深水高温高压井管柱固定型封隔器失封及控制

2019-06-27管志川许玉强胜亚楠马贤明

中国石油大学学报（自然科学版） 2019年3期

管志川, 李成, 许玉强, 胜亚楠, 张波, 闫炎, 马贤明

(中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580)

深水高温高压完井测试开井后,井筒温度和压力场[1-6]变化大,在考虑管柱受力变形的影响下,封隔器失封[7-15]风险较高,尤其是管柱固定型封隔器[16-17]失封风险更高。目前国内外的封隔器失封研究大都针对胶筒密封性[18-19],范围局限在材料可靠性和胶筒受力变形的分析上,与井筒温度和压力场及测试管柱等影响相结合的研究较少,且未对失封控制进行研究。笔者以深水高温高压完井测试为研究背景,针对管柱固定型封隔器建立失封判断方法;对正交试验进行改进,计算各失封可控因素的敏感性,其中改进的正交试验可以弥补传统正交试验中极差计算方法受极值影响大的不足,并结合可行性对失封控制措施进行研究,以期对实际作业提供理论指导。

1 管柱固定型封隔器失封判断方法的建立

1.1 封隔器失封的判定

封隔器坐封后所能承受的最大上下端压力差称为工作压力,当上端压力大于下端压力时,称为上工作压力Δp1,反之称为下工作压力Δp2。因此,测试开井后封隔器不发生失封的必要条件即所承受的压差Δp需要保持在工作压力范围之内,

|Δp(T,p,Zp)|≤Δp1且|Δp(T,p,Zp)|≤Δp2.

(1)

式中,Zp为封隔器深度,m;T为温度,℃;p为压力,Pa。

图1为井身结构和封隔器受力示意图。图1左图为一深水高温高压井完井测试作业时的井身结构,图1右图为封隔器部分的受力情况。深水高温高压完井测试开井后,封隔器上表面受密闭环空施加的一个向下的压力pu,下表面受下环空施加的一个向上的压力pd,同时,随着高温高压地层流体向上流动,封隔器管柱受温度和压力影响对封隔器施加一个轴向力Fa,其方向需要根据实际情况判断。

假设在测试开井前,封隔器已坐封且测试管柱未发生弯曲。以井口为原点,沿井筒垂直向下为正方向,Fa换算成施加在封隔器上表面的力pa,则封隔器受力[20-21]计算式为

Δp(T,p,Zp)=pu(T,p,Zp)+pd(T,p,Zp)+pa(T,p,Zp).

(2)

基于能量守恒定律和多层圆筒壁传热原理建立半稳态井筒温度和压力场计算pu和pd[22-25],而pa的计算需要考虑测试管柱在井筒温度压力的影响下受松弛力、活塞效应、鼓胀效应、温度效应和螺旋弯曲效应等因素的影响。

图1 井身结构和封隔器受力示意图Fig.1 Deepwater wellbore structure and force diagram on packer

1.2 管柱变形和受力分析

管柱固定型封隔器是将测试管柱在封隔器处固定,使其在该处不能上下移动,例如RTTS型封隔器,这就导致管柱本应该发生的轴向伸缩转变成轴向力施加在封隔器上[17]。

(1)松弛力的影响。坐封后管柱的一部分重力施加在封隔器上,这部分重力称为松弛力Fs。然而一些研究[26]中将松弛力设置为整条管柱的重力,并称之为自重效应,这是不准确的。松弛力是指重表下降的载荷,数值上等于部分管柱重力,而不是整条管柱的重力。

(2)活塞效应的影响[27]。活塞效应的实质是液压力对整条管柱的作用,当温度、压力变化后,活塞力的变化值为

(3)

松弛力和活塞效应是测试管柱坐封后就存在的力,而下面3种效应是开井后随着温度和压力的变化,由于自身形变被阻止而产生的。

(3)鼓胀效应的影响[26]。鼓胀效应发生在整条管柱上,应用管内和环空的平均压力进行计算,则管柱的长度变化为

(4)

(4)温度效应的影响[28]。测试管柱受温度影响产生的变化非常显著,尤其是在高温高压井中,温度压力变化大导致这种影响更为重要。将管柱按照温度场计算进行同步离散,每一微元上管柱的伸长量为

ΔLt(T,p,Z)=βtΔTw(T,p,Z)dL.

(5)

式中,βt为管柱热膨胀系数,℃-1;dL为管柱微元长度,m;ΔTw为该微元上温度增量,℃。

(5)螺旋弯曲效应的影响[8-11]。设封隔器与管柱交界面受一个虚力Ff影响,包括该处管柱受封隔器作用力Fp和内外压力,方向向上为正。Ff> 0时,管柱发生螺旋弯曲,且中性点在管柱上时,部分管柱发生弯曲,不在时整条管柱均弯曲,管柱轴向长度变化量计算式为

Ff(T,p,Zp)=Fp(T,p,Zp)+[pi(T,p,Zp)-po(T,p,Zp)]Ap,

(6)

(7)

其中

I=π (dwo4-dwi4)/64.

