高温高压井双封隔器管柱安全评估

胡志强杨进李中李文龙顾岳李舒展

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）有限公司湛江分公司

高温高压井双封隔器管柱安全评估

胡志强1杨进1李中2李文龙1顾岳1李舒展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）有限公司湛江分公司

高温高压油气井投产后受到地层高温流体影响，完井管柱双封隔器密闭空间内的流体介质受热膨胀，导致圈闭憋压，可能造成油管挤溃和油层套管破坏的危险，严重威胁管柱服役周期和井筒完整性。针对密闭空间压力上升带来的安全生产问题，运用弹性力学和传热学理论，分析了温度载荷作用下井筒与地层耦合作用机理，研究了自由段油管和封固段油层套管处管柱位移形变量随温度和压力变化的关系，建立了双封隔器密闭环空压力预测模型，同时对不同生产工况下的封隔器管柱安全性能进行了校核分析。研究结果表明：在开井生产阶段，环空压力随双封隔器的间距增加而增加，不会影响管柱安全；在完井液循环阶段，考虑极端工况情况下，环空压力随双封隔器的间距增加而减小，但均超出油层套管抗内压强度，不能立即坐封，因此等待一段时间后坐封封隔器才能保证管柱的安全性能。

完井；高温高压；套管强度；安全校核；双封隔器；圈闭环空压力

井筒密闭空间压力升高问题是高温高压油气田开发过程中面临的主要风险之一。在测试生产的初期，高温流体在井筒轴向中的流动会伴随井筒径向的热量传递，使得油套管各层密闭环空中的流体介质温度升高，进而导致流体膨胀憋压，该现象严重危害井筒完整性［1-2］。国外最早由Lubinski［3］提到高温环境下密封的油套环空液体膨胀可使封隔器漏失，同时指出足够高的温度可使油管弯曲，随后Adams［4］、Hasan［5］、Oudeman［6］等对套管间圈闭压力问题进行了深入研究。国内学者杨进［7-9］、周波［10］、张波［11］等分析了温度载荷下管柱力学行为，建立基于PVT状态方程的环空压力预测模型。以上现有模型都忽略了封固段套管因温度和内压载荷而产生位移，该位移使得井筒环空体积增大，环空压力值减小。针对高温高压双封隔器完井管柱内层自由段油管和外层封固段油层套管形变量随温度和压力变化的关系，建立了双封隔器内环空压力预测模型，并且针对不同生产时期的封隔器管柱安全性能进行了校核分析，以期为深水高温高压井的设计优化和井筒完整性保障提供可靠依据。

1 双封隔器密闭空间压力预测模型

Pressure prediction model for the closed space of twin packer

高温井生产测试时，由于封隔器间完全密封，无流体渗漏，可以忽略环空内流体质量的变化。一方面，在密闭空间内流体介质升温后由于不能自由膨胀，体积受限，会产生流体膨胀压力；另一方面，在环空温度压力耦合作用下，管柱的形变也会使得密闭环空体积增大，从而对环空压力造成影响。因而可以认为密闭环空压力是受环空流体的热膨胀效应和套管柱的形变两部分共同作用［10］

式中，γ为环空流体热膨胀系数，℃-1；k为环空流体压缩系数，MPa-1；ΔT为平均温度变化值，℃；Va为环空体积，m3；ΔVa为环空体积的变化量，m3。

1.1 流体热膨胀效应

Thermal expansion effect of fluid

如图1所示，以双封隔器圈闭环空A为例，设内层油管编号为1，外层套管编号为2，不考虑油套管接箍的影响。假设环空温差为ΔT，环空压力Δp，则环空中流体介质因为温度效应自由膨胀后的总体积变化为

流体由于压力作用产生的体积变化为

受温度和压力的共同影响产生的总体积变化为

式中，Ls为双封隔器间距，m；βa为环空流体热膨胀系数，℃−1；E为流体弹性模量，MPa；D2i为套管2内径，m；D1o为油管1外径，m。

图1 高温高压井筒双封隔器示意图Fig.1 Sketch of twin packer in HTHP well

1.2 管柱体积变化

Change of string volume

1.2.1 自由段管柱 根据固井水泥返高情况，可将套管段分为自由段套管和封固段套管。自由套管段专指内外都没有水泥环支撑的套管段，而封固段套管内部为密闭流体介质，外部为水泥环和地层岩石。双封隔器坐封时的内部油管可认为类似自由段套管。根据热弹性理论［12］，自由段油管由于温度和压力改变而产生的直径和体积变化为

