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摘 要：目前长岭气田的登娄库组气井部分井存在环空带压的情况，针对不同完井工艺，实施不同的防腐路线，保证气井安全生产，避免安全事故的发生。
关键词：环空带压 防腐 缓蚀剂
登娄库组气藏为致密砂岩气藏，投产35口井，具备150万方/天产气能力，投产气井中12口水平井压后CO2含量逐渐升高，稳定在3%-20%，分压达到0.3-3.3MPa，属于高度腐蚀环境。
一、国内外气井环空带压情况
国内外气田环空带压现象普遍存在，目前技术手段很难从根本上避免；气井环空带压安全风险高，如不进行有效控制，容易引起安全事故。
二、登娄库组气井带压井基本情况
登娄库组完钻水平井37口，进站投产井30口，投产气井中技套环空带压井21口，其中11口气井CO2含量3%-20%；D平3井含CO2，不带压。
二次固井+连续加注缓蚀剂气井4口（D平3、4、8、11）；不压井作业完井+连续加注缓蚀剂气井2口（D平9、14）；二次固井+双封隔器完井气井3口（D平5、13、20）；未实施气井防腐措施气井3口（D平28、29、30）。
三、登平3、4、8、11井二次固井工艺实施情况及目前带压风险评价
1.实施情况
D平3、4、8井采用桥塞封堵，油管传输射孔，反循环固井，固井质量合格（中等以上）比例分别为90%、39%、45%；D平11井套管预置固井滑套，投球打开滑套（不用射孔），同时封堵套管，正循环固井，固井质量合格率88%；固井后采用常规作业钻磨，下光油管完井，产能出现不同程度下降。
2.安全风险评价
4口井均高含CO2，油套、技套为P110材质，不耐CO2腐蚀，若高含CO2气体突破油层套管，存在沿水泥环气窜、腐蚀破坏技术套管的风险；目前油套环空连续加注缓蚀防腐，生产套管腐蚀速率较低，腐蚀破坏风险较小。
长深D平4、8、11井带压情况
3.下步对策
每旬对产出液进行一次取样，评价缓蚀剂残余浓度，保证缓蚀剂加注效果；优化缓蚀剂配方，减少柴油及缓蚀剂加注量，降低防腐成本；定期监测技套环空压力并取样，一旦环空压力突增且高含CO2，考虑封井等。
四、登平5、13、20井二次固井工艺实施情况及目前带压风险评价
1.实施情况
技术路线：下入S13Cr油管+国产双封隔器后，生产套管固井，油套环空加注缓蚀剂生产。
D平5、13、20井固井工艺实施情况
2.安全风险评价
D平5井油套环空不带压，技套环空带压2.2MPa稳定，不含CO2，固井工艺实施效果较好；D平13、20井完井封隔器未成功坐封，导致油套环空带压，生产套管普通材质，长期暴露在高含CO2气体中，存在腐蚀破坏风险；技套环空压力泄压5min至0MPa，不含CO2。
3.下步对策
定期监测D平5、13、20井技套压力，定期泄压、取样；对D平13、20井油套环空连续加注缓蚀剂防腐，保护生产套管。
五、登平29、28、30井目前状况及下步治理措施
长深登平29、30井于2013年底投产，目前CO2含量分别为13%、8%、3.59%，CO2分压最高分别为4.3MPa、2.8MPa和1.2MPa，处于高度腐蚀环境；借鉴前期防腐完井技术，最大限度降低作业储层污染，三口井根据分压不同分别制定防腐完井工艺；长深登平29井：电缆桥塞封堵、射孔+不压井二次固井+连续油管带压钻磨+速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐；长深登平28、30井：不压井作业下2-3/8〞P110 NU油管或下速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐。
1.长深登平29井完井技术路线及施工要求
4月22日泄技套压力，6mm油嘴10分钟压力由18MPa降至3MPa，测试CO2含量15.3%，分析认为技套环空与井筒或地层存在微渗连通
设计套管悬挂器上部打电缆桥塞封堵井筒，电缆传输射开套管后正循环对套管固井；连续油管扫塞，连续油管完井，生产过程中连续加注缓蚀剂防腐。
六、其它低含或不含CO2气井带压状况及下步治理措施
1.已实施措施及带压状况
D平9、14井CO2含量3.1%、3.8%，不压井下入2-3/8〞P110油管，连续加注缓蚀剂防腐；其中D平9井技套带压，泄压缓降，与油压具有一定关联性；D平7等11口不含CO2气井技、表套不同程度带压，目前已完成泄压的D平19井泄压后又恢复。
2.安全风险评价及下步治理措施
