海上熱采井生產(chǎn)套管井口升高控制裝置研制＊

耿亞楠

（中海油研究總院 北京 100028）

海上熱采井生產(chǎn)套管井口升高控制裝置研制＊

耿亞楠

（中海油研究總院 北京 100028）

稠油熱采過程中經(jīng)常發(fā)生生產(chǎn)套管破壞變形，最終導(dǎo)致套管升高、井口抬升，給海上熱采井井口安全作業(yè)帶來挑戰(zhàn)。根據(jù)海上典型熱采井井身結(jié)構(gòu)和注熱參數(shù)計算了生產(chǎn)套管伸長量范圍，在此基礎(chǔ)上研制了熱采井井口升高控制裝置，該裝置由下法蘭、熱采閥門、懸掛器、采油樹帽、隔熱管短節(jié)等組成。室內(nèi)測試試驗結(jié)果表明，所研制的井口升高控制裝置具有良好的密封性能，可滿足海上熱采井生產(chǎn)套管井口升高控制要求，從而保障海上熱采井井口作業(yè)安全。

海上；熱采井；井口升高；裝置；研制

在稠油熱采過程中需要注入大量熱流體或蒸汽，由于套管和固井水泥環(huán)在受熱過程中膨脹系數(shù)不同，經(jīng)常導(dǎo)致固井水泥環(huán)與套管膠結(jié)界面破壞，進而導(dǎo)致生產(chǎn)套管發(fā)生破壞和變形，最終使得套管和井口升高。陸上油田主要應(yīng)用預(yù)應(yīng)力、全／半預(yù)熱等固井技術(shù)，配合相應(yīng)的套管頭和套管伸縮短節(jié)來解決熱采過程中所引起的套管膨脹變形問題。由于海上熱采井作業(yè)的特殊性，陸上油田預(yù)應(yīng)力等固井技術(shù)在海上油田實施難度較大，目前尚無成功作業(yè)案例。此外，海上生產(chǎn)平臺空間有限，若套管及井口升高不能得到有效控制，將會對平臺及工作人員的安全造成極大的威脅［1－4］。筆者針對海上稠油熱采井面臨的生產(chǎn)套管升高風(fēng)險，研制出了1種生產(chǎn)套管升高控制裝置，并進行了室內(nèi)測試試驗，結(jié)果表明該裝置具有良好的密封性能，可滿足海上熱采井生產(chǎn)套管井口升高控制要求，從而保障海上熱采井井口作業(yè)安全。

1 井口升高裝置控制量計算

為了滿足海上熱采井特殊作業(yè)需求，必須開展井口升高裝置控制套管升高范圍分析，確定所研制的升高控制裝置的準確工作范圍。

圖1 海上典型熱采井井身結(jié)構(gòu)Fig．1 Structure of typical offshore thermal recovery well

與陸上油田相比，海上熱采井井身結(jié)構(gòu)最外層多了1層隔水導(dǎo)管，內(nèi)部套管由外向內(nèi)依次為中間套管、生產(chǎn)套管及隔熱油管（圖1）。多元熱流體注熱方式和蒸汽吞吐注熱方式對與隔熱油管最近的生產(chǎn)套管溫度影響較大，雖然采用了隔熱油管，但在熱采作業(yè)過程中由于存在接箍散熱，生產(chǎn)套管依然會發(fā)生套管升高，最終導(dǎo)致整個井口抬升。

對于套管伸長量的計算，需依次計算井筒溫度場及套管應(yīng)力、套管變形量（即伸長量）。

對于井筒溫度場計算，可分為泥線以上和以下兩部分。

1）對于泥線以下部分，采用Ramey和Satter的方法［5－7］，從油管中心到水泥環(huán)外表的傳熱為穩(wěn)態(tài)傳熱，計算公式如下：

式（1）、（2）中：Ts為蒸汽溫度，℃；Th為水泥環(huán)外緣處溫度，℃；Z為井筒長度，m；Q 為熱損失，kcal／h；R 為熱阻，［kcal／（h·m·℃）］－1；h1為對流換熱系數(shù)，kcal／（h·m2·℃）；r1為油管內(nèi)半徑，m；λtub為油管導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；r2為油管外半徑，m；λins為絕熱層材料導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；r3為油管隔熱層內(nèi)半徑，m；r4為油管隔熱層外半徑，m；hc為環(huán)空內(nèi)自然對流換熱系數(shù)，kcal／（h·m2·℃）；hr為環(huán)空內(nèi)輻射換熱系數(shù)，kcal／（h·m2·℃）；λcas為套管的導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；rco為套管外半徑，m；rci為套管內(nèi)半徑，m；λcem為水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；rh為水泥環(huán)外緣半徑，m。

