陆上“双高”井要发挥大能量，需从完整性设计、完整性技术和完整性管理等全生命周期入手。

　　特邀嘉宾(排名不分先后)

　　中国石化西南油气分公司钻井工程处处长 何龙

　　中国石油西南油气田公司采气工程研究院修井工艺研究室主任 李玉飞

　　○ 文/本刊记者 郑 丹

　　中国石油首个陆上《高温高压井完整性管理指南》通过审查，3月由中国石油股份公司下发各个油田参照执行。这个《指南》是目前针对我国陆上高温高压井完整性方面编写的唯一标准体系，将有效地指导国内油气能源行业的现场操作。

　　那么，我国陆上高温高压(HTHP)油气井完整性技术、管理与设计的现状如何，在钻探过程中遇到哪些挑战，陆上《高温高压井完整性管理指南》标准的实行能为这一领域带来哪些提升……为了解答这些问题，本刊记者特邀中国石油和中国石化相关专家进行探讨。

　　“双高”难题：降本与安全

　　中国石油石化：在您看来，目前我国陆上高温高压油气井完整性技术、完整性管理与完整性设计的现状如何?

　　何龙：根据相关标准规定，地层温度达到150℃，地层压力达到70MPa以上的井被称为高温高压井。我国高温高压井开发起步较晚，尚未形成整体的技术标准系列。部分区域(如中石化在开发川东北地区的普光气田和元坝气田)为保证油气井完整性，根据超深、高温、高压、高含硫气藏特征制定了针对性较强的区域技术标准。在投产初期，对井筒完整性进行了专项评价。

　　目前，完整性技术方面的最大缺陷之一是管材问题，在耐高温和抗腐蚀方面，尤其是抗硫化氢方面和国外的差距较大。完整性管理方面存在的问题是HSE、井控、操作或作业技术部门交叉管理，安全和技术没有有效的结合。随着高温高压油气井后期开采过程中井口带压问题的暴露，完整性设计工作逐步开始受到各油田的重视。从井屏障系统对地下流体的有效隔档效果来看，水泥环封隔完整性和长期性问题还比较突出。

　　李玉飞：经过近40年的发展，我国高温高压气井开发在钻井、固井、测试、完井和生产等方面取得了长足进步，相继开发了一批高温高压井，如塔里木油田公司的塔中I号气田、库车和克拉气田，西南油气田公司的龙岗、磨溪龙王庙，以及即将开发的震旦系气藏。此外，还有中石化元坝气田和普光气田等。

　　我国的高温高压油气井完整性设计、评价和管理技术的发展，大致经历了调研和学习、引进与消化吸收、集成配套和创新及生产应用四个阶段。从技术层面讲，中石油塔里木油田公司和西南油气田公司走在了我国油气井完整性评价与管理技术的前列，具备了一定的理论设计与分析能力以及检测与评价手段，并分别制定了与各自油气田特点相适应的评价与管理标准。但是，与国际HTHP合作促进协会的先进技术相比，我国在高温高压气井开发方面的关键工具和设备国产化程度不高，仍以引进为主。

　　中国石油石化：基于上述特点，在您看来，我国陆上高温高压油气井开发初级阶段主要面临哪些困难与挑战?

　　李玉飞：从前期开发情况来看，我国高温高压气藏普遍具有以下特点：埋藏深，一般为5000米~6000米，个别可达到8000米左右;压力高，井口最高关井压力107.9MPa;温度高，龙岗长兴组最高达175.2℃;含H2S和CO2等有毒有害气体，部分井产量大等特点。

　　目前，我国高温高压油气井在安全高效钻进(钻遇层位多、压力系统复杂、井控风险大等)、安全固井与固井质量提高、完井测试以及安全生产等方面存在不同程度的挑战，为实现安全高效开发，我个人认为有以下几个方面的问题亟待解决。

　　一是高温高压气井安全性与经济性矛盾突出。高温高压含酸性介质(如H2S和CO2等)气井工程作业和后期生产风险大大超过常规气井，井筒失效等井下事故问题突出，井下管柱和地面装备等材质与性能过低，则气井面临安全风险，过高则带来巨大的资金投入。二是连接的漏失和封隔失效威胁气井安全。过高的关井压力会使油管、套管、井下工具和井口装置等都将承受很大的密封压差，再加上钻井、完井、测试等作业周期长，工况复杂，极易造成井下连接泄漏(如FOX气密封扣泄漏率为27%)以及封隔器等封隔部件的失效。三是关键装备和工具仍靠进口，如永久式生产封隔器、井下安全阀和采气井口装置等，开发成本相对较高。

　　何龙：初级阶段的主要挑战：一是如何降低钻采成本，平衡安全和效益之间的关系，进一步提高关键仪器和设备的国产化程度。二是以井筒完整性为中心，如何进一步优化井身结构、提高钻井液性能、提高固井质量。三是钻完井及测试过程中面临井漏、井喷、卡钻、硫化氢以及套管磨损与挤毁、腐蚀失效、连接漏失、封隔失效的风险。四是钻完井事故复杂处理手段有限，一旦发生事故经济损失巨大。

　　定制全生命周期方案

　　中国石油石化：在制定《高温高压井完整性管理指南》过程中，我们是否借鉴NORSOK(挪威石油标准化组织)制定的《钻井和作业的油气井完整性》标准?

