引言

自美国页岩气革命以来，世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。中国“十三五”规划明确提出，要在2020年之前使天然气消费比重达到中国一次能源消费比重的10%以上。因此，大力开发页岩气是中国能源发展的大趋势^[1-2]。目前，中国页岩气可采储量居世界第一，但由于其储层致密、孔隙度低等特点，页岩气的商业化开采只能通过水平井技术和水力压裂技术实现，而水力压裂过程易造成水泥环及套管损坏，导致井筒屏障单元失效，严重威胁页岩气井的井筒完整性^[3]。截至2017年12月的统计数据显示，涪陵页岩气区块投产的223口井中共有169口井出现了不同程度的环空带压问题，环空带压井的占比高达75.8%；同时，压裂施工作业对页岩气井环空带压情况的统计结果显示，表层套管环空带压井数在压裂前占比为27.80%，而压裂后环空带压井数占比达到39.58%，增加了11.78%；技术套管环空带压井数在压裂前占比为10.42%，而压裂后环空带压井数占比升高到45.83%，增加了35.41%^[4-5]。虽然放喷作业可以缓解环空带压，但进行环空放压操作时，需要明确放压值大小，以保证环空压力在安全可靠范围内，因此，需要通过环空带压控制值及环空带压管控图版指导现场操作，保证安全生产。

2006年，美国石油协会发布了API RP90《海上油田环空压力管理推荐做法》，给出了海洋油气井的环空压力控制范围。但该标准未考虑钻井、生产等作业中套管磨损、腐蚀等因素的影响^[6]。2011年，Kinik等基于Bleedoff-Buildup(B -B)测试方法对环空带压进行了定量风险分析^[7]，并采用概率方法及LOT实验分析了环空带压对套管鞋最大压力的影响，研究了环空带压的风险评价计算方法和相应的软件。2016年，美国石油协会针对陆地油气井发布了API RP90-2《陆上油田环空压力管理推荐做法》，在API RP90的基础上，考虑了井口装置、完井设备、地层等因素的承压能力，给出了环空带压控制值计算方法^[8]；2017年，张智等基于API RP 90-2，重点考虑了油压、地层压力、环空流体压力对管柱的压力平衡作用以及套管鞋处地层的承压能力^[9-10]，建立了适用于陆上油气田的环空带压安全评价方法，并通过主成分分析法(PCA)和BP神经网络法对井筒完整性风险等级进行了预测；2018年，Vu等通过模拟气体泄漏途径^[11]，发现水泥石缩径和膨胀、气体窜漏是环空带压形成的主要原因；2019年，Adebayo等对Niger Delta地区某井的环空带压问题进行了研究^[12]，通过环空带压诊断、流体取样、地质分析、井筒完整性测井等手段，分析了环空带压的形成原因及临时解决办法。尽管国内外学者对页岩气井环空带压形成机理及危害有清晰的认识，但是对页岩气井环空临界控制值的研究还很少，已经建立的方法也由于考虑的因素不全面，与现场实际生产仍存在较大差异。

因此，本文考虑页岩气井储层压力、产量变化、腐蚀以及磨损等因素，分析实际生产中环空各组件承压能力随服役时间的变化情况，建立了页岩气井环空带压临界控制值计算方法及井口环空压力控制图版，识别影响环空带压临界控制值的关键因素，为现场生产提供有效指导。

1 环空带压定义

环空定义为油管和套管之间或套管和套管之间的空间。一般情况下井筒包含A、B、C等3类环空，如图 1所示。

油管和生产套管之间的环空为A环空；生产套管和技术套管、技术套管与技术套管之间的环空为B$_1$、B$_2$......B$_n$环空；表层套管和与之相邻的技术套管之间的环空称为C环空^[13]。当地层流体不可控制地流窜至环空引起的环空起压现象即为环空带压，在页岩气井中，环空带压主要由于大排量压裂造成水泥环、套管失效引起^{[14, 15]}。而环空带压控制值则为油气井实现安全生产的环空承压能力限定值，其大小为各环空组件承压能力的最小值，即为环空薄弱点能够承受的最大压力值。

2 环空带压临界控制值计算方法 2.1 常规计算方法

考虑油套管的原始强度得到各环空的环空带压临界控制值计算方法^[6]

