趙密鋒，胡芳婷，耿海龍

(中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

塔里木油田氣藏集中在天山南坡條帶狀的構(gòu)造上，是世界上少有的超高壓氣藏的富集區(qū)域。氣井地層壓力為100～125 MPa、地層溫度為150～180 ℃、儲層埋藏為6 000～8 100 m，多數(shù)井為典型的超深超高溫超高壓氣井(“三超”氣井)，同時產(chǎn)層流體含二氧化碳(0.3%～1.5%)，且產(chǎn)層水礦化度較高，Cl-含量約為130 000 mg/L。按國際上廣泛認(rèn)可的高溫高壓氣井分級標(biāo)準(zhǔn)，上述地區(qū)已進(jìn)入超高溫超高壓級(Ultra HTHP)。高溫高壓氣井除自身井況復(fù)雜苛刻外，由于自然產(chǎn)能低，普遍需要進(jìn)行大排量的酸壓或加砂壓裂增產(chǎn)改造措施，導(dǎo)致氣井工況更加惡劣復(fù)雜[1]。因此，實(shí)現(xiàn)高溫高壓井安全高效開發(fā)面臨重大技術(shù)挑戰(zhàn)，特別是井筒的完整性。目前在世界范圍內(nèi)可借鑒的成功經(jīng)驗(yàn)較少，為了勘探開發(fā)需要，塔里木油田高溫高壓氣井生產(chǎn)套管多采用特殊螺紋接頭套管，而完井管柱普遍采用超級13Cr特殊螺紋接頭油管，常用的扣型多為國際先進(jìn)的氣密封扣型，如TSH563、BEAR、FOX、VAM TOP等，但是在高溫高壓氣井生產(chǎn)過程，仍然存在高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常情況[2-5]。針對上述現(xiàn)象，本文對高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常情況進(jìn)行了深入調(diào)研和系統(tǒng)分析，為降低高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常失效概率提供重要技術(shù)依據(jù)。

1 塔里木油田高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常調(diào)研

對塔里木油田143口高溫高壓氣井環(huán)空壓力進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)31口井環(huán)空壓力異常，其中因油管柱滲漏或油管和套管連通導(dǎo)致環(huán)空壓力異常井有27口，占已投產(chǎn)井的18.9%。對管柱滲漏導(dǎo)致環(huán)空異常壓力井完井管柱扣型進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，其中采用FOX和BEAR特殊螺紋接頭油管的氣井發(fā)生環(huán)空壓力異常19起，環(huán)空壓力異常比例為73.1%；采用TSH563和VAM TOP特殊螺紋接頭油管的氣井環(huán)空壓力異常7起，環(huán)空壓力異常比例為26.9%。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，F(xiàn)OX和BEAR特殊螺紋接頭油管的壓縮效率(油管接頭壓縮效率定義為管體承受壓縮能力的百分?jǐn)?shù))分別為60%和80%，而TSH563和VAM TOP特殊螺紋接頭油管的壓縮效率為100%，說明不同扣型螺紋的壓縮效率與高溫高壓氣井環(huán)空異常壓力有一定的關(guān)聯(lián)，壓縮效率高的特殊螺紋接頭油管不易發(fā)生滲漏，氣井環(huán)空異常壓力發(fā)生的概率低。

