海上高溫高壓氣井生產(chǎn)管柱優(yōu)化設(shè)計

文敏，何保生，王平雙，孫騰飛，曹硯峰，范志利 （中海油研究總院，北京100028）

高溫高壓的定義為井底溫度大于150℃、地層壓力達(dá)69MPa或壓力因數(shù)達(dá)到1.8。根據(jù)高溫高壓井的定義，東方氣田屬于較典型的高溫高壓氣田。目前東方氣田采用平臺獨(dú)立開發(fā)，海上氣田開發(fā)的重中之重在于安全，完井管柱是氣田長期安全生產(chǎn)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，成功與否直接關(guān)系到區(qū)塊的油氣利用程度，一旦失效，不僅會帶來經(jīng)濟(jì)損失，更會造成油氣資源的浪費(fèi)，出現(xiàn)工具損壞、油管呲漏、套管擠毀甚至井噴等事故，進(jìn)而導(dǎo)致平臺報廢、人員傷亡。

考慮完井作業(yè)時的儲層保護(hù)，生產(chǎn)管柱要求滿足生產(chǎn)、后期作業(yè)及生產(chǎn)測試的需要，同時盡量節(jié)約工期，提高效益，通常采用射孔生產(chǎn)聯(lián)作的管柱形式。但是對于復(fù)雜的地質(zhì)條件、作業(yè)工況和生產(chǎn)環(huán)境，常用的生產(chǎn)射孔聯(lián)作管柱能否滿足海上作業(yè)安全需求，還需要進(jìn)行深入的分析[1]。

1 油管及井下工具優(yōu)選

海上高溫高壓氣井生產(chǎn)管柱的主要井下工具包括封隔器、井下安全閥、伸縮接頭等。

1.1 油管

油管內(nèi)徑選擇要綜合考慮氣井產(chǎn)能和油管的摩阻壓降損失、攜液能力、抗沖蝕能力等因素。油管壁厚應(yīng)從經(jīng)濟(jì)及安全的角度進(jìn)行選擇，且有利于施工。

油管強(qiáng)度應(yīng)滿足下入深度和常規(guī)修井作業(yè)的要求，強(qiáng)度設(shè)計應(yīng)包含油管的抗外擠強(qiáng)度、抗內(nèi)壓強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度及三軸強(qiáng)度。其中抗外擠載荷應(yīng)考慮油管全部掏空且油套管環(huán)形空間內(nèi)充滿壓井液的最不利情況；抗內(nèi)壓載荷考慮關(guān)井、試壓等工況；抗拉載荷考慮油管自重、摩阻以及過提等因素[2]。

根據(jù)高溫高壓特殊性，從安全角度考慮，將抗拉安全系數(shù)從1.60提高至1.80。油管強(qiáng)度校核采用如下強(qiáng)度設(shè)計安全系數(shù)：①抗外擠強(qiáng)度安全系數(shù)為1.125；②抗拉強(qiáng)度安全系數(shù)為1.80；③抗內(nèi)壓強(qiáng)度安全系數(shù)為1.10；④三軸應(yīng)力安全系數(shù)為1.25。

1.2 封隔器

對于高溫、高壓、高產(chǎn)氣藏，封隔器類型需考慮盡可能滿足完井、射孔、投產(chǎn)等多項作業(yè)，同時滿足坐封可靠、縮短施工時間等因素，宜選擇密封性強(qiáng)、抗腐蝕性能好、耐高壓、高溫的永久性封隔器。封隔器下部設(shè)計坐落接頭作為坐封封隔器、管柱試壓、溫度壓力測試等備用工具[3]。

封隔器耐壓等級應(yīng)等于或高于生產(chǎn)管柱所承受的最大工作壓差，并結(jié)合油套管尺寸選擇封隔器尺寸。

1.3 井下安全閥

井下安全閥壓力級別、型號選擇需要考慮地層壓力、油套管尺寸等因素，液控管線承壓能力則考慮井口最大關(guān)井壓力與井下安全閥地面開啟壓力。

1.4 伸縮接頭

伸縮節(jié)用以補(bǔ)償油管因溫度和壓力變化引起的管柱伸長或收縮，可使封隔器處于最低的拉力或推力范圍。該接頭工具的特點(diǎn)決定該處是引起管柱漏失的薄弱點(diǎn)，使用應(yīng)盡可能謹(jǐn)慎。對生產(chǎn)管柱進(jìn)行熱敏感性分析，得到各種工況下的管柱變形量，考慮插入密封定位接頭的預(yù)留長度，若管柱均在安全受力范圍內(nèi)，可以不配套伸縮接頭。

2 生產(chǎn)管柱受力分析

2.1 軸向應(yīng)力

生產(chǎn)管柱的軸向應(yīng)力應(yīng)該包括管柱的自重、井內(nèi)鉆井液的浮力、壓力載荷、彎曲載荷、沖擊載荷、溫度載荷、管柱屈曲以及管柱摩阻等因素的共同作用。