$ \left\{ \begin{array}{l} {p_{\rm{A}}} = \min (0.5{P_{{\rm{pb}}}}, 0.8{P_{\rm{{i1b}}}}, 0.75{P_{{\rm{tc}}}})\\ {p_{{{\rm{B}}_{\rm{1}}}}} = \min (0.5{P_{\rm{{i1b}}}}, 0.8{P_{{\rm {i2b}}}}, 0.75{P_{{\rm{pc}}}})\\ {p_{{{\rm{B}}_{\rm{2}}}}} = \min (0.5{P_{\rm{{i2b}}}}, 0.8{P_{\rm{{i3b}}}}, 0.75{P_{\rm{{i1c}}}})\\ \vdots \\ {p_{{{\rm{B}}_{n\!-\!1}}}}\!\!=\!\!\min (\!0.5{P_{{\rm{i}}(n\!-\! 1){\rm{b}}}}, 0.8{P_{{\rm{i}}n{\rm{b}}}}, 0.75{P_{{\rm{i}}(n\!-\!2){\rm{c}}}}\!)\\ {p_{{{\rm{B}}_n}}} = \min (0.5{P_{{\rm{i}}n{\rm{b}}}}, 0.8{P_{{\rm{sb}}}}, 0.75{P_{{\rm{i}}(n - 1){\rm{c}}}})\\ {p_{\rm{c}}} = \min (0.3{P_{{\rm{sb}}}}, 0.75{P_{{\rm{i}}n{\rm{c}}}}) \end{array} \right. $

(1)

式中：

${p_{\rm{A}}} $— A环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{pb}}}$—生产套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{i}}{\rm{1b}}}$—第1层技术套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{tc}}}$—油管抗外挤强度，MPa；

${p_{{{\rm{B}}_{\rm{1}}}}}$— B$_1$环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{i}}{\rm{2b}}}$—第2层技术套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{pc}}}$—生产套管抗外挤强度，MPa；

${p_{{{\rm{B}}_{\rm{2}}}}}$— B$_2$环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{i}}{\rm{3b}}}$—第3层技术套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{i}}{\rm{1c}}}$—第1层技术套管抗外挤强度，MPa；

${p_{{{\rm{B}}_{n - 1}}}}$— B$_{n-1}$环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{i}}(n - 1){\rm{b}}}$—第$n-1$层技术套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{i}}n{\rm{b}}}$—第$n$层技术套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{i}}(n - 2){\rm{c}}}$—第$n-2$层技术套管抗外挤强度，MPa；

${p_{{{\rm{B}}_n}}}$— B$_n$环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{sb}}}$—表层套管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{cb}}}$—导管抗内压强度，MPa；

$P_{{\rm{i}}(n - 1){\rm{c}}}$—第$n-1$层技术套管抗外挤强度，MPa；

${p_{\rm{c}}}$— C环空井口压力控制值，MPa；

$P_{{\rm{i}}n{\rm{c}}}$—第$n$层技术套管抗外挤强度，MPa。

上述方法仅简单考虑油套管强度，并未考虑油层套管腐蚀、技术套管磨损、封隔器承压、套管头密封方式及强度、环空流体压力以及环空各节点强度随时间变化等因素，特别在页岩气井中，由于长水平段钻井导致管柱磨损严重，引起管柱强度降低；同时当腐蚀性气体进入环空时，导致管柱强度由于腐蚀随时间逐渐降低。因此，针对页岩气井环空带压控制值计算时，上述方法存在一定局限。

2.2 改进环空带压控制值计算方法

考虑磨损、腐蚀、环空流体压力等因素，以及井口装置、生产套管、油管、技术套管、封隔器承压能力随服役时间变化情况，得到改进环空带压控制值计算方法^[8]

$ p(t) = \min ({p_1}, {p_2}(t), {p_3}(t), {p_4}(t), {p_5}(t), {p_6}) $

(2)

