储气库井受困环空压力预测与控制技术

《Processes》：Prediction and Control Technology of Trapped Annular Pressure in Gas Storage Wells

　　

针对储气库井在周期性高强度注采条件下受困环空压力频繁发生且井筒完整性风险日益突出的现象，基于油管柱-水泥环-地层综合传热特征，建立了适用于深层储气库井的受困环空压力预测模型。模型计算结果与现场实测压力数据吻合良好，吻合度约为95%。基于所建立的模型，系统分析了油管规格与尺寸、环空流体热物性、套管材料特性以及日产气量4类主要因素对受困环空压力的影响规律。同时，针对实例井定量比较了3种措施，即A环空泄压、采用隔热油管以及向B环空注入氮气，对压力控制的效果。研究结果表明，采用外径更大且壁厚更薄的油管、向环空注入热膨胀系数较低或等温压缩系数较高的流体，并适当降低日产气量，均可有效降低受困环空压力。其中，流体性质对受困环空压力的影响远大于管材参数。在3种压力控制措施中，向B环空注入氮气表现出最优的压力控制效果；当氮气体积约占环空流体总体积的3%时，受困环空压力可降低约82%。研究结果为储气库井受困环空压力的预测与控制提供了理论依据和技术指导。建议在建井阶段优先采用B环空注氮技术，并通过结合A环空泄压与生产调控实现生产井的压力管理。

本文发表于《Processes》，聚焦储气库井在高强度周期性注采工况下的受困环空压力（trapped annular pressure）问题及其控制技术。随着地下储气库建设规模持续扩大，环空压力聚积已成为影响井筒完整性（wellbore integrity）和运行安全的重要工程难题。储气库井不同于常规气井，其长期经历高压注气、关井与采气交替过程，井筒温度场呈现显著周期性变化：注气阶段低温注入气体使井筒降温并抑制环空压力；关井阶段地层传热使井筒回温，环空压力略有上升；采气阶段高温地层流体沿油管上返，热量经油管壁向各层环空与套管传递，致使封闭环空内流体在受限体积下发生热膨胀，进而形成受困环空压力。过高的受困环空压力可能引起井口抬升、密封失效、套管变形、水泥环脱黏等井筒完整性失效，严重时甚至诱发气体泄漏、火灾及含硫气中毒等安全事故。因此，明确其形成机理、建立高精度预测方法、量化主要影响因素并提出高效控制技术，具有明确的理论意义与工程价值。

现有研究已针对环空压力预测与控制开展了较多工作，但大多数模型主要面向常规气井或深水油气井，通常基于单次热循环、单环空体积变化或海水环境等假设，难以准确反映储气库井高频注采循环、剧烈温度交替、多环空结构及定制环空保护液条件下的真实压力演化。论文正是在这一研究空白下展开，针对华北油田储气库井埋深大于5000 m、井底压力约50 MPa、井底温度最高达160 °C、冬季地表温度可降至?10 °C且部分井环空压力超过30 MPa的实际背景，建立了适用于深层储气库井的受困环空压力预测模型，并在此基础上比较多种控制方案，提出优化建议。

研究人员构建了井筒温度场与受困环空压力耦合计算模型。模型以油管-水泥环-地层之间的耦合传热为基础，结合热力学定律、能量守恒、材料线弹性理论以及环空流体热膨胀与压缩效应，考虑了油管内外压差引起的径向变形、温度变化引起的油管热膨胀，以及环空流体体积变化与管柱变形之间的动态平衡关系。随后，研究人员选取华北某储气库实例井进行模型验证，将预测结果与现场实测井筒压力进行对比，并进一步围绕油管外径、油管壁厚、环空流体热膨胀系数、等温压缩系数、套管材料参数、日产气量以及环空温变等因素开展参数敏感性分析，最后对A环空泄压、隔热油管与B环空注氮3种典型控压措施进行定量评价。研究结论显示，所建模型具有较高工程适用性，环空流体物性和井筒温度变化是控制受困环空压力的主导因素，而B环空注氮在3种措施中控压效果最佳。

研究所采用的主要技术方法可概括为以下几个方面：其一，建立油管-套管-水泥环-地层多层径向传热模型，并采用总热阻法计算稳态条件下井筒不同层位温度分布；其二，基于流体热膨胀、等温压缩性（isothermal compressibility）和理想气体状态方程构建环空流体体积变化模型；其三，结合套管与油管在压差和温度作用下的弹性变形关系，建立热-力耦合（thermo-mechanical coupling）压力预测方程，并采用迭代法求解；其四，选取华北某储气库一口总井深5250 m、井底温度155.46 °C、井底压力37.58 MPa的现场井进行模型校核；其五，通过参数分析与方案对比评价影响规律和控压效果。