2.2 軸向應(yīng)力彎曲載荷

當(dāng)管柱發(fā)生彎曲時，由于狗腿度所產(chǎn)生的彎曲應(yīng)力會產(chǎn)生附加的軸向力，計算中考慮了彎曲應(yīng)力產(chǎn)生的附加軸向力的影響。

彎曲應(yīng)力可以表示成一個等效軸向力：

式中：Fb為由于彎曲所產(chǎn)生的軸向力，為狗腿度，（°）/m；As為橫截面積，m2；D為管體外徑，m；E為彈性模量，GPa。

2.3 三軸應(yīng)力

當(dāng)三軸應(yīng)力超過屈服強(qiáng)度時，就會引起管柱屈服失效。三軸安全系數(shù)是材料屈服強(qiáng)度與三軸應(yīng)力的比值，只是為了與單軸破壞準(zhǔn)則 （屈服強(qiáng)度）進(jìn)行比較而設(shè)立的一個理論值。三軸應(yīng)力與Von Mises屈服準(zhǔn)則關(guān)系式如下：

式中：Yp為最小屈服強(qiáng)度，MPa；σVME為三軸應(yīng)力，MPa；σz為軸向應(yīng)力，MPa；σθ為周 （環(huán)）向應(yīng)力，MPa；σr為徑向應(yīng)力，MPa。

3 海上生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計實例分析

海上高溫高壓氣井生產(chǎn)管柱需要滿足氣井全壽命周期內(nèi)壓力溫度的變化，同時需重點(diǎn)分析高溫高壓氣藏的應(yīng)力敏感、井筒承壓能力、現(xiàn)有海上施工工藝的成熟度、海洋作業(yè)環(huán)境以及后期修井措施等問題，確保施工作業(yè)的順利進(jìn)行、氣井開發(fā)的安全高產(chǎn)。

陸地高溫高壓氣田常規(guī)射孔生產(chǎn)聯(lián)作一趟下入的管柱形式能否滿足海上氣田生產(chǎn)和修井要求，還需進(jìn)行進(jìn)一步分析。以東方氣田D2井為例，對一趟下入式和兩趟下入式生產(chǎn)管柱分別進(jìn)行了深入的分析。

東方氣田D2井的目的層為黃流組，壓力因數(shù)1.50～1.93，地溫梯度4.17℃/100m，完鉆井深3358m，φ177.8mm （7in）尾管回接完井。管柱采用φ88.9mm （3? in）油管＋70MPa油管攜帶可回收式永久封隔器＋井下安全閥。

3.1 井筒溫度預(yù)測分析

利用Wellcat軟件對洗井結(jié)束、開始生產(chǎn)、開始生產(chǎn)后關(guān)井、生產(chǎn)1a后、生產(chǎn)10a后這5種工況的井筒溫度進(jìn)行了預(yù)測和分析，結(jié)果如圖1所示。由于地層與井筒和井筒內(nèi)流體的傳熱作用，隨著深度的增加，流體和井筒的溫度是增加的，并最終趨向于井底的地層溫度。開始生產(chǎn)時從井口到井底的溫度變化是最小的，但是溫度是最高的。生產(chǎn)10a后井口溫度明顯降低，這是由于長時間生產(chǎn)造成地層壓力降低導(dǎo)致產(chǎn)量降低，并最終導(dǎo)致井口溫度明顯降低的顯著原因。

圖1 D2井筒溫度預(yù)測

3.2 射孔生產(chǎn)聯(lián)作一趟下入式生產(chǎn)管柱受力分析

D2井射孔聯(lián)作一趟下入式生產(chǎn)管柱如圖2所示?；谝陨?種工況下的井筒溫度分布，利用Wellcat軟件分別計算了初始狀態(tài)、管柱下放、生產(chǎn)封隔器坐封、環(huán)空打壓驗封、過提、管柱內(nèi)加壓射孔、生產(chǎn)初期、穩(wěn)定生產(chǎn)期、關(guān)井、油管掏空、油管泄漏等不同工況下生產(chǎn)管柱的受力情況[4]。

3.3 射孔生產(chǎn)聯(lián)作兩趟下入式生產(chǎn)管柱受力分析

考慮到氣藏的高壓特性和海上作業(yè)的安全風(fēng)險，生產(chǎn)管柱若采用上部封隔器一道密封難以保證長期生產(chǎn)的井筒完整性，一旦封隔器密封失效，油套管環(huán)空連通，井筒全部充斥高壓氣，事故風(fēng)險極高。所以，推薦D2井采用兩趟下入式生產(chǎn)管柱，如圖3所示，雙封隔器坐封，形成兩道環(huán)空屏障，保障井筒安全，管柱類型為射孔聯(lián)作式生產(chǎn)管柱。第一趟管柱利用鉆桿將射孔槍送入井底，送入到位后坐封頂部封隔器，脫手。第二趟下入生產(chǎn)管柱，下部插入密封，再投堵坐封生產(chǎn)封隔器，然后管柱內(nèi)加壓射孔。該管柱類型的主要特點(diǎn)是射孔管柱和生產(chǎn)管柱需要兩趟下入工序，完井工期相對多，射孔作業(yè)后，射孔槍留在井內(nèi)；但對于氣井長期生產(chǎn)管柱設(shè)置雙重密封，井筒安全更可靠。后期壓力衰竭，上提上部生產(chǎn)管柱進(jìn)行修井操作，簡單易行。

