套管技术套管后的过路气层。由于气源确定难度大，采取有针对性的补救措施难度也大。
2）环空带压的压力差别大
天然气井环空带压时，根据每口井储层压力与气体窜流通道的不同，环空带压值也有很大差别。带压程度轻时环空压力接近大气压，高的时候接近储层的压力。井口释放气体的体积少的时候基本接近零，多的时候一天接近1000m3。通过井口进行压力释放，环空压力能降至零，当重新关闭环空时，随着时间的延长，压力又会升至原来的值。
3）气井开采时间越长，环空带压的概率也越大
环空带压存在于井固井后的任何时期，环空带压与井的寿命紧密相关，开采时间越长越易带压。据墨两哥湾0cs地区的统计，开采15年的井地面能测量出环空带压(一层或几层套管带压)的概率占到总井数的大约50％。
2.3.3环空带压或井口窜气的原因分析
国外天然气开发时间长，环空带压问题暴露早，通过对不同地区及不同井的综合分析，为环空带压的原因主要有以下5个方面：油管和套管泄漏，固井时顶替效率低，水泥浆体系选择或配方设计不合理，固井后由于地层应力、温度和压力变化以及一些随时间推移引起的其他原因导致水泥环封隔失效，地层流体腐蚀造成的层间窜通。
1）油管和套管泄漏
生产油管的泄漏会导致严重的环空带压问题。封隔器密封失效或内管柱螺纹连接差、管体腐蚀、热应力破裂或机械断裂都会产生气体泄漏。生产套管是用来防止油管气体泄漏的，如果由于泄漏气体产生的压力使生产套管密封失效，会造成很大风险。外管柱受压，会导致井口窜气或层间窜流，会对人身、井口设备及环境造成很大的危险。
2）顶替效率差
提高顶替效率是保证层间封隔和防止环窄带压问题的一项重要措施。固井的主要目的就是要对套管外环空进行永久性封固，为满足这一要求，就必须彻底驱替环空内的钻井液，使环空充满水泥浆。如果驱替钻井液不彻底，就会在封同的产层间形成连续的窜槽，从而使层与层之间窜通，影响封固质量。水泥胶结和密封的持久性也与顶替效率有关，防止环空带压的第一步就是要提高固井时的顶替效率。国外研究表明，一般来说顶替效率达到90％时固井质量良好；顶替效率达到95％时，固井质量优质。
3）水泥浆设计不合理
水泥浆设计不合理主要表现在以下几个方面：水泥浆失水量高；浆体稳定性差，自由水量高；水泥石体积收缩大；设计水泥浆时只考虑其性能满足施工要求，未考虑水泥石(如杨氏模量、泊松比等)的力学性能由于井下温度、压力、应力变化能否满足长期封隔的需要。一般来说，如果水泥石的杨氏模量大于岩石的杨氏模量，套管内温度及压力发生较大变化时，水泥环很可能会发生拉伸断裂。
4） 由于井下条件变化导致水泥环密封失效
环空带压可在固井后较长一段时问内发生，有的井检测固井质量很好，可是由于后期钻井作业的影响，或后期增产作业的影响，在没有化学侵蚀的条件下，水泥环本身的机械损坏、套管与水泥之间的胶结失效或水泥与地层之间的胶结失效都可以破坏层问封隔。水泥环的机械损坏会导致裂缝出现，而胶结失效会导致微环隙形成。两种作用均产生可通过任一种流体的高传导通道。水泥环本身的机械破坏可能由井内压力增加(试压、钻井液密度加大、套管射孔、酸化压裂、天然气开采)所引起，还可能由井内温度较大升高或地层载荷(滑移、断层、压实)所造成。出现层问封隔失效的另一种原因是微环隙形成，微环隙既可在套管与水泥之间出现(内微环隙)，也可在水泥与地层之间形成(外微环隙)。这可能是因井内温度和(或)压力变化使套管发生径向位移而引起，特别是当水泥凝固后井内压力或温度降低时，水泥体积收缩会引起外微环隙出现。
5）地层流体的腐蚀造成的层间窜通
天然气井中可能存在H2S或CO2腐蚀性气体。H2S或CO2腐蚀性气体在一定环境中除了会腐蚀套管外，也会对水泥环产生腐蚀。CO2主要影响水泥石的微观结构、孔隙率和抗折、抗压强度，破坏水泥结构的完整性。H2S能破坏水泥石的所有成分，溶于潮气中的H2S腐蚀性更强。水泥石的腐蚀总是和它的孔隙结构和孔隙度密切相关，孔隙结构决定腐蚀介质向水泥硬化体内部渗透的速度。初步研究表明：腐蚀至少使得水泥石的抗压强度大幅度衰减，孔隙度大大提高，严重时会导致层间窜通。
2.4持续套管压力形成机理
对于固井水泥上方有钻井液柱的情况，基质的渗透性和界面窜流是环空传导性增加的两种物理机理。基质的渗透性是指流体在水泥本体内的流动，而界面窜流是指存在于水泥柱和套管之间或水泥柱与基岩之间的微环空中流动的现象。
界面窜流现象是一种力学不完整性，它使得微环空形成于水泥环接触面处。在水泥与岩石界面上，泥饼的不完全去除会产生微环空。在套管与水泥界面上，固水泥后一些热应力或静水应力引起微环空的形成。
注水泥凝固过程中，水泥环可能会形成次生孔隙和渗透性。基质窜流是气体通过水泥基质流动的一种机理。当钻井液的液柱静水压力下降到地层孔隙压力以下时，气体以段塞形成或分散流的形式进入钻井液基质中。段塞气向上运移通道。
气体通过水泥流动的另一个机理是与水泥基质中次生渗透性的发展相关。该机理可以理解为：当静水压力下降到地层压力后，水泥的水化作用导致水泥基质的绝对体积减小，化学收缩决定着次生孔隙的形成；孔隙水受毛细管力作用而圈闭于水泥基质孔隙中，这部分水化作用中被消耗，由此形成一个空穴，这将导致孔隙压力的下降和“负压效应”。与压力的不平衡相结合，负压效应或许成为气体在基质中渗透性发展的最主要机理。
环空中水泥的分布情况通常有两种（如图2.2）：一种是固井水泥上返到井口，另一种是水泥顶部存在钻井液。在固井水泥上返到地面的井中，气体在具体一定传导性的介质中的运移可以看作是一维流动。等量卸压后，套管压力的上升与压力的瞬间上升相似，（如图2.3）。这种状态受水泥的渗透性、孔隙性及气层压力控制。

