丁亮亮楊向同劉洪濤張 宇（.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 84000；.重慶礦產(chǎn)資源開發(fā)有限公司，重慶 40）

引用格式：丁亮亮，楊向同，劉洪濤，等.超深水平井尾管懸掛器下部環(huán)空壓力預測及其應用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：10-13.

超深水平井尾管懸掛器下部環(huán)空壓力預測及其應用

丁亮亮1楊向同1劉洪濤1張 宇2
（1.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000；2.重慶礦產(chǎn)資源開發(fā)有限公司，重慶 401121）

引用格式：丁亮亮，楊向同，劉洪濤，等.超深水平井尾管懸掛器下部環(huán)空壓力預測及其應用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：10-13.

摘要：超深水平井多封隔器分段改造作業(yè)過程中，井筒溫度下降造成尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力下降，易造成尾管懸掛封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。針對典型分段改造水平井井身結構，開展分段改造過程中尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化的影響因素和潛在后果分析，綜合考慮油管柱鼓脹效應引起的環(huán)空體積變化、井筒壓力溫度變化引起的環(huán)空流體體積變化和井筒溫度變化引起的油管柱體積變化對尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力的影響，建立了尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化預測模型。以塔里木油田一口超深水平井為例，開展了分段改造過程中尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力預測，并在此基礎上開展了封隔器和改造管柱力學分析。分析結果表明：超深水平井分段改造過程中，由于井筒溫度場急劇下降，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力相對坐封工況將發(fā)生大幅下降，從而給改造管柱和封隔器帶來非常大的失效風險，超深水平井分段改造管柱設計過程中必須充分考慮該因素。

關鍵詞：超深水平井；懸掛器；分段改造；環(huán)空壓力；預測模型

由于設計和施工的原因，油氣井井身結構內部可能存在一個或多個封閉空間，如帶封隔器管柱的油套環(huán)空、存在自由套管段的各套管環(huán)空。在測試或生產(chǎn)初期，由于井筒溫度的快速上升，井口各層套管環(huán)空封閉的流體溫度也會開始上升，從而導致環(huán)空封閉空間內的壓力升高，可能導致油管失效、套管失效和井口抬升等問題，國內外對此做了大量研究［1-4］。超深水平井分段改造作業(yè)過程中，井筒溫度急劇下降引起尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化，作業(yè)管柱和封隔器的受載狀況惡化，易造成改造管柱和封隔器失效。國內外相關研究非常少，相關文獻均假設尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力等于環(huán)空完井液流體壓力［5］，而對于超深水平井需要精確考慮作業(yè)過程中尾管懸掛器下部環(huán)空壓力的變化。筆者針對典型分段改造水平井井身結構，充分考慮尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力各影響因素，建立尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力預測模型，并通過實例井對預測方法進行了驗證和應用。

1　物理模型

典型分段改造水平井井身結構及管柱如圖1所示，首先采用鉆桿送入尾管懸掛器和封隔器管串到預定位置，投球打壓一次性坐封懸掛器和所有封隔器，然后丟手送入鉆桿柱、上提送入鉆桿柱，下入完井管柱至懸掛器頂部棘齒密封并坐掛油管，最后進行逐段改造后排液、投產(chǎn)。

圖1　 典型分段改造水平井井身結構及管柱圖

尾管懸掛器與下部第1個封隔器間的套管不射孔，因此，尾管懸掛器、下部第1個封隔器、油管和生產(chǎn)套管組成了一個完全封閉空間。超深井大排量分段改造過程中，由于井筒溫度下降和油管內壓力上升，環(huán)空內流體收縮和油管柱收縮將導致尾管懸掛器下部環(huán)空壓力下降，油管柱鼓脹效應引起的環(huán)空體積縮小和環(huán)空壓力下降引起的流體體積膨脹使尾管懸掛器下部環(huán)空壓力上升，尾管懸掛器下部環(huán)空壓力受以上4個因素的綜合影響。

超深水平井分段改造作業(yè)過程中，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化將影響分段改造管柱和封隔器的受力狀況，隨著井深、改造規(guī)模和地層壓力的增加，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化越大，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化對改造管柱的安全性影響也越大。

2　數(shù)學模型

尾管懸掛器下部環(huán)空中充滿了完井液，該封閉空間內流體的壓力滿足以下函數(shù)關系［6］

p=p（T，Vp，m）（1）

式中， p為尾管懸掛器下部環(huán)空當前壓力，MPa；T為尾管懸掛器下部環(huán)空溫度，℃；Vp為尾管懸掛器下部環(huán)空體積，m3；m為尾管懸掛器下部環(huán)空流體質量，kg。

由式（1）可以得出，尾管懸掛器下部環(huán)空壓力由井筒溫度下降引起的流體收縮、環(huán)空體積變化和環(huán)空流體總量變化3個因素決定的。改造過程中井筒溫度下降引起流體收縮造成的尾管懸掛器下部環(huán)空壓力下降可由下式計算

