摘 要：高溫含CO2氣井(特別是海洋及深水油氣井)的井筒完整性備受關注，因它涉及太多的具體技術、材料和工具及裝備。為此，在深入研究挪威石油工業協會和美國石油學會最新發布的井筒完整性技術標準的基礎上，結合已經取得的經驗和大量的實驗評價成果，重點對投產期的井筒完整性設計框架進行了研究。提出了井筒完整性設計理念，推薦了井筒腐蝕完整性管理方法及技術流程，給出了井筒安全屏障系統劃分方法，從實體屏障、水力屏障、操作屏障3個方面討論了井筒安全屏障分類和功能，以及油管柱設計及完整性管理。同時，給出了固井水泥屏障設計要求及方法，強化了井筒水力屏障對井筒完整性的作用，重點闡述了井筒的腐蝕完整性評價和管理的“適用性”理念和方法。針對海洋氣井，還提出了適合的油套環空保護液，將環空保護液和水泥面之上滯留流體按水力屏障對待。
關鍵詞：井筒完整性 實體屏障 水力屏障 操作屏障 氣井 CO2 高溫 腐蝕完整性
Wellbore ingtegrity design of high-temperature gas wells containing CO2
Abstract：The wellbore integrity of high temperature gas wells containing CO2 (especially subsea or deepwater oil-gas wells)receives great attention since it involves various specific technologies，materials，tools and equipment．Based on an intensive studv of the latest Norwegian Oil Industry Association(OLF)and American Petroleum Institute(API)technical standards related to welibore in tegrity，combined with the experiences and various experimental evaluations，a research was conducted focusing on the design frame work for wellbore integrity during production．On this basis，the concept of wellbore integrity design was first put forward，and the wellbore corrosion and integrity management method as well as technical process were then recommended．Second，the wellbore safety was classified into physical，hydraulic and operating barriers，the functions of which were also compared as well as the design and integrity management for tube strings．Third，the requirements and method were presented for designing the cementing barrier to enhance the effect of hydraulic barrier on the wellbore integrity．