式中：

$p(t)$—环空带压控制值，MPa；

$t$—服役时间，a；

$p_1$—基于井口装置承压能力的环空带压控制值，MPa；

${p_2}(t)$—基于生产套管抗内压能力的环空带压控制值，MPa；

${p_3}(t)$—基于生产套管抗外挤能力的环空带压控制值，MPa；

${p_4}(t)$—基于油管抗外挤能力的环空带压控制值，MPa；

${p_5}(t)$—基于封隔器承压能力的环空带压控制值，MPa；

$p_6$—基于技术套管抗内压能力的环空带压控制值，MPa。

2.2.1 井口装置承压能力

根据API RP90-2取安全系数为0.8，则基于井口装置承压能力的环空带压控制值为

$ {p_1} = 0.8 {p_{\rm{w}}} $

(3)

式中：

$p_{\rm{w}}$—井口装置额定工作压力，MPa。

2.2.2 基于生产套管承压能力的环空带压控制值

地层腐蚀性气体进入环空引起的套管腐蚀将使套管承压能力随服役时间持续降低，同时套管内外流体压差将影响套管实际承压能力。则基于生产套管抗内压能力的环空带压控制值为

$ {p_2}(t) = 0.8 [{P_{{\rm{pb}}}}(t) - \Delta {p_{{\rm{wcd1}}}}] $

(4)

式中：

$P_{{\rm{pb}}}(t)$—考虑腐蚀、磨损后套管薄弱点处剩余抗内压强度，MPa；

$\Delta p_{{\rm{wcd1}}}$—套管内外流体压差，MPa。

同理可得基于生产套管抗外挤能力的环空带压控制值为

$ {p_3}(t) = {P_{{\rm{pc}}}}(t) + \Delta {p_{{\rm{wcd1}}}} $

(5)

式中：$P_{{\rm{pc}}}(t)$—考虑腐蚀、磨损后套管薄弱点处剩余抗外挤强度，MPa。

其中，套管内外流体压差为套管内环空保护液液柱压力$p_{\rm{pin}}$与套管外流体压力$p_{\rm{pout}}$的差值

$ \Delta {p_{{\rm{wcd1}}}}{\rm{ = }}{p_{{\rm{pin}}}} - {p_{{\rm{pout}}}} $

(6)

式中：

$p_{{\rm{pin}}}$—套管内环空保护液液柱压力，MPa；

$p_{{\rm{pout}}}$—套管外流体压力，MPa。

2.2.3 基于油管抗外挤能力的环空带压控制值

由于页岩气井中普遍含有少量CO$_2$气体，存在一定腐蚀，影响油管柱承压能力，同时，由于页岩气井储层压力衰减速度较快，导致管内流体压力随服役时间、产量波动较大，影响油管实际承压能力，则基于油管抗外挤能力的环空带压控制值为

$ {p_4}(t) = 0.8\left[ {{P_{{\rm{tc}}}}(t) - \Delta {p_{{\rm{wcd2}}}}(t)} \right] $

(7)

式中：

$P_{{\rm{tc}}}(t)$—考虑腐蚀、储层压力衰减后油管薄弱点处实际抗外挤强度，MPa；

$\Delta {p_{{\rm{wcd2}}}}(t)$—油管内外流体压差，MPa。

其中油管内外流体压差为油管外环空保护液液柱压力$p_{\rm{tout}}$与油管内流体压力$p_{\rm{tin}}(t)$

$ \Delta {p_{{\rm{wcd2}}}}(t){\rm{ = }}{p_{{\rm{tout}}}} - {p_{{\rm{tin}}}}(t) $

(8)

式中：

$p_{{\rm{tout}}}$—油管外环空保护液液柱压力，MPa；

$p_{{\rm{tin}}}(t)$—油管内流体压力，MPa。

2.2.4 基于封隔器承压能力的环空带压控制值

由于页岩气储层压力衰减速度较快，封隔器下部压力随之衰减，影响封隔器实际承压能力，则不考虑封隔器自身承压能力衰减及环空流体泄漏，根据API RP90-2取安全系数为0.8，则基于封隔器承压能力的环空带压控制值为

$ {p_5}(t) = 0.8\left[ {{p_{{\rm{ce}}}} + {p_{{\rm{down}}}}(t) - {p_{{\rm{up}}}}} \right] $

(9)

式中：

$p_{{\rm{ce}}}$—封隔器承压等级，MPa；

$p_{{\rm{down}}}(t)$—封隔器下部流体压力，MPa；

$p_{{\rm{up}}}$—封隔器上部流体压力，MPa。

2.2.5 基于技术套管抗内压能力的环空带压控制值

由于页岩气井多为套管完井，页岩气井长水平段钻井引起技术套管磨损严重，因此，由于磨损和管内外流体压力影响，基于技术套管承压能力的环空带压控制值为

$ {p_6} = {{P_{{\rm{ib}}}} - \Delta {p_{{\rm{wcd3}}}}} $

(10)

