深水油氣井筒環(huán)空注氮控壓機理

周波，楊進，劉正禮，羅俊峰，黃小龍，周榮鑫，宋宇

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司）

深水油氣井筒環(huán)空注氮控壓機理

周波1，楊進1，劉正禮2，羅俊峰2，黃小龍3，周榮鑫3，宋宇1

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室；2.中海石油（中國）有限公司深圳分公司；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司）

通過深水井筒環(huán)空圈閉壓力影響因素分析，結(jié)合環(huán)空圈閉介質(zhì)溫度、壓力特性室內(nèi)模擬實驗，提出環(huán)空注氮氣控制圈閉壓力的方法。受深水井身結(jié)構(gòu)及水下井口系統(tǒng)限制，技術套管和生產(chǎn)套管固井后存在較長的自由段套管環(huán)空，由水基、合成基或油基鉆井液充填，油氣測試、生產(chǎn)過程中，套管環(huán)空圈閉液體受井筒流體影響溫度顯著升高，圈閉液體受熱膨脹出現(xiàn)圈閉壓力。實驗表明：圈閉流體熱膨脹系數(shù)和等溫壓縮系數(shù)是環(huán)空圈閉壓力關鍵影響因素，圈閉壓力對圈閉介質(zhì)類型（液、氣）敏感度差異極大；向套管圈閉環(huán)空注入5%～20%體積分數(shù)的氮氣，可以有效控制圈閉壓力?，F(xiàn)場實踐表明：環(huán)空注入氮氣的圈閉壓力控制方法操作方便、可靠性高，能保證深水油氣測試、生產(chǎn)過程井筒安全。圖5表2參13

深水油氣井；井筒圈閉壓力；環(huán)空溫度；氮氣泡沫；壓力控制

0 引言

井筒圈閉壓力是指套管環(huán)空圈閉介質(zhì)受溫度升高影響膨脹產(chǎn)生的附加壓力，是深水油氣測試和開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)之一。在陸上油田和淺海油田的勘探開發(fā)實踐中，一旦出現(xiàn)圈閉壓力，可以通過打開地面套管頭側(cè)翼閥的方法釋放套管環(huán)空圈閉壓力。但在深水油田開發(fā)中，由于水下井口和生產(chǎn)系統(tǒng)設計的限制，密閉的環(huán)空沒有釋放壓力的通路，從而形成附加圈閉壓力[1-3]，威脅井筒安全。如1999年，英國石油公司在墨西哥灣Marlin油田開發(fā)的幾口深水井，生產(chǎn)數(shù)小時后，套管圈閉環(huán)空流體溫度均升高，套管嚴重破壞[4]。由于水深的影響，海底及淺部地層溫度低，而儲集層流體的溫度相對較高，在油氣井測試和生產(chǎn)過程中，油氣在井筒中的流動使各層套管環(huán)空密閉空間內(nèi)的流體溫度顯著增加，隨著測試或生產(chǎn)時間的持續(xù)，可使井筒溫度上升近百度，從而導致密閉空間內(nèi)的壓力劇升，對井筒完整性帶來嚴重的威脅。為此，本文通

圖2 深水油氣井縱向溫度分布

2 圈閉介質(zhì)特性對環(huán)空壓力的影響規(guī)律

環(huán)空圈閉壓力影響因素包括：油藏初始靜態(tài)溫度、地層流體類型、生產(chǎn)流速、水泥環(huán)的封固位置、圈閉流體特性等。其中，套管環(huán)空圈閉流體（通常為水基、合成基或油基鉆井液）的熱膨脹及等溫壓縮特性是環(huán)空壓力的關鍵影響因素[8-10]。

假定環(huán)空圈閉為一個剛性密閉空間，環(huán)空圈閉壓力可以利用流體熱膨脹、等溫壓縮特性和環(huán)空溫度變化計算：

假設環(huán)空圈閉流體中不存在氣泡，套管為彈性體，考慮套管變形對壓力變化的影響[11]，則充滿液體的金屬密封環(huán)境中壓力預測模型為：

在深水固井中，由于環(huán)空中流體（通常為水基、合成基或油基鉆井液）為多種介質(zhì)的混合體，其熱膨脹系數(shù)和壓縮系數(shù)通常是不確定的，而且，受壓力因素的影響，介質(zhì)膨脹壓縮系數(shù)（α/C）與溫度呈非線性關系。為此，基于室內(nèi)模擬實驗，測試套管圈閉環(huán)空內(nèi)不同流體（水、水基鉆井液和合成基鉆井液）壓力隨溫度變化關系。