Moreover，the concept and method of“fitness-for-service”are Darticularly discussed for assessment and management of wellbore corrosion and integrity．Finally，for subsea gas wells，a proper tubing annulus protecting fluid was introduced，and the retained fluid on the cement sheath and annulus protecting fluid are treated as the hydraulic barrier．To sum up，those mentioned multiple terms or requirements can be referenced for establishing the recommended practices or a conceptual design for wellbore integrity management．
Key words：wellbore integrity，physical barrier，hydraulic barrier，operating barrier，gas well，CO2，high temperature，corrosion and integrity
2010年4月20日美國路易斯安那州沿岸石油鉆井平臺爆炸起火，造成ll人遇害，并演變成美國歷年來最嚴重的海洋漏油污染事故以下俗稱“深水地平線事件”。以此為鑒，多國政府、油公司、技術服務公司都密切關注海洋高溫高壓氣井井筒完整性問題。國際上新近發布的一些重要研究報告或標準從上述事件中吸取了教訓，力圖修改與完善井筒完整性標準。比較典型和對海洋環境鉆完井設計有重要參考或指導意義的技術文件簡介如下[1-2]：
挪威石油工業協會牽頭成立由BP、Conoco Phillips、Eni Norge、Exxon Mobil、Marathon、Nexen Inc、Norske Shell、Statoil、Total等跨國公司專家組成的工作組，負責編寫井筒完整性新標準《OLF井筒完整性推薦指南》(OLF Commended Guidelines for Well Integrity)。2011年6月挪威石油工業協會將原Norsok D-010標準《鉆井和井下作業中的井簡完整性》(Well Integrity in Drilling and Well Operations Revision3，August 2004)更新為上述井筒完整性推薦指南，新版本包含了井筒完整性和環空帶壓。
2010年l2月美國石油學會發布API 65-2《建井中的潛在地層流入封隔》(Isolating Potential Flow Zones During well Construction)，即該標準用作API RP90和API 65的補充。API RP90為“海上油氣井套管帶壓管理”(API RP 90 Management of Sustained Casing Pressure on Offshore Wells)標準。
2011年美國石油學會發布API 96《深水井筒設計與建井》(Deepwater Well Design and Construction)投票版第一版。吸取前述深水地平線事件的教訓，對海洋深水油氣井設計和建井中井筒完整性提出了許多新理念和技術條款。
