段澤輝 張 智 張 超 王 漢 曾春珉 李 晶

(1. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057；2. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500)

高溫高壓氣井完井管柱設(shè)計方法

段澤輝1張 智1張 超1王 漢2曾春珉1李 晶2

(1. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057；2. 西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500)

針對鶯瓊盆地高溫高壓地質(zhì)環(huán)境對完井管柱選材、套管柱適用性設(shè)計等方面帶來的一系列的技術(shù)問題，開展了高溫高壓氣井完井管柱選材及基于服役壽命的套管柱適用性設(shè)計研究。在常規(guī)氣井基礎(chǔ)上，考慮了高溫下材料強度降低的補償設(shè)計，拉力余量法的套管柱設(shè)計，腐蝕缺陷套管剩余強度設(shè)計和環(huán)空帶壓對生產(chǎn)套管強度的影響，并結(jié)合目標井進行了實例分析。

高溫高壓； 完井管柱； 服役壽命； 腐蝕缺陷； 環(huán)空帶壓

中國南海鶯瓊盆地(鶯歌海、瓊東南盆地)地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，具有高溫、高壓，含不等量CO2(2%～49%)，具有地下熱流和異常地質(zhì)運動、泥拱(泥丘)等特點。高溫高壓氣井在生產(chǎn)過程中，由于溫度和壓力的變化容易造成管柱變形，威脅管柱安全[1]。另外高溫高壓深井或超深井含腐蝕性介質(zhì)越來越多，完井管柱優(yōu)化設(shè)計及作業(yè)難度越來越大，對安全可靠性的要求也越來越高。

為保證油氣井開采壽命和井筒安全，國內(nèi)外學(xué)者對高溫高壓含CO2的氣井管柱(油管、油層套管)的強度設(shè)計和材料選擇展開了大量的研究。張智等[2-3]人提出了井筒完整性設(shè)計理念，推薦了井筒腐蝕完整性管理方法及技術(shù)流程，給出了井筒安全屏障系統(tǒng)劃分方法，從實體屏障、水力屏障、操作屏障3方面討論了井筒安全屏障分類和功能，以及油管柱設(shè)計及完整性管理。胡順渠等人[4-5]探討了不同工況條件下完井管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計思路，確定了川西高產(chǎn)井的完井生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)，提出了川東北完井生產(chǎn)管柱設(shè)計思路，同時提出了高溫高壓含硫氣井可采用尾管固井后回接、增加管柱壁厚以及上大下小的復(fù)合套管柱結(jié)構(gòu)，以降低上部管柱的應(yīng)力水平、解決高強度與抗硫能力要求間的矛盾。郭建華等人[6]提出了高溫高壓高酸性氣井完井管柱設(shè)計的原則，形成了一套基于第四強度理論的不同工況條件下完井管柱三軸應(yīng)力強度校核方法，以及高溫高壓高酸性氣井封隔器完井管柱設(shè)計方法。文敏等人[7]針對海上高溫高壓氣田的地質(zhì)環(huán)境給生產(chǎn)管柱下放、承壓、受力變形、耐腐蝕等方面帶來的一系列的技術(shù)問題，探討了高溫高壓氣井生產(chǎn)管柱的優(yōu)化設(shè)計?？紤]完井作業(yè)時的儲層保護，生產(chǎn)管柱要滿足生產(chǎn)、后期作業(yè)及生產(chǎn)測試的需要，同時為了盡量節(jié)約工期，提高效益，通常采用射孔生產(chǎn)聯(lián)作的管柱形式[8]。高溫高壓氣井投產(chǎn)過程中，腐蝕條件惡劣，安全風(fēng)險大，對管柱的材質(zhì)、結(jié)構(gòu)要求高。本次主要針對完井管柱材料選擇技術(shù)，開展基于有限服役壽命的管柱的適用性設(shè)計研究，包括高溫下材料強度降低的補償設(shè)計、拉力余量法的套管柱設(shè)計及考慮油套環(huán)空帶壓的生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓設(shè)計等。

1 完井管柱材料選擇技術(shù)

中國南海鶯瓊盆地某目標井CO2體積分數(shù)為12%，地層壓力系數(shù)為1.4，井底溫度為138 ℃，完井管柱選材難度較大。

1.1 油套管選材依據(jù)