图2.2 环空水泥分别图

图2.3 SCP连续上升概念曲线
如果水泥顶部存在钻井液气体运移分为两个阶段。在水泥中，气体运移遵循达西定律：而在钻井液中气泡通过停滞的非牛顿钻井液上升。不仅钻井液的压缩性和密度等性能影响着气体的运移，而且还要受聚集于井口的迁移气体所形成的气顶影响。有的研究人员认为气顶中气体PVT性能可以由真实气体定律解释。因此，钻井液压缩性能越小，气泡上升速度越快，压力上升越快。如果不卸压，最终井口压力降稳定在与气层压力相同的压力值。
2.5卸压后持续套管压力上升机理
由于放压都是在很短的时间内完成并且在曲线中一般仅有2-3个点表示，因此 ，对放压过程进行机理分析和描述存在很大的难度；但是对于放压后的SCP上升机理国外研究人员对此作出分析。美国路易斯安那州立大学的R.Xu和A.K.Wojtanowicz综合前人的研究成果通过对墨西哥湾（GOM）气井中受SCP影响的38口井的综合分析研究了卸压后SCP上升机理。
对于引起外层套管或生产套管外层套管SCP 最显著的原因是由于较差的固井质量导致的气体迁移。
气体迁移可分为两个相异的组——“初期”和“后期”。“初期”是与实际固井作业相关的，例如水泥浆性能、顶替技术、静水压力等。“后期”与固井作业关联不是很大，是由机械应力和热应力引起的，危害水化结合的完整性或水泥材料的完整性，导致气体泄漏。另一种可能的原因是使用了高水灰比（低密度、膨胀系统）的水泥系统。这些水泥即便是凝固刀位后也会表现出其固有的相当高的渗透率（0.5-5md）。因此这很可能使气体在这样的水泥单位中运移并最终达到地面形成SCP。
2.6井口允许最大带压值模型
2.6.1环空最大许可压力值概念
环空最大许可压力，是针对某一特定环空的最大允许工作压力值，反映特定环空在长期安全生产的条件下所能够承受的压力级别。
2.6.2确定原则
各层环空最大许可压力在取值时应取该层环空中最薄弱段的强度值。如果各环空之间有相互窜通的情况，应把窜通的环空视为同一环空。
2.6.3Ａ环空最大许可压力
　　Ａ环空最大许可压力值的确定是取以下各项中的最小者：
　　１）生产套管抗内压强度的50％。
　　无水泥固井的空套管处相对薄弱，因此计算抗内压强度时，取无水泥固井的井口位置套管抗内压强度。下同。
　　２）内层技术套管抗内压强度的80％。
　　３）油管抗挤毁强度的75％。
　　４）生产套管套管头强度的60％。
　　５）考虑完井封隔器处生产套管抗内压强度的
75％。
　　在完井封隔器处，以套管为研究对象，考虑套管的受力情况有：
PA＋ρ保护液ｇｈ－ρ水泥ｇｈ ≤σ内×75％ （1）
式中ｐＡ为环空最大许可压力，ＭＰａ；σ内为生产套管抗内压强度，ＭＰａ；
ρ水泥为考虑最恶劣的固井环境密度取值，通常取1.0/m3；ρ保护液为环空保护液密度，ｇ／ｍ３；ｇ 为重力加速度，ｍ/ｓ２；ｈ为完井封隔器坐封深度，ｍ。由此得到完井封隔器处考虑生产套管抗内压强度的Ａ环空最大许可压力为：
ｐＡ ＝σ内×７５％＋ρ水泥ｇｈ－ρ保护液ｇｈ （2）
　　６）考虑完井封隔器处油管抗挤毁强度的75％。
　　在完井封隔器处，以油管为研究对象，考虑开井生产时油管受力情况：
　　套管内　ｐ套＝ｐＡ＋ρ保护液ｇｈ （3）
　　油管内　ｐ油＝ｐ开＋ρ气ｇｈ （4）
