高溫高壓井雙封隔器管柱安全評估

胡志強楊進李中李文龍顧岳李舒展

1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點實驗室；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

高溫高壓井雙封隔器管柱安全評估

胡志強1楊進1李中2李文龍1顧岳1李舒展1

1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點實驗室；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

高溫高壓油氣井投產(chǎn)后受到地層高溫流體影響，完井管柱雙封隔器密閉空間內(nèi)的流體介質(zhì)受熱膨脹，導(dǎo)致圈閉憋壓，可能造成油管擠潰和油層套管破壞的危險，嚴重威脅管柱服役周期和井筒完整性。針對密閉空間壓力上升帶來的安全生產(chǎn)問題，運用彈性力學(xué)和傳熱學(xué)理論，分析了溫度載荷作用下井筒與地層耦合作用機理，研究了自由段油管和封固段油層套管處管柱位移形變量隨溫度和壓力變化的關(guān)系，建立了雙封隔器密閉環(huán)空壓力預(yù)測模型，同時對不同生產(chǎn)工況下的封隔器管柱安全性能進行了校核分析。研究結(jié)果表明：在開井生產(chǎn)階段，環(huán)空壓力隨雙封隔器的間距增加而增加，不會影響管柱安全；在完井液循環(huán)階段，考慮極端工況情況下，環(huán)空壓力隨雙封隔器的間距增加而減小，但均超出油層套管抗內(nèi)壓強度，不能立即坐封，因此等待一段時間后坐封封隔器才能保證管柱的安全性能。

完井；高溫高壓；套管強度；安全校核；雙封隔器；圈閉環(huán)空壓力

井筒密閉空間壓力升高問題是高溫高壓油氣田開發(fā)過程中面臨的主要風(fēng)險之一。在測試生產(chǎn)的初期，高溫流體在井筒軸向中的流動會伴隨井筒徑向的熱量傳遞，使得油套管各層密閉環(huán)空中的流體介質(zhì)溫度升高，進而導(dǎo)致流體膨脹憋壓，該現(xiàn)象嚴重危害井筒完整性［1-2］。國外最早由Lubinski［3］提到高溫環(huán)境下密封的油套環(huán)空液體膨脹可使封隔器漏失，同時指出足夠高的溫度可使油管彎曲，隨后Adams［4］、Hasan［5］、Oudeman［6］等對套管間圈閉壓力問題進行了深入研究。國內(nèi)學(xué)者楊進［7-9］、周波［10］、張波［11］等分析了溫度載荷下管柱力學(xué)行為，建立基于PVT狀態(tài)方程的環(huán)空壓力預(yù)測模型。以上現(xiàn)有模型都忽略了封固段套管因溫度和內(nèi)壓載荷而產(chǎn)生位移，該位移使得井筒環(huán)空體積增大，環(huán)空壓力值減小。針對高溫高壓雙封隔器完井管柱內(nèi)層自由段油管和外層封固段油層套管形變量隨溫度和壓力變化的關(guān)系，建立了雙封隔器內(nèi)環(huán)空壓力預(yù)測模型，并且針對不同生產(chǎn)時期的封隔器管柱安全性能進行了校核分析，以期為深水高溫高壓井的設(shè)計優(yōu)化和井筒完整性保障提供可靠依據(jù)。

1 雙封隔器密閉空間壓力預(yù)測模型

Pressure prediction model for the closed space of twin packer

高溫井生產(chǎn)測試時，由于封隔器間完全密封，無流體滲漏，可以忽略環(huán)空內(nèi)流體質(zhì)量的變化。一方面，在密閉空間內(nèi)流體介質(zhì)升溫后由于不能自由膨脹，體積受限，會產(chǎn)生流體膨脹壓力；另一方面，在環(huán)空溫度壓力耦合作用下，管柱的形變也會使得密閉環(huán)空體積增大，從而對環(huán)空壓力造成影響。因而可以認為密閉環(huán)空壓力是受環(huán)空流體的熱膨脹效應(yīng)和套管柱的形變兩部分共同作用［10］

式中，γ為環(huán)空流體熱膨脹系數(shù)，℃-1；k為環(huán)空流體壓縮系數(shù)，MPa-1；ΔT為平均溫度變化值，℃；Va為環(huán)空體積，m3；ΔVa為環(huán)空體積的變化量，m3。

