同武軍，趙維青，杜 威，鄭金龍

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，廣東湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，廣東湛江 524000）

南中國海深水開發(fā)井環(huán)空壓力管理實(shí)踐

同武軍1，趙維青1，杜 威2，鄭金龍2

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，廣東湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，廣東湛江 524000）

深水油氣田通常采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā)，如果在生產(chǎn)過程對各個(gè)環(huán)空壓力不進(jìn)行有效的管理將影響井筒完整性，嚴(yán)重的將導(dǎo)致井的報(bào)廢。本文介紹了井各個(gè)環(huán)空的定義，環(huán)空壓力形成的原因，常見的幾種環(huán)空壓力管理措施的優(yōu)缺點(diǎn)對比，分析了考慮環(huán)空壓力下的套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)工況考慮因素，并介紹了熱效應(yīng)引起的環(huán)空壓力計(jì)算流程。同時(shí)針對南海某深水開發(fā)氣田一口典型的生產(chǎn)井進(jìn)行了環(huán)空壓力計(jì)算，并對計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析后選擇經(jīng)濟(jì)安全的安裝破裂盤方式進(jìn)行管理，結(jié)論表明經(jīng)過近3年的生產(chǎn)，井筒完整性良好，達(dá)到了預(yù)期管理目的，為后期其他油氣田開發(fā)奠定了理論基礎(chǔ)，對工程具有指導(dǎo)意義。

深水井；水下生產(chǎn)系統(tǒng)；井筒完整性；環(huán)空壓力；熱效應(yīng)；破裂盤

深水油氣田通常采用水下井口加立式采油樹或者臥式采油樹進(jìn)行開發(fā)[1，2]，與采用地面采油進(jìn)行開發(fā)的淺水和陸地油氣田相比，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在井全生命周期內(nèi)各個(gè)套管之間環(huán)空帶壓，除生產(chǎn)管柱和生產(chǎn)套管（生產(chǎn)尾管）之間的環(huán)空壓力可通過臍帶纜或者采油樹生產(chǎn)通道進(jìn)行管理外，其他環(huán)空由于在安裝套管密封總成后無法進(jìn)行環(huán)空泄壓或者加壓管理[3-5]（見圖1）。如果在深水油氣田開發(fā)生產(chǎn)過程中不采取有效的措施進(jìn)行環(huán)空壓力管理及監(jiān)測，將導(dǎo)致井筒完整性破壞[6]，嚴(yán)重的將導(dǎo)致井的報(bào)廢。

本文以南海某深水油氣田為例，選擇了一口典型的開發(fā)井進(jìn)行不同生產(chǎn)工況下的環(huán)空壓力計(jì)算，并就計(jì)算結(jié)果進(jìn)行分析，最終選擇安全、經(jīng)濟(jì)的安裝破裂盤的方式進(jìn)行管理，在該井投產(chǎn)的3年內(nèi)井生產(chǎn)符合預(yù)期油田開發(fā)設(shè)計(jì)方案要求，井筒完整性良好，該井的實(shí)施為后期南海深水油氣田開發(fā)環(huán)空壓力管理奠定了理論基礎(chǔ)，對井環(huán)空壓力管理工程實(shí)踐具有指導(dǎo)意義。

圖1 地面采油樹各環(huán)空及監(jiān)測方式

1 環(huán)空壓力形成原因

1.1 環(huán)空定義

環(huán)空是指兩層管柱之間的空間，如圖1所示為常規(guī)的四層套管程序的典型井身結(jié)構(gòu)。A環(huán)空：生產(chǎn)管柱和生產(chǎn)套管之間的空間，B環(huán)空：生產(chǎn)套管和外層管柱之間的空間，其他環(huán)空以此類推。