在“2. Calculation Model of Trapped Annular Pressure in Gas Storage Wells”部分，论文首先建立了受困环空压力与温度耦合模型。研究指出，储气库井井筒结构通常由油管、套管、水泥环、封隔器及井口等组成，采气时高温地层流体沿油管向上流动，热量在轴向随流体传递、在径向由内向外经油管壁、A环空、生产套管、B环空、中间套管、C环空直至原始地层逐层扩散。基于这一过程，研究人员以A环空为例，在一维稳态流动、管柱居中、井筒至外水泥环外缘稳态传热及地层非稳态传热等假设下，推导井筒温度场计算关系，并在此基础上进一步构建环空压力变化模型。该模型综合考虑了内压与外压变化引起的油管径向变化、温度变化引起的油管热膨胀，以及环空保护液与可能存在的气体因温度和压力变化产生的体积变化，通过稳态下体积变化与结构变形相平衡的条件，求得环空最终压力变化。求解过程中采用迭代方法，并设置松弛因子与收敛容限以提高计算稳定性。

在“2.2. Model Verification”部分，研究人员利用华北某储气库实例井对模型进行了验证。结果表明，模型计算压力与现场实测压力总体吻合较好，上部井筒误差最小，沿井深增加误差逐渐增大；最大预测误差出现在约4800 m井深处，绝对误差为2.75 MPa，相对误差为7.46%；最小误差出现在约1000 m井深处，绝对误差为0.05 MPa，相对误差为0.19%。统计结果显示，平均相对误差为4.83%，对应吻合度为95.17%。研究据此认为，该模型具有较好的工程适用性。同时，论文指出深部误差增大的原因主要与两类简化有关，即将流体热膨胀系数与等温压缩系数视为常数，以及未显式考虑水泥环在高温高压与交变载荷下的微损伤和蠕变行为。

在“3. Analysis on Influencing Factors of Trapped Annular Pressure in Gas Storage Wells”部分，论文系统分析了多因素对受困环空压力的影响规律。“3.1. Influence Law of Tubing Dimension”显示，在其他条件不变时，增大油管外径会降低A环空受困压力；当油管外径增加74%时，A环空受困压力降低2.66 MPa，降幅17%。其原因在于油管外径增大后A环空流体流速下降，换热过程中散热增强，热膨胀体积变化减弱。相反，油管壁厚增加会导致A环空受困压力上升；壁厚增加8 mm时，受困压力升高2.3 MPa。论文认为，壁厚增加会提高油管内流体流速并增加向环空传递的总热量，强化A环空热膨胀效应。

“3.2. Influence Law of Annular Fluid Properties”表明，环空流体物性是最关键的控制参数之一。随着流体热膨胀系数升高，A、B、C各环空受困压力均近似线性增大；当热膨胀系数增加0.0004 °C^?1时，A、B、C环空受困压力分别增加17.24 MPa、17.46 MPa和14.12 MPa。与此相对，流体等温压缩系数越大，受困压力越低，且关系近似呈线性反比；当等温压缩系数增加0.0004 MPa^?1时，A、B、C环空受困压力分别下降17.07 MPa、19.70 MPa和16.12 MPa。研究据此指出，通过优化环空流体理化性质，尤其选用低热膨胀系数或高等温压缩系数流体，可显著降低受困环空压力。

“3.3. Influence Law of Casing Performance Parameters”显示，套管热膨胀系数增大时，A、B、C环空受困压力均略有下降，但影响幅度很小；即使套管热膨胀系数提高10倍，A环空受困压力也仅下降0.70 MPa。进一步数值分析表明，套管弹性模量（Young’s modulus）和泊松比（Poisson’s ratio）对受困环空压力影响均极弱，变化量大致仅为0.1 MPa量级。因此，论文认为材料参数相对于环空流体物性而言并非主导因素。

“3.4. Influence Law of Daily Gas Production”指出，随着日产气量增加，A、B、C各环空受困压力均逐渐升高，且A环空最为敏感。当日产气量由10 × 10⁴ m³/d增至80 × 10⁴ m³/d时，A、B、C环空受困压力分别上升6.87 MPa、5.48 MPa和5.68 MPa。进一步分析还表明，环空流体温度变化与受困压力近似呈线性正相关，当环空温升由0 °C增至50 °C时，A、B、C环空压力分别增加22.03 MPa、18.23 MPa和17.12 MPa。综合比较后，研究人员认为，日产气量、环空温差、流体热膨胀系数及等温压缩系数是影响受困环空压力的主导因素，其中环空温度变化影响最为显著。

在“4. Analysis on Control Technology of Trapped Annular Pressure”部分，论文围绕3类典型控压技术进行了实例分析。“4.1. Basic Information of the Case Well”介绍了案例井的井身结构、管柱尺寸、日产气量范围、储层温度及模型取值参数，并基于已建模型求得井筒温度场分布。结果显示，在日产气量为40 × 10⁴ m³条件下，稳定生产时井筒流体温度由井口向井底逐渐升高，且同一深度上温度从内层向外层逐级下降；相较初始地层温度，井口A、B、C环空温度分别升高57.06 °C、53.53 °C和50.75 °C。

