超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用

丁亮亮杨向同刘洪涛张 宇（.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 84000；.重庆矿产资源开发有限公司，重庆 40）

引用格式：丁亮亮，杨向同，刘洪涛，等.超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：10-13.

超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用

丁亮亮1杨向同1刘洪涛1张 宇2
（1.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000；2.重庆矿产资源开发有限公司，重庆 401121）

引用格式：丁亮亮，杨向同，刘洪涛，等.超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：10-13.

摘要：超深水平井多封隔器分段改造作业过程中，井筒温度下降造成尾管悬挂封隔器下部环空压力下降，易造成尾管悬挂封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。针对典型分段改造水平井井身结构，开展分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力变化的影响因素和潜在后果分析，综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响，建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。以塔里木油田一口超深水平井为例，开展了分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力预测，并在此基础上开展了封隔器和改造管柱力学分析。分析结果表明：超深水平井分段改造过程中，由于井筒温度场急剧下降，尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降，从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险，超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。

关键词：超深水平井；悬挂器；分段改造；环空压力；预测模型

由于设计和施工的原因，油气井井身结构内部可能存在一个或多个封闭空间，如带封隔器管柱的油套环空、存在自由套管段的各套管环空。在测试或生产初期，由于井筒温度的快速上升，井口各层套管环空封闭的流体温度也会开始上升，从而导致环空封闭空间内的压力升高，可能导致油管失效、套管失效和井口抬升等问题，国内外对此做了大量研究［1-4］。超深水平井分段改造作业过程中，井筒温度急剧下降引起尾管悬挂封隔器下部环空压力变化，作业管柱和封隔器的受载状况恶化，易造成改造管柱和封隔器失效。国内外相关研究非常少，相关文献均假设尾管悬挂封隔器下部环空压力等于环空完井液流体压力［5］，而对于超深水平井需要精确考虑作业过程中尾管悬挂器下部环空压力的变化。笔者针对典型分段改造水平井井身结构，充分考虑尾管悬挂封隔器下部环空压力各影响因素，建立尾管悬挂封隔器下部环空压力预测模型，并通过实例井对预测方法进行了验证和应用。

1　物理模型

典型分段改造水平井井身结构及管柱如图1所示，首先采用钻杆送入尾管悬挂器和封隔器管串到预定位置，投球打压一次性坐封悬挂器和所有封隔器，然后丢手送入钻杆柱、上提送入钻杆柱，下入完井管柱至悬挂器顶部棘齿密封并坐挂油管，最后进行逐段改造后排液、投产。

图1　 典型分段改造水平井井身结构及管柱图

尾管悬挂器与下部第1个封隔器间的套管不射孔，因此，尾管悬挂器、下部第1个封隔器、油管和生产套管组成了一个完全封闭空间。超深井大排量分段改造过程中，由于井筒温度下降和油管内压力上升，环空内流体收缩和油管柱收缩将导致尾管悬挂器下部环空压力下降，油管柱鼓胀效应引起的环空体积缩小和环空压力下降引起的流体体积膨胀使尾管悬挂器下部环空压力上升，尾管悬挂器下部环空压力受以上4个因素的综合影响。

超深水平井分段改造作业过程中，尾管悬挂封隔器下部环空压力变化将影响分段改造管柱和封隔器的受力状况，随着井深、改造规模和地层压力的增加，尾管悬挂封隔器下部环空压力变化越大，尾管悬挂封隔器下部环空压力变化对改造管柱的安全性影响也越大。

2　数学模型

尾管悬挂器下部环空中充满了完井液，该封闭空间内流体的压力满足以下函数关系［6］

p=p（T，Vp，m）（1）

式中， p为尾管悬挂器下部环空当前压力，MPa；T为尾管悬挂器下部环空温度，℃；Vp为尾管悬挂器下部环空体积，m3；m为尾管悬挂器下部环空流体质量，kg。

由式（1）可以得出，尾管悬挂器下部环空压力由井筒温度下降引起的流体收缩、环空体积变化和环空流体总量变化3个因素决定的。改造过程中井筒温度下降引起流体收缩造成的尾管悬挂器下部环空压力下降可由下式计算

尾管悬挂器下部环空体积变化造成的尾管悬挂器下部环空压力变化可由下式计算

式中，κT为尾管悬挂器下部环空内流体等温压缩系数，MPa-1；aa为尾管悬挂器下部环空内流体的热膨胀系数，℃-1；ΔT为尾管悬挂器下部环空温度的增加量，℃；ΔVa为尾管悬挂器下部环空体积的增加量，m3；Va为尾管悬挂器下部环空流体体积，m3。