1.2 環(huán)空壓力源

套管環(huán)空壓力形成的原因較多，但總體可以歸結(jié)為三類：（1）井生產(chǎn)過程中熱效應(yīng)引起的環(huán)空帶壓；（2）井在全生命周期內(nèi)管柱泄漏、工具失效等引起的套管環(huán)空持續(xù)帶壓；（3）熱采、氣舉等工藝或者監(jiān)測環(huán)空壓力需要施加在環(huán)空的壓力。本文以熱效應(yīng)引起的環(huán)空帶壓為主，井在測試或者生產(chǎn)過程中由于熱的地層流體在流經(jīng)生產(chǎn)管柱時(shí)由于熱傳導(dǎo)作用會(huì)對外部管柱環(huán)空流體產(chǎn)生加熱現(xiàn)象，當(dāng)環(huán)空圈閉的流體受熱后無法膨脹釋放壓力時(shí)，兩層管柱之間就形成圈閉壓力，圈閉流體的溫度及圈閉壓力隨產(chǎn)量的變化而變化。

2 套管環(huán)空壓力管理措施及優(yōu)缺點(diǎn)對比

深水井由于投資較大，風(fēng)險(xiǎn)較高，對井筒完整性的要求提出更高的要求，任何原因引起的套管柱失效都是不可接受的。環(huán)空壓力管理的方式眾多，采取安全、有效、合理的管理方式，既能保證井在全生命周期內(nèi)安全，又能節(jié)省成本。各種環(huán)空壓力管理措施的優(yōu)缺點(diǎn)對比（見表1）。

3 考慮環(huán)空壓力的套管強(qiáng)度校核

3.1 井工況考慮因素

深水開發(fā)井全生命周期內(nèi)經(jīng)歷鉆井、完井、生產(chǎn)及修井和棄置幾個(gè)階段。熱效應(yīng)引起的環(huán)空壓力升高主要和儲(chǔ)層溫度、井筒流動(dòng)流體特性、井筒流體流動(dòng)質(zhì)量速度、流體流動(dòng)時(shí)間、各層管柱之間環(huán)空流體熱膨脹性能等關(guān)鍵因素有關(guān)，儲(chǔ)層溫度越高、流體導(dǎo)熱性越好、流速越大對各層管柱及環(huán)空加熱速度越快，流動(dòng)時(shí)間越長，最終溫度也越高，環(huán)空流體越難壓縮最終環(huán)空壓力越高，由于鉆井、完井、修井和棄置四個(gè)階段井筒流體流動(dòng)速度遠(yuǎn)小于生產(chǎn)期間井筒流體流動(dòng)速度，因此環(huán)空壓力計(jì)算及管理主要是指井生產(chǎn)期間內(nèi)。各層管柱之間環(huán)空壓力最終值與圈閉環(huán)空最薄弱環(huán)節(jié)有關(guān)，一般情況下和固井水泥漿在套管環(huán)空中的高度有關(guān)，對于生產(chǎn)管柱以外的套管，當(dāng)水泥漿高度在套管鞋以上時(shí)，環(huán)空壓力最終值與內(nèi)層套管抗擠毀、外層套掛抗崩裂、固井水泥石最終發(fā)展強(qiáng)度及套管密封總成密封壓力有關(guān)，當(dāng)固井水泥漿高度在管鞋以下時(shí)，除和上述四個(gè)因素有關(guān)外還和地層破裂壓力有關(guān)。此外，在進(jìn)行開發(fā)井套管強(qiáng)度校核時(shí)還要考慮各個(gè)管柱之間環(huán)空流體密度的變化，通常初期各個(gè)環(huán)空流體性能能保持較好的穩(wěn)定性，流體密度變化范圍較小，但隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長，環(huán)空流體因穩(wěn)定性變化導(dǎo)致重晶石等加重材料沉淀引起密度發(fā)生變化。

表1 深水井環(huán)空壓力管理措施對比表

3.2 環(huán)空壓力計(jì)算流程

深水井海底泥面溫度較低，通常水深大于1500m時(shí)，泥面處溫度在4℃左右，當(dāng)井開始投產(chǎn)后井筒處于持續(xù)加熱狀態(tài)，環(huán)空壓力持續(xù)上升，當(dāng)井進(jìn)行關(guān)井、增產(chǎn)、減產(chǎn)、后期含水率上升、地層壓力衰竭等都會(huì)引起環(huán)空壓力的變化，因此，在計(jì)算環(huán)空壓力時(shí)首先確定井在全生命周期內(nèi)可能出現(xiàn)的工況，然后計(jì)算不同工況下的溫度分布，最終計(jì)算各個(gè)環(huán)空的環(huán)空壓力。

