吳志明+楊玉豪+劉智勤

【摘 要】深水井套管環(huán)空壓力監(jiān)測和控制難度大。針對陵水地區(qū)深水高溫高壓井在測試階段井筒環(huán)空帶壓導致套管損毀和破壞的情況，通過建立井筒環(huán)空壓力預(yù)測模型進行深水環(huán)空帶壓井的套管設(shè)計，綜合考慮油管、套管、地層及海水間的傳熱效應(yīng)，建立井筒環(huán)空的壓力預(yù)測模型，進而運用模型對深水環(huán)空帶壓井的套管進行強度設(shè)計。綜合分析工程中減少和緩解環(huán)空帶壓影響的技術(shù)措施及其優(yōu)缺點，將該模型運用到陵水地區(qū)深水井的套管設(shè)計中，環(huán)空壓力計算結(jié)果相對誤差均在10%以內(nèi)，對陵水地區(qū)深水尤其勘探開發(fā)具有重要的現(xiàn)實意義。

【關(guān)鍵詞】深水；環(huán)空帶壓；熱膨脹效應(yīng)；套管；耦合；強度設(shè)計

深水井不同于陸地和淺水干式井口，受水深的影響，套管環(huán)空壓力監(jiān)測和控制難度大，而高溫高壓的油氣井在生產(chǎn)過程中會引起井筒溫度全面上升，導致密閉的套管和環(huán)空流體體積膨脹，從而引起套管環(huán)空內(nèi)產(chǎn)生附加的壓力，形成環(huán)空帶壓[1-3]。深水高溫高壓井具有以上兩種難點，其環(huán)空壓力受環(huán)空容積（幾何形狀改變引起）、流體進出和環(huán)空溫度三種因素的影響，在實際作業(yè)中，水下生產(chǎn)系統(tǒng)投產(chǎn)后只有油套環(huán)空壓力可以通過環(huán)空釋放閥安全釋放，而對于生產(chǎn)套管與技術(shù)套管環(huán)空壓力、技術(shù)套管與表層套管環(huán)空壓力尚無可靠、有效的處理手段，井筒環(huán)空壓力過高會導致套管損毀和破壞。

1 環(huán)空壓力計算模型

1.1 環(huán)空流體溫度計算

井筒壓力剖面計算依賴于井筒溫度剖面的預(yù)測，常規(guī)方法假設(shè)井筒溫度剖面線性化，井筒流體溫度與時間無關(guān)，這種處理方式適合于穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)。而在油氣井不穩(wěn)定測試時流量、壓力、溫度都處于不穩(wěn)態(tài)過程，沿用常規(guī)方法估計井筒溫度誤差較大，需要建立非穩(wěn)態(tài)傳熱模型，預(yù)測不同測試制度和時間下的井溫剖面。

1.1.1 穩(wěn)態(tài)傳熱溫度預(yù)測模型

針對長期穩(wěn)定生產(chǎn)過程，采用解析方法建立井筒穩(wěn)態(tài)傳熱模型，預(yù)測非線性井筒溫度剖面。井筒流體能量平衡機制見圖1，穩(wěn)定流動情況下的流體溫度表達式為：

1.1.2 瞬態(tài)傳熱溫度預(yù)測模型

針對試油測試的短期過程，建立井筒非穩(wěn)態(tài)傳熱模型，預(yù)測不同測試制度和時間下的井溫剖面。井筒瞬變溫度分布為：

1.2 井筒徑向溫度分布模型

考慮井筒流體向周圍地層巖石傳熱時，須克服油管壁、油管隔熱層、油套環(huán)空、套管壁、水泥環(huán)等產(chǎn)生的熱阻，除油套環(huán)空外，其它部分均為導熱傳熱，傳熱系數(shù)差別很大，使井筒各環(huán)空溫度分布呈非線性變化[4-5]。井筒徑向溫度分布如圖2。

井筒流體熱損失的計算公式：

由上式可知關(guān)鍵是確定具體井身結(jié)構(gòu)條件下的總傳熱系數(shù)，由于鋼材熱阻相對較小，可忽略測試管、套管對井眼總傳熱系數(shù)影響：

1.3 環(huán)空壓力計算模型

井筒環(huán)空由內(nèi)到外分別定義為第1環(huán)空到第n環(huán)空，井筒第i環(huán)空的體積變化與其臨近環(huán)空的壓力有關(guān)，可以計算的出井筒第i環(huán)空的體積變化如下：

式中前一項表示上一個環(huán)空和下一個環(huán)空對第i環(huán)空體積的影響，后一項為第i環(huán)空的軸向應(yīng)變引起的體積變化，整理可得：

根據(jù)流體體積彈性模量的定義，可以得出：

此式適用于每個同心的環(huán)空。對于第N個管柱形成的第N-1個環(huán)空來說，存在N-1個未知的壓力變化量。已知最內(nèi)部管柱的壓力變化量，就可以得到N-1個聯(lián)立的式來求解單個的壓力變化量，即井筒各環(huán)空壓力值。