從水泥環(huán)外表到地層的傳熱為不穩(wěn)定傳熱，計算公式［6］如下：

式（3）～（6）中：Te為初始地層溫度，℃；Tm為地表溫度，℃；a為地溫梯度，℃／m；z為井深，m；λe為地層導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；f（t）為無因次地層導(dǎo)熱時間函數(shù)；α 為熱擴散系數(shù)，m2／h；t為注汽時間，h；U 為總傳熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）。

2）對于泥線以上部分，由于存在隔水導(dǎo)管，傳熱為隔熱油管內(nèi)氣體與隔熱油管壁的對流傳熱、隔熱油管壁的導(dǎo)熱、隔熱油管壁與環(huán)空的對流傳熱、環(huán)空與套管壁的對流傳熱、套管壁的導(dǎo)熱、套管壁與隔水導(dǎo)管壁的導(dǎo)熱以及隔水導(dǎo)管壁與海水的對流傳熱。該部分的傳熱模型與泥線以下的模型類似，而熱阻R 的計算公式［7－8］如下：

式（7）中：λsea為海水導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；r′h為隔水導(dǎo)管外緣半徑，m；rriser為海水導(dǎo)熱系數(shù)，kcal／（h·m·℃）；r″h為隔水導(dǎo)管外半徑，m。

對于套管應(yīng)力計算，除了考慮常規(guī)內(nèi)壓、外擠、軸向力外，還要考慮溫度、作業(yè)管柱等因素［8－11］。在注汽階段，由于套管受熱膨脹要受到水泥的約束，在徑向上會受到水泥擠壓作用。為簡化計算起見，假定當(dāng)套管柱的溫度達到最高狀態(tài)時水泥環(huán)及圍巖的溫度升高忽略不計，從而可將它們對套管柱的約束處理為沿套管軸連續(xù)分布的徑向、軸向彈簧約束，相應(yīng)的彈簧系數(shù)可以根據(jù)巖石性質(zhì)近似確定出。

擠壓載荷［9］為

式（8）中：q為擠壓載荷，MPa；μ為套管的泊松比；c為套管壁厚，cm；Rco為套管外半徑，cm；μ′為水泥環(huán)和地層的當(dāng)量泊松比；E為鋼材彈性模量，MPa；E′為水泥環(huán)和地層的當(dāng)量彈性模量，MPa。

注汽使套管受熱膨脹，但要受到水泥約束，因此軸向上會產(chǎn)生熱應(yīng)力，該軸向熱應(yīng)力σw［10－11］為

通過計算套管擠壓載荷和軸向熱應(yīng)力，在全管段上積分即可得出套管的變形量：

式（10）中：l為套管長度，m。

根據(jù)海上典型熱采井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)（表1）和注熱參數(shù)（表2），通過建立的理論模型即式（3）～（7）進行分析計算，得到采用蒸汽吞吐注熱作業(yè)方式下的套管溫度分布如圖2所示。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)公式（10）計算得出φ245 mm 生產(chǎn)套管在2 000 m 全井段固井全部失效后的升高量可達到398 mm。為了保證作業(yè)安全，安全系數(shù)取1．5，φ245 mm 套管升高裝置控制能力確定為600 mm。

表1 海上典型熱采井井身結(jié)構(gòu)及套管數(shù)據(jù)Table 1 Well structure and casing table of the offshore typical thermal recovery well

表2 海上典型熱采井作業(yè)參數(shù)Table 2 Operation parameters of the offshore typical thermal recovery well

圖2 海上典型熱采井管柱溫度分布計算結(jié)果Fig．2 Calculation results of tube column temperature of the offshore typical thermal recovery well