為了進(jìn)一步分析環(huán)空壓力異常原因，對DN2-22井起出油管進(jìn)行逐根檢測。該井2009年8月投產(chǎn)，在2015年4月18日關(guān)井檢修過程中發(fā)現(xiàn)A、B、C環(huán)空壓力均快速上升，2015年8月進(jìn)行修井作業(yè)，對取出的501根HP1-13Cr油管(FOX和BEAR兩種接頭)進(jìn)行了全面的腐蝕檢測和失效分析。已知該井地層溫度132.4 ℃，原始地層壓力107 MPa，目前井底壓力為88.2 MPa(預(yù)測)，CO2含量為0.35%。起出油管后發(fā)現(xiàn)油管管體最大壁厚偏差均在±10.0%公稱壁厚以內(nèi)，壁厚減薄不明顯，僅發(fā)生輕微均勻腐蝕，但發(fā)現(xiàn)螺紋接頭部位均存在腐蝕現(xiàn)象，腐蝕形貌如圖1和圖2所示，其中397根油管接頭發(fā)生了臺肩面腐蝕，164根油管接頭發(fā)生內(nèi)倒角腐蝕，134根油管接頭臺肩面與內(nèi)倒角結(jié)合處腐蝕，134根油管接頭內(nèi)倒角與管體過渡處腐蝕，兩種扣型密封面均發(fā)生嚴(yán)重點(diǎn)蝕，最大點(diǎn)蝕深度為201 μm。從圖2可以看出，正常情況下，高壓氣體在油管內(nèi)由下往上流動，但圖2中的腐蝕形貌表明，臺肩面和密封面已有腐蝕痕跡，說明高壓氣體已通過密封面，油管接頭已發(fā)生泄漏，油管和套管連通造成環(huán)空壓力升高。

圖1 FOX扣型油管接頭密封面點(diǎn)蝕形貌

圖2 BEAR扣型油管接頭密封面點(diǎn)蝕形貌

2 高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常原因分析

從圖1和圖2的宏觀形貌可見，油管接頭的臺肩面、倒角處和密封面已有腐蝕痕跡，說明高壓氣體通過了密封面，油管接頭發(fā)生了泄漏，因此油管接頭泄漏引起油管和套管連通是造成環(huán)空壓力升高的直接原因。經(jīng)過統(tǒng)計(jì)分析，環(huán)空壓力異常占總高溫高壓氣井的1/4，環(huán)空壓力異常氣井比例較高，是目前高溫高壓氣井的主要事故形式。由于塔里木油氣田均采用國際主流的特殊螺紋接頭油管，不同扣型的氣井環(huán)空壓力異常比例不同，當(dāng)油管接頭扣型壓縮效率低于100%時，氣井就容易出現(xiàn)環(huán)空壓力異常；當(dāng)油管接頭扣型的壓縮效率為100%時，氣井出現(xiàn)環(huán)空壓力異常的概率就比較低，說明油管接頭扣型的壓縮效率與高溫高壓氣井環(huán)空壓力有一定的關(guān)聯(lián)性，以下從生產(chǎn)工況下油管所受的載荷和接頭壓縮能力兩個方面進(jìn)行計(jì)算分析。

1)生產(chǎn)工況下油管所受的載荷 塔里木油田研究表明，油管柱在生產(chǎn)工況下受力條件苛刻[6-10]，根據(jù)竇益華的研究結(jié)果[11]，在內(nèi)壓、外壓、軸向力、管柱彎曲后與井壁的接觸支反力和彎矩等五個影響管柱應(yīng)力和變形的載荷及溫度作用下，井下管柱將產(chǎn)生軸向變形。按照結(jié)構(gòu)分析及管柱力學(xué)分析的一般方法，將井下管柱的軸向變形分為軸力(包括自重和活塞力)變形、溫度變形、鼓脹變形、螺旋彎曲變形四個分量；將坐封工況下上述四種變形的數(shù)值作為“零點(diǎn)”，其它工況下管柱的各個變形分量與“零點(diǎn)”對應(yīng)分量的差值稱作活塞效應(yīng)、溫度效應(yīng)、鼓脹效應(yīng)、螺旋彎曲效應(yīng)；上述四種“效應(yīng)”的代數(shù)和就是因工況改變井下管柱變形的變化量；若該變形變化量受到限制，將轉(zhuǎn)化為軸向力。其中溫度變形ΔLt和鼓脹變形ΔLe的簡化計(jì)算公式如(1)式和(2)式所示：

(1)

(2)

式中，L為封隔器坐封深度，m；T(z)為井深z處管柱的溫度，℃；Tso為下鉆時的地面溫度，℃；β為管材線性熱脹系數(shù)，1/℃；μ為管材泊松比，無量綱；D為管柱外徑，m；d為管柱內(nèi)徑，m。