　　何龙：《钻井和作业的油气井完整性》是目前唯一关于油气井完整性的专业标准。标准的核心是油气井完整性，主要内容是在油气井的建设和使用周期内，采用技术、操作和组织手段，降低地层流体无控制流动造成的风险。

　　不过，该标准不能完全适应我国石油陆上高温高压气井的勘探开采。原因是：一、油气井完整性管理必须充分考虑气田的地质、工程及环境条件。挪威的石油地质和工程条件和我们有很大的差别，油气井完整性管理的策略、内容和实施措施有差异。二、标准虽然涵盖了油气井设计、生产作业和施工中油气井完整性要求，但更多是指导性原则和要求。挪威的井筒完整性搞得好，是因为有NORSOK全套的技术标准体系做支撑。我国陆上石油高温高压气井的勘探开采目前仅有部分企业标准支撑，没有统一的标准。因此如果照搬“NORSOK标准”，就会出现操作性、适应性不强的问题。

　　中国石油石化：据您了解，中国石油首个陆上《高温高压井完整性管理指南》标准的实行能为这一领域带来哪些提升?

　　李玉飞：《高温高压井完整性指南》由中国石油勘探与生产分公司组织，塔里木油田公司和西南油气田公司共同起草。我是该指南的主要起草人之一。《指南》主要包括：编制的目的和意义、井完整性原理、井完整性管理系统、资料录取等原则性要求，以及钻井、试油、完井、生产与弃置等作业过程中安全屏障设计与要求等。同时，对井完整性的概念、国内外现状、适用范围和相关技术要求等都进行了详细的阐述和规定。总之，《指南》涉及油气井方案设计、钻井、完井、生产、修井和废弃等环节，贯穿于油气井全生命周期。

　　随着天然气需求量的增长和勘探开发作业的日益增多，尤其是高温高压井的数量越来越多，使得高温高压井完整性的问题越来越突出。《指南》充分借鉴国际上井完整性的最新标准，结合中国石油在高温高压井的具体实践，为高温高压井的设计、建造、测试和监控提出了最低要求和最佳做法，使高温高压高含硫井完整性设计、评价和管理工作“有标可依”，也标志着中石油高温高压井完整性评价与管理技术体系的初步建立。

　　何龙：这个标准由塔里木油田组织钻井、试油完井和采气等专业技术人员，在借鉴国外管理技术标准和推荐做法的基础上，结合塔里木油田和西南油气田在高温高压井的具体实践，站在整个中国石油高温高压井完整性管理的角度完成的。自此，我国高温高压油气井在井筒完整性理念和具体做法上将有章可循，并在实践中不断完善，最终形成能够有效指导高温高压油气井安全开发的国家标准和体系，可以改变我国在高温高压油气井完整性管理上系统性不强的弱点。

　　统一标准 “三重一弱”

　　中国石油石化：两位所在油田在陆上高温高压油气井完整性管理方面积累了哪些经验?

　　 李玉飞：中国石油西南油气田公司在过去十年积累了一定的经验。一是从建井到弃置的任何一个环节不能存在“短板”。油气井完整性是一项系统工程，一旦出现薄弱环节，将会影响整个井的完整。二是“三重一弱”原则：“三重”是指重视各环节设计、重视施工过程质量控制和重视后期管理，“一弱”是指弱化完整性评价，解决气井“先天不足”的问题，抓住完整性失效的主要矛盾。

　　何龙：中国石化西南油气田的主要经验有以下几个方面。首先是系统谋划，整体设计。围绕井筒完整性，以实验为基础优选油层套管型号，优化钻前、钻井、完井、测试设计。其次是重点攻关，在建立完整的井筒方面形成了超深高温高压井井身结构设计、钻井液、井控、油层套管选型和固井等特色技术系列，并制定了相关的技术标准。最后是严密监控，防控结合。尤其是在钻机井过程形成了特色的套管防磨减磨技术，并在设计中明确技术措施。

　　中国石油石化：两位认为，与国际先进水平相比，我国陆上高温高压井加强完整性管理需要做出哪些努力?

　　何龙：挪威、英国、ISO的井筒完整性技术和管理均有完整的技术体系和支撑标准，由国家石油安全局监督执行，覆盖油气井的全生命周期。而我国在这一领域的问题主要是未形成系统性的技术标准系列，井筒完整性评价技术相对较为薄弱，因此需要做好以下三个方面的工作。一是加快抗腐蚀抗高温管材的研究，满足高温高压井的需要。二是尽快出台统一的井筒完整性技术标准系列。三是整合管理资源，优化管理模式，明确管理主体。

　　李玉飞：国外高温高压井完整性技术的研究开展较早，挪威1977年提出了井完整性的概念。与国际先进水平相比，我国陆上的高温高压井完整性管理相关技术和标准体系才刚刚建立。

　　下一步，我个人认为需要从以下方面加强完整性管理。一是结合现场实际情况，对高温高压井完整性相关标准不断修订和完善，并以此为依托，制定适合于各个油气田的井完整性标准和管理制度;二是根据井完整性评价和管理需要，加强完整性评价和管理工具与装备的配套和完善;三是加强《高温高压井完整性指南》的宣贯，使油田公司和现场作业每一位人员都充分了解和认识到“井完整性”的必要性和重要性，树立井完整性“有标可依，有标必依”理念。

　　责任编辑：侯瑞宁

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