2012年5月3日挪威石油工業協會發布《深水地平線教訓及改進措施》(Deepwater Horizon Lessons Learned and Fllow-up)文件。該文件比較了美國和挪威標準，提出了原Norsok D-010標準中應修改或增補的條款。增補企業安全文化理念和條款。
筆者同時也提供作者實驗室和學術團隊在井筒完整性設計方面的研究認識。部分認識和結論源自近年來陸上高溫高壓深井井筒完整性事后分析和大量高溫高壓下金屬材料和油氣井工作液實驗評價。在本文中我們將引入“腐蝕完整性管理”的理念，它是井筒完整性管理的重要組成部分。由于篇幅有限，本文的討論只涉及與投產后相關的海洋高溫高壓氣井的油管和套管密封、強度和環空帶壓及環空腐蝕控制[3-5]。
1 井筒完整性管理
挪威石油工業協會Norsok D-010標準將井筒完整性定義為：采用有效的技術、管理手段來降低開采風險，保證油氣井在成功廢棄前的整個開采期間的安全。
API 65將井筒完整性定義為“應用技術、操作和組織措施以降低深井井筒在整個服役過程中無控制的地層流體釋放”。
挪威石油工業協會《OLF井筒完整性推薦導則》將井筒完整性定義為：井筒完整性應是一個完全的系統，用于管理井筒服役全過程的完整性。上述完整性分為以下5個單元：組織、設計、操作、數據管理和分析。
也許用一兩句話不足以表達井筒完整性定義，作者建議從井筒完整性的內涵去認識它。井筒完整性管理包括以下內涵[6]：
1)在從建井，開采和封井棄井的全過程，井筒應保持實體上和功能上的完整性。所謂“實體”指無泄漏、無變形、無材料性能退化，“功能”指適應開采或井下作業的操作壓力及腐蝕環境。
2)當不可控制的因素可能導致井筒的某一屏障節點強度降低或發生意外的泄漏時，井筒及安全裝置始終處于受控狀態。可預測井筒能承受的極限載荷和極限服役環境，作業者應控制壓力參數在極限條件之內。當可能危及環境與公眾安全時，應及時補救或有能力安全地封井廢棄井眼。
3)建立一體化的技術檔案及信息收集、交接或傳遞管理體制，避免管理不協調導致井筒屏障系統損傷和可能的井噴或地下竄流事故。
2 井筒安全屏障系統
井筒安全屏障定義為井筒組件及所采取的技術，可有效阻止不希望出現的地層流體流動。為了防止不能控制或未預見到的地層流體泄漏、井噴或地下竄流，井筒均設有若干層屏障，它們的集合稱為井筒屏障系統。Norsok D-010“井筒完整性管理”標準推薦一般采油氣井的井筒安全屏障系統見圖l。
圖1僅將井下安全閥之下油管到井管封隔器列入第一安全屏障。而生產套管、生產套管固井、套管頭、井下封隔器之上的油管、油管掛和采油樹被列為第二安全屏障。
鑒于“深水地平線事件”教訓和近年來環空帶壓的研究，2011年6月《OLF井筒完整性推薦導則》將一般采油氣井的井筒安全屏障系統更改如圖2所示。圖2中《OLF井筒完整性推薦導則》將一般采油氣井的井筒屏障系統的第一安全屏障延伸到尾管部分，即尾管掛及尾管封隔器、尾管套管及同井。
對于窄間隙尾管，固井質量常帶有不確定性。“不確定性”包括固井質量不能保證或固井質量檢測不能準確判別。例如，在Æ215.9mm井中的Æl77.8mm尾管，平均環空間隙為l9mm，固井質量常帶有不確定性。因此在尾管頭部設多重屏障，除注水泥和尾管頭插入密封外，還有尾管封隔器，上層套管的油管封隔器。對于更小間隙的尾管，固井質量更帶有隨機性，含H2S產層或高溫高壓CO2氣層氣通過尾管外水泥環竄入“A”環空(油管與套管間環空)對環空帶壓和環空腐蝕造成潛在風險。因此《OLF井筒完整性推薦導則》尾管掛及尾管封隔器、尾管套管及固井列入第一安全屏障。
對于含H2S產層或高溫高壓CO2地層，在其蓋層處推薦使用注水泥管外封隔器或吸水膨脹型封隔器。含H2S或CO2天然氣竄將給日后環空腐蝕及環空帶壓管理造成風險或太多的麻煩。