尾管悬挂器下部环空为完全封闭空间，环空内流体质量保持恒定，因此，尾管悬挂器下部环空内流体质量变化造成的尾管悬挂器下部环空压力变化量为0。

综合式（2）和式（3）可得尾管悬挂器下部环空压力变化的表达式为［10］

Δp=Δpt+Δpv（4）

井筒温度下降引起流体收缩造成的环空压力下降Δpt，根据分段改造过程中环空温度变化量，结合环空流体的压缩系数和热膨胀系数便可计算出来。环空体积变化造成的尾管悬挂器下部环空压力变化Δpv的计算，需要先计算出分段改造过程中封隔器间环空体积的增加量ΔVa。相对于封隔器坐封工况，分段改造作业过程中井筒压力温度均发生了较大变化，从而造成封隔器间油管柱与生产套管间环空体积的缩小，ΔVa包括以下4个部分。

（1）油管径向收缩。油管柱会因温度降低而发生径向收缩，使尾管悬挂器下部环空的体积增大。根据温度变化引起的油管柱径向位移计算，可得温度变化引起的环空体积增加量为［7］

（5）式中，at为油管柱的热膨胀系数，℃-1；μ为油管柱的泊松比；rto为油管外径，m； rti为油管内径，m；Δx为油管柱微元段长度，m。

（2）油管径向压缩。油管柱外表面因环空压力降低将产生径向压缩，使尾管悬挂器下部环空的体积减小。油管内外压差变化产生的油管径向位移为［8］

式中，E为油管柱材料的弹性模量，MPa。

油管内外压差变化引起的环空体积变化为

（3）环空流体收缩。封隔器间环空中流体因温度降低会发生体积收缩，由此引起的封隔器间环空体积变化为式中， rci为生产套管内径，m。

（4）环空流体膨胀。封隔器间环空压力降低会使环空内流体膨胀，由此产生的封隔器间环空体积变化为［9］

式中， Ea为尾管悬挂器下部环空内流体体积模量，MPa。

因此，封隔器间环空总体积变化量为

ΔVa= –ΔV1+ΔV2+ΔV3–ΔV4（10）

由于封隔器间环空压力变化由流体冷收缩和环空体积变化2个因素决定的，且这2个因素间又相互影响，因此，通过井筒瞬态温度场预测［10］，结合式（2）便可得出环空流体热胀冷缩引起的封隔器间环空压力变化，对式（5）~（10）进行迭代计算便可得出环空体积变化造成的尾管悬挂器下部环空压力变化，结合式（4）便可计算出尾管悬挂器下部环空压力的瞬态变化。

3　实例井分析

塔里木油田某超深水平井基本参数为：完钻井深7 163 m，垂深6 495 m，造斜点6 244 m，井底温度158 ℃，地温梯度2.4 ℃/100 m，地层压力系数1.14，井底压力74.7 MPa，作业管柱包括1个尾管悬挂器封隔器和多个分段改造封隔器，尾管悬挂封隔器下深6 215 m，尾管悬挂封隔器下部第1个封隔器下深6 452 m。酸压施工泵压70~75 MPa，施工排量6~7 m3/min。

根据酸压施工工况参数，开展井筒压力场和温度场模拟，得出酸压过程中井筒压力场和温度场见图2。从图2可以看出，直井段油管内压力随井深逐渐增大，水平段油管内压力随井深逐渐减小，尾管悬挂封隔器下部油管内压力约118 MPa；尾管悬挂封隔器下部油管内流体平均温度为37 ℃。相对于原始地温下降了116 ℃。

图2　 酸压过程中井筒压力、温度分布曲线

根据尾管悬挂封隔器下部环空压力温度变化，采用本文建立的数学模型，便可开展尾管悬挂封隔器下部环空压力预测，得出尾管悬挂封隔器下部环空压力随时间的变化关系（图3）。从图3中可以看出：随着酸压作业时间的增加，由于井筒温度的持续下降，尾管悬挂封隔器下部环空压力逐渐下降，泵注时间达到20 min时，封隔器间环空压力基本稳定在0 MPa左右。

传统的设计方法均不考虑改造作业对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响，认为尾管悬挂封隔器下部环空压力保持不变。本文以改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空温度预测为基础，结合环空压力模拟，开展改造管柱、尾管悬挂封隔器和尾管悬挂封隔器下部第1个封隔器的强度校核（其他封隔器同理），强度校核结果见图4、图5，从图中可以看出：采用传统设计方法，本井的改造管柱、尾管悬挂封隔器和尾管悬挂封隔器下部第1个封隔器均满足设计要求，作业过程中管柱和封隔器均安全；考虑改造引起的尾管悬挂封隔器下部环空压力下降后，封隔器间改造管柱的三轴应力小于设计安全系数，封隔器受载状态均超出了信封曲线，作业过程中改造管柱、尾管悬挂封隔器和尾管悬挂封隔器下部第1个封隔器均存在风险大的失效风险，必须重新进行管柱设计或采取有效的风险缓解措施。