2 環(huán)空帶壓井套管設(shè)計方法

環(huán)空帶壓井套管設(shè)計時需考慮套管的抗擠強度、抗拉強度、抗內(nèi)壓強度。安全系數(shù)計算如式所示。

校核復(fù)合應(yīng)力為基礎(chǔ)的強度安全系數(shù)，對于Von Mises三軸應(yīng)力強度，最小安全系數(shù)應(yīng)大于1.25：

在設(shè)計深水氣井生產(chǎn)套管時，應(yīng)注意井筒內(nèi)最危險的內(nèi)壓出現(xiàn)在油管螺紋或管體泄漏，油管掛，滑套、封隔器密封失效，并導致油管內(nèi)外連通。推薦深水高溫高壓氣井生產(chǎn)套管考慮上述特殊情況作抗內(nèi)壓設(shè)計，并制定安全預(yù)案。

3 環(huán)空帶壓預(yù)防措施分析

由于水下鉆井和生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)計的限制，有些密閉的環(huán)空沒有釋放壓力的通路（釋放到地層或通過套管閥），此時需要在鉆井工程設(shè)計中考慮如何降低和減緩環(huán)空帶壓的影響程度。結(jié)合南海西部陵水海域的海水環(huán)境和地質(zhì)特征，并經(jīng)過大量的計算分析，認為適宜采用以下幾點措施來預(yù)防環(huán)控帶壓。

4 應(yīng)用實例

南海某深水井的套管強度基本條件為單一外壓力剖面。在固井結(jié)束且環(huán)空水泥漿完全凝固后，各工況的外壓力剖面一樣，即水泥面以上為鉆井液，水泥面下為混漿水靜液柱壓力梯度。內(nèi)壓力考慮循環(huán)排氣。氣侵后采用司鉆法排出氣體過程中，套管內(nèi)是氣液兩相流。氣體井涌，套管試壓14MPa，繼續(xù)鉆進；考慮外擠力包括：部分掏空、繼續(xù)鉆井、固井；抗拉考慮下套管0.5m/s、固井碰壓、解卡過提150T。

4.1 Φ339.7mm技術(shù)套管強度校核結(jié)果

圖3、圖4為該井技術(shù)套管（Φ339.7mm）考慮不同的環(huán)空壓力（B環(huán)空）情況下的強度校核結(jié)果。從圖中可得：環(huán)空帶壓超過10MPa時，抗內(nèi)壓安全系數(shù)低于行業(yè)標準值；當環(huán)空帶壓超過25MPa時，三軸系數(shù)低于行業(yè)標準值。因此B環(huán)空帶壓超過10MPa后，該套管不安全。

4.2 Φ244.5mm生產(chǎn)套管強度校核結(jié)果

圖5、圖6為該井生產(chǎn)套管（Φ244.5mm）考慮不同的環(huán)空壓力（A環(huán)空）情況下的強度校核結(jié)果。從圖中可得：環(huán)空帶壓超過15MPa時，抗內(nèi)壓安全系數(shù)低于行業(yè)標準值；環(huán)空帶壓超過25MPa時，三軸系數(shù)低于行業(yè)標準值。因此A環(huán)空帶壓超過15MPa后，該套管不安全。

由上述校核可得：隨環(huán)空壓力升高，套管所處深度增大，安全系數(shù)逐步降低。當安全系數(shù)低于行業(yè)標準，須采取相應(yīng)的環(huán)空帶壓預(yù)防措施，如提高相應(yīng)的管材鋼級和安裝破裂盤以降低或減緩環(huán)空帶壓對井筒安全的影響。

5 結(jié)論與建議

（1）在深水井井筒安全方面，該文論述的環(huán)空帶壓井套管設(shè)計方法應(yīng)用于陵水區(qū)域某深水高溫高壓井的套管設(shè)計，得出各套管的在一定環(huán)空壓力值下的許用應(yīng)力并提出相應(yīng)的改進措施，對該井轉(zhuǎn)化生產(chǎn)井后的長期穩(wěn)產(chǎn)有重要意義。

（2）深水井預(yù)防環(huán)空帶壓的技術(shù)措施以及環(huán)空帶壓情況下降低井筒安全風險的技術(shù)措施，將環(huán)空壓力計算模型和環(huán)空帶壓井套管設(shè)計方法應(yīng)用于實際生產(chǎn)中，根據(jù)結(jié)果選用相應(yīng)的預(yù)防措施，對深水生產(chǎn)井減緩和預(yù)防環(huán)空帶壓情況有顯著成效。

（3）采用提高管材鋼級和壁厚、水泥漿返至上層套管鞋以下100m左右、利用可壓縮復(fù)合泡沫技術(shù)和VIT真空隔熱油管相結(jié)合的辦法，可以顯著提高南海陵水區(qū)域的深水高溫高壓井的井筒完整性。

【參考文獻】

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[3]張波，管志川，張琦，等. 高壓氣井環(huán)空壓力預(yù)測與控制措施[J].石油勘探與開發(fā)，2015，42（4）：518-522.Zhang Bo， Guan Zhichuan， Zhang Qi， et al. Prediction and control of annulus pressure in high pressure gas well[J].petroleum exploration and development，2015，42（4）：518-522.

[4]API RP 90，Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells [R]. USA， 2006.

[5]ISO/TS 16530-2，Well integrity—Part 2：Well integrity for the operational phase 2013（E）.

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