所謂“第一”或“第二”安全屏障并不是按重要或次重要劃分，而是指“第一防線”或“第二防線”。第一安全屏障某一單元封隔失效及第二安全屏障可靠性不能確認，被《OLF井筒完整性推薦導則》劃入高風險，借用交通指示燈紅色作標記。
3 井筒安全屏障分類及功能
井筒安全屏障分類及功能見圖3。
3．1 實體屏障
油管、套管及相應螺紋，井下及井口各種機械裝置或工具組成的集成稱為實體屏障。環窄水泥環具有兩重性，凝固后也屬實體屏障，但在凝固前屬流體屏障。各屏障單元決定了整個屏障系統的可靠性，它是各屏障單元可靠性概率的集合。
實體屏障設計應能阻隔非開采地層流體流入任一環空及在環空竄流，或流向低壓層、地面或海底。任一屏障單元密封失效或結構破損不應導致環空井噴，各屏障單元功能有效性應可驗證。
油管、套管、井口機械裝置及井下各種工具的材料、強度和連接結構均應符合各自相應的標準。但是設計選用時應強調和評估各連接節點的應力集中效應、流場變異和電偶相容性，材料應變老化和環境敏感開裂，目前尚無相應的標準。
3．2 水力屏障
水力屏障指井內鉆井液、完井液、壓井液、油套環空保護液、滯留在環空水泥面之上的鉆井液或注水泥隔離液、沖洗液等液柱重力壓力。注水泥及候凝期的液柱重力壓力也屬水力屏障。上述水力屏障在整個建井期或油氣井開采期必須保持適當液柱重力壓力，該壓力應始終高于其覆蓋的地層壓力，阻止地層流體流入。同時在附加的熱膨脹壓力或不可避免的井口環空帶壓壓力與液柱重力壓力疊加不應壓漏地層或經油管封隔器泄漏到井底，或經油套管螺紋泄漏，也應避免擠毀內層套管或壓破外層套管。水力屏障的流體不應腐蝕油套管，同時在不可預見的含H2S或CO2地層流體侵入水力屏障時，仍能保持有效的防腐蝕性能。稍后將重點討論油套環空保護液和環空水泥面之上的鉆井液或注水泥隔離液、沖洗液水力屏障。
3．3 操作屏障
油氣井鉆井、完井或修井及采氣井管理的安全設施、監控系統，移出或安裝任何實體屏障或水力屏障的操作均歸為操作屏障。由于篇幅限制，本文不擬討論操作屏障。
4 油管柱設計及完整性管理
油管柱含采油氣管柱和作業管柱及組件，例如井下安全閥、滑套、旁通閥、油管封隔器、插入和座封總成。本節將討論油管柱完整性管理，重點討論腐蝕完整性管理[7-14]。
4．1 油管柱及組件強度設計
4．1．1開采期的拉伸和內壓安全系數
油管及其組件力學性能應符合API 5C3、IS011960及ISO10400要求。在開采期長期服役的拉伸和內壓單一外載作用下，按不同類型材料腐蝕環境取不同的安全系數。一般認為以濕CO2為主的腐蝕環境，濕CO2環境是CO2分壓0.02～10MPa，H2S分壓小于等于0.002762MPa。在上述環境下一般選用Super l3Cr-ll0，抗內壓安全系數大于l.0，抗拉安全系數按管柱存空氣中重量計算，抗拉安全系數大于1.60。如果因產能或含CO2及出水期和水量不確定，需要一個試采期，也可選用2Cr-ll0或3Cr-ll0經濟型抗CO2鋼。抗內壓安全系數應大于1.35，通過增加壁厚來留有腐蝕裕量。
4．1．2壓裂作業管柱及組件強度和安全系數
對用于壓裂的作業管柱，在預計的最大井口壓力作用下，內壓力將轉換為附加拉伸應力。應按環空不施加背壓的復合應力計算，安全系數大于l.25。應考慮環空施加背壓損傷生產套管／尾管外水泥環，導致微環流和環空帶壓風險。
如果預計的壓裂時不施加背壓的復合應力安全系數小于1.25，應采用“減應力設計”上部用較大直徑或較高鋼級油管，并校核變直徑或鋼級處下段油管頂端復合應力安全系數大于l.25。
上部井段用了大直徑油管后，對應的生產套管直徑可能也需要增大，以容納井下安全閥。4．1．3酸化管柱轉為生產油管柱的縫隙腐蝕