式中ｐ套为完井封隔器处套管内压力，MPa；ｐ油为完井封隔器处油管内压力，MPa；ｐＡ为Ａ环空最大许可压力，MPa；ｐ开为开井生产时的油压，MPa；ρ气为油管内气体密度取值，通常取0.3ｇ/ｍ３。则完井封隔器处油套压差为：
Δｐ ＝ｐ套－ｐ油＝ｐＡ＋ρ保护液ｇｈ－ρ气ｇｈ ≤σ外×７５％ （5）
式中ρ外为油管抗挤毁强度，MPa；ρ气为油管内气体密度，通常取0.3ｇ/ｍ３。由此得到完井封隔器处考虑油管抗外挤强度的Ａ环空最大许可压力：
ｐＡ ＝σ外×７５％＋ｐ开＋ρ气ｇｈ－ρ保护液ｇｈ （6）
2.6.4中间环空最大许可压力
　　中间环空最大许可压力为以下各项中的最小者：
　　１）环空外层套管抗内压强度的50％。
　　２）环空内层套管抗挤毁强度的75％。
　　３）该层环空套管头强度的60％。
2.6.5表层环空最大许可压力
　　表层环空最大许可压力值为以下各项中的最小者：
１）表层套管抗内压强度的30％　
２）外层技术套管抗挤毁强度的75％。
３）表层套管套管头强度的60％。
第3章 持续环空压力安全评价及治理方案
3.1安全评价
3.1.1中石油方面
中石油现场多参照API RP90进行环空压力监测与环空泄压管理气井，并根据多次环空泄压恢复结果判断气井的失效风险，以便确定是否有必要进行修井作业。国外石油公司多组建专业的完整性评价团队，应用气井完整性评价系统(WIMS)，以风险评估矩阵的形式定性地分析气井可能的失效风险。
3.1.2风险级别判别
挪威标准化组织NORSOK STANDARD Z一013《风险及应急预案分析》中对风险有明确的定义：风险是指在某一特定环境下，在某一特定时间段内，某种损失发生的可能性及其可能引发后果的危害性的总和。对于高温高压高酸性气田的环空带压井，如果不加以区分，都采取修井作业，作业费用将非常高。因此，以“危害+防护+状态=风险”的模式，综合考虑气井本身特性、工艺措施及目前状况，建立气井综合评分表。
3.1.3标准与规范
目前国际上与气井完整性相关的规范与标准并不多，主要有挪威标准化组织(NORSOK)D一010《油气井钻井与作业时的完整性要求》、z—O1 风险及应急预案分析》、挪威石油工业协会ll7标准《油气井完整性推荐做法指南》、API RP90(海上油气井环间压力管理》以及加拿大《高危酸性井的完井和作业》(IRP2006)等。此外，其他一些标准与规范也可用于气井完整性评价：API RP 14B《井下安全阀系统的设计、安装、修理和操作》、API RP I4C《地面安全阀系统的设计、安装、修理和操作》、API RP 14J《海上生产设备的设计和风险分析推荐做法》、SY／T 5127—2o02(井口装置和采油树规范》以及NACE0175／ISO 1515 防硫化氢应力裂纹的油田设备金属材料标准》、ISO 13679(油管和套管接头评价试验推荐做法》、ISO 143 1c}《石油天然气一井下装备一封隔器和桥塞》、Spec 10A／ISO 10426．1《水泥及固井材料规范》以及SY／T 5724—2o0 套管柱结构与强度设计》等。这些标准与规范涉及采气井口、安全阀、封隔器、油套管材料选择及管柱力学计算等。
3.1.4气井本身特性
气井本身特性指不可改变、与生俱来的属性，这些因素可导致管柱、井口装置及水泥环腐蚀，进而影响强度与密封性，如果发生泄漏事故，则可影响次生灾害的危害性。各因素对环空带压的影响见表3-1。
表3-1 气体本身特性因素