1.1 流體熱膨脹效應(yīng)

Thermal expansion effect of fluid

如圖1所示，以雙封隔器圈閉環(huán)空A為例，設(shè)內(nèi)層油管編號為1，外層套管編號為2，不考慮油套管接箍的影響。假設(shè)環(huán)空溫差為ΔT，環(huán)空壓力Δp，則環(huán)空中流體介質(zhì)因為溫度效應(yīng)自由膨脹后的總體積變化為

流體由于壓力作用產(chǎn)生的體積變化為

受溫度和壓力的共同影響產(chǎn)生的總體積變化為

式中，Ls為雙封隔器間距，m；βa為環(huán)空流體熱膨脹系數(shù)，℃?1；E為流體彈性模量，MPa；D2i為套管2內(nèi)徑，m；D1o為油管1外徑，m。

圖1 高溫高壓井筒雙封隔器示意圖Fig.1 Sketch of twin packer in HTHP well

1.2 管柱體積變化

Change of string volume

1.2.1 自由段管柱 根據(jù)固井水泥返高情況，可將套管段分為自由段套管和封固段套管。自由套管段專指內(nèi)外都沒有水泥環(huán)支撐的套管段，而封固段套管內(nèi)部為密閉流體介質(zhì)，外部為水泥環(huán)和地層巖石。雙封隔器坐封時的內(nèi)部油管可認為類似自由段套管。根據(jù)熱彈性理論［12］，自由段油管由于溫度和壓力改變而產(chǎn)生的直徑和體積變化為

式中，vc為管柱的泊松比；βc為油套管熱膨脹系數(shù)，℃-1；Ec為油套管彈性模量，MPa ；d為油套管上任意一點的直徑，m。

1.2.2 封固段管柱 在生產(chǎn)過程中，可將封固段的套管-水泥環(huán)-地層系統(tǒng)作為一個彈性體進行研究，對于封固段油層套管段的位移計算要考慮地層和水泥環(huán)熱膨脹作用對套管外壁產(chǎn)生作用力。根據(jù)彈性力學(xué)理論［13］，井筒與地層耦合的相互作用模型可簡化為平面應(yīng)變問題，可得應(yīng)力表達式

假設(shè)套管內(nèi)壁受作用力為q0，外壁受力為q1；水泥環(huán)內(nèi)界面受套管限制，作用力為-q1；外界面受地層約束，作用力為q2；地層巖石內(nèi)界面受力為-q2，地層巖石外界面取無限遠，無位移和附加應(yīng)力。將上述條件代入式（7），得封固段套管、水泥環(huán)和地層的位移變化函數(shù)

由井筒-地層各界面相互作用的連續(xù)條件知

式中，a、b分別為水泥環(huán)內(nèi)、外邊界，m。

經(jīng)過整理可得出封固段套管內(nèi)部的位移

其中，k和q為相關(guān)計算參數(shù)，具體取值可參考文獻［14］。則封固段套管的內(nèi)壁的體積變化為

1.3 圈閉環(huán)空壓力計算

Calculation of confined annulus pressure

井筒溫度升高后，雙封隔器內(nèi)的環(huán)空流體介質(zhì)體積和密閉環(huán)空體積都發(fā)生變化［15］，由于不考慮液體的滲漏作用，為滿足體積相容性原理，列出總體積變化的相容方程

由于環(huán)空體積和環(huán)空壓力是耦合作用［16］，可以通過迭代法求解Δp。

2 雙封隔器管柱安全校核

Safety check of twin packer string

密閉環(huán)空中液體初始溫度分布服從地溫梯度，投產(chǎn)后，必然導(dǎo)致環(huán)空內(nèi)流體溫度上升，從而引起密閉環(huán)空壓力上升。在兩級封隔器之間的環(huán)空中，油管主要承受外壓，需要校核其抗擠強度；套管主要承受內(nèi)壓，需要校核其抗壓強度［17］。分析思路為：（1）分析雙封隔器內(nèi)環(huán)空流體介質(zhì)壓力的變化；（2）確定雙封隔器坐封間距與環(huán)空壓力間的變化關(guān)系；（3）通過井身結(jié)構(gòu)，結(jié)合《井下作業(yè)工程師手冊》，確定油管的抗壓強度和套管的抗擠強度；（4）選擇合適的安全系數(shù)，進行管柱安全性校核（圖2）。