2 井口升高控制裝置研制

根據(jù)上述井口升高裝置控制量的計算結(jié)果，設(shè)計并研制了φ245 mm套管頭升高控制裝置，該裝置由下法蘭、熱采閥門、懸掛器、采油樹帽、φ245 mm套管升高控制裝置主體等組成，套管伸長部分采用BT密封圈密封，如圖3所示。其中，下法蘭規(guī)格為φ346 mm×35 MPa，下部φ245 mm 套管密封，留有600 mm套管升高空間；左右翼連接φ52 mm×35 MPa熱采平板閥、φ52 mm×35 MPa儀表法蘭、φ52 mm×35 MPa PR2平板閥；油管掛內(nèi)通徑不小于75 mm，材質(zhì)要求耐370℃高溫；采油樹帽規(guī)格為6B型法蘭φ79 mm×35 MPa；閥門與各組件之間采用法蘭連接，提高了緊固件之間的聯(lián)接強度，增加了鋼圈密封的可靠性，使整套井口具有良好的耐溫耐壓性能。該裝置所有承壓件采用鍛件符合《SY／T5676—2010石油鉆采機械產(chǎn)品用高壓鍛件技術(shù)條件》［12］要求，最高密封壓力34．5 MPa，最高耐溫370℃，適用φ245 mm套管，油管懸掛器通徑75 mm，采油管柱開口通徑78 mm；安全閥驅(qū)動器工作壓力0．8～1．0 MPa，升高補償高度600 mm。

圖3 φ245mm套管升高控制裝置結(jié)構(gòu)Fig．3 Structure of uplift control device ofφ245mm casing

3 室內(nèi)測試試驗

為了保證所研制的套管頭可以安全應(yīng)用到生產(chǎn)實踐中，考慮到作業(yè)工況，設(shè)計了BT密封在套管卡瓦牙痕段的密封試驗和裝置整體試壓試驗。試驗中先上提套管，使卡瓦牙痕提升到兩道BT密封位置，對BT密封進行試壓（環(huán)空試壓），試驗壓力30 MPa（套管抗外擠強度80%）、穩(wěn)壓15 min，結(jié)果顯示控制裝置密封完好，無滲漏。組裝好φ245 mm套管頭升高控制裝置，采用配套工具密封四通，依據(jù)AP規(guī)范［13］，試驗溫度373℃，試驗壓力35 MPa、穩(wěn)壓5 min，結(jié)果顯示控制裝置密封件完好無損，無泄漏（圖4），可以在實現(xiàn)套管升高控制600 mm的功能下滿足密封要求，從而保障海上熱采井井口作業(yè)安全。

圖4 井口升高控制裝置整體試壓試驗Fig．4 Integral pressure testing of wellhead uplift control device

4 結(jié)論

針對海上熱采井面臨的生產(chǎn)套管升高風(fēng)險，建立了稠油熱采井套管升高量計算模型，計算了海上典型熱采井生產(chǎn)套管升高量，并以此為基礎(chǔ)設(shè)計了控制能力為600 mm的井口升高控制裝置。室內(nèi)測試試驗結(jié)果表明該裝置具有良好的密封性能，可為海上熱采井井口作業(yè)安全提供保障。

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Development of a wellhead uplift control device for the production casing of offshore thermal recovery wells

GENG Yanan
（CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

Failure deformation of production casing during heavy oil thermal recovery finally leads to casing elongation and wellhead uplift，threatening the wellhead safety of offshore thermal recovery wells．Based on the casing program and heat injection parameters of typical thermal recovery wells，the range of production casing elongation was calculated，and further more，a wellhead uplift control device was developed，which consists of a lower flange，a thermal valve，a hanger，a tree cap and a gut pup joint．The results of bench tests show that the control device has good sealing property．Control requirements of production casing elongation in offshore thermal recovery wells are met to guarantee the safe operations of wellhead of the offshore thermal recovery wells．

offshore；thermal recovery；wellhead uplift；device；development

TE931＋．1

A

耿亞楠．海上熱采井生產(chǎn)套管井口升高控制裝置研制［J］．中國海上油氣，2017，29（5）：102－106．

GENG Yanan．Development of a wellhead uplift control device for the production casing of offshore thermal recovery wells［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：102－106．

1673－1506（2017）05－0102－05

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．014

＊“十二五”國家科技重大專項“海上稠油熱采井口升高控制技術(shù)研究（編號：2011ZX05024－005－007）”部分研究成果。

耿亞楠，男，高級工程師，1989年畢業(yè)于原石油大學(xué)（北京）鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)為中海油研究總院鉆采研究院鉆井總師，主要從事海洋鉆完井工程方面的研究工作。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院中國海油大廈A704（郵編：100028）。E－mail：geyn＠cnooc．com．cn。

2016－11－09 改回日期：2017－01－20

（編輯：孫豐成）