對于用于酸化的作業管柱，應評價酸液對特殊扣螺紋密封面的縫隙腐蝕。酸壓一測試—采氣聯作管柱存在螺紋腐蝕泄漏，導致環空帶壓風險。應將縫隙腐蝕作為酸液緩蝕效果的評價指標，某些Super l3Cr-110特殊扣螺紋密封面不耐酸液縫隙腐蝕，酸化作業管柱不宜轉為生產油管柱。曲面對曲面、曲面對圓柱面、球面對錐面的金屬—金屬接觸密封均有由大變小的縫隙，存在耐酸液縫隙腐蝕欠佳疑慮。
如果要將酸化的作業管柱轉為生產油管柱，推薦選用l5Cr-ll0或15Cr-125馬氏體耐蝕鋼材料油管，而且螺紋密封面為錐面對錐面密封。
4．1．4油管柱的振動與屈曲
高溫高壓及高產氣井油管柱內氣流為“非定常流”，即不同深度和不同時刻流速在變化，流速或流向變化激起油管振動，稱為“流固耦聯”振動。
高產氣井油管溫度升高較多，由于熱膨脹，油管要伸長，由此導致封隔器之上一段油管縱向受壓，可能產生失穩屈曲。
油管在受壓、彎曲及交變載荷作用下螺紋密封面產生接觸疲勞，降低了氣密封性。在油管屈曲井段或井斜變化井段，由于油管振動位移，油管與生產套管之間會有摩擦。接觸點存在縫隙腐蝕或電偶腐蝕。
使用大直徑油管和合適的螺紋可降低流固耦聯和屈曲的危害，這涉及井身結構的優化設計。
4．2 油管柱各連接節點相容性
油管柱各組件連接處均存在連續性和相容性問題，設計不當可能會造成連接處斷裂、開裂或泄漏。井下安全閥、滑套、旁通閥、油管封隔器，插入和座封總成與油管的連接均考慮流場變異、電偶相容性，應力集中效應，目前尚無相應的標準。
4．2．1井下安全閥
應評估開采和關井的上部井段井筒溫度分布，井下安全閥安放深度應低于水合物析出點井深。
為了避免沖蝕及流場變異處形成水合物，應盡可能設計使井下安全閥內徑、上下流動短節內徑與油管內徑相同。
如果井下安全閥內徑小于油管內徑，流動短節內徑與井下安全閥內徑相同雖可保護井下安全閥，但與上流動短節相連的油管有被沖蝕腐蝕傾向。應將該單根油管換為耐沖蝕腐蝕更優的材料。
4．2．2滑套
滑套處油管可自由上下活動，用于防止油管拉伸過載或屈曲。但是由于滑動密封壽命低，滑套泄漏發生率高，泄漏造成“A”環空帶壓。
在滑動密封壽命解決之前，不推薦設計使用滑套。可通過提高油管強度解決油管拉伸過載或屈曲問題。
4．2．3油管封隔器
油管封隔器僅用于封隔油套環空時，其心軸內徑小于油管內徑不會產生值得關注的沖蝕。
油管封隔器用作大型加砂壓裂時，心軸內徑小于油管內徑，或心軸內的臺階被砂粒機械沖蝕或砂粒渦旋運動對封隔器造成損傷，嚴重時可能斷裂。
在含H2S或CO2井中，常用Aflas橡膠作膠筒。H2S滲入受擠壓和大應變的膠筒導致材料硬化，失去彈性密封性。CO2滲入膠筒會使材料溶脹。當壓力降低時，滲入的氣體逸出，膠筒材料破損，導致喪失密封性，膠筒緊壓在套管內壁，在腐蝕介質中會產生縫隙腐蝕，導致泄漏。
4．3 油管螺紋密封選型及評價
油管螺紋密封面處于復雜的服役環境，包括局部流場變異的沖蝕腐蝕、縫隙腐蝕、電偶腐蝕、應力腐蝕。
在入井時每個單根用氦氣檢測了氣密封，但在試油或開采期仍發現有滲漏或泄漏，導致環空帶壓。對已產生泄漏的油管，取出檢查并未發現金屬密封面腐蝕，排出了腐蝕泄漏。其失效機理之一是密封面接觸應力松弛及接觸疲勞，用于高溫高壓、含H2S或CO2氣井的油管應能通過IS0 13679(Petroleum and natural gas industries-Procedures for testing easing and tubing connections)第Ⅳ級密封檢測，其應具有的特征是：
1)錐面對錐面密封，密封接觸壓力源自徑向楔緊力。要求lmm泄漏長度上的接觸壓力大于擬密封壓力的2倍。同時只有密封面產生塑性流動，表面凹凸差被塑性流動金屬填平，泄漏通道才會被鎖定。
