深水套管环空圈闭压力计算及控制技术分析*

黄小龙严 德田瑞瑞刘正礼叶吉华方满宗张星星

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司; 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 3.中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

深水套管环空圈闭压力计算及控制技术分析*

黄小龙1严 德1田瑞瑞1刘正礼2叶吉华2方满宗3张星星1

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司; 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司; 3.中海石油(中国)有限公司湛江分公司)

针对深水井测试及生产过程中套管环空圈闭压力增加导致套管挤毁和破坏的问题,建立了环空圈闭压力计算模型,利用平面应变问题的基本方程和拉梅方程对环空圈闭段套管应力、应变和位移进行了求解,分析了油藏与海底温度、流体性质与生产流速、井身结构与套管材质以及固井水泥返高等因素对环空圈闭压力的影响。在此基础上,对目前国际上采取的环空圈闭压力控制技术进行了分析,认为安装破裂盘和使用可压缩泡沫材料这2种技术方案可有效控制深水套管环空圈闭压力,确保深水油气开发井筒完整性和作业安全性。

深水;套管;环空;圈闭压力;破裂盘;可压缩泡沫材料

随着我国深水油气勘探开发战略的逐步推进,深水井测试及生产过程中的一些安全问题引起了人们的高度关注。深水油气田测试过程和生产初期,由于地层流体温度高达100℃以上,而海床温度仅为2～4℃,两者相差大,在油气测试或生产时可以使井口各层套管间环空圈闭流体受热膨胀而产生很大的附加压力载荷,严重时将挤毁或胀裂套管,给生产作业带来严重的安全隐患[1-3]。国内外有不少工程技术人员和专家学者对陆地和浅水高温高压井因温度升高引起的附加载荷进行了研究,而对于深水套管环空圈闭压力引起的附加载荷作用机理和控制技术研究较少,主要集中在对现场管理措施进行简单的论述,缺乏理论支撑[4-6]。陆地及浅水干式井口套管环空圈闭压力泄压措施相对容易实施,而深水湿式井口采用水下测试树和采油树导致环空圈闭压力控制技术难度大。因此,研究套管环空圈闭压力控制技术对于深水油气测试和生产作业非常重要。笔者通过对套管环空圈闭压力力学理论模型、环空圈闭压力影响因素和附加载荷计算方法进行研究,对比分析多种深水套管环空圈闭压力控制技术,以期为我国深水油气开发环空圈闭压力管理提供借鉴。

1 模型建立

1.1 力学模型

深水井测试和生产时采用水下测试树和采油树,测试或生产过程中储层热流体通过油管流动到井口装置,热流体在油管流动过程中会对油管、套管和水泥环进行加热,同时将热量传递到地层中去。图1为深水开发井生产过程中井筒热传递示意图,设油管与生产套管间圈闭空间为环空1,生产与技术套管间圈闭空间为环空2,技术与表层套管间圈闭空间为环空3。

图1 深水开发井生产过程中井筒热传递示意图

如图1所示的φ339.73 mm技术套管,其环空段受到内外流体热膨胀压力作用而产生应力、应变和位移,这将对套管强度设计和校核产生影响。由于水下采油树的重力作用,套管的纵向变形受到限制,若忽略轴向应变,其受力情况即为平面应变问题。如图2所示,设技术套管内径为d,外径为D,受到的内压为Q,外压为q,利用弹性力学中平面应变问题的基本方程和拉梅方程可对其进行分析和研究[7]。在平面应变问题中,采用圆柱坐标系,径向距离、方位角和高度分别用r、θ和z表示;非零应力分量有径向、方位角和切向3个,分别用σr、σθ、τrθ表示;非零应变分量有径向、方位角和切向3个,分别用εr、εθ、εrθ表示;非零位移分量有径向和方位角2个,分别用ur和uθ表示。这些参数满足几何方程、平衡方程和本构方程,如公式(1)～(3)所示。

图2 环空圈闭套管力学模型示意图

几何方程:

平衡方程:

本构方程:

式(1)～(3)中:E和v分别是材料的弹性模量和泊松比。套管属于厚壁圆筒,内外边界为受均布载荷的环形区域,是一个轴对称问题,边界条件如公式(4)所示。

联立方程(1)～(4),可求得技术套管受内外环空作用下的应力、应变和位移,如公式(5)～(7)所示。

1.2 计算模型

环空圈闭压力计算的基础是PVT状态方程,对该方程求偏微分得到公式(8),即

式(8)中:Δp为环空压力附加量,MPa;κT为环空流体等温压缩系数,1/MPa;αl为环空流体热膨胀系数,1/℃;Van为环空体积,m3;ΔVan为环空体积变化量,m3;Vl为环空内流体体积,m3;ΔVl为环空内流体体积变化量,m3。由于套管环空为密闭空间,环空内流体体积无变化,因此ΔVl=0。另外,套管环空流体等温压缩系数κT和热膨胀系数αl取决于流体的类型。