4 實(shí)例計(jì)算

Z氣田共有10口開發(fā)井，水深1500m左右，其中Z-8井是一口定向井，水深1500m，海底處溫度4℃，井身結(jié)構(gòu)為914mm導(dǎo)管、508mm表層套管、339mm中間套管、244mm與273mm組合生產(chǎn)套管，1采用140mm油管生產(chǎn)，日產(chǎn)氣140×104m3，日產(chǎn)油100m3，地層壓力34MPa，儲(chǔ)層溫度106℃，無硫化氫，完井液密度1.16g/cm3。按照最保守到實(shí)際情況的次序?qū)θN工況下的各個(gè)管柱之間環(huán)空壓力進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果（見表2）。

對三種環(huán)空帶壓工況下的套管強(qiáng)度進(jìn)行校核，在APB-1工況下339mm套管和244mm套管發(fā)生擠毀破壞，508mm套管發(fā)生破裂破壞，并且339mm套管在508mm套管破裂破壞之前發(fā)生擠毀破壞；APB-3工況下分別考慮339mm套管內(nèi)外鉆井液原始密度和沉降后最終密度兩種情況，339mm套管均滿足抗擠毀要求，但是244mm套管仍然發(fā)生擠壞破壞。因此，本井為了保障井全生命周期內(nèi)的安全生產(chǎn)必須采取有效的環(huán)空壓力管理措施。

本井環(huán)空壓力管理措施采用在339mm套管安裝破裂盤的方式，399mm套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度為34.6MPa，分別對安裝30.3MPa和27.5MPa兩種規(guī)格的破裂盤進(jìn)行校核，C環(huán)空環(huán)空壓力值根據(jù)508mm管鞋處地層破裂壓力計(jì)算，結(jié)果如下：

表2 Z-8井各環(huán)空壓力計(jì)算結(jié)果

（1）A環(huán)空不帶壓工況下選擇安裝30.3MPa規(guī)格破裂盤時(shí)，破裂盤破裂壓力小于339mm套管抗內(nèi)壓4.2MPa，當(dāng)A環(huán)空和B環(huán)空液體密度為原始密度時(shí)，270mm與224mm組合生產(chǎn)套管發(fā)生擠毀破壞；當(dāng)A環(huán)空流體密度為原始密度（由于完井液是氯化鉀鹽水生產(chǎn)期間的溫度環(huán)境下不會(huì)發(fā)生結(jié)晶沉淀與實(shí)際工況更符合），B環(huán)空液體密度由于加重材料沉降發(fā)生變化時(shí)，224mm生產(chǎn)套管滿足要求，270mm套管發(fā)生擠壞破壞。

（2）針對（1）考慮A環(huán)空帶壓6.9MPa時(shí)，當(dāng)A環(huán)空和B環(huán)空液體密度為原始密度時(shí)，270mm與224mm組合生產(chǎn)套管滿足要求。

（3）A環(huán)空不帶壓工況下選擇安裝27.5MPa規(guī)格破裂盤時(shí)，破裂盤破裂壓力小于339mm套管抗內(nèi)壓6.9MPa，當(dāng)A環(huán)空和B環(huán)空液體密度為原始密度時(shí)，270mm生產(chǎn)套管發(fā)生擠壞破壞，224mm滿足要求；當(dāng)A環(huán)空流體密度為原始密度（由于完井液是氯化鉀鹽水生產(chǎn)期間的溫度環(huán)境下不會(huì)發(fā)生結(jié)晶沉淀與實(shí)際工況更符合），B環(huán)空液體密度由于加重材料沉降發(fā)生變化時(shí)，270mm生產(chǎn)套管發(fā)生擠壞破壞，224mm生產(chǎn)套管滿足要求。

（4）針對（1）考慮A環(huán)空帶壓6.9MPa時(shí)，當(dāng)A環(huán)空和B環(huán)空液體密度為原始密度時(shí)，270mm與224mm組合生產(chǎn)套管滿足要求。

（5）針對339mm套管在安裝27.5MPa下的鉆井工況進(jìn)行校核，當(dāng)下入339mm套管后鉆311mm至該井段完鉆深度發(fā)生井控問題，全部井段被天然氣充滿的工況下，339mm套管抗壓強(qiáng)度滿足要求；當(dāng)311mm井段地質(zhì)提示漏失層發(fā)生漏失，液面下降到1200m時(shí)，339mm套管抗擠壞強(qiáng)度滿足要求。