2)密封付表面粗糙度(Ra)應小于0.8mm。
3)密封面應盡可能抵抗縫隙腐蝕和應力腐蝕。
4)外螺紋鼻端材料應有盡可能小的應力松弛及接觸疲勞。
5)外螺紋端處盡量不倒內錐角，以防止流場突變造或氣流相變和沖蝕。
VAM-TOP及類似密封結構是較好的油管螺紋，可基本符合前述1)和2)要求，具有較好初始密封性。上述3)和4)與油套管材料有關，它影響長期密封性和腐蝕泄漏。5)是一種針對厚壁管開發的新型螺紋結構，或采用厚壁接箍，其內徑與管體內徑相同。
5 井簡的腐蝕完整性管理
5．1 井筒腐蝕完整性管理框架
井筒腐蝕完整性管理是井筒完整性管理的重要組成部分。如果說井筒單元可能會因外載超過結構強度或密封壓力而發生破壞或泄漏，那么它僅是個案或帶有偶然性。但是腐蝕、材料老化導致井筒安全性降低卻是持續和幾乎不可避免的，也不能因為有腐蝕、材料老化而棄井。井筒腐蝕完整性管理的宗旨就是一套“適用性”評價和管理的理念和方法，它不追求“完全正確”或“最好”，而是追求可用及避免發生不可控的井筒泄漏[15-16]。
腐蝕完整性管理的策略可大致歸納為：
1)在設計階段就應考慮井筒腐蝕：完整性管理，特別是設計所選用材料對腐蝕環境適應性有疑慮時，應在設計階段有預案。
2)測試或開采取得腐蝕環境信息后對設計再評估，通過模型分析或模擬實驗預測腐蝕壽命或環境敏感開裂傾向。
3)以API 579為基礎的實用性評價，計算極限服役條件，控制開采的壓力或井下作業載荷在計算的極限服役條件。
4)材料的選用可容許有失重腐蝕，但不允許有潛在的環境敏感斷裂。應評估各種潛在的環境敏感斷裂。
5)定性或定量的腐蝕及泄漏監測或檢測，力爭發現腐蝕及泄漏變化趨勢。防止過度腐蝕或泄漏造成嚴重風險或壓井搶險困難。
6)監測環空帶壓及實施環空帶壓及環空腐蝕管理。
5．2 環境敏感斷裂管理
5．2．1環境敏感斷裂概念
油氣田開發中的油管、套管及鉆桿和裝備突發性開裂或斷裂時有發生。有的突發性開裂或斷裂曾造成過人員傷亡，重大環境問題或經濟損失。
大部分開裂或斷裂在學術上歸結為環境敏感斷裂，其本質是結構的應力、材料的選擇性、腐蝕介質和環境參數(溫度、壓力和微區電位)激勵，導致材料喪失其原有物理和力學性質，特別是使材料韌性降低，最終發生斷裂。
在拉伸或內壓力作用下局部點腐蝕坑底常會誘發裂紋，使管壁韌性降低，或產生脆性斷裂。
環境敏感斷裂事前無征兆、突發事故可能操作慌亂，或傷人。
5．2．2環境敏感斷裂和腐蝕控制[17]
1)氫脆和應力腐蝕開裂
由地層中產出的濕H2S或酸化作業酸反應生成的氫離子進入鋼材，導致材料脆化。應力腐蝕和氫脆之間并沒有嚴格的區分，二者可同時發生，也可以說氫脆是應力腐蝕的本質因素或機理之一。
在含硫氣井設計中，氫脆和應力腐蝕開裂有明確和嚴格的標準或技術規范，參考ISO／NACE l5156，ISO／API ll960。
2)鹵化鹽腐蝕和應力腐蝕開裂
鹵族元素的鹽類(氯化鈉、氯化鈣、溴化鋅、溴化鈣等)具有較高密度、成本低，被用作儲層保護完井液，油套環空保護液或提高油氣井工作液的密度。
上述化學劑對高強度油套管及附件，奧氏體耐蝕鋼(例如316)、馬氏體耐蝕鋼(例如SUPER l3Cr)和雙相耐蝕鋼(例如22Cr)有應力腐蝕開裂傾向。高溫和長時間接觸或交變應力會加劇開裂傾向。
高氯離子含量和高溫溶液中的不銹鋼，CO2+CO+H2O或CO2+HCO-3+H2O濕環境下高強度鋼和不銹鋼也存在應力腐蝕開裂風險。
鹵化鹽應力腐蝕開裂尚無標準可依，設計及井下作業人員應采取措施防止發生鹵化鹽應力腐蝕開裂。
3)電偶腐蝕和電偶誘發氫應力開裂