由公式(8)可知,在环空流体类型和性质确定的情况下,环空圈闭压力的大小主要取决于环空温度和环空体积的变化量。国内外已有不少文献对井筒热传递及温度场模型进行了分析,环空温度的计算可参考文献[8]、[9]中给出的模型。对于环空体积的变化量,如图1所示的环空2,需要考虑套管径向热膨胀效应、套管径向压缩效应、环空流体热膨胀效应和环空流体压缩效应等4个因素的影响[4]。

1)套管径向热膨胀效应。环空2中生产套管因温度升高将发生径向热膨胀,从而使得环空2的体积减小,由温度变化引起的法向位移Sv为

式(9)中:μ为钢的泊松比;α为钢材的热膨胀系数, 1/℃;a为套管内半径,m;b为套管外半径,m;ΔT为套管环空2温度变化量,℃。

由此引起的环空2体积减少量ΔV1为

式(10)中:Δx为自由段套管长度微元,m。

2)套管径向压缩效应。生产套管外表面因环空压力增加将产生径向位移Sr,即

由此引起的环空2体积增加量ΔV2为

3)环空流体热膨胀效应。环空2中流体因温度升高引起的体积膨胀量ΔV为

式(13)中:al为技术套管内半径,m。

4)环空流体压缩效应。设环空流体体积模量为Ec,则环空2中压力升高引起的环空流体体积压缩变化量ΔV4为

因此得到环空2总体积变化量ΔVan为

将公式(15)代入公式(8)中,即可求得环空圈闭压力附加值。

上述公式推导中仅考虑了环空2温度升高引起的体积变化对其圈闭压力的影响,如图1所示;而环空1和环空3温度升高时体积变化也会对环空2的体积变化产生影响。因此,在计算环空2的圈闭压力时须定量综合考虑环空1和环空3的体积变化对环空2体积变化的影响,这是一个复杂的迭加运算过程,具体计算时可借助计算机编程实现。

2 影响因素分析

深水套管环空圈闭流体受热膨胀产生压力,其压力值的大小主要受到了以下因素的影响:

1)油藏初始温度和海底温度。油藏初始温度和海底温度对环空流体在深水井测试或生产阶段所受到的热量值有重要影响,套管环空压力与油藏初始温度成正比,如在尼日利亚AKPO-130区块深水井的计算中,油藏初始温度升高20℃时,环空压力增加了20 MPa。如果实际油藏温度比计算采取的温度高,将造成实际的环空压力值比初始计算值高,对作业安全不利。

2)流体性质及生产流速。密闭环空内不同性质的流体由于其热膨胀系数(α)和压缩系数(κ)不同,在受热时产生的压力差别很大,即使是同一性质的流体,其某一种物质含量不同也会导致温压特性不同。2003年Williamson和Sanders在室内对水基钻井液、合成基钻井液、油基钻井液、1.38 g/cm3和1.62 g/cm3盐水钻井液等5种不同的环空流体进行了温度压力实验,结果表明在封闭容器中初始压力为13.8 MPa、温度为26.7℃,升温到90℃时,容器中各种钻井液产生的压力不同,其中盐水钻井液的变化相对较大,盐水、合成基和油基钻井液对温度的敏感性逐渐降低,这与流体自身的压缩性质相关[10]。环空中流体热膨胀系数和压缩系数可通过实验测量获得,大多数情况下其热膨胀系数与压缩系数的比值近似取当时水的热膨胀系数与压缩系数的比值。0.1 MPa时不同温度条件下水的热膨胀系数和压缩系数见表1[11]。3

表1 0.1 MPa时不同温度条件下水的热膨胀系数和压缩系数[11]

从表1可以看出,热膨胀系数与压缩系数的比值随着温度的升高有一个很大的变化,80℃时的比值大约是10℃时的8倍。也就是说,环空圈闭压力随着温度的增加而快速增加。

同时,生产流速对环空圈闭压力的影响也较大。在油井生产的后期,产液中水的比例将不断的升高,而水的导热能力强,若保持原来的生产流速,将进一步造成环空流体温度的升高。

3)井身结构和套管柱材质。深水井套管圈闭环空存在的形式和位置与井身结构有密切的关系,井身结构设计直接影响套管环空的位置和大小。环空段套管柱受内外流体压力的影响将产生变形,从而引起环空体积和流体压力的变化。此外,不同材质的套管柱在受温度的影响下其热膨胀系数不同,如N80材质的套管在温度100℃时热膨胀系数是50℃时的3倍。

4)水泥返高。水泥返高直接影响套管圈闭环空的长度和环空流体的体积。在实际的固井作业中,水泥的返高与设计值可能相差很大,这将会对环空圈闭压力的计算产生很大的影响,在水泥返高不低于上层套管鞋的条件下,返高越低,环空压力值将越大。

