深水油气井筒环空注氮控压机理

周波，杨进，刘正礼，罗俊峰，黄小龙，周荣鑫，宋宇

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司）

深水油气井筒环空注氮控压机理

周波1，杨进1，刘正礼2，罗俊峰2，黄小龙3，周荣鑫3，宋宇1

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司）

通过深水井筒环空圈闭压力影响因素分析，结合环空圈闭介质温度、压力特性室内模拟实验，提出环空注氮气控制圈闭压力的方法。受深水井身结构及水下井口系统限制，技术套管和生产套管固井后存在较长的自由段套管环空，由水基、合成基或油基钻井液充填，油气测试、生产过程中，套管环空圈闭液体受井筒流体影响温度显著升高，圈闭液体受热膨胀出现圈闭压力。实验表明：圈闭流体热膨胀系数和等温压缩系数是环空圈闭压力关键影响因素，圈闭压力对圈闭介质类型（液、气）敏感度差异极大；向套管圈闭环空注入5%～20%体积分数的氮气，可以有效控制圈闭压力。现场实践表明：环空注入氮气的圈闭压力控制方法操作方便、可靠性高，能保证深水油气测试、生产过程井筒安全。图5表2参13

深水油气井；井筒圈闭压力；环空温度；氮气泡沫；压力控制

0 引言

井筒圈闭压力是指套管环空圈闭介质受温度升高影响膨胀产生的附加压力，是深水油气测试和开发面临的主要挑战之一。在陆上油田和浅海油田的勘探开发实践中，一旦出现圈闭压力，可以通过打开地面套管头侧翼阀的方法释放套管环空圈闭压力。但在深水油田开发中，由于水下井口和生产系统设计的限制，密闭的环空没有释放压力的通路，从而形成附加圈闭压力[1-3]，威胁井筒安全。如1999年，英国石油公司在墨西哥湾Marlin油田开发的几口深水井，生产数小时后，套管圈闭环空流体温度均升高，套管严重破坏[4]。由于水深的影响，海底及浅部地层温度低，而储集层流体的温度相对较高，在油气井测试和生产过程中，油气在井筒中的流动使各层套管环空密闭空间内的流体温度显著增加，随着测试或生产时间的持续，可使井筒温度上升近百度，从而导致密闭空间内的压力剧升，对井筒完整性带来严重的威胁。为此，本文通

图2 深水油气井纵向温度分布

2 圈闭介质特性对环空压力的影响规律

环空圈闭压力影响因素包括：油藏初始静态温度、地层流体类型、生产流速、水泥环的封固位置、圈闭流体特性等。其中，套管环空圈闭流体（通常为水基、合成基或油基钻井液）的热膨胀及等温压缩特性是环空压力的关键影响因素[8-10]。

假定环空圈闭为一个刚性密闭空间，环空圈闭压力可以利用流体热膨胀、等温压缩特性和环空温度变化计算：

假设环空圈闭流体中不存在气泡，套管为弹性体，考虑套管变形对压力变化的影响[11]，则充满液体的金属密封环境中压力预测模型为：

在深水固井中，由于环空中流体（通常为水基、合成基或油基钻井液）为多种介质的混合体，其热膨胀系数和压缩系数通常是不确定的，而且，受压力因素的影响，介质膨胀压缩系数（α/C）与温度呈非线性关系。为此，基于室内模拟实验，测试套管圈闭环空内不同流体（水、水基钻井液和合成基钻井液）压力随温度变化关系。

实验温度、压力模拟现场环境，起始温度选择339 mm套管固井后初始温度26 ℃，终点温度选择90 ℃。测试结果显示，圈闭压力随温度升高而增加，不同圈闭介质对温度的敏感度差异较大，合成基钻井液产生的圈闭压力明显小于水基钻井液（见图3）。

在环形圈闭空间，圈闭压力对介质类型（液体、气体）的敏感度差异极大。气体膨胀压缩综合系数远小于液体，具有更好的可压缩性，由（10）式可知，在圈闭空间注入气体可有效降低环空压力增加幅度。氮气压缩系数大，性能稳定，是理想的可压缩气体。实验中在相同的温度变化条件下，研究环空中氮气含量对圈闭压力大小的影响。测试结果表明，不同圈闭空间注入5%体积分数的氮气，圈闭压力均显著降低；随着氮气含量增加，附加压力继续降低，但降速减缓；当圈闭空间注入20%的氮气时，附加压力趋于稳定（见图4）。