“4.2. Effect Analysis of Annular Pressure Relief”表明，对A环空实施合理泄压不仅能够直接、快速降低自身受困压力，也可在一定程度上降低其他环空压力。随着A环空泄压幅度增加，A环空井口受困压力近似线性下降，B环空压力亦逐渐降低但速率较慢，C环空变化幅度有限。当A环空泄压12 MPa时，B环空受困压力下降2.5 MPa，降幅26%。这说明A环空泄压对B环空具有一定调节作用，适合作为生产井运行中的辅助调压手段。

“4.3. Effect Analysis of Insulated Tubing Application”考察了采用隔热油管后的控压效果。研究提出选用规格为88.9 × 60.32 mm、导热系数为0.346147 W/(m·°C)的隔热油管。计算结果显示，采用隔热油管后，油管内流体温度变化趋势与常规油管相同，但井筒外层介质包括A环空、生产套管、B环空、技术套管、C环空和表层套管的温度均明显降低，其中B环空井口温度降低约26 °C。对应地，受困环空压力下降约20 MPa，降幅约58%，表明隔热油管具有较好的控压效果。论文同时指出，不同隔热技术如真空隔热油管与介质填充隔热油管在导热性、成本和长期稳定性方面差异较大，实际工程中需结合井深、预算与服役寿命进行综合选择。

“4.4. Effect Analysis of Nitrogen Injection”讨论了向B环空预注一定体积氮气的控压作用。研究认为，氮气化学性质稳定、可压缩性高，能够有效缓解残余钻井液热膨胀引起的受困压力。结果显示，在同一深度下，随着注氮比例提高，B环空受困压力迅速下降，但当比例继续增大后，降压速率很快减缓并逐渐趋于稳定。当注氮体积约占B环空总流体体积的3%时，出现明显控压拐点，此时环空压力降低约28 MPa，降幅约82%，表现出最优控压效果。

“4.5. Analysis of Advantages and Disadvantages of Pressure Control Measures”对3种控压技术进行了综合比较。按降压效果排序，注氮最佳，降幅约82%；隔热油管次之，降幅约58%；A环空直接泄压最弱，约为28%。论文同时从技术性能、经济成本、操作复杂性与长期可靠性角度归纳其特点：A环空直接泄压操作最简单、投资几乎为零，适于生产井日常灵活调压，但整体降压效率有限且依赖人工操作；隔热油管需在完井时安装，投资高、后期改造复杂，但长期可靠性较好，适合温度管理要求严格的气井；环空注氮需在建井阶段完成设计与施工，前期投入较高，但后期运维成本低、长期可靠性最佳，更适用于新建井。论文还指出，适当限制日产气量可作为高产井抑制受困环空压力的有效辅助措施。

讨论部分的核心在于强调：储气库井受困环空压力本质上来源于井筒温度升高驱动下封闭环空流体热膨胀与结构受限之间的不平衡，而多环空传热、管柱热变形和流体可压缩性共同决定了最终压力水平。相较于管材尺寸与套管材料参数，环空流体热膨胀系数、等温压缩系数及生产制度对压力演化影响更为显著，说明控压策略应优先从优化流体介质、控制热输入和设置高压缩性缓冲空间等方面入手。文章同时指出，现有模型在深部误差上升方面仍受限于流体常物性假设和对水泥环力学退化的忽略，未来应进一步发展能够模拟工况切换过程的瞬态耦合模型，以更准确重现储气库井持续环空压力（sustained annular pressure, SAP）的动态演化。

研究结论部分可译述为：针对华北储气库井高强度注采、周期性温度变化、高压和深埋等特殊工况，研究建立了井筒温度场计算模型与受困环空压力预测模型。该模型综合考虑了井筒管柱、水泥环与地层之间的耦合传热过程，以及材料热膨胀与压缩效应；经华北某典型注采井验证，井筒压力预测平均相对误差为4.83%，吻合度约95%，表明模型具有良好的工程适用性。基于该模型，系统分析了油管尺寸、环空流体性质、管柱材料和日产气量对受困环空压力的影响，结果表明，日产气量、环空温度变化、流体热膨胀系数及等温压缩系数影响显著，其中环空温度变化最为主导。通过合理调控产气量并选择低热膨胀系数或高等温压缩系数的环空流体，可有效抑制环空压力升高并降低安全风险。针对实例井比较A环空泄压、注氮与隔热油管3种控压措施后发现，环空注氮的控压效果最优；当注氮量约占环空流体总体积的3%时，受困环空压力降幅可达82%，可作为最优注入比例。总体上，储气库井受困环空压力控制应结合实际工况实施针对性综合治理：新井宜在建井阶段优先部署B环空注氮技术，生产井则可结合A环空泄压、产量调控与隔热油管改造开展压力管理，并辅以爆破片和单向泄压阀等装置进行优化配置。