電偶腐蝕：當兩種金屬浸在腐蝕性溶液中，由于兩種金屬之間存在電位差，如相互接觸，就構成腐蝕電偶。較活潑的金屬(耐腐蝕性較弱的金屬)成為陽極溶解，不活潑金屬(耐腐蝕性較高的金屬)則為陰極，腐蝕很小或完全不腐蝕。這種腐蝕稱為電偶腐蝕，或接觸腐蝕，亦稱為雙金屬腐蝕。
電偶誘發的氫應力開裂(GHSC，galvanically induced hydrogen stress cracking)：不銹鋼或合金與碳鋼或低合金鋼接觸，浸沒在腐蝕介質中形成電偶，受電偶激發，不銹鋼或合金中的組織缺陷聚集氫和變脆的現象和機理。鎳基合金管、不銹鋼與碳鋼或低合金鋼管接觸可能產生電偶誘發的氫應力開裂(GHSC)。
電偶腐蝕、電偶誘發的氫應力開裂常伴有縫隙腐蝕、應力腐蝕、相變動力學腐蝕。在油套管中常有耐蝕合金管件與碳鋼的螺紋連接，可能存在電偶腐蝕或電偶誘發氫應力開裂潛在風險。在油管或套管柱中，應特別關注下述異種金屬連接或接觸導致電偶腐蝕或電偶誘發氫應力開裂的潛在風險：
1)耐蝕合金工具與碳鋼管聯結，例如13Cr不銹鋼油管掛或套管掛，井下安全閥、滑套、封隔器與碳鋼管螺紋連接。除電偶腐蝕外，還有縫隙腐蝕。
2)13Cr不銹鋼油管屈曲后或在井斜變化處與碳鋼生產套管接觸。除電偶腐蝕外，還有縫隙腐蝕。
5．3 水力屏障的腐蝕管理
5．3．1油套環空保護液的水力屏障作用及腐蝕管理
1)油套環空保護液的水力屏障作用
油套環空保護液的水力屏障作用至關重要。井下油管、套管螺紋滲漏，油管封隔器滲漏幾乎不可避免。滲漏或滲漏速度決定于壓差，減小壓差或負壓差可抑制滲漏。因此在安全許可范圍內的井口環空帶壓有利于抑制滲漏。另一方而，一定密度的環空保護液液柱壓力疊加井口環空帶壓可能導致環空由帶壓轉變為泄漏，滲漏和泄漏常常呈現動態變化或動態平衡。
為了發揮油套環窄保護液的水力屏障作用，環空保護液必須具有良好沉降穩定性。
油管封隔器座掛定位的可靠性決定于骨瓦的支撐力，靠高密度環空保護液液柱壓力平衡井底壓力的設計應充分論證。在開采期當井底壓力降低，或封隔器膠筒及密封圈被CO2或H2S侵蝕，喪失彈性后，環空保護液將可能經封隔器泄漏。
2)油套環空保護液的腐蝕管理
在高溫高壓含CO2氣井中，常用13Cr油管，在封隔器之上為碳鋼套管。環空保護液應同時對油管外壁和套管內壁具有良好腐蝕防護性能。井下油管、套管螺紋滲漏，油管封隔器滲漏幾乎不可避免，因此要求環空保護液被H2S或CO2侵污后仍具有良好的防腐蝕性能。使用的環空保護液必須在高溫高壓釜中作下列評價：
模擬環空井底、井中深部和井口的壓力和溫度，按分壓充CO2或H2S，將試片分別放于液相和氣相中，腐蝕評價時間至少l20h。取出試片后觀測失重腐蝕和點腐蝕情況。
按上述條件評價螺紋連接的縫隙腐蝕。
如果油套管中含有馬氏體不銹鋼與碳鋼的聯結，那么應按上述條件評價電偶腐蝕和縫隙腐蝕。
5．3．2環空保護液類型
1)含鹵族元素鹽類環空保護液
在任何情況下都不宜用含氯化鈉、氯化鈣的環空保護液。溴化鋅、溴化鈣可在評價具備適用性后選用。
2)甲酸鹽類環空保護液
甲酸鹽加緩蝕劑、除氧劑的環空保護液使用較多，效果良好，可適應不同的密度要求。但是甲酸鹽類環空保護液被H2S或CO2侵污后的液相防腐蝕性能欠佳，或尚缺乏進一步的改進研究。在按5．3．1中2)評價后推薦使用。
3)油基環空保護液
在海洋及深水油氣井中，油基環空保護液性能和必要性遠優于上述甲酸鹽類環空保護液和含鹵族元素鹽類環空保護液。油基環空保護液在H2S和CO2侵污后仍具有對井筒優異的腐蝕防護性能。此外，油基環空保護液具有極低的熱傳導系數，它相當于絕熱層，使井口及海底泥線處井段油管內氣流溫度盡可能高，以阻止水合物析出和堵塞油管。有的海洋氣井，過去用雙層真空油管隔熱，以防止水合物析出。雙層真空油管結構復雜，真空易漏、受井徑限制。使用油基環空保護液技術上較易實現對油管內氣流保溫。