基于5種工況下的井筒溫度分布，計算多種可能工況下生產(chǎn)管柱的受力情況[4]。分析結(jié)果表明在各種工況條件下的生產(chǎn)管柱強(qiáng)度校核均可以滿足設(shè)計要求。

如圖4所示，管柱內(nèi)加壓射孔工況下生產(chǎn)封隔器以上管柱受拉，以下生產(chǎn)管柱受壓，兩封隔器之間管柱受壓最為嚴(yán)重，井口受拉最為嚴(yán)重。加壓射孔時管柱強(qiáng)度安全系數(shù)大于臨界安全系數(shù)，此時軸向安全系數(shù)為1.661，接近臨界安全系數(shù)。因此在這一工況操作時，要嚴(yán)格注意封隔器有可能發(fā)生解封以及油管破壞的風(fēng)險。

3.4 環(huán)空密閉空間流體膨脹分析

圖2 D2井射孔生產(chǎn)聯(lián)作一趟下入式生產(chǎn)管柱

圖3 D2井射孔生產(chǎn)聯(lián)作兩趟下入式生產(chǎn)管柱

圖4 加壓射孔時管柱軸向力

D2井生產(chǎn)管柱上部采用油管攜帶式封隔器，下放至2651m；下部采用插入密封式封隔器，下放至2920m （兩者之間相差269m）。這樣出現(xiàn)了封隔器以上的油套環(huán)空和兩個封隔器之間兩個密閉區(qū)域。以下對環(huán)空密閉空間流體膨脹情況進(jìn)行了分析。

由環(huán)空密閉空間溫度變化引起密閉壓力變化結(jié)果：區(qū)域1（0～2651m），環(huán)形空間由于溫度升高引起的圈閉壓力為69.8MPa，可以在生產(chǎn)過程中通過井口放壓控制壓力；區(qū)域2（2651～2920m），密閉環(huán)空流體膨脹壓力上升19.20MPa，通過強(qiáng)度校核 （如圖5所示），發(fā)現(xiàn)流體膨脹不會對油管及封隔器產(chǎn)生破壞。

常規(guī)射孔生產(chǎn)聯(lián)作一趟下入式管柱和兩趟下入式生產(chǎn)管柱形式在不同工況條件下均能夠滿足海上氣田開采要求，但考慮海上作業(yè)條件和風(fēng)險承受能力，并結(jié)合后期井筒安全保障和修井作業(yè)難度，推薦海上高溫高壓氣田采用射孔生產(chǎn)聯(lián)作兩趟下入式生產(chǎn)管柱。

4 認(rèn)識與建議

1）油管和井下工具應(yīng)根據(jù)地層壓力、流體性質(zhì)及產(chǎn)能情況進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，滿足井下溫度和壓力的要求，同時確保在高溫高壓的地質(zhì)條件下滿足生產(chǎn)的需要。在滿足安全和工程需要前提下，高溫高壓氣井盡量減少井下工具數(shù)量。

圖5 封隔器間環(huán)空密閉壓力變化后的強(qiáng)度校核

2）高溫高壓氣藏采用生產(chǎn)射孔聯(lián)作管柱，在采氣井口安裝到位后，管柱內(nèi)加壓射開地層，可以消除井筒作業(yè)過程中的井漏、噴、涌等風(fēng)險，直接投產(chǎn)，減少了壓井作業(yè)和誘噴程序。

3）由于海上嚴(yán)苛的作業(yè)條件、風(fēng)險承受能力和后期修井操作難度，推薦采用射孔生產(chǎn)聯(lián)作兩趟下入式生產(chǎn)管柱，最大程度地保證高溫高壓氣井的井筒完整性。生產(chǎn)管柱需要考慮井筒溫度變化，分析多種工況下的受力情況，并進(jìn)行強(qiáng)度校核，同時對于現(xiàn)場實際操作提前做出一定的警示作用。

[1]戚斌，龍剛，熊昕東，等 .高溫高壓氣井完井技術(shù) [M].北京：中國石化出版社，2011.

[2]王云 .氣井合理油管直徑選擇 [J].特種油氣藏，2010，17（1）：108～112.

[3]胡順渠，許小強(qiáng)，蔣龍軍 .四川高壓氣井完井生產(chǎn)管柱優(yōu)化設(shè)計及應(yīng)用 [J].石油地質(zhì)與工程，2011，25（2）：89～91.

[4]萬仁溥 .油井建井工程 [M].北京：石油工業(yè)出版社，2011.