圖2 雙封隔器安全校核思路Fig.2 Safety check idea of twin packer

2.1 生產(chǎn)階段

Production stage

南中國海西部某高溫高壓氣井水深901 m，鉆完井深度4 287 m，地溫梯度0.032 ℃/m，井底溫度144.3 ℃，地層壓力67.7 MPa，產(chǎn)量120×104m3/d，井身結(jié)構(gòu)見圖1，下部封隔器坐封位置4 032 m。當處于關(guān)井狀態(tài)時，受地溫梯度影響，油套環(huán)空中的圈閉流體溫度保持穩(wěn)定。關(guān)井一段時間后開井生產(chǎn)，油管中流體溫度高于地層溫度，會重新加熱油套管環(huán)空中的圈閉流體，導(dǎo)致雙封隔器內(nèi)環(huán)空壓力上升。利用式（1）～式（14）和表1中的相關(guān)參數(shù)可計算出不同封隔器距離（100～500 m）條件下，圈閉環(huán)空內(nèi)完井液從關(guān)井狀態(tài)到開井狀態(tài)的壓力變化，其結(jié)果見圖3，可以看出，當完井液在井筒中停留時間較長，已被地層溫度平衡的條件下，雙封隔器內(nèi)環(huán)空壓力隨著雙封隔器坐封間距的增大而增大，呈線性關(guān)系增加，重新開井生產(chǎn)產(chǎn)生的最大壓力值為20.44 MPa，遠低于油管的抗擠強度和套管的抗內(nèi)壓強度，因此開井生產(chǎn)階段的環(huán)空壓力不會影響管柱安全。

表1 某高溫高壓井管住校核計算參數(shù)Tabel 1 Calculation parameters for string check of a certain HTHP well

圖3 開井生產(chǎn)階段雙封隔器間距與環(huán)空壓力的關(guān)系Fig.3 Relationship between twin packer spacing and annulus pressure in the stage of flowing production

2.2 完井液循環(huán)階段

Completion fluid circulation stage

考慮完井液循環(huán)，環(huán)空內(nèi)完井液未能被地層充分加熱的極端情況，如果此時坐封，氣井投產(chǎn)后，密閉環(huán)空內(nèi)溫度上升為流溫，溫差大大增加，兩級封隔器之間密閉環(huán)空壓力增量也隨之增加，油、套管及封隔器被損壞的可能性大大增加，幾種極端情況如下：（1）油管內(nèi)部掏空時，密閉環(huán)空壓力增量超過油管抗擠強度70.1 MPa時，油管損壞；（2）上部封隔器以上掏空或下部封隔器以下掏空時，密閉環(huán)空壓力增量超過封隔器工作壓力68.9 MPa時，封隔器損壞；（3）在油氣井生產(chǎn)末期，地層壓力降為最低地層壓力13.8 MPa，密閉環(huán)空壓力與地層壓力之差超過油層套管的抗內(nèi)壓強度37.7 MPa時，套管損壞，該情況為最危險工況。

由圖4可知，完井液循環(huán)后立即坐封，圈閉環(huán)空壓力隨著雙封隔器坐封間距的增大而減小，當坐封距離超過1 500 m時才能滿足油層套管的抗內(nèi)壓強度37.7 MPa要求，不符合現(xiàn)場實際。因此不能在完井液停止循環(huán)后立即坐封封隔器，根據(jù)式（14）計算至少需要環(huán)空降溫16.42 ℃才能坐封封隔器。完井液循環(huán)階段停止后，地層溫度恢復(fù)時間較長。根據(jù)相關(guān)資料［18］，停止循環(huán)后環(huán)空與地層的溫度恢復(fù)平均速率一般為1.32～7.50 ℃/h不等（隨循環(huán)液排量、注入溫度等參數(shù)的不同而不同）。根據(jù)該高溫高壓井相關(guān)參數(shù)，計算出13 h后坐封封隔器，環(huán)空溫度將恢復(fù)至少17.2 ℃，環(huán)空壓力降低至50.46 MPa，在油、套管的承受能力范圍之內(nèi)，因此，停止循環(huán)13 h后坐封封隔器能確保管柱安全。