式中：

$P_{{\rm{ib}}}$—考虑磨损后技术套管薄弱点处剩余抗内压强度，MPa；

$\Delta {p_{{\rm{wcd3}}}}$—技术套管内外流体压差，MPa。

其中，技术套管内外流体压差为技术套管内流体压力$p_{\rm{iin}}$与技术套管外流体压力$p_{\rm{iout}}$的差值

$ \Delta {p_{{\rm{wcd3}}}}{\rm{ = }}{p_{{\rm{iin}}}} - {p_{{\rm{iout}}}} $

(11)

式中：

$p_{{\rm{iin}}}$—技术套管内流体压力，MPa；

$p_{{\rm{iout}}}$—技术套管外流体压力，MPa。

2.3 考虑服役时间管柱强度变化 2.3.1 磨损预测

目前磨损预测方法基本基于White和Dawson的磨损效率模型建立^[16]，套管磨损是由钻杆接头传递到套管表面的摩擦能量引起，则根据能量转化关系得到管柱磨损体积预测公式^[17-18]

$ V{\rm{ = }}2{\rm{ \mathsf{ π} }} {r_{\rm{d}}}\dfrac{{60{L_{\rm{d}}}/{v_{\rm{d}}}}}{{{v_{\rm{p}}}}}\dfrac{{\eta {F_{\rm{N}}}\mu }}{{{H_{\rm{b}}}}} $

(12)

式中：

$V$—金属磨损体积，m$^3$；

$r_{\rm{d}}$—钻杆接头半径，m；

$L_{\rm{d}}$—页岩气井水平段长度，m；

$v_{\rm{d}}$—页岩气水平段钻进速度，m/h；

$v_{\rm{p}}$—页岩气水平段钻井转速，r/min；

$\eta $—能量转化效率，无因次；

$F_{\rm{N}}$—钻杆接头表面和套管内表面之间的接触力，N；

$\mu$—摩擦系数，无因次；

$H_{\rm{b}}$—套管布氏硬度，N/m$^2$。

钻杆与套管间接触力$F_{\rm{N}}$由式(13)计算^[19]

$ {F_{\rm{N}}} = \sqrt {{{\left( {T_{\rm{N}}\Delta \varphi \sin \theta } \right)}^2} + {{\left( {T_{\rm{N}}\Delta \theta + {W_{\rm{f}}}\sin \theta } \right)}^2}} $

(13)

式中：

$T_{\rm{N}}$—钻柱单元下端的轴向拉力，N；

$\Delta \varphi$—方位角增量，(°)；

$\theta $—井斜角，(°)；

$\Delta \theta $—井斜角增量，(°)；

$W_{\rm{f}}$—钻柱单元在钻井液中重力，N。

得到管柱磨损体积后，如图 2所示，根据月牙形磨损几何关系得到套管磨损深度关系式^[20]

$ w = {r_{\rm{d}}} - R + \sqrt {{R^2} - {r_{\rm{d}}}^2{{\sin }^2}\dfrac{\alpha }{2}} - {r_{\rm{d}}}\cos \dfrac{\alpha }{2} $

(14)

其中：

$\alpha = 2\arcsin \sqrt {1 - {{\left[ {\dfrac{{{r_{\rm{d}}}^2 - {R}^2 - {{({R} - {r_{\rm{d}}} + w)}^2}}}{{2({R} - {r_{\rm{d}}} + w){R}}}} \right]}^2}} $

式中：

$w$—套管磨损深度，m；

$R$—套管内圆半径，m；

$\alpha$—两圆交点与套管圆心的圆心角，rad。

2.3.2 腐蚀预测

目前关于CO$_2$腐蚀预测模型较多，针对页岩气井低CO$_2$含量情况，可采用DW-95模型，该模型中包含了与流速无关的腐蚀反应动力学过程及与流速相关的传质过程两部分^[21-22]

$ v = \dfrac{1}{{\dfrac{1}{{{v_{\rm{r}}}}} + \dfrac{1}{{{v_{\rm{m}}}}}}} $

(15)