式中，vc为管柱的泊松比；βc为油套管热膨胀系数，℃-1；Ec为油套管弹性模量，MPa ；d为油套管上任意一点的直径，m。

1.2.2 封固段管柱 在生产过程中，可将封固段的套管-水泥环-地层系统作为一个弹性体进行研究，对于封固段油层套管段的位移计算要考虑地层和水泥环热膨胀作用对套管外壁产生作用力。根据弹性力学理论［13］，井筒与地层耦合的相互作用模型可简化为平面应变问题，可得应力表达式

假设套管内壁受作用力为q0，外壁受力为q1；水泥环内界面受套管限制，作用力为-q1；外界面受地层约束，作用力为q2；地层岩石内界面受力为-q2，地层岩石外界面取无限远，无位移和附加应力。将上述条件代入式（7），得封固段套管、水泥环和地层的位移变化函数

由井筒-地层各界面相互作用的连续条件知

式中，a、b分别为水泥环内、外边界，m。

经过整理可得出封固段套管内部的位移

其中，k和q为相关计算参数，具体取值可参考文献［14］。则封固段套管的内壁的体积变化为

1.3 圈闭环空压力计算

Calculation of confined annulus pressure

井筒温度升高后，双封隔器内的环空流体介质体积和密闭环空体积都发生变化［15］，由于不考虑液体的渗漏作用，为满足体积相容性原理，列出总体积变化的相容方程

由于环空体积和环空压力是耦合作用［16］，可以通过迭代法求解Δp。

2 双封隔器管柱安全校核

Safety check of twin packer string

密闭环空中液体初始温度分布服从地温梯度，投产后，必然导致环空内流体温度上升，从而引起密闭环空压力上升。在两级封隔器之间的环空中，油管主要承受外压，需要校核其抗挤强度；套管主要承受内压，需要校核其抗压强度［17］。分析思路为：（1）分析双封隔器内环空流体介质压力的变化；（2）确定双封隔器坐封间距与环空压力间的变化关系；（3）通过井身结构，结合《井下作业工程师手册》，确定油管的抗压强度和套管的抗挤强度；（4）选择合适的安全系数，进行管柱安全性校核（图2）。

图2 双封隔器安全校核思路Fig.2 Safety check idea of twin packer

2.1 生产阶段

Production stage

南中国海西部某高温高压气井水深901 m，钻完井深度4 287 m，地温梯度0.032 ℃/m，井底温度144.3 ℃，地层压力67.7 MPa，产量120×104m3/d，井身结构见图1，下部封隔器坐封位置4 032 m。当处于关井状态时，受地温梯度影响，油套环空中的圈闭流体温度保持稳定。关井一段时间后开井生产，油管中流体温度高于地层温度，会重新加热油套管环空中的圈闭流体，导致双封隔器内环空压力上升。利用式（1）～式（14）和表1中的相关参数可计算出不同封隔器距离（100～500 m）条件下，圈闭环空内完井液从关井状态到开井状态的压力变化，其结果见图3，可以看出，当完井液在井筒中停留时间较长，已被地层温度平衡的条件下，双封隔器内环空压力随着双封隔器坐封间距的增大而增大，呈线性关系增加，重新开井生产产生的最大压力值为20.44 MPa，远低于油管的抗挤强度和套管的抗内压强度，因此开井生产阶段的环空压力不会影响管柱安全。

表1 某高温高压井管住校核计算参数Tabel 1 Calculation parameters for string check of a certain HTHP well

图3 开井生产阶段双封隔器间距与环空压力的关系Fig.3 Relationship between twin packer spacing and annulus pressure in the stage of flowing production

2.2 完井液循环阶段

Completion fluid circulation stage

考虑完井液循环，环空内完井液未能被地层充分加热的极端情况，如果此时坐封，气井投产后，密闭环空内温度上升为流温，温差大大增加，两级封隔器之间密闭环空压力增量也随之增加，油、套管及封隔器被损坏的可能性大大增加，几种极端情况如下：（1）油管内部掏空时，密闭环空压力增量超过油管抗挤强度70.1 MPa时，油管损坏；（2）上部封隔器以上掏空或下部封隔器以下掏空时，密闭环空压力增量超过封隔器工作压力68.9 MPa时，封隔器损坏；（3）在油气井生产末期，地层压力降为最低地层压力13.8 MPa，密闭环空压力与地层压力之差超过油层套管的抗内压强度37.7 MPa时，套管损坏，该情况为最危险工况。