3.1.5工艺措施
工艺措施指为确保气井完整性、保证气井安全生产的各种完井投产技术及管理措施。工艺措施是为气井本身特性可能引发的危害而主动采取的应对措施。通过优选高效、经济的防腐方案来应对腐蚀问题；通过管柱力学分析验证管柱是否在全部工况下具有足够的安全系数；通过管柱结构优化、气密封性检测合理上扣扭矩、井口及井下工具优选及性能维护等以确保密封性(见表3-2)。
表3-2 工艺措施因素

3.1.6当前状态
当前状态是表征气井当前的风险状态的因素，是验证气井完整性最重要因素，也是最直接的因素(见表3-3)。

表3-3 当前状态因素

腐蚀是导致气井环空带压的一个重要原因，可以用腐蚀速率表征防腐效果。最大允许井口操作压力(MOP)是API RP90提出的概念，用来表征环空压力安全尺度。环空泄压是验证环空泄漏速率的方法，分类标准为：泄压后环空压力降为0 MPa，关闭环空24 h内环空压力恢复较为缓慢，并且处于较低水平；卸压后压力降为0 MPa，关闭环空后在24h内恢复到卸压前的水平；卸压24 h后环空仍然带压；相邻2个环空连通，卸压24 h后环空仍然带压，风险级别最大。
3.1.7风险级别判别模式
基于以上“危害+防护+状态=风险”，把影响气井完整性的3大类30项因素分布按照高、中、低或高、低进行分类，给予不同的分值，并对3大类因素分别给予不同的权重系数：本身特性25％，工艺措施30％，目前状况45％。提出环空带压井风险级别判别标准为：
I类井，评分≤29分。
管柱完整性未受破坏的低隐患井，定期监测，正常录取环空压力等资料，观察其变化范围，并可采取放压措施；
Ⅱ类井，评分≤60分。
管柱完整性稍受破坏的隐患井，需要连续监测各环空压力变化，并视情况开展动态分析，确定应对措施，并做好应急预案；
Ⅲ类井，评分>60分。
管柱完整性已严重受破坏的高风险井，需要采取修井或弃井作业。以环空带压井风险级别判别标准为基础，建立了风险级别判别模式(见图3.1)。
环空压力是表征气井完整性最重要也是最直接的参数，因此，如果日常环空压力监测高于MOP，则进行泄压诊断，如果泄压后迅速恢复至泄压前水平，则直接定义为Ⅲ类井，进行修井或弃井作业；反之，则按照风险级别评估表，逐个分析、评分，对照评分标准，最终得出气井的风险级别。

图3.1 环空带压井风险级别判别模式图
3.1.8评价流程
如果环空带压值大于上述计算值，说明存在安全风险需采取治理措施。假设不考虑温度效应和井下作业所施加的环空套压等因素的影响， 此时A环空带压仅仅受到地层流体窜流的影响，其环空带压风险评价流程 （见图3.2），其他环空带压风险评价 （见图3.3）。

图3.2 A环空带压风险评价流程

图3.3 其他环空带压风险评价流程

3.2治理方案
3.2.1预防环空带压的技术措施
1）切实提高固井时的顶替效率
不管水泥浆体系的可靠性怎样强，要想实现可靠的层间封隔，必须要提高固井时的顶替效率。为提高顶替效率，首先要保证钻井时钻出的井眼条件好；钻井液性能优异，尽量实现低黏度、低切力、低失水、低含砂量；完钻后要认真通井、洗井，充分调整钻井液性能；下套管时保证较高的套管居中度，固井施工中尽鼍活动套管；筛选综合性能好且与钻井液、水泥浆配伍性好的前置液体系；设计合适的固井施工排量，强化配套技术措施。
2）切实做到“三压稳”
气井固井施工中必须保证“三压稳”，即固井前、固井过程中和候凝过程中水泥浆失重时的压稳。固井前和固井过程中的压稳比较容易实现，水泥浆凝固失重条件下的压稳一般容易被忽略，这也是影响天然气井固井质量的一个主要原因。
3）设计满足封固要求的水泥浆体系
根据封固地层的特性及井下条件设计出满足封固质量要求的水泥浆体系。水泥浆性能要求防窜性好，能适应注替过程、凝固过程及长期封隔等各方面的需要。水泥浆有较低的失水量(小于