式中：

$v$—管柱短期腐蚀速率，mm/a；

$v_{\rm{r}}$—受活化反应控制的腐蚀速度，mm/a；

$v_{\rm{m}}$—受物质传递控制的腐蚀速度，mm/a。

动力学过程

$ \lg {v_{\rm{r}}} = 5.07 - \dfrac{{1119}}{T} + 0.58\lg {p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} - \\ \qquad \;\;\; 0.34({\rm{pH}} - {\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}) $

(16)

式中：

$T$—井筒温度，K；

$p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}$—井筒CO$_2$分压，MPa；

pH—实际测得溶液的pH值，无因次；

${\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}$—一定CO$_2$分压下溶液pH的计算值，无因次。

$ {\rm{p}}{{\rm{H}}_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} = 3.82 + 0.0038T - 0.5\lg (10 {p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}}) $

(17)

传质过程

$ {v_{\rm{m}}} = 2.45\dfrac{{{u^{0.8}}}}{{{R_{{\rm{in}}}^{0.2}}}}{p_{{\rm{C}}{{\rm{O}}_{\rm{2}}}}} $

(18)

式中：

$R_{{\rm{in}}}$—套管原始内径，mm；

$u$—混合流体流速，m/s。

但在实际生产中，管柱长期的腐蚀速率与短期腐蚀速率差异甚大，因此，结合目前已有的基于腐蚀时间效应的腐蚀速率预测模型，得到管柱长期腐蚀预测模型^[23]

$ {v^{'}} = a{t_{\rm{d}}}^{{b}} $

(19)

式中：

$v^{'}$—管柱长期腐蚀速率，mm/a；

$t_{\rm{d}}$—测试时间，a；

$a$，$b$—具体材料和环境体系的系数，无因次。

2.3.3 剩余强度计算

在API 5C3标准中，给出了管柱强度计算方法，包括管柱单轴抗拉强度、单轴抗内压强度及单轴抗外挤强度^[24]，但管柱磨损、腐蚀后会引起管柱壁厚减薄，导致管柱强度降低。根据等效壁厚原理，将磨损深度$w$及腐蚀速率$v$代入管柱强度计算公式，得到单轴应力条件下管柱腐蚀剩余强度计算模型^[25-27]。

剩余单轴抗拉强度

$ {T_{\rm{o}}} = {{{\rm{ \mathsf{ π} }} {\sigma _{\rm{y}}}\left[ {{R_{{\rm{out}}}}^2 - {{({R_{{\rm{in}}}} + w + vt)}^2}} \right]} / 4} $

(20)

式中：

$T_{\rm{o}}$—管柱剩余单轴轴向抗拉强度，kN；

$\sigma _{\rm{y}}$—管柱屈服强度，MPa；

$R_{{\rm{out}}}$—原始管柱外径，mm。

剩余单轴抗内压强度

$ {P_{{\rm{bo}}}} = 0.875\dfrac{{2{\sigma _{\rm{y}}}(\delta - w - vt)}}{{{R_{{\rm{out}}}}}} $

(21)

式中：

$P_{{\rm{bo}}}$—管柱剩余单轴抗内压强度，MPa；

$\delta$—管柱名义壁厚，mm。

剩余单轴抗外挤强度

$ P_{\mathrm{co}}=2 \sigma_{\mathrm{y}} \frac{\left[R_{\mathrm{out}} /(\delta-w-v t)\right]-1}{\left[R_{\mathrm{out}} /(\delta-w-v t)\right]^{2}} $

(22)

式中：

$P_{{\rm{co}}}$—管柱剩余单轴抗外挤强度，MPa。

3 实例计算

X井为某区块页岩气井，其地层温度为90 ℃，最高地层压力为50 MPa，其井身结构如图 3所示。

3.1 相关参数计算 3.1.1 套管磨损预测

该井技术套管采用外径为196.85 mm的P110套管，壁厚15.115 mm。水平段长度为1 675 m，钻井液密度为2.1 g/cm$^3$，钻具组合采用斜坡钻杆、斜坡加重钻杆、钻铤、钻头钻具组合，钻压80 kN，转速100 r/min，机械钻速2 m/h，具体参数见表 1。