由图4可知，完井液循环后立即坐封，圈闭环空压力随着双封隔器坐封间距的增大而减小，当坐封距离超过1 500 m时才能满足油层套管的抗内压强度37.7 MPa要求，不符合现场实际。因此不能在完井液停止循环后立即坐封封隔器，根据式（14）计算至少需要环空降温16.42 ℃才能坐封封隔器。完井液循环阶段停止后，地层温度恢复时间较长。根据相关资料［18］，停止循环后环空与地层的温度恢复平均速率一般为1.32～7.50 ℃/h不等（随循环液排量、注入温度等参数的不同而不同）。根据该高温高压井相关参数，计算出13 h后坐封封隔器，环空温度将恢复至少17.2 ℃，环空压力降低至50.46 MPa，在油、套管的承受能力范围之内，因此，停止循环13 h后坐封封隔器能确保管柱安全。

图4 完井液循环后坐封双封隔器间距与环空压力的关系Fig.4 Relationship between twin packer spacing and annulus pressure after completion fluid circulation

3 结论

Conclusions

（1）高温高压井在生产测试过程中，由于高温流体引起的井筒环空圈闭压力会对井筒完整性带来严重的危害，在采用双封隔器完井管柱时，需要对其圈闭环空压力进行计算，并校核套管柱的强度，以防止管柱的破坏。

（2）根据弹性力学和传热学理论，分析了温度载荷作用下井筒与地层耦合相互作用机理，得到自由段油管和封固段油层套管位移量随温度和压力变化的函数，建立了双封隔器密闭空间压力预测模型。

（3）开井生产阶段，双封隔器内圈闭环空压力小，不影响套管安全；完井液循环阶段，需要考虑高温效应，建议在停止循环后，待环空流体介质温度降至安全温度，再坐封封隔器，以保证管柱的寿命安全。

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（修改稿收到日期 2017-03-26）

〔编辑 付丽霞〕

Safety assessment on twin-packer string of HTHP well

HU Zhiqiang1,YANG Jin1,LI Zhong2,LI Wenlong1,GU Yue1,LI Shuzhan1
1.Key Laboratory of Petroleum Engineering Education Ministry,China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249,China;
2.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang524057,Guangdong,China

After HTHP (high temperature and high pressure) oil and gas wells are put into production,the fluid medium in the closed space of twin packer of completion string is thermally expanded due to the effect of high temperature reservoir fluids,and leads to confined pressure building.As a result,the tubing may be collapsed and the production casing may be damaged,doing serious harm to string service life and wellbore integrity.To deal with the safe production problems caused by the increasing of pressure in closed space,the coupling mechanism between borehole and strata under the effect of temperature load was analyzed by using the theories of elasticity and thermal conduction.Then,the relationships of string displacement deformation at free tubing and cemented production casing vs.temperature and pressure were investigated.Finally,a pressure prediction model for the closed space of twin packer was established.Meanwhile,the safety performance of packer string in different working conditions was checked and analyzed.It is indicated in the stage of flowing production,the annulus pressure increases with the spacing of twin packer and the safety of strings is not impacted.Inthe stage of completion fluid circulation,the annulus pressure decreases with the increasing of twin packer spacing if the extreme working condition is taken into consideration,but it is always higher than the internal pressure strength of production casing.Therefore,the packer shall not be set at once and its setting shall be performed after a while so as to ensure the safety of strings.

well completion; high temperature and high pressure; casing strength; safety check; twin packer; annulus pressure of trap

胡志强，杨进，李中，李文龙，顾岳，李舒展.高温高压井双封隔器管柱安全评估［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：288-292.

TE931.2

：A

1000–7393（2017 ）03–0288–05DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.006

: HU Zhiqiang,YANG Jin,LI Zhong,LI Wenlong,GU Yue,LI Shuzhan.Safety assessment on twin-packer string of HTHP well［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 288-292.

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”（编号：51434009）；国家科技重大专项“浅层地质灾害识别与风险评价技术研究”（编号：2016ZX05033004-005）；国家自然科学创新研究群体项目“复杂油气井钻井与完井基础研究”（编号：51221003）。

胡志强（1990-），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研究工作。通讯地址：（102249）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。E-mail：huzhiqiangchn@foxmail.com

杨进（1966-），教授、博士生导师，主要从事海上钻完井技术的教学和研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）海洋工程研究院。电话：010-89733204。E-mail： yjin@cup.edu.cn