式中,r为油套间距,m;W为测试管柱线浮力,N/m;I为测试管柱横截面积对其直径的惯性矩;dwo和dwi分别为测试管柱的外径和内径。

计算长度变化值后,应用弹性力学原理[29]计算测试管柱产生的力,即

(8)

1.3 失封判断方法

封隔器失封判断方法如图2所示。

图2 封隔器失封判断方法Fig.2 Judgement method of packerseallosing

由式(1)、(2)可知,若要判断封隔器是否失封,需要计算出封隔器承受的压差Δp,判断其是否处于工作压力范围之内。由式(2)可知,Δp包括pu、pd和pa。计算井筒温度和压力的分布情况可以直接求得pu和pd,而pa可由式(8)计算出测试管柱产生的力Fa并结合封隔器表面积求得。在计算Fa时,需要首先计算出管柱在鼓胀效应、温度效应和螺旋弯曲效应影响下产生的长度变化值,再结合活塞效应产生的力ΔFl以及松弛力Fs,应用式(8)即可求得。

需要注意的是,螺旋弯曲效应产生的长度变化ΔLb是活塞效应、鼓胀效应和温度效应引起的结果,因此需要判断螺旋弯曲是否发生。首先不考虑螺旋弯曲,使ΔLb(T,p,Zp)=0,在不考虑Fs的情况下应用式(8)计算出轴向力Fa,然后使Fp=Fa并由式(6)计算Ff判断管柱是否发生螺旋弯曲,如果弯曲则由式(7)计算ΔLb并重新代入式(8),计算得出Fa。

2 封隔器失封因素

南中国海莺琼盆地某深水高温高压井进行完井测试,井身结构如图1所示。海面温度25 ℃,水深1 500 m,表层套管直径508.0 mm;技术套管直径346.1 mm;油层套管直径245.0 mm,油管直径89.0 mm,封隔器坐封在3 700 m处,产量500 m3/d。井底地层压力80 MPa,井底地层温度176 ℃,地层导热系数1.92 W/(m·℃),地温梯度0.043 ℃/m,环空液体导热系数0.86 W/(m·℃),产出液比热容3 000 J/(kg·℃),环空液体膨胀系数0.000 7 ℃-1,环空液体压缩系数0.000 483 MPa-1,套管导热系数50.50 W/(m·℃),套管泊松比0.3,套管弹性模量210 GPa,水泥环导热系数0.95 W/(m·℃),松弛力90 kN,套管线性膨胀系数1.82×10-5℃-1,封隔器上工作压力28 MPa,封隔器下工作压力17 MPa。

2.1 温度和压力的影响

开井稳定后,计算出封隔器受到向下的压差为22.1 MPa,处于安全范围之内,因此封隔器不发生失封。当深水高温高压井测试开井后达到稳定时,井筒温度改变幅度达到最大,如图3所示,尤其是井口处温度增加120 ℃。温度增值达到最大使井筒内压力改变量和管柱受力变形也达到最大,此时封隔器最容易失封。

储层高温高压对封隔器影响非常大。当储层高温时,产液温度也高,一方面径向传热量增加使密闭环空温度升高压力增大,导致对封隔器压力增大;另一方面,温度升高使封隔器管柱变形量增大,导致管柱对封隔器的力也增大。当储层高压时,一方面对封隔器下表面的压力增加,另一方面使封隔器管柱内压升高,加大管柱变形量。选用地温梯度和井底地层压力量化储层温度和压力状况,如图4所示。温度升高使封隔器压差向下逐渐增大,而压力升高使其反向增加。

图3 井筒温度分布Fig.3 Wellbore temperature distribution

图4 储层温度和压力对封隔器压差的影响Fig.4 Effect of reservoir temperature and pressure on differential pressure of packer

2.2 可控因素的影响

可控因素对封隔器压差的影响如图5所示。

(1)产量的影响。由图5(a)可知,当产量从100 m3/d提高到1 300 m3/d时,封隔器从承受向上的压差变化到承受向下的压差,变化值超过40 MPa,对于实例井,已超过工作压力导致失封。产生该现象的原因是产量增大,井筒传热加快,一方面导致环空压力升高,对封隔器压力增大,另一方面使管柱变形增大,产生更大的轴向力。因此在开井测试时须合理安排工作制度,以使测试工作顺利进行。

(2)坐封深度的影响。由如图5(b)可知,随着坐封深度的增加,封隔器承受向下的压差增大,这很大程度上是因为密闭油-套环空体积增大,所产生的液柱压力升高。当深度增加700 m,压差增量不到2.6 MPa,由此可见,坐封深度的变化几乎不会引起其他对压差有影响的因素的较大变化。相比于产液速率,封隔器坐封深度对其所承受压差的影响较小。