實驗溫度、壓力模擬現(xiàn)場環(huán)境，起始溫度選擇339 mm套管固井后初始溫度26 ℃，終點溫度選擇90 ℃。測試結(jié)果顯示，圈閉壓力隨溫度升高而增加，不同圈閉介質(zhì)對溫度的敏感度差異較大，合成基鉆井液產(chǎn)生的圈閉壓力明顯小于水基鉆井液（見圖3）。

在環(huán)形圈閉空間，圈閉壓力對介質(zhì)類型（液體、氣體）的敏感度差異極大。氣體膨脹壓縮綜合系數(shù)遠小于液體，具有更好的可壓縮性，由（10）式可知，在圈閉空間注入氣體可有效降低環(huán)空壓力增加幅度。氮氣壓縮系數(shù)大，性能穩(wěn)定，是理想的可壓縮氣體。實驗中在相同的溫度變化條件下，研究環(huán)空中氮氣含量對圈閉壓力大小的影響。測試結(jié)果表明，不同圈閉空間注入5%體積分數(shù)的氮氣，圈閉壓力均顯著降低；隨著氮氣含量增加，附加壓力繼續(xù)降低，但降速減緩；當圈閉空間注入20%的氮氣時，附加壓力趨于穩(wěn)定（見圖4）。

圖3 不同性質(zhì)鉆井液溫度-壓力曲線

圖4 井筒圈閉壓力注入氮氣體積分數(shù)的變化曲線

3 環(huán)空注氮控壓設計案例

目標深水油氣井水深1 480 m，井身結(jié)構(gòu)見表1，測試過程中預測346 mm技術套管和244 mm生產(chǎn)套管之間環(huán)空存在圈閉壓力風險。244 mm生產(chǎn)套管的抗擠毀壓力為54.8 MPa，計算日產(chǎn)氣量為120×104m3時，井口平均溫度為57 ℃，溫差造成壓力增加48.2 MPa，超過244 mm生產(chǎn)套管抗擠毀能力的安全值46.6 MPa（套管抗擠壓力的85%）。

表1 深水目標油氣井井身結(jié)構(gòu)

為降低油氣測試、生產(chǎn)期間圈閉壓力風險，采用環(huán)空注氮控壓方法，即在244 mm生產(chǎn)套管固井階段向水泥漿前置液中加注5%～20%的氮氣隔離液，以改變固井后圈閉環(huán)空介質(zhì)成分，降低圈閉環(huán)空內(nèi)因溫度影響產(chǎn)生的附加壓力[12-13]。氮氣泡沫隔離液設計關鍵參數(shù)為：環(huán)空體積24.65 m3，泡沫隔離液體積7.15 m3，泡沫隔離液占環(huán)空體積的29.0%，其中，氮氣體積3.848 m3，氮氣占環(huán)空體積的15.6%。環(huán)空注氮控壓施工關鍵參數(shù)值見表2。作業(yè)完成后氮氣隔離液在井筒環(huán)空中的位置見圖5。

表2 環(huán)空注氮控壓關鍵參數(shù)設計值

圖5 固井頂替法注入氮氣隔離液位置示意圖

現(xiàn)場實踐表明，通過采用環(huán)空注氮控壓方法，向井筒環(huán)空注入15.6%環(huán)空體積的氮氣，油氣井測試、生產(chǎn)期間均沒有發(fā)生圈閉壓力擠毀套管等事故，有效保證了井筒的完整性。

4 結(jié)論

由于深水海底環(huán)境影響及水下井口限制，環(huán)空圈閉壓力是深水油氣測試和開發(fā)過程中面臨的主要風險點之一，套管環(huán)空圈閉流體的特性（等溫壓縮系數(shù)和熱膨脹系數(shù)）是環(huán)空壓力關鍵影響因素。

圈閉壓力對圈閉介質(zhì)膨脹系數(shù)和壓縮系數(shù)極其敏感，向環(huán)空中注入5%～20%的可壓縮氣體，可以有效控制環(huán)空壓力，保證井筒安全。環(huán)空注入可壓縮氣體的圈閉壓力控制方法操作方便、可靠性高，能保證深水油氣測試、生產(chǎn)過程井筒完整，具有很好的推廣應用前景。

