高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常原因分析及預防措施

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。按國際上廣泛認可的高溫高壓氣井分級標準，上述地區(qū)已進入超高溫超高壓級(Ultra HTHP)。高溫高壓氣井除自身井況復雜苛刻外，由于自然產(chǎn)能低，普遍需要進行大排量的酸壓或加砂壓裂增產(chǎn)改造措施，導致氣井工況更加惡劣復雜[1]。因此，實現(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)空壓力進行統(tǒng)計分析，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%。對管柱滲漏導致環(huán)空異常壓力井完井管柱扣型進行了統(tǒng)計分析，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數(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。

為了進一步分析環(huán)空壓力異常原因，對DN2-22井起出油管進行逐根檢測。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月進行修井作業(yè)，對取出的501根HP1-13Cr油管(FOX和BEAR兩種接頭)進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)生嚴重點蝕，最大點蝕深度為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蝕形貌

圖2 BEAR扣型油管接頭密封面點蝕形貌

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行計算分析。

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”，其它工況下管柱的各個變形分量與“零點”對應分量的差值稱作活塞效應、溫度效應、鼓脹效應、螺旋彎曲效應；上述四種“效應”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全尺寸評價試驗標準，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行評價試驗時，接頭不發(fā)生密封泄漏或結(jié)構(gòu)失效，密封評價試驗主要為載荷包絡(luò)線試驗。以A系試驗為例，在95%VME載荷路徑沿順時針方向為拉伸→拉伸+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，試驗時按順時針加載路徑和逆時針加載路徑分別進行載荷包絡(luò)線試驗。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度，同時由于接頭局部存在應力集中，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，導致循環(huán)試驗時循環(huán)初期油管接頭未發(fā)生泄漏，而在循環(huán)試驗后期油管接頭發(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。全尺寸油管試驗是模擬油管在井下的受力狀況進行試驗，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為其接頭的壓縮效率低，因此，在預防高溫高壓氣井環(huán)空壓力異常方面需要試驗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準選擇

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，該標準包含了大多數(shù)油氣井不同工況的油管和套管試驗，是石油天然氣工業(yè)的油管和套管的設(shè)計驗證試驗程序及產(chǎn)品接收準則的依據(jù)，驗證所試驗油管和套管的性能能否達到生產(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。

該標準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，其試驗目的是檢測粘扣趨勢、密封性能和結(jié)構(gòu)完整性。對應于接頭應用級別有四個試驗等級：CALⅣ(8個試樣)為最苛刻應用環(huán)境；CAL Ⅲ(6個試樣)為苛刻的應用環(huán)境；CALⅡ(4個試樣)為非苛刻的應用環(huán)境；CALⅠ(3個試樣)為最簡單的應用環(huán)境。

ISO 13679和API RP 5C5標準指出用戶應根據(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以滿足工況要求為目的，應綜合分析井深、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(溫度180 ℃，試驗介質(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充試驗。

3.2 高溫高壓氣井油管全尺寸試驗

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

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

圖5 油管螺紋連接試驗程序

3)試驗設(shè)備 試驗設(shè)備為全尺寸上、卸扣試驗機和復合加載試驗機。

4)全尺寸評價試驗結(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

對油管試樣進行上、卸扣試驗，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程序》標準的規(guī)定。每次上扣前對螺紋進行仔細檢查、清洗、風干，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

對油管接頭進行振動模擬試驗，試驗過程中實際振動頻率與加速度檢測如圖8所示。

圖8 振動試驗頻率-加速度檢測圖

從圖8可見試驗較真實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，進行了高頻和高加速度的加速振動試驗。

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

圖9 試驗載荷包絡(luò)線圖

3.3 現(xiàn)場應用情況

根據(jù)確定的油管全尺寸試驗評價方案，對滿足壓縮效率100%、且通過補充振動評價試驗的油管接頭進行現(xiàn)場試用。目前塔里木庫車山前在用油管接頭抗壓縮效率(接頭與管體壓縮強度之比)已全部達到100%(數(shù)據(jù)來源于各廠家委托第三方進行ISO 13679—2002 CAL IV試驗報告)，已應用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)井數(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。

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)場應用統(tǒng)計表明選擇壓縮效率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滿足壓縮效率為100%的要求，且應通過CAL Ⅳ試驗和補充振動試驗。