半潜式平台超高温高压井测试环空压力设计及实践

2023-11-06邓文彪莫康荣刘贤玉魏安超

化工设计通讯 2023年10期

邓文彪，韩成，莫康荣，刘贤玉，魏安超

[1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524000；2.中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口 570100]

南海莺琼盆地超高温高压井测试作业显示地层温度最高达215℃，井底地层压力绝对压力接近100 MPa，水深超过100 m，测试作业井况恶劣[1，2]。莺琼盆地测试作业一般采用半潜式平台，超高温高压测试作业放喷期间，地层高温流体引起井筒环空压力增长明显，A 环空压力可通过地面阻流阀进行泄放，由于半潜式平台水下井口，其余B、C 环空压力无法进行泄放与监测，前期莺琼盆地超高温高压井测试期间发生过B 环空压力增长过大，导致水下井口套管挂密封总成上顶，套管挂密封总成失去密封能力，存在严重的井控风险。温度是影响环空压力变化的主要因素，半潜式平台测试期间放喷产量、水泥返高、放喷时间、A 环空压力均会对B 环空密闭压力产生影响，分析这些因素对高温高压井测试B 环空压力影响的主次关系，对测试设计与现场作业具有重要意义。

1 B环空压力存在的难题

莺琼盆地超高温高压井井身结构多为φ914.4 mm+φ660.4 mm+φ444.5 mm+φ311.2 mm+φ212.7 mm 井段，对应下入φ762.0 mm+φ508.0 mm+φ339.7 mm+φ244.5 mm+φ177.8 mm 套管。通常测试管柱携带射孔枪下入φ177.8 mm 套管，测试封隔器坐封在φ177.8 mm 套管上，然后进行射孔与测试作业。测试管柱与φ244.5 mm、φ177.8 mm 套管之间环空为A环空；φ244.5 mm 套管固井水泥返高至φ339.7 mm 套管以上200 m，φ244.5 mm 套管与φ339.7 mm 套管形成B 环空；φ339.7 mm 套管固井水泥返高至φ660.4 mm套管以上100 m，φ339.7 mm 套管与φ660.4 mm 套管形成C 环空，φ660.4 mm 套管与φ914.4 mm 套管固井水泥返至泥线[3，4]。

测试期间地层流体经测试管柱流动出井口，由于地层流体传热导致A 环空流体受热膨胀压力增加，半潜式平台水下系统可通过阻流管线进行加压或泄压，可实现对A 环空压力的控制。由于半潜式平台水下系统B 环空和C 环空都没有泄压通道，尤其是B 环空，受地层高温流体影响显著，B 环空内液体受热膨胀压力增长明显，较高的环空压力可能造成φ244.5 mm 套管发生外挤挤毁，同时也可能造成φ339.7 mm 套管发生抗内压失效，严重影响测试作业期间井筒完整性。前期超高温高井测试期间，发生过由于B 环空压力增大，产生较大上顶力致使φ244.5 mm 套管挂顶出水下井口，超高温高压水下井口密封失效，导致严重的井控事故，如图1所示。

图1 超高温高压井井身结构图

2 B环空压力影响因素

2.1 放喷产量

莺琼盆地超高温高压地层温度超过200℃，测试求产期间，高温地层流体通过测试管柱流动至井口，求产产量越大，井口温度越高，高温地层流体温度通过A 环空传热至B 环空，导致A、B 环空均增加[5，6]。

2.2 放喷时间

为取得稳定的产量资料，一般一个油嘴需要求产0.5～0.75 d，放喷时间越长，井口温度上涨越明显，同样导致B 环空压力也上涨明显。

2.3 水泥返高

φ244.5 mm 套管固井水泥返高决定了B 环空的容积大小，B 环空容积越小，在相同温度下，环空压力增涨越明显。

2.4 A环空压力

测试期间一般为保持开井状态，需要保持A 环空压力在1 300～1 500 psi，A 环空的大小也会对B 环空压力产生影响。

3 B环空压力主控因素分析

超高温高压测试工程设计及现场作业中，常常需要考虑如何能有效降低B 环空压力。而影响B 环空压力的因素较多，探究这些影响因素的主次关系对于设计及现场作业具有重要意义。正交试验设计是研究多因素多水平的一种设计方法，采用四因素三水平正交表分析放喷产量、放喷时间、水泥返高、A 环空压力对B 环空压力的影响的主次关系，以某超高温高压井测试设计为例，该井水深120 m，使用半潜式平台进行钻井与测试作业，采用水下井口系统，按照API RP90规定计算B 环空压力允许值是6 933 psi，但是φ244.5 mm 套管密封总成锁紧力为300 T，根据密封总成受力面积反算B 环空压力增量安全上限为6 045 psi，当B 环空压力超过6 045 psi 将会引起φ244.5 mm 套管密封总成失效。

预测井底温度210 ℃，地层压力13 950 psi，φ339.7 mm 套管下深2 751 m，φ244.5 mm 套管下深3 993 m，根据φ244.5 mm 套管固井ECD 安全余量及施工难度，φ244.5 mm 套管固井水泥浆返高极限顶深2 003 m。测试作业一般采用环空压力操作测试阀，需要环空维持1 400 psi 的压力保持测试阀打开状态进行放喷，根据该井无阻流量预计放喷天然气产量可达50万m3/d，为准确求得地层产量，放喷时间一般超过12 h。根据该井井况，对放喷产量、放喷时间、水泥返高、A 环空压力等4个因素设计3个水平变量研究B 环空压力主控因素，四因素三水平设计表如表1所示。

表1 放喷产量、放喷时间、水泥返高、A环空压力等四因素三水平设计表

按照四因素三水平设计正交试验表，根据正交试验表利用Wellcat 软件计算B 环空压力，计算结果如表2所示。由表2可知，放喷时间对B 环空压力影响最大，得到极差最大，B 环空压力影响主次因素依次为放喷时间、放喷产量、水泥返高、A 环空压力。设计及现场作业为防止B 环空压力过高，需要优化测试工作制度，在保障测试作业安全及求得地层资料，尽量选取小油嘴进行求产，确保求产放喷时间满足要求，对于大产量求产尽量缩短放喷时间。水泥返高、A 环空压力值对B 环空压力大小影响较小，设计时可在保障钻井安全情况下，进行水泥返高及A 环空压力进一步设计。

表2 四个因素三水平正交试验计算结果

现场作业时根据上面结论，合理设计了求产工作制度，准确求取了4个油嘴产能数据，井下压力计数据，实测压力计温度为212℃，地层绝对压力13 600 psi，由于地层温度较高，现场放喷产量达到40 万m3/d。在求产期间，A 环空压力增涨频繁，需要频繁通过平台阻流管汇泄压，维持A 环空压力至1 500 psi 左右。整个测试作业顺利，取得了准确的地层资料及合格的油、气样等，水下井口无异常，成功对B 环空压力安全进行了控制，实现了超高温高压安全测试。