圖4 完井液循環(huán)后坐封雙封隔器間距與環(huán)空壓力的關(guān)系Fig.4 Relationship between twin packer spacing and annulus pressure after completion fluid circulation

3 結(jié)論

Conclusions

（1）高溫高壓井在生產(chǎn)測試過程中，由于高溫流體引起的井筒環(huán)空圈閉壓力會對井筒完整性帶來嚴重的危害，在采用雙封隔器完井管柱時，需要對其圈閉環(huán)空壓力進行計算，并校核套管柱的強度，以防止管柱的破壞。

（2）根據(jù)彈性力學(xué)和傳熱學(xué)理論，分析了溫度載荷作用下井筒與地層耦合相互作用機理，得到自由段油管和封固段油層套管位移量隨溫度和壓力變化的函數(shù)，建立了雙封隔器密閉空間壓力預(yù)測模型。

（3）開井生產(chǎn)階段，雙封隔器內(nèi)圈閉環(huán)空壓力小，不影響套管安全；完井液循環(huán)階段，需要考慮高溫效應(yīng)，建議在停止循環(huán)后，待環(huán)空流體介質(zhì)溫度降至安全溫度，再坐封封隔器，以保證管柱的壽命安全。

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（修改稿收到日期 2017-03-26）

〔編輯 付麗霞〕

Safety assessment on twin-packer string of HTHP well

HU Zhiqiang1,YANG Jin1,LI Zhong2,LI Wenlong1,GU Yue1,LI Shuzhan1
1.Key Laboratory of Petroleum Engineering Education Ministry,China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249,China;
2.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang524057,Guangdong,China

After HTHP (high temperature and high pressure) oil and gas wells are put into production,the fluid medium in the closed space of twin packer of completion string is thermally expanded due to the effect of high temperature reservoir fluids,and leads to confined pressure building.As a result,the tubing may be collapsed and the production casing may be damaged,doing serious harm to string service life and wellbore integrity.To deal with the safe production problems caused by the increasing of pressure in closed space,the coupling mechanism between borehole and strata under the effect of temperature load was analyzed by using the theories of elasticity and thermal conduction.Then,the relationships of string displacement deformation at free tubing and cemented production casing vs.temperature and pressure were investigated.Finally,a pressure prediction model for the closed space of twin packer was established.Meanwhile,the safety performance of packer string in different working conditions was checked and analyzed.It is indicated in the stage of flowing production,the annulus pressure increases with the spacing of twin packer and the safety of strings is not impacted.Inthe stage of completion fluid circulation,the annulus pressure decreases with the increasing of twin packer spacing if the extreme working condition is taken into consideration,but it is always higher than the internal pressure strength of production casing.Therefore,the packer shall not be set at once and its setting shall be performed after a while so as to ensure the safety of strings.

well completion; high temperature and high pressure; casing strength; safety check; twin packer; annulus pressure of trap

胡志強，楊進，李中，李文龍，顧岳，李舒展.高溫高壓井雙封隔器管柱安全評估［J］.石油鉆采工藝，2017，39（3）：288-292.

TE931.2

：A

1000–7393（2017 ）03–0288–05DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.006

: HU Zhiqiang,YANG Jin,LI Zhong,LI Wenlong,GU Yue,LI Shuzhan.Safety assessment on twin-packer string of HTHP well［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 288-292.

國家自然科學(xué)基金“海洋深水淺層鉆井關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)理論研究”（編號：51434009）；國家科技重大專項“淺層地質(zhì)災(zāi)害識別與風(fēng)險評價技術(shù)研究”（編號：2016ZX05033004-005）；國家自然科學(xué)創(chuàng)新研究群體項目“復(fù)雜油氣井鉆井與完井基礎(chǔ)研究”（編號：51221003）。

胡志強（1990-），中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院在讀博士研究生，主要從事海上鉆完井技術(shù)研究工作。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院。E-mail：huzhiqiangchn@foxmail.com

楊進（1966-），教授、博士生導(dǎo)師，主要從事海上鉆完井技術(shù)的教學(xué)和研究工作。通訊地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)（北京）海洋工程研究院。電話：010-89733204。E-mail： yjin@cup.edu.cn