尾管懸掛器下部環(huán)空體積變化造成的尾管懸掛器下部環(huán)空壓力變化可由下式計算

式中，κT為尾管懸掛器下部環(huán)空內流體等溫壓縮系數(shù)，MPa-1；aa為尾管懸掛器下部環(huán)空內流體的熱膨脹系數(shù)，℃-1；ΔT為尾管懸掛器下部環(huán)空溫度的增加量，℃；ΔVa為尾管懸掛器下部環(huán)空體積的增加量，m3；Va為尾管懸掛器下部環(huán)空流體體積，m3。

尾管懸掛器下部環(huán)空為完全封閉空間，環(huán)空內流體質量保持恒定，因此，尾管懸掛器下部環(huán)空內流體質量變化造成的尾管懸掛器下部環(huán)空壓力變化量為0。

綜合式（2）和式（3）可得尾管懸掛器下部環(huán)空壓力變化的表達式為［10］

Δp=Δpt+Δpv（4）

井筒溫度下降引起流體收縮造成的環(huán)空壓力下降Δpt，根據(jù)分段改造過程中環(huán)空溫度變化量，結合環(huán)空流體的壓縮系數(shù)和熱膨脹系數(shù)便可計算出來。環(huán)空體積變化造成的尾管懸掛器下部環(huán)空壓力變化Δpv的計算，需要先計算出分段改造過程中封隔器間環(huán)空體積的增加量ΔVa。相對于封隔器坐封工況，分段改造作業(yè)過程中井筒壓力溫度均發(fā)生了較大變化，從而造成封隔器間油管柱與生產(chǎn)套管間環(huán)空體積的縮小，ΔVa包括以下4個部分。

（1）油管徑向收縮。油管柱會因溫度降低而發(fā)生徑向收縮，使尾管懸掛器下部環(huán)空的體積增大。根據(jù)溫度變化引起的油管柱徑向位移計算，可得溫度變化引起的環(huán)空體積增加量為［7］

（5）式中，at為油管柱的熱膨脹系數(shù)，℃-1；μ為油管柱的泊松比；rto為油管外徑，m； rti為油管內徑，m；Δx為油管柱微元段長度，m。

（2）油管徑向壓縮。油管柱外表面因環(huán)空壓力降低將產(chǎn)生徑向壓縮，使尾管懸掛器下部環(huán)空的體積減小。油管內外壓差變化產(chǎn)生的油管徑向位移為［8］

式中，E為油管柱材料的彈性模量，MPa。

油管內外壓差變化引起的環(huán)空體積變化為

（3）環(huán)空流體收縮。封隔器間環(huán)空中流體因溫度降低會發(fā)生體積收縮，由此引起的封隔器間環(huán)空體積變化為式中， rci為生產(chǎn)套管內徑，m。

（4）環(huán)空流體膨脹。封隔器間環(huán)空壓力降低會使環(huán)空內流體膨脹，由此產(chǎn)生的封隔器間環(huán)空體積變化為［9］

式中， Ea為尾管懸掛器下部環(huán)空內流體體積模量，MPa。

因此，封隔器間環(huán)空總體積變化量為

ΔVa= –ΔV1+ΔV2+ΔV3–ΔV4（10）

由于封隔器間環(huán)空壓力變化由流體冷收縮和環(huán)空體積變化2個因素決定的，且這2個因素間又相互影響，因此，通過井筒瞬態(tài)溫度場預測［10］，結合式（2）便可得出環(huán)空流體熱脹冷縮引起的封隔器間環(huán)空壓力變化，對式（5）~（10）進行迭代計算便可得出環(huán)空體積變化造成的尾管懸掛器下部環(huán)空壓力變化，結合式（4）便可計算出尾管懸掛器下部環(huán)空壓力的瞬態(tài)變化。

3　實例井分析

塔里木油田某超深水平井基本參數(shù)為：完鉆井深7 163 m，垂深6 495 m，造斜點6 244 m，井底溫度158 ℃，地溫梯度2.4 ℃/100 m，地層壓力系數(shù)1.14，井底壓力74.7 MPa，作業(yè)管柱包括1個尾管懸掛器封隔器和多個分段改造封隔器，尾管懸掛封隔器下深6 215 m，尾管懸掛封隔器下部第1個封隔器下深6 452 m。酸壓施工泵壓70~75 MPa，施工排量6~7 m3/min。

根據(jù)酸壓施工工況參數(shù)，開展井筒壓力場和溫度場模擬，得出酸壓過程中井筒壓力場和溫度場見圖2。從圖2可以看出，直井段油管內壓力隨井深逐漸增大，水平段油管內壓力隨井深逐漸減小，尾管懸掛封隔器下部油管內壓力約118 MPa；尾管懸掛封隔器下部油管內流體平均溫度為37 ℃。相對于原始地溫下降了116 ℃。