JFE超級13Cr-110(SUPER 13Cr-110)油套管廣泛被用于油氣井。JFE公司為了降低制造成本，開發(fā)了鉬含量低的鋼種JFE-HP1-13Cr-110，其Ni的質(zhì)量分數(shù)為3.5%～4.5%，Mo的質(zhì)量分數(shù)為0.8%～1.5%。同時，也開發(fā)了與該材料類似的材料JFE-HP2-13Cr-110，其標志性合金成分Ni的質(zhì)量分數(shù)為5.0%～5.5%，Mo的質(zhì)量分數(shù)為2.0%～2.5%。根據(jù)點蝕與均勻腐蝕速率等條件，中海油建立了純CO2環(huán)境中的綜合選材圖版。該選材圖版主要由兩大因素控制：CO2分壓與溫度。CO2分壓與溫度分別介于0.01～10.00 MPa，30～170 ℃。圖版主要適用于Cl-質(zhì)量分數(shù)不超過25 000×10-6，流速不超過2.5 ms的油氣井生產(chǎn)管柱的選材。該條件幾乎涵蓋了中海油4海域的所有油氣田，彌補了以往圖版只在碳鋼和不銹鋼之間選材的不足，填補了研究空白，提高了油套管選材的經(jīng)濟合理性。日本住友公司給出了含CO2、H2S氣井的選材模版。該選材模板中規(guī)定在CO2分壓大于20 kPa，H2S分壓小于 3 kPa，溫度小于180 ℃時，在封隔器以上100～150 m至井底的油層套管和油管柱選用13CrS材料。

1.2 油套管材料選擇推薦方法

基于鶯瓊盆地的實際條件，建議的選材方案為：浸泡于CO2腐蝕環(huán)境中的套管、油管推薦選用S41425或S41426馬氏體不銹鋼或與JFE-HP2-13Cr-110類似的材料。上述選用鋼種的特征是：C的質(zhì)量分數(shù)較低，Ni的質(zhì)量分數(shù)為5%左右，Mo的質(zhì)量分數(shù)為2%左右，具有較高的抗縫隙腐蝕能力。如果不考慮螺紋縫隙腐蝕，也可選用JFE-HP1-13Cr-110。另外結(jié)合實際腐蝕工況，選用經(jīng)過調(diào)質(zhì)處理的材料，推薦套管柱材料選擇方案為：封隔器以上 100～150 m至井底的油層套管，選擇13Cr-110S(S41425或S41426鋼種)或與JFE-HP2-13Cr-110類似的材料；封隔器以上至井口的油層套管，選擇2Cr P110或3Cr P110經(jīng)濟型抗CO2腐蝕套管(中海油研究總院設(shè)計為Q125 碳鋼)。推薦油管柱選用13Cr-110S(S41425或S41426鋼種)或與 JFE-HP2-13CR-110類似的材料。

2 基于有限服役壽命的套管柱適用性設(shè)計

2.1 腐蝕后油套管剩余強度計算

腐蝕后油套管軸向抗拉強度、套管抗內(nèi)壓強度、套管抗擠強度根據(jù)式(1)～(3)計算。

T=πσy[R2-(r+vt)2]4

(1)

(2)

(3)

式中：T—— 套管軸向抗拉強度，kN；

σy—— 套管管體屈服強度，MPa；

R—— 套管名義外徑，mm；

r—— 套管名義內(nèi)徑，mm；

t—— 套管服役時間，a；

v—— 套管腐蝕速率，mma；

Pbo—— 套管抗內(nèi)壓強度，MPa；

Pco—— 套管抗擠強度，MPa。

根據(jù)實驗室適用性測試結(jié)果，可以得到不同套管的腐蝕速率。根據(jù)服役壽命，預(yù)測套管剩余強度，校核其安全性。

2.2 考慮環(huán)空帶壓的抗內(nèi)壓設(shè)計

目前國際上比較通用的計算方法是根據(jù)API RP90(海上油氣井環(huán)空帶壓管理)標準提供的計算模型[9]，最大允許環(huán)空壓力的確定方法如下：

(1) 計算A環(huán)空井口允許的最大帶壓值PA。取生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓強度Ppro的50%、技術(shù)套管抗內(nèi)壓強度Pin的80%和油管抗擠毀強度PTub的75%三者之間的最小值，公式表達如下：

PA=min{0.50Ppro,0.80Pin,0.75PTub}

(4)

(2) 計算B環(huán)空井口允許的最大帶壓值PB。取技術(shù)套管抗內(nèi)壓強度Pin的50%、表層套管抗內(nèi)壓強度Psur的80%和生產(chǎn)套管抗擠毀強度Pprc的75%三者之間的最小值，公式表達如下：

PB=min{0.50Pin,0.80Psur,0.75Pprc}

(5)

(3) 計算C環(huán)空井口允許的最大帶壓值PC。取表層套管抗內(nèi)壓強度Psur的50%、導(dǎo)管磨損抗內(nèi)壓強度Pcon的80%和技術(shù)套管抗擠毀強度Pic的75%三者之間的最小值，公式表達如下：

PC=min{0.50Psur,0.80Pcon,0.75Pic}

(6)

根據(jù)上述模型，可以得到該井各環(huán)空允許的最大帶壓值。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

3.1 儲層特征分析

中國南海鶯瓊盆地儲層物性好，厚度大，存在有利的儲蓋組合。高溫高壓條件下形成了商業(yè)性氣藏，且天然氣組份優(yōu)良，目標井的井身結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1 目標井井身結(jié)構(gòu)示意圖

根據(jù)目標井儲層特征和井身結(jié)構(gòu)設(shè)計[10]，預(yù)測其生產(chǎn)指標(日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)水量)，結(jié)果如圖2所示。