根据式(12)至式(14)计算可得该井技术套管磨损剩余壁厚如图 4所示。由图 4可知，整个技术套管沿井深均存在不同程度的磨损，由于页岩气井长水平段钻井过程，导致技术套管在狗腿度较大的部分发生了较大的磨损，造成技术套管壁厚明显减薄。

3.1.2 油套管内外流体等效压力预测

油管内部流体压力随储层压力及产量变化，而油管外部流体压力为环空保护液液柱压力。不考虑环空保护液漏失，则根据该井产量、储层压力变化情况预测得到油管内外流体等效压力如图 5所示。由图可知，由于储层压力的降低，导致油管等效流体压力随服役时间增大而增大，同时油管等效流体压力随井深增加而逐渐增加。

3.1.3 腐蚀速率预测

该井井筒环境基本参数见表 2。

根据井筒环境参数、产量及储层压力变化情况预测得到油、套管柱腐蚀速率随时间变化情况分别如图 6、图 7所示。

油管柱腐蚀速率随服役时间增加而减小，且随井深增加而先增大后减小。套管柱腐蚀速率与油管柱腐蚀速率变化趋势基本相同，也随服役时间增长而减小，随井深增加而先增大后减小，且由于CO$_2$分压较低，油套管腐蚀速率相差较小。

3.1.4 管柱剩余强度计算

由腐蚀预测结果及式(20)至式(22)得到油管柱剩余抗外挤强度如图 8所示。

油管剩余抗外挤强度随着服役时间增加而减小，上部油管由于腐蚀速率较低，其抗外挤强度随井深缓慢减小，在腐蚀速率最大处，油管抗外挤强度最小，为油管薄弱点所在。

同理，可以得到生产套管剩余抗外挤强度，如图 9所示。由于套管腐蚀速率较小，生产套管剩余抗外挤强度随服役时间增加呈缓慢下降的趋势，但由于腐蚀的影响，生产套管剩余抗外挤强度随井深增加而减小，但在1 500 m之后，由于套管腐蚀速率减小，剩余抗外挤强度随井深逐渐增大。

由腐蚀预测结果及式(20)及式(22)得到套管柱剩余抗内压强度如图 10所示。其变化规律与套管剩余抗外挤强度变化趋势基本一致，随服役时间增加呈缓慢下降的趋势，同时随井深增加而略微减小，但在1 500 m之后，由于腐蚀速率的减小而随井深逐渐增大。

由磨损预测结果及式(20)及式(22)得到技术套管柱剩余抗内压强度如图 11所示。由图 11可知，技术套管抗内压强度及抗外挤强度变化趋势与其磨损剩余壁厚变化趋势一致，随磨损量的增加而减小。

3.2 环空带压临界控制值计算

由式(1)，式(2)得到环空带压临界控制值随生产服役时间变化曲线如图 12所示。由图 12可知，在服役早期，由于井筒腐蚀较弱，常规环空带压控制值计算方法计算结果小于改进环空带压控制值计算方法，且不随服役时间的增加而变化；而改进方法计算得到的环空带压临界控制值随服役时间的增加而不断减小，在服役初期环空压力控制值主要受井口装置、技术套管承压能力影响，随着腐蚀发生，主要受油管承压能力影响。

根据改进环空带压控制值计算方法，得到X井环空带压管理图版如图 13所示。当出现环空带压问题时，应当保持环空压力在推荐工作压力上限与推荐工作压力下限之间，当环空压力大于推荐工作压力上限时，应采取相应措施降低环空压力，保证安全生产。

4 结论

(1) 针对页岩气井环空带压问题，基于API RP90-2环空压力临界控制值计算方法，考虑页岩气井储层压力、产量变化、腐蚀以及磨损等因素，分析实际生产中环空各组件承压能力随服役时间的变化情况，建立了页岩气井环空压力临界控制值计算方法及井口环空压力控制图版，与常规环空带压控制值计算方法相比，计算结果更加符合现场实际。

(2) 页岩气井环空带压临界控制值在服役早期主要受井口装置、技术套管承压能力影响，到服役后期时，由于腐蚀的发生，主要受油管薄弱点抗外挤强度影响，且随服役时间增加而不断降低，当环空压力控制值小于地层压力时，需要对环空压力值进行监测并采取相应措施，以保证安全生产。