當(dāng)油氣井處于生產(chǎn)狀態(tài)時油管柱會發(fā)生螺旋彎曲，在高流速流體作用下會發(fā)生震顫，如圖3所示。此外，生產(chǎn)過程中每次開關(guān)井，油管柱都會承受一次脈動載荷。由于生產(chǎn)過程中的震顫導(dǎo)致油管接頭可能發(fā)生松動，而且生產(chǎn)時的螺旋彎曲作用油管接頭均會附加壓縮載荷(油管接頭彎曲時一側(cè)受拉，一側(cè)受壓)。上述的統(tǒng)計(jì)可知，油管接頭壓縮效率低時出現(xiàn)環(huán)空壓力異常的概率高，油管接頭壓縮效率高時出現(xiàn)環(huán)空壓力異常的概率低；在廠家規(guī)定壓縮效率條件下，接頭具有良好的密封性能，如果油管接頭所受載荷超過了其壓縮效率，接頭的密封無法保證。由于存在震顫和附加載荷，導(dǎo)致油管接頭成為管柱中最薄弱的環(huán)節(jié)，尤其是壓縮載荷，當(dāng)附加載荷和正常的壓縮載荷疊加超過接頭的壓縮極限，接頭可能發(fā)生密封失效，因此在選擇和評價油管接頭需要分析壓縮效率及接頭的因振動導(dǎo)致的松動問題。

圖3 油管柱彎曲震顫示意圖

2)接頭壓縮能力 根據(jù)API RP 5C5全尺寸評價試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)，油管接頭壓縮效率為管體承受壓縮能力的百分比，也即在該壓縮效率下進(jìn)行評價試驗(yàn)時，接頭不發(fā)生密封泄漏或結(jié)構(gòu)失效，密封評價試驗(yàn)主要為載荷包絡(luò)線試驗(yàn)。以A系試驗(yàn)為例，在95%VME載荷路徑沿順時針方向?yàn)槔臁?內(nèi)壓→內(nèi)壓→壓縮+內(nèi)壓→壓縮→壓縮+外壓→外壓→拉伸+外壓→拉伸，試驗(yàn)時按順時針加載路徑和逆時針加載路徑分別進(jìn)行載荷包絡(luò)線試驗(yàn)。油管接頭在受到單軸拉伸和外壓時降低油管接頭的密封性能(引起外螺紋和內(nèi)螺紋密封面分離)，油管接頭在受到單軸壓縮和內(nèi)壓時增加油管接頭的密封性能(引起外螺紋和內(nèi)螺紋密封面貼合)。當(dāng)油管接頭承受拉伸和壓縮循環(huán)載荷時，由于95%VME載荷接近接頭的極限強(qiáng)度，同時由于接頭局部存在應(yīng)力集中，承受循環(huán)載荷時，可能局部(臺肩、螺紋、密封面)發(fā)生塑性變形，如圖4(a)所示，拉伸后螺紋牙底可能發(fā)生塑性變形，如圖4(b)所示，壓縮時臺肩和螺紋牙底可能發(fā)生塑性變形，如圖4(c)所示，拉伸后再反向壓縮，或壓縮后再反向拉伸，由于存在塑性變形，局部結(jié)構(gòu)不能回到原始位置，導(dǎo)致循環(huán)試驗(yàn)時循環(huán)初期油管接頭未發(fā)生泄漏，而在循環(huán)試驗(yàn)后期油管接頭發(fā)生泄漏。

圖4 某特殊螺紋接頭有限元分析應(yīng)力云圖

高溫高壓氣井通常井深較深，壓力也較高，油管在入井時承受拉伸載荷，在井下又承受內(nèi)壓、外壓和壓縮載荷。全尺寸油管試驗(yàn)是模擬油管在井下的受力狀況進(jìn)行試驗(yàn)，壓縮效率高，說明該油管接頭在循環(huán)載荷條件下，能夠承受更高的壓縮載荷而不發(fā)生泄漏。因此，生產(chǎn)過程中由于溫度變化以及采氣過程中油管承受拉伸和壓縮交變載荷，為了保證高溫高壓氣井生產(chǎn)安全，盡可能選擇壓縮效率高的油管接頭，以保證油氣井的安全生產(chǎn)。