不含CO2但技套环空带压气井，需要逐一泄压、取样验证带压原因。针对泄压后又恢复的气井设定带压限制（10-12MPa），连续监测，达到限制后泄压、取样；D平9井技套泄压后恢复、低含CO2，技套压降与油压具有一定相关性，需要进一步判断连通情况；若环空气体来源于产出气，则定期向技套环空挤注缓蚀剂防腐。
关键词：环空带压 防腐 缓蚀剂
登娄库组气藏为致密砂岩气藏，投产35口井，具备150万方/天产气能力，投产气井中12口水平井压后CO2含量逐渐升高，稳定在3%-20%，分压达到0.3-3.3MPa，属于高度腐蚀环境。
一、国内外气井环空带压情况
国内外气田环空带压现象普遍存在，目前技术手段很难从根本上避免；气井环空带压安全风险高，如不进行有效控制，容易引起安全事故。
二、登娄库组气井带压井基本情况
登娄库组完钻水平井37口，进站投产井30口，投产气井中技套环空带压井21口，其中11口气井CO2含量3%-20%；D平3井含CO2，不带压。
二次固井+连续加注缓蚀剂气井4口（D平3、4、8、11）；不压井作业完井+连续加注缓蚀剂气井2口（D平9、14）；二次固井+双封隔器完井气井3口（D平5、13、20）；未实施气井防腐措施气井3口（D平28、29、30）。
三、登平3、4、8、11井二次固井工艺实施情况及目前带压风险评价
1.实施情况
D平3、4、8井采用桥塞封堵，油管传输射孔，反循环固井，固井质量合格（中等以上）比例分别为90%、39%、45%；D平11井套管预置固井滑套，投球打开滑套（不用射孔），同时封堵套管，正循环固井，固井质量合格率88%；固井后采用常规作业钻磨，下光油管完井，产能出现不同程度下降。
2.安全风险评价
4口井均高含CO2，油套、技套为P110材质，不耐CO2腐蚀，若高含CO2气体突破油层套管，存在沿水泥环气窜、腐蚀破坏技术套管的风险；目前油套环空连续加注缓蚀防腐，生产套管腐蚀速率较低，腐蚀破坏风险较小。
长深D平4、8、11井带压情况
3.下步对策
每旬对产出液进行一次取样，评价缓蚀剂残余浓度，保证缓蚀剂加注效果；优化缓蚀剂配方，减少柴油及缓蚀剂加注量，降低防腐成本；定期监测技套环空压力并取样，一旦环空压力突增且高含CO2，考虑封井等。
四、登平5、13、20井二次固井工艺实施情况及目前带压风险评价
1.实施情况
技术路线：下入S13Cr油管+国产双封隔器后，生产套管固井，油套环空加注缓蚀剂生产。
D平5、13、20井固井工艺实施情况
2.安全风险评价
D平5井油套环空不带压，技套环空带压2.2MPa稳定，不含CO2，固井工艺实施效果较好；D平13、20井完井封隔器未成功坐封，导致油套环空带压，生产套管普通材质，长期暴露在高含CO2气体中，存在腐蚀破坏风险；技套环空压力泄压5min至0MPa，不含CO2。
3.下步对策
定期监测D平5、13、20井技套压力，定期泄压、取样；对D平13、20井油套环空连续加注缓蚀剂防腐，保护生产套管。
五、登平29、28、30井目前状况及下步治理措施
长深登平29、30井于2013年底投产，目前CO2含量分别为13%、8%、3.59%，CO2分压最高分别为4.3MPa、2.8MPa和1.2MPa，处于高度腐蚀环境；借鉴前期防腐完井技术，最大限度降低作业储层污染，三口井根据分压不同分别制定防腐完井工艺；长深登平29井：电缆桥塞封堵、射孔+不压井二次固井+连续油管带压钻磨+速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐；长深登平28、30井：不压井作业下2-3/8〞P110 NU油管或下速度管柱完井，环空连续加注缓蚀剂防腐。
1.长深登平29井完井技术路线及施工要求
4月22日泄技套压力，6mm油嘴10分钟压力由18MPa降至3MPa，测试CO2含量15.3%，分析认为技套环空与井筒或地层存在微渗连通
设计套管悬挂器上部打电缆桥塞封堵井筒，电缆传输射开套管后正循环对套管固井；连续油管扫塞，连续油管完井，生产过程中连续加注缓蚀剂防腐。
六、其它低含或不含CO2气井带压状况及下步治理措施
1.已实施措施及带压状况
D平9、14井CO2含量3.1%、3.8%，不压井下入2-3/8〞P110油管，连续加注缓蚀剂防腐；其中D平9井技套带压，泄压缓降，与油压具有一定关联性；D平7等11口不含CO2气井技、表套不同程度带压，目前已完成泄压的D平19井泄压后又恢复。
2.安全风险评价及下步治理措施
不含CO2但技套环空带压气井，需要逐一泄压、取样验证带压原因。针对泄压后又恢复的气井设定带压限制（10-12MPa），连续监测，达到限制后泄压、取样；D平9井技套泄压后恢复、低含CO2，技套压降与油压具有一定相关性，需要进一步判断连通情况；若环空气体来源于产出气，则定期向技套环空挤注缓蚀剂防腐。