一種柴油基環空保護液由柴油、膠凝劑、液狀石蠟、有機分散劑、高價金屬鹽等復配而成，其流變曲線具有冪律模型特征。
5．4 環空水泥面之上滯留流體水力屏障作用及腐蝕管理
環空水泥面之上滯留流體水力屏障(以下簡稱“滯留流體”水力屏障)可能會有下述失效模式[18-19]：
1)加重劑或固相沉降，連續相水柱壓力降低導致地層可能的腐蝕性鹽水、H2S或CO2侵入。這會導致套管外壁腐蝕或環空帶壓。如果非產層段含腐蝕性鹽水、H2S或CO2，應上返水泥封隔或水泥返到上層套管內。
2)環空帶壓的壓力疊加滯留流體液柱壓力，導致地層破裂，發生先井漏后井噴。
3)水泥返到上層套管內，封閉環空中滯留流體熱膨脹致環空帶壓造成內層套管擠毀或外層套管破裂。在深水及水下井口中，套管懸掛于上層套管內，滯留流體熱膨脹造成的高壓。該環窄壓力不能監測，也不能卸壓。因此凡是有“封閉環空”中滯留流體熱膨脹問題的井段套管強度設計都要考慮擠毀或破裂設計。
4)環空滯留流體對內層套管或外層套管腐蝕或應力開裂。采用各類磺化鹽類鉆井液，俗稱磺化鉆井液體系，在井底高溫下可能分解出硫醇、H2S及CO2。上述物質在高溫下腐蝕套管，返到上部井段時對P110、Ql25和Vl50等高強度材料造成硫化物。完井液含氯化鈉、氯化鈣等鹵化鹽造成高強度鋼，l3Cr鋼應力開裂。
6 固井水泥屏障
很多高溫、高壓氣井重大安全或環境事故源自固井質量差，或間接與固井有關。固井質量的不確定性和水泥環腐蝕，后期作業造成的微環隙，可能導致層間竄流。套管腐蝕，井口環空帶壓或地面冒氣，危及井場或海洋平臺安全。固井水泥屏障是井眼安全因素中主要的薄弱環節，目前還不能有效掌控。
1999年3月23日中國四川羅家2井在完井作業中發生地下竄流，高含硫天然氣由套管泄漏點流出后，沿環空水泥環通道向下，經裂縫性地層竄到另一口井的套管外環空，最后竄到地面。
據統計，在美國海灣地區的l992—2006年，39次井噴事件中，有18次與水泥和固井質量有關。另9次井噴失控中有5次直接與固井水泥有關。
固井水泥屏障設計的內容太多，受篇幅限制，將另有文章專項討論。
7 結論
1)挪威及美國牽頭制定或修訂的井筒完整性推薦指南、API 96深水井筒設計與建井、API 65-2建井中的潛在地層流入封隔深水地平線教訓和改進措施等井筒完整性標準。這些標準或研究報告具有重要價值，可為我國制定相關技術標準提供參考。
2)鑒于“深水地平線事件”教訓和近年來環空帶壓的研究，《OLF井筒完整性推薦指南》將一般采油氣井的井筒屏障系統的第一安全屏障延伸到尾管部分，即尾管掛及尾管封隔器、尾管套管及固井，設置了多重屏障。
3)油管螺紋密封面處于復雜的服役環境，用于高溫高壓、含H2S或CO2氣井的油管應能通過ISO 13679第Ⅳ級密封檢測。筆者提出了第Ⅳ級密封檢測應具有的特征和附加的CO2／H2S環境螺紋腐蝕要求。
4)提出了井筒的腐蝕完整性管理框架，井筒腐蝕完整性管理的宗旨就是一套“適用性”評價和管理的理念和方法，它不追求“完全正確”或“最好”，而是追求可用及避免發生不可控的井筒泄漏。針對海洋氣井，提出了適合的油套環空保護液，將環空保護液和水泥面之上滯留流體按水力屏障對待。
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本文作者：張智 李炎軍 張超 黃熠 郭永賓 羅黎敏 施太和
作者單位：“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學
中海石油(中國)有限公司湛江分公司鉆完井部
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