3 控制技术分析

国外在深水套管环空圈闭压力控制技术方面涉及较早。1999年,英国石油公司在墨西哥湾Marlin油田开发过程中,生产初期就发生了几口井套管爆破事故,损失巨大。从此以后,该问题引起了各大深水开发石油公司的重视。2003年,道达尔公司开发西非某深水油田,由于该区域地温梯度高达4.3℃/m,大约是墨西哥湾的2倍,环空压力管理问题尤为突出,该公司采取了多种技术措施对环空压力进行管理。另外,加拿大哈斯基公司在南中国海荔湾3-1气田开发过程中也采取了破裂盘环空压力控制技术。目前国际上采取的环空圈闭压力控制技术方案主要有6种[1,3,5-6,10],详见表2。

由表2分析可知,适合深水井套管环空圈闭压力控制的技术方案主要是安装破裂盘(图3)和使用可压缩性泡沫材料(图4),实践证明这2种技术方案具有经济有效的特点,已得到广泛应用。

在安装破裂盘时,为保证作业安全,通常在套管180°方向上安装2个泄压孔。根据套管程序及套管参数,破裂盘应该满足以下要求:①套管破裂盘额定工作压力要小于安装套管抗内压屈服强度;②套管破裂盘抗外压应大于安装套管本体额定抗外压值;③破裂盘额定破裂压力要低于内层套管额定抗外压值。

表2 目前国际上采取的环空圈闭压力主要控制技术方案

图3 安装有破裂盘的套管短节

图4 安装有可压缩泡沫的套管

在套管外安装可压缩泡沫材料,这是目前深水井中常用的一种减小由温度引起的套管附加载荷的方法。其原理是在内层套管上安装一定数量的可压缩性泡沫材料,当环空压力增加到一定程度时,可压缩泡沫材料开始变形,产生一定的流体膨胀的空间,从而致使环空压力降低。可压缩泡沫材料采用模块化的方式安装在内层套管上,考虑到下套管操作的方便,可压缩泡沫模块只安装在套管本体,套管接头部分不安装。

南海西部某计划作业的深水井,水深1 500 m,井深3 600 m,地温梯度4.5℃/100 m,海底温度4℃,井底温度100℃。经计算分析,在50万m3测试产量条件下,该井φ339.73 mm技术套管抗外挤安全系数0.985,小于标准值1.000～1.125,不能满足作业要求。最终该井采用在φ339.73 mm技术套管上安装破裂盘和在φ244.48 mm生产套管安装可压缩泡沫的方式来控制技术套管内的圈闭环空压力,满足了安全生产要求。

4 结束语

套管环空圈闭压力是深水井勘探开发作业中需要考虑的关键技术问题之一。利用平面应变问题的基本方程和拉梅方程对环空段套管应力、应变和位移进行了求解,进而分析了影响环空圈闭压力的主要因素,包括油藏初始温度与海底温度、流体性质与生产流速、井身结构与套管材质以及固井水泥返高。在此基础上,分析了目前国际上采取的环空圈闭压力控制技术,认为适合深水井套管环空圈闭压力控制技术方案主要是安装破裂盘和使用可压缩泡沫材料,确保了南海西部深水井油气测试及生产作业的安全。

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Research on calculation of casing annulus trapped pressure and its control techniques for deep water well

Huang Xiaolong1Yan De1Tian Ruirui1Liu Zhengli2Ye Jihua2Fang Manzong3Zhang Xingxing1
(1.CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Company Shenzhen Branch,Guangdong,518067;2.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,518067;3.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.,Guangdong,524000)

Aiming to the deep water well casing collapse fracture and destroy problems due to the raising of casing annulus trapped pressure during the production and testing operations,the calculation model of trapped pressure was established;the stress,strain and displacement of the casing with annulus pressure trapped were calculated by using the basic equations of plane strain and lame equation; and the influence factors on casing annulus trapped pressure were analyzed,including the oil reservoir and seabed temperatures,production fluid property and flow rate,well profile,casing material and cement return height.And on this basis,several techniques adopted in the world for controlling casing annulus trapped pressure were contrasted and the results show that the rupture disk and compressible foam techniques can control the casing annulus trapped pressure for deep water wells and ensure the wellbore integrity and operation security for deepwater oil and gas exploration and development.

deep water;casing;annulus;trapped pressure;rupture disk;compressible foam material

2014-02-13改回日期:2014-05-20

(编辑:孙丰成)

*“十二五”国家科技重大专项“深水钻完井及其救援井应用技术研究(编号:2011ZX05026-001-04)”部分研究成果。

黄小龙,男,2003年毕业于东北石油大学地质工程专业,中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司总经理,主要从事深水及超深水井钻完井管理及技术研究工作。地址:广东省深圳市南山区蛇口工业二路一号海洋石油大厦B座14楼(邮编:518067)。电话:0755-26022026。E-mail:huangxl@cnooc.com.cn。