圖2 目標井生產(chǎn)指標預(yù)測曲線

該井井底流壓為32 MPa，井筒壓力場、溫度場、速度場以及產(chǎn)水剖面分別見圖3 — 圖6。

從圖3可以看出，當(dāng)產(chǎn)量一定時，井筒壓力總是隨著井深增加而增加。假設(shè)井底流壓為32 MPa不變，井口壓力隨產(chǎn)量增加而減小。

從圖4可以看出，產(chǎn)量對井筒溫度場影響較大。在油管柱力學(xué)設(shè)計、環(huán)空帶壓管理等方面需要重點關(guān)注井筒溫度的變化。當(dāng)產(chǎn)量一定時，井筒溫度隨井深增加而增加。假設(shè)井底溫度為138 ℃不變，井口溫度隨產(chǎn)量增加而增加。

從圖5可以看出，流體流速隨著井深及產(chǎn)量的增加而增加。根據(jù)相態(tài)模擬計算，直井沿全井筒均處于環(huán)霧流狀態(tài)。

圖3 井筒壓力場預(yù)測

圖4 井筒溫度場預(yù)測

圖5 井筒速度場預(yù)測

圖6 產(chǎn)水剖面預(yù)測

從圖6可以看出，當(dāng)產(chǎn)量一定時，井筒內(nèi)的產(chǎn)水量隨井深增加而減少。假設(shè)井底溫度為138 ℃，井底流壓為32 MPa不變，其井口產(chǎn)水量隨日產(chǎn)氣量的增加而增加。

3.3 套管安全服役壽命評估

油套管通常同時遭受內(nèi)部流體介質(zhì)引起的內(nèi)壁腐蝕和外部腐蝕介質(zhì)產(chǎn)生的外壁腐蝕，導(dǎo)致其壁厚減薄，承壓能力和抗擠能力下降，影響油套管的安全服役壽命。腐蝕深度對生產(chǎn)套管安全系數(shù)的影響見圖7。從圖中可以看出，隨著腐蝕深度的增大，抗內(nèi)壓、抗外擠、三軸安全系數(shù)都逐漸降低。當(dāng)腐蝕深度達到2.3 mm時，抗擠安全系數(shù)為1.120，與《海洋鉆井手冊》規(guī)定的1.125接近，基本滿足要求。

圖7 腐蝕深度與生產(chǎn)套管安全系數(shù)關(guān)系曲線

環(huán)空帶壓導(dǎo)致環(huán)空壓力增加，生產(chǎn)套管存在抗內(nèi)壓強度不足、封隔器反向漏失等問題。產(chǎn)生環(huán)空帶壓后，導(dǎo)致套管承受的內(nèi)壓力增加。環(huán)空帶壓對生產(chǎn)套管安全系數(shù)的影響見圖8。從圖中可以看出，隨著環(huán)空帶壓的增大，套管的抗內(nèi)壓安全系數(shù)及

三軸安全系數(shù)隨之降低，但環(huán)空帶壓值始終處于Norsok D010標準推薦的最大環(huán)空帶壓值允許范圍內(nèi)時，生產(chǎn)套管安全系數(shù)滿足要求。

圖8 環(huán)空帶壓與生產(chǎn)套管安全系數(shù)關(guān)系曲線

4 結(jié) 語

綜合考慮中海石油(中國)有限公司湛江分公司提供的選材圖版、Nippon Steel & Sumitomo Metal(NSSMC)的材料選擇表，推薦了高溫高壓氣井完井管柱的選材方案，指出在油管柱力學(xué)設(shè)計、環(huán)空帶壓管理等方面需要重點關(guān)注溫度的影響。

[1] 劉志森,劉德華.氣井完井管柱安全狀態(tài)評估系統(tǒng)設(shè)計與應(yīng)用[J].斷塊油氣田,2009，16(6):97-98.

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Design of Completion String in High Temperature and High Pressure Gas Well

DUANZehui1ZHANGZhi2ZHANGChao1WANGHan2ZENGChunmin1LIJing2

(1. Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China;2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

In order to solve a series of technical problems brought by the geological environment of high temperature and high pressure reservoir in Yingqiong basin, this paper aims to study the casing string design, in the perspectives of selection of well completion pipe strings and the applicability of it. On the basis of conventional gas well, we take many factors into consideration, such as compensation design of material strength reduction under high temperature, casing string in tension residual method, residual strength design of corrosion defect casing and annulus pressure on the strength of the casing. Finally, an example analysis is carried out in combination with aimed well.

high temperature and high pressure; completion pipe string; service life; corrosion defect; annulus pressure

2016-06-03

國家科技支撐計劃項目“高強度耐腐蝕油井管用鋼生產(chǎn)技術(shù)”(2011BAE25B04)；國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05023-004)；四川省科技廳項目“頁巖氣水平井套管完整性研究”(2016JQ0010)；四川省省屬高校科技創(chuàng)新團隊建設(shè)計劃項目“井筒完整性與安全”(13TD0026)

段澤輝(1971 — )，男，高級工程師，研究方向為鉆井完井工程。

TE257

A

1673-1980(2017)01-0067-04