因此，本井環(huán)空壓力管理措施采用A環(huán)空帶壓6.9MPa，339mm套管安裝27.5MPa破裂盤的方式。在安裝破裂盤時(shí)還要考慮實(shí)際固井過程中水泥最大返高，環(huán)空流體加重材料沉淀高度，生產(chǎn)制度調(diào)整導(dǎo)致環(huán)空流體擠入地層后回吐時(shí)產(chǎn)生的出砂等因素，避免破裂盤安裝位置不當(dāng)造成破裂被水泥漿封固、加重材料及地層出砂掩埋等風(fēng)險(xiǎn)。本井實(shí)際生產(chǎn)過程證實(shí)在近三年的生產(chǎn)過程中井筒完整性良好。

5 結(jié)論

對于采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā)的深水油氣田，只有A環(huán)空可以通過化學(xué)藥劑注入管線或者環(huán)空壓力監(jiān)測管線進(jìn)行泄壓或者監(jiān)測。通過實(shí)例計(jì)算表明，在進(jìn)行套管設(shè)計(jì)時(shí)必須要考慮生產(chǎn)期間各個(gè)環(huán)空由于熱載引起的環(huán)空帶壓問題，當(dāng)環(huán)空帶壓超過套管強(qiáng)度時(shí)必須采取有效的措施進(jìn)行管理以保障井在全生命周期內(nèi)的安全性和井筒完整性。在套管工況設(shè)計(jì)時(shí)要考慮各個(gè)環(huán)空流體沉降性，A環(huán)空是否需要帶壓，B環(huán)空以外的環(huán)空是否考慮通過管鞋地層破裂泄壓的方式來校核等。

［1]Deep Water Well Design and Construction［S］.API96，2013.

［2]Subsea wellhead system manual.2012.DRIL-QUIP.

［3]Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells［S］.API90.First Edition August 2006.

［4]Liu Baosheng，Yang jin，Zhou Bo，et al.Study of casing annular pressure for deepwater drilling and completions［R］.SPE 170318-MS，2004.

［5]楊進(jìn)，唐海雄，劉正禮，等.深水油氣井套管環(huán)空壓力預(yù)測模型［J］.石油勘探與開發(fā)，2013，40（5）：616-619.

［6]Norwegian Oil and Gas Recommended Guidelines for Well Integrity［S］.Revision 4 dated 06.06.2011.

Management method for annular pressure build up of deepwater well in south China sea

TONG Wujun1，ZHAO Weiqing1，DU Wei2，ZHENG Jinlong2
（1.CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.，Zhanjiang Guangdong 524000，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch，Zhanjiang Guangdong 524000，China）

Usually the deepwater oilflied is developed by subsea system.Thermal pressure build-up is very normal during the well production and should be mitigated with right way,if not it will cause failure of well integrity or even well abandonment.This paper gives a simply introduction of annular layers,the reasons causing annular pressure built-up,also presents the pros and cons of common methods on ABP mitigation.This paper also analysis the casing design load under APB and design flow of casing under thermal pressure build up.A case study of deepwater gas well in south China sea is presented to demonstrate the significant annular layers pressure during well production and the APB mitigation method determination with rupture disk,after three years production the well still keep good well integrity.This paper serves as a good reference and guideline for the annular pressure management of deepwater wells.

deepwater well；subsea production system；well bore integrity；annular pressure build up；thermal effect；rupture disk

TE355.9

A

1673-5285（2017）09-0024-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.006

2017－08-12

中國海洋石油總公司科研項(xiàng)目“深水井環(huán)空圈閉壓力控制技術(shù)及關(guān)鍵工具研究”，項(xiàng)目編號：CNOOC-KJ125、ZDXM12、LTD03、NFGC2014-08。

同武軍（1981-），工程師，2005年獲西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)工學(xué)學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)就職于中海油能源發(fā)展工程技術(shù)公司深水鉆采技術(shù)公司，主要從事深海石油鉆完井技術(shù)管理工作。