图3　 尾管悬挂封隔器下部环空压力随泵注时间的变化关系曲线

图4　 改造管柱三轴应力校核结果

图5　 上封隔器强度校核结果

4　结论

（1）针对超深水平井分段改造管柱尾管悬挂封隔器下部环空，综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响，建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。

（2）针对塔里木油田一口超深水平井开展了分段改造管柱尾管悬挂封隔器下部环空压力预测，结合管柱力学分析得出：超深水平井分段改造过程中，由于井筒温度场急剧下降，尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降，从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险，超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。

参考文献：

［1］ PATTILLO P D, COCALES B W, MOREY S C. Analysis of an annular pressure buildup failure during drill ahead ［J］. SPE Drilling & Completion, 2006, 21（4）: 242-247.

［2］ BELLARBY J, KOFOED S S, MARKETZ F. Annular pressure build-up analysis and methodology with examples from multifrac horizontal wells and HPHT reservoirsi［R］. SPE 163557,2013.

［3］ MACEACHRAN A, ADAMS A J. Impact on casing design of thermal expansion of fluids in confined annuli ［R］. SPE 21911, 1991.

［4］ WILLIAMSON R, SANDERS W, JAKABOSKY T, et al. Control of contained-annulus fluid pressure buildup［R］. SPE 79875, 2003.

［5］ 丁亮亮.高压高产深层气井测试管柱力学行为研究及其应用［D］.成都：西南石油大学，2011.

［6］ HALAL A S, MITCHELL R F. Casing design for trapped annular pressure buildup［J］. SPE Drilling & Completion, 1994, 9（2）: 107-114.

［7］ 杨进，唐海雄，刘正礼，等. 深水油气井套管环空压力预测模型［J］. 石油勘探与开发，2013，40（5）：616-619.

［8］ 邓元洲，陈平，张慧丽. 迭代法计算油气井密闭环空压力［J］. 海洋石油，2006，29（6）：149-152.

［9］ YIN Fei, GAO Deli. Improved calculation of multiple annuli pressure buildup in subsea HPHT wells［R］. SPE 170553,2014.

［10］ 丁亮亮，练章华，陈世春，等．高压深井压井过程中井筒温度数值模拟［J］．石油钻采工艺，2011，33（4）：15-18.

（修改稿收到日期 2015-07-08）

〔编辑 朱 伟〕

Prediction and application of lower annular pressure of hanger of ultra-deep horizontal well

DING Liangliang1, YANG Xiangtong1, LIU Hongtao1, ZHANG Yu2
（1. Tarim Oilfield Company of CNPC, Korla 841000, China;
2. Chongqing Mineral Resources Development Co. Ltd., Chongqing 401121, China）

Abstract:During multi-packer segmented transformation of ultra-deep horizontal wells, temperature drop of shaft will cause drop of lower annular pressure of packer of tail tube hanger, which is easy to cause failure of packer of tail tube hanger, packer for lower segmented transformation as well as tubing string. In regard of the structure of horizontal well in typical segmented transformation, the analysis of affecting factors and potential consequences of change of lower annular pressure of packer of tail tube hanger during segmented transformation is developed, and full consideration is taken into for the influence on lower annular pressure of packer of tail tube hanger by annular volume change caused by ballooning effect of tubing string, annular fluid volume change caused by change of shaft pressure and temperature and volume change of tubing string caused by change of shaft temperature to establish a prediction model for change of lower annular pressure of packer of tail tube hanger. An ultra-deep horizontal well of Tarim Oilfield is taken for example to develop prediction for lower annular pressure of packer of tail tube hanger during segmented transformation, and mechanical analysis is developed for packers and tubing strings under transformation on this basis. The analysis results show that, during segmented transformation of ultra-deep horizontal wells, sharp drop of shaft temperature field will greatly lower relative setting conditions of lower annular pressure of packer of tail tube hanger, thus to bring about high risk of failure to tubing strings and packers under transformation. Therefore, it is necessary to take into full consideration of such factors in design of tubing string during segmented transformation of ultra-deep horizontal well.

Key words:ultra-deep horizontal well; hanger; segmented transformation; annular pressure; prediction model

作者简介：丁亮亮，1983年生。2011年毕业于西南石油大学油气井工程专业，获博士学位，主要从事油气井杆管柱力学和井完整性方面的研究工作，高级工程师。电话：15209963121。E-mail：lld1210@163.com。

基金项目：国家科技重大专项子课题“超深超高压高温气井试油、完井及储层改造配套技术”（编号：2011ZX05046-04）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.003

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0010 – 04

文献标识码：A

中图分类号：TE21