3 高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常預(yù)防措施研究

高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常的主要原因是油管接頭泄漏引起油管和套管連通，而油管泄漏主要是因?yàn)槠浣宇^的壓縮效率低，因此，在預(yù)防高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常方面需要試驗(yàn)分析接頭的壓縮效率及接頭的振動性能。

3.1 高溫高壓氣井油管評價標(biāo)準(zhǔn)選擇

特殊螺紋油管和套管全尺寸評價方法主要采用ISO 13679和API RP 5C5，該標(biāo)準(zhǔn)包含了大多數(shù)油氣井不同工況的油管和套管試驗(yàn)，是石油天然氣工業(yè)的油管和套管的設(shè)計(jì)驗(yàn)證試驗(yàn)程序及產(chǎn)品接收準(zhǔn)則的依據(jù)，驗(yàn)證所試驗(yàn)油管和套管的性能能否達(dá)到生產(chǎn)廠家所承諾的試樣載荷包絡(luò)線和極限載荷，從而滿足油氣田的使用要求。

該標(biāo)準(zhǔn)包含了油井管所承受的五種載荷：液體壓力(內(nèi)壓和/或外壓)、氣體壓力(內(nèi)壓)、軸力(拉伸和/或壓縮)、彎曲(翹曲和/或井筒變形)及上扣扭矩，其試驗(yàn)?zāi)康氖菣z測粘扣趨勢、密封性能和結(jié)構(gòu)完整性。對應(yīng)于接頭應(yīng)用級別有四個試驗(yàn)等級：CALⅣ(8個試樣)為最苛刻應(yīng)用環(huán)境；CAL Ⅲ(6個試樣)為苛刻的應(yīng)用環(huán)境；CALⅡ(4個試樣)為非苛刻的應(yīng)用環(huán)境；CALⅠ(3個試樣)為最簡單的應(yīng)用環(huán)境。

ISO 13679和API RP 5C5標(biāo)準(zhǔn)指出用戶應(yīng)根據(jù)特定服役條件確定接頭的適用級別。套管和油管的選用應(yīng)以滿足工況要求為目的，應(yīng)綜合分析井深、壓力、溫度、環(huán)境載荷和介質(zhì)等各種工況的影響。由以上工況可知，地層壓力為107 MPa，地層溫度為132 ℃，該區(qū)域工況為高溫超高壓氣井，根據(jù)該工況條件，所選油管需要通過CAL Ⅳ試驗(yàn)(溫度180 ℃，試驗(yàn)介質(zhì)為氣體)。由于井下油管承受螺旋屈曲附加壓縮載荷，選擇壓縮效率為100%，同時油管在使用中存在震顫，因而需要增加振動補(bǔ)充試驗(yàn)。

3.2 高溫高壓氣井油管全尺寸試驗(yàn)

1)試樣 高溫高壓氣井油管全尺寸試驗(yàn)選取的試樣為Φ114.3 mm×9.65 mm S13Cr 110特殊螺紋接頭油管。

2)試驗(yàn)項(xiàng)目和試驗(yàn)程序 高溫高壓氣井油管全尺寸試驗(yàn)的試驗(yàn)項(xiàng)目和試驗(yàn)程序?yàn)椋涸囼?yàn)試樣加工→常規(guī)和附加理化性能試驗(yàn)→螺紋參數(shù)測量→臺肩刻槽→上、卸扣試驗(yàn)→密封試驗(yàn)→極限載荷試驗(yàn)，試驗(yàn)程序如圖5所示。

圖5 油管螺紋連接試驗(yàn)程序

3)試驗(yàn)設(shè)備 試驗(yàn)設(shè)備為全尺寸上、卸扣試驗(yàn)機(jī)和復(fù)合加載試驗(yàn)機(jī)。

4)全尺寸評價試驗(yàn)結(jié)果 根據(jù)ISO 13679—2002的有關(guān)規(guī)定，對外螺紋油管接頭扭矩臺肩端面進(jìn)行刻槽。對1～4號試樣的A端扭矩臺肩上徑向貫穿刻槽；兩處刻槽周向相隔180°，刻槽最小深度為0.2 mm；對兩刻槽處打磨以防粘結(jié)發(fā)生，刻槽不應(yīng)穿過外螺紋主密封面，如圖6所示。