(3)松弛力的影响。由图5(c)可知,当松弛力从50 kN增加到120 kN时,封隔器承受的向下的压差从20.7 MPa增加至22.6 MPa,即松弛力是部分管柱重力,直接对封隔器产生一个向下的作用力,而没有对其他因素产生影响。

图5 可控因素对封隔器压差的影响Fig.5 Effect of controllable factors on differential pressure of packer

(4)测试管柱热阻的影响[30]。在深水高温高压井完井测试开井过程中,产液携带的热量会向周围扩散,重构井筒温度场,尤其对密闭环空压力产生非常大的影响。如果在传热过程中增大管柱热阻,则周围环境受到的影响会大大降低。目前直接改变管柱热阻的工程可行性较低,现场大多在管壁上覆盖高热阻的物质来达到目的,受到较多关注的是隔热油管技术。由图5(d)可知,应用隔热管技术的测试管柱与普通测试管柱相比,封隔器压差降低5.7～7.2 MPa,且压差能够更早达到平衡。

(5)密闭环空液体性质的影响如图6(a)所示。当导热系数从0.1变化到1.2时,封隔器压差增加了4.2 MPa。这是因为导热系数决定了环空流体传热能力,系数越大,流体导热性能越好,同样条件下温度升高值更大,导致压力的增加值也更高。由图6(b)、(c)可以看出,随着环空液体等压膨胀系数和等温压缩系数参数增大,封隔器受到的向下的压差逐渐减小,且达到一定值后压差方向会发生变化。

3 封隔器失封可控因素敏感性分析与控制

3.1 封隔器失封可控因素敏感性

首先对正交试验结果的极差计算方法进行改进,使之能够更加全面地描述各因素的影响状况,并基于改进的正交试验对各可控因素进行敏感性分析。由于管柱热阻在工程上很难进行调整,只能采用隔热管技术等方法来进行,因此本节不对该因素进行分析。在不考虑各因素相互作用的影响下,采用6因素5水平进行25次试验(L25(56)),各因素水平在表1中列出。

设Em,n为第m个因素n水平对应的指标平均值,Am表示因素m的极差。如果按照传统正交试验用两个极值的差值表示极差,易使极差受到极端结果较大的影响,因此对极差做出如式(10)的调整,结果如表2所示。计算结果与传统方法的结果进行对比,

(9)

式中,Sm为因素m所有指标平均值的集合;Sm*为Sm去掉两个极值之后的集合。

图6 密闭环空液体性质对封隔器压差的影响Fig.6 Effect of sealed annulus liquid properties on differential pressure of packer

水平产液速率/(m3·d-1)坐封深度/m松弛力/kN环空液体导热率/(W·m-1·K-1)环空液体热膨胀系数/10-4 K-1环空液体等温压缩系数/10-4 MPa-1 11003200550.144 24003380700.455 37003560850.766 4100037401001.077 5130039201151.388

表2 指标平均值和极差

传统方法计算的产液速率、坐封深度、松弛力、环空液体导热率、环空液体等压膨胀系数、环空液体等温压缩系数的极差值分别为13.6、2.5、2.8、5.1、3.2、36.4,对比表2的计算结果可知,改进后计算的极差整体要平缓很多,这就是减弱极值影响并增加其他值影响的结果。各因素对封隔器压差影响由高到低为环空液体等温压缩系数、产液速率、环空液体导热系数、环空液体热膨胀系数、松弛力、坐封深度。

3.2 封隔器失封控制

各可控因素的调控效果对工程实际中防止封隔器失封起到至关重要的作用,然而在工程实际中不仅考虑控制效果,也要考虑工程可行性。

(1)工程实际中,加入可溶性盐及脂类和醇类物质可以降低液体的导热系数,加入膨润土浆和重晶石可以提高导热系数;加入氮气或可压缩性玻璃微球[21]及抑制剂等材料可以调节环空液体压缩膨胀性。但深水井中受海水段液柱压力的影响,调控效果会有所降低。另外,密闭环空液体的性质大都在测试前进行调节,很难在测试过程中进行实时控制。

(2)降低产量可以有效降低封隔器失封风险,且作业时可以实时进行调控,然而深水勘探开发依赖于高产量收回成本,因此虽然技术方面可行性较高,但经济效益方面可行性不佳。

(3)隔热管技术对封隔器失封控制有较好的效果,但与调节密闭环空流体性质一样,需要在下测试管柱时就必须施行,作业中无法对其调控,且该技术费用较高。

(4)调节松弛力对封隔器承受压差的影响较低,且测试开井后无法调节,这项操作没有资金需求,因此从经济方面看其可行性较好。

(5)在所分析的几项因素中,调节坐封深度所产生的影响最小,另外,坐封深度是在完井测试开始前设计阶段就已经确定,只能在设计的时候进行调节,在作业中无法对其进行改变。调节坐封深度与调节松弛力一样,没有任何资金需求,因此其经济方面可行性较好。