图3 不同性质钻井液温度-压力曲线

图4 井筒圈闭压力注入氮气体积分数的变化曲线

3 环空注氮控压设计案例

目标深水油气井水深1 480 m，井身结构见表1，测试过程中预测346 mm技术套管和244 mm生产套管之间环空存在圈闭压力风险。244 mm生产套管的抗挤毁压力为54.8 MPa，计算日产气量为120×104m3时，井口平均温度为57 ℃，温差造成压力增加48.2 MPa，超过244 mm生产套管抗挤毁能力的安全值46.6 MPa（套管抗挤压力的85%）。

表1 深水目标油气井井身结构

为降低油气测试、生产期间圈闭压力风险，采用环空注氮控压方法，即在244 mm生产套管固井阶段向水泥浆前置液中加注5%～20%的氮气隔离液，以改变固井后圈闭环空介质成分，降低圈闭环空内因温度影响产生的附加压力[12-13]。氮气泡沫隔离液设计关键参数为：环空体积24.65 m3，泡沫隔离液体积7.15 m3，泡沫隔离液占环空体积的29.0%，其中，氮气体积3.848 m3，氮气占环空体积的15.6%。环空注氮控压施工关键参数值见表2。作业完成后氮气隔离液在井筒环空中的位置见图5。

表2 环空注氮控压关键参数设计值

图5 固井顶替法注入氮气隔离液位置示意图

现场实践表明，通过采用环空注氮控压方法，向井筒环空注入15.6%环空体积的氮气，油气井测试、生产期间均没有发生圈闭压力挤毁套管等事故，有效保证了井筒的完整性。

4 结论

由于深水海底环境影响及水下井口限制，环空圈闭压力是深水油气测试和开发过程中面临的主要风险点之一，套管环空圈闭流体的特性（等温压缩系数和热膨胀系数）是环空压力关键影响因素。

圈闭压力对圈闭介质膨胀系数和压缩系数极其敏感，向环空中注入5%～20%的可压缩气体，可以有效控制环空压力，保证井筒安全。环空注入可压缩气体的圈闭压力控制方法操作方便、可靠性高，能保证深水油气测试、生产过程井筒完整，具有很好的推广应用前景。

符号注释：

C——液体的等温压缩系数，MPa-1；Cp——井筒流体定压比热，J/(kg·K)；f(t) ——瞬态传热系数，无因次；G——地热梯度，K/m；H——出口与入口之间距离，m；k——地层导热系数，J/(s·m·K)；Q(z) ——以对流方式流入微元体的热流量，W；Q(z+dz)——流出微元体的热流量，W；Qh(z) ——微元体向第二接触面传递的热流量，W；Q∞(z) ——第二接触面向地层的径向热流量，W；Rcr——计算点到水泥环外边缘的热阻，（m·K）/W；Rr——径向传热总热阻，（m·K）/ W；rto——油管外径，m；Te——地层温度，K；Tein——入口处地层温度，K；Tf——井筒流体温度，K；Tf(z) ——微元段起点处井筒流体温度，K；Tf(z+dz) ——井筒z+dz位置流体温度，K；Th——第二接触面温度，K；Tin——入口处流体温度，K；Tr——井筒环空内部任意半径处的温度，K；Uto——总传热系数，J/(s·m2·K)；V——套管环空体积，m3；Vf——套管环空内流体体积，m3；w——流体质量流量，kg/s；α——液体的热膨胀系数，K-1；Δp——圈闭液体的压力变化值，MPa；ΔT——温度变化值，K；ΔV——套管环空体积的变化，m3；ΔVf——环空内流体体积的变化，m3，由于套管环空为密闭空间，环空内流体体积无变化，则ΔVf为零；θ——井眼倾斜角，（°）。

[1] Pattillo P D,Cocales B W,Morey S C.Analysis of an annular pressure buildup failure during drilling ahead[R].SPE 89775,2004.