圖6 扭矩臺肩刻槽要求

對油管試樣進(jìn)行上、卸扣試驗(yàn)，上/卸扣方法依據(jù)ISO 13679—2002《石油天然氣工業(yè)套管和油管螺紋連接試驗(yàn)程序》標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。每次上扣前對螺紋進(jìn)行仔細(xì)檢查、清洗、風(fēng)干，內(nèi)螺紋和外螺紋均需均勻涂抹螺紋脂，上扣速度≤6 r/min。所有試樣在上卸扣過程中均未發(fā)生粘扣，最后一次卸扣后4號內(nèi)螺紋和外螺紋形貌如圖7所示。

圖7 最后一次卸扣后螺紋形貌

對油管接頭進(jìn)行振動模擬試驗(yàn)，試驗(yàn)過程中實(shí)際振動頻率與加速度檢測如圖8所示。

圖8 振動試驗(yàn)頻率-加速度檢測圖

從圖8可見試驗(yàn)較真實(shí)地模擬了油管下鉆和放噴期間的振動頻率與加速度情況，并在工況模擬之后，進(jìn)行了高頻和高加速度的加速振動試驗(yàn)。

復(fù)合載荷密封試驗(yàn)包括依據(jù)ISO 13679 B系加載點(diǎn)的200 ℃高溫試驗(yàn)、模擬克深9氣田工況試驗(yàn)以及參照塔里木油田補(bǔ)充試驗(yàn)程序的循環(huán)載荷試驗(yàn)。整個試驗(yàn)過程中試樣未發(fā)生泄漏和結(jié)構(gòu)失效，極限載荷均超過管材100%等效屈服強(qiáng)度水平，如圖9所示。

圖9 試驗(yàn)載荷包絡(luò)線圖

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

根據(jù)確定的油管全尺寸試驗(yàn)評價方案，對滿足壓縮效率100%、且通過補(bǔ)充振動評價試驗(yàn)的油管接頭進(jìn)行現(xiàn)場試用。目前塔里木庫車山前在用油管接頭抗壓縮效率(接頭與管體壓縮強(qiáng)度之比)已全部達(dá)到100%(數(shù)據(jù)來源于各廠家委托第三方進(jìn)行ISO 13679—2002 CAL IV試驗(yàn)報(bào)告)，已應(yīng)用121井次，見表1。經(jīng)過試用，僅有4口井環(huán)空壓力異常，占已投產(chǎn)井?dāng)?shù)的3.3%。

表1 氣密封接頭油管抗壓縮效率升級情況(數(shù)據(jù)截至2019年底)

表1中2018年使用的LION接頭油管的壓縮效率均為100%，26口井均未發(fā)生環(huán)空壓力異常，LION接頭油管在26口井中的使用情況見表2。從表2可見，高溫高壓氣井所使用的油管接頭壓縮效率越高，其環(huán)空壓力出現(xiàn)異常的概率就越低。

表2 JFE的LION接頭使用情況(26口井)

續(xù)表

接頭抗壓縮效率100%是高溫高壓下密封可靠性的關(guān)鍵，為后續(xù)高溫高壓氣井油管接頭選型提供技術(shù)指導(dǎo)。

4 結(jié) 論

1)高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常的主要原因是油管接頭泄漏引起油管和套管連通，油管接頭扣型的壓縮效率低是油管接頭泄漏的主要原因。

2)現(xiàn)場應(yīng)用統(tǒng)計(jì)表明選擇壓縮效率100%扣型后環(huán)空異常壓力井比例由原來18.9%降為3.3%。

3)為了預(yù)防高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常，建議高溫高壓氣井所選油管接頭扣型應(yīng)滿足壓縮效率為100%的要求，且應(yīng)通過CAL Ⅳ試驗(yàn)和補(bǔ)充振動試驗(yàn)。