圖2　 酸壓過程中井筒壓力、溫度分布曲線

根據(jù)尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力溫度變化，采用本文建立的數(shù)學模型，便可開展尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力預測，得出尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力隨時間的變化關系（圖3）。從圖3中可以看出：隨著酸壓作業(yè)時間的增加，由于井筒溫度的持續(xù)下降，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力逐漸下降，泵注時間達到20 min時，封隔器間環(huán)空壓力基本穩(wěn)定在0 MPa左右。

傳統(tǒng)的設計方法均不考慮改造作業(yè)對尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力的影響，認為尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力保持不變。本文以改造過程中尾管懸掛封隔器下部環(huán)空溫度預測為基礎，結合環(huán)空壓力模擬，開展改造管柱、尾管懸掛封隔器和尾管懸掛封隔器下部第1個封隔器的強度校核（其他封隔器同理），強度校核結果見圖4、圖5，從圖中可以看出：采用傳統(tǒng)設計方法，本井的改造管柱、尾管懸掛封隔器和尾管懸掛封隔器下部第1個封隔器均滿足設計要求，作業(yè)過程中管柱和封隔器均安全；考慮改造引起的尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力下降后，封隔器間改造管柱的三軸應力小于設計安全系數(shù)，封隔器受載狀態(tài)均超出了信封曲線，作業(yè)過程中改造管柱、尾管懸掛封隔器和尾管懸掛封隔器下部第1個封隔器均存在風險大的失效風險，必須重新進行管柱設計或采取有效的風險緩解措施。

圖3　 尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力隨泵注時間的變化關系曲線

圖4　 改造管柱三軸應力校核結果

圖5　 上封隔器強度校核結果

4　結論

（1）針對超深水平井分段改造管柱尾管懸掛封隔器下部環(huán)空，綜合考慮油管柱鼓脹效應引起的環(huán)空體積變化、井筒壓力溫度變化引起的環(huán)空流體體積變化和井筒溫度變化引起的油管柱體積變化對尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力的影響，建立了尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力變化預測模型。

（2）針對塔里木油田一口超深水平井開展了分段改造管柱尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力預測，結合管柱力學分析得出：超深水平井分段改造過程中，由于井筒溫度場急劇下降，尾管懸掛封隔器下部環(huán)空壓力相對坐封工況將發(fā)生大幅下降，從而給改造管柱和封隔器帶來非常大的失效風險，超深水平井分段改造管柱設計過程中必須充分考慮該因素。

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（修改稿收到日期 2015-07-08）

〔編輯 朱 偉〕

Prediction and application of lower annular pressure of hanger of ultra-deep horizontal well

DING Liangliang1, YANG Xiangtong1, LIU Hongtao1, ZHANG Yu2
（1. Tarim Oilfield Company of CNPC, Korla 841000, China;
2. Chongqing Mineral Resources Development Co. Ltd., Chongqing 401121, China）

Abstract:During multi-packer segmented transformation of ultra-deep horizontal wells, temperature drop of shaft will cause drop of lower annular pressure of packer of tail tube hanger, which is easy to cause failure of packer of tail tube hanger, packer for lower segmented transformation as well as tubing string. In regard of the structure of horizontal well in typical segmented transformation, the analysis of affecting factors and potential consequences of change of lower annular pressure of packer of tail tube hanger during segmented transformation is developed, and full consideration is taken into for the influence on lower annular pressure of packer of tail tube hanger by annular volume change caused by ballooning effect of tubing string, annular fluid volume change caused by change of shaft pressure and temperature and volume change of tubing string caused by change of shaft temperature to establish a prediction model for change of lower annular pressure of packer of tail tube hanger. An ultra-deep horizontal well of Tarim Oilfield is taken for example to develop prediction for lower annular pressure of packer of tail tube hanger during segmented transformation, and mechanical analysis is developed for packers and tubing strings under transformation on this basis. The analysis results show that, during segmented transformation of ultra-deep horizontal wells, sharp drop of shaft temperature field will greatly lower relative setting conditions of lower annular pressure of packer of tail tube hanger, thus to bring about high risk of failure to tubing strings and packers under transformation. Therefore, it is necessary to take into full consideration of such factors in design of tubing string during segmented transformation of ultra-deep horizontal well.

Key words:ultra-deep horizontal well; hanger; segmented transformation; annular pressure; prediction model

作者簡介：丁亮亮，1983年生。2011年畢業(yè)于西南石油大學油氣井工程專業(yè)，獲博士學位，主要從事油氣井桿管柱力學和井完整性方面的研究工作，高級工程師。電話：15209963121。E-mail：lld1210@163.com。

基金項目：國家科技重大專項子課題“超深超高壓高溫氣井試油、完井及儲層改造配套技術”（編號：2011ZX05046-04）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.003

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0010 – 04

文獻標識碼：A

中圖分類號：TE21