[2] Oudeman P,Kerem M.Transient behavior of annular pressure build-up in HP/HT wells[J].SPE Drilling &Completion,2006,2(4):234-241.

[3] Oudeman P.Transient behavior of annular pressure build-up in HP/HT wells[R].SPE 88735,2004.

[4] Richard F Vargo Jr,Payne M,Faul R,et al.Practical and successful prevention of annular pressure buildup on the Marlin project[R].SPE 77473,2002.

[5] Ramey H J.Wellbore heat transmission[J].Journal of Petroleum Technology,1962,14(4):427-435.

[6] Hasan A R,Kabir C S.Aspects of wellbore heat transfer during two-phase flow[R].SPE 22948,1994.

[7] Hasan A R,Izgec B,Kabir C S.Ensuring sustained production by managing annular-pressure buildup[R].SPE 121754,2009.

[8] Liu Baosheng,Yang Jin,Zhou Bo,et al.Study of casing annulus pressure for deepwater drilling and completions[R].SPE 170318-MS,2014.

[9] Bellarby J,Kofoed S S,Marketz F.Annular pressure build-up analysis and methodology with example from multifrac horizontal wells and HPHT reservoirs[R].SPE/IADC 163557,2013.

[10] Williamson R,Sanders W,Jakabosky T,et al.Control of contained-annulus fluid pressure buildup[R].SPE 79875,2003.

[11] 高宝奎.高温引起的套管附加载荷实用计算模型[J].石油钻采工艺,2002,24(1):8-11.Gao Baokui.Practical model for calculate the additional load on casing by high temperature[J].Drilling &Production Technology,2002,24(1):8-11.

[12] Bloys B,Gonzalez M,Bland R,et al.Trapped annular pressure:A spacer fluid that shrink[R].SPE 104698,2007.

[13] 胡伟杰,王建龙,张卫东.深水钻井密闭环空圈闭压力预测及释放技术[J].中外能源,2012,17(8):41-45.Hu Weijie,Wang Jianlong,Zhang Weidong.Confined annular trap pressure prediction and release technology for deep water drilling[J].Sino-Global Energy,2012,17(8):41-45.

（编辑 郭海莉）

Mechanism of pressure management by injecting nitrogen in casing annulus of deepwater wells

Zhou Bo1,Yang Jin1,Liu Zhengli2,Luo Junfeng2,Huang Xiaolong3,Zhou Rongxin3,Song Yu1
(1.Ministry of Education Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Shenzhen Company of CNOOC,Shenzhen 518067,China;3.CNOOC Energy Technology &Services Limited,Tanggu 518000,China)

The influence factors of annular pressure buildup are analyzed,and the temperature and pressure characteristics of annulus trap medium are simulated for deepwater wells.The method of pressure management by injecting nitrogen in casing annulus is proposed based the experiment result.Limited by the well structure and subsea system,long casing annulus exists between technical casing and production casing and it is filled with water-based,synthetic based or oil-based drilling fluid.In the process of oil/gas test and production,the temperature of the trapped fluid rises significantly under the influence of the well-bore fluid and the trap pressure buildup appears because of liquid heat expansion.Experiments show that isothermal compressibility coefficient and thermal expansion coefficient are the key influencing factors for annulus pressure buildup.Trap pressure is very sensitive to the type of trapped medium (liquid,gas).Injecting 5%-20% volume fraction of nitrogen into the annulus can effectively control the annulus pressure build-up,and avoid casing collapse.Field practice shows that the method,convenient and highly reliable,can ensure the borehole safety during testing and production of deepwater oil and gas.

deepwater well;annular pressure buildup;annular temperature;nitrogen foam;pressure management

国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（51434009）；国家科技重大专项“南海北部陆坡深水油气田钻采风险评估及采油（气）关键技术研究”（2011ZX05056-001-03）

TE21

A

1000-0747(2015)03-0386-04

10.11698/PED.2015.03.17

周波（1987-），男，河南周口人，中国石油大学（北京）石油工程学院在读博士研究生，主要从事海上钻完井技术方面的研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）石油工程学院，邮政编码：102249。E-mail:zhoubo103@yeah.net

2014-10-23

2015-04-19