符號注釋：

C——液體的等溫壓縮系數(shù)，MPa-1；Cp——井筒流體定壓比熱，J/(kg·K)；f(t) ——瞬態(tài)傳熱系數(shù)，無因次；G——地熱梯度，K/m；H——出口與入口之間距離，m；k——地層導熱系數(shù)，J/(s·m·K)；Q(z) ——以對流方式流入微元體的熱流量，W；Q(z+dz)——流出微元體的熱流量，W；Qh(z) ——微元體向第二接觸面?zhèn)鬟f的熱流量，W；Q∞(z) ——第二接觸面向地層的徑向熱流量，W；Rcr——計算點到水泥環(huán)外邊緣的熱阻，（m·K）/W；Rr——徑向傳熱總熱阻，（m·K）/ W；rto——油管外徑，m；Te——地層溫度，K；Tein——入口處地層溫度，K；Tf——井筒流體溫度，K；Tf(z) ——微元段起點處井筒流體溫度，K；Tf(z+dz) ——井筒z+dz位置流體溫度，K；Th——第二接觸面溫度，K；Tin——入口處流體溫度，K；Tr——井筒環(huán)空內(nèi)部任意半徑處的溫度，K；Uto——總傳熱系數(shù)，J/(s·m2·K)；V——套管環(huán)空體積，m3；Vf——套管環(huán)空內(nèi)流體體積，m3；w——流體質(zhì)量流量，kg/s；α——液體的熱膨脹系數(shù)，K-1；Δp——圈閉液體的壓力變化值，MPa；ΔT——溫度變化值，K；ΔV——套管環(huán)空體積的變化，m3；ΔVf——環(huán)空內(nèi)流體體積的變化，m3，由于套管環(huán)空為密閉空間，環(huán)空內(nèi)流體體積無變化，則ΔVf為零；θ——井眼傾斜角，（°）。

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（編輯 郭海莉）

Mechanism of pressure management by injecting nitrogen in casing annulus of deepwater wells

Zhou Bo1,Yang Jin1,Liu Zhengli2,Luo Junfeng2,Huang Xiaolong3,Zhou Rongxin3,Song Yu1
(1.Ministry of Education Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Shenzhen Company of CNOOC,Shenzhen 518067,China;3.CNOOC Energy Technology &Services Limited,Tanggu 518000,China)

The influence factors of annular pressure buildup are analyzed,and the temperature and pressure characteristics of annulus trap medium are simulated for deepwater wells.The method of pressure management by injecting nitrogen in casing annulus is proposed based the experiment result.Limited by the well structure and subsea system,long casing annulus exists between technical casing and production casing and it is filled with water-based,synthetic based or oil-based drilling fluid.In the process of oil/gas test and production,the temperature of the trapped fluid rises significantly under the influence of the well-bore fluid and the trap pressure buildup appears because of liquid heat expansion.Experiments show that isothermal compressibility coefficient and thermal expansion coefficient are the key influencing factors for annulus pressure buildup.Trap pressure is very sensitive to the type of trapped medium (liquid,gas).Injecting 5%-20% volume fraction of nitrogen into the annulus can effectively control the annulus pressure build-up,and avoid casing collapse.Field practice shows that the method,convenient and highly reliable,can ensure the borehole safety during testing and production of deepwater oil and gas.

deepwater well;annular pressure buildup;annular temperature;nitrogen foam;pressure management

國家自然科學基金“海洋深水淺層鉆井關鍵技術基礎理論研究”（51434009）；國家科技重大專項“南海北部陸坡深水油氣田鉆采風險評估及采油（氣）關鍵技術研究”（2011ZX05056-001-03）

TE21

A

1000-0747(2015)03-0386-04

10.11698/PED.2015.03.17

周波（1987-），男，河南周口人，中國石油大學（北京）石油工程學院在讀博士研究生，主要從事海上鉆完井技術方面的研究工作。地址：北京市昌平區(qū)府學路18號，中國石油大學（北京）石油工程學院，郵政編碼：102249。E-mail:zhoubo103@yeah.net

2014-10-23

2015-04-19