东海某气田X8H井口抬升原因分析及应对措施

袁修锦

中海石油（中国）有限公司上海分公司 上海 200335

井口抬升是指生产过程中井口装置和采油树整体垂向移位抬升的现象。海上生产井井口抬升危害十分严重，轻则使服务管汇和生产管汇变形损坏，重则致使井筒完整性密封失效，油气泄漏造成海洋环境污染，甚至导致油气井关停，增加补救复产成本，同时井控风险极大[1-2]。随着东海勘探开发的深入，储层温度压力大幅提升，井口抬升风险急剧增加，为了有效解决东海高温气井井口抬升问题，以X8H井在试生产期间发生井口抬升为例进行分析，为后续东海钻完井设计编制、现场施工等提供借鉴。

1 井的基本情况

1.1 井身结构及套管程序

X8H井采用三开井身结构，裸眼完钻。一开下339.725mm套管，固井后直接坐底，无悬挂载荷，水泥设计返至1945m。二开下244.475mm套管，井口悬挂载荷588.60KN，水泥设计返至3920m。

表1 X8H井套管程序

图1 X8H井井身结构示意

1.2 生产管柱

根据油藏要求及配产情况，该井采用裸眼完井方式，下入打孔管支撑井壁，下入普通电泵合采生产管柱，88.9mm油管，泵挂垂深2515m，过电缆封隔器下深500m，详见图2。

图2 X8H井生产管柱

2 井口抬升过程

气举诱喷井活后，油套环空压力由300psi突涨至1500psi ，并持续上涨，通过17.4mm仪表管线持续泄放套压，套压维持在2000psi左右稳定。次日转入试生产，油嘴17.78mm，油压1595psi，套压2000psi，嘴后温度45.1℃，泵吸入口压力3975psi，泵出口压力2675psi，井下温度127.5℃，鉴于该井环空压力高所存在的各种风险，开展X8H井修井作业，更换成气井生产管柱，以解决套压问题。转入压井作业后，在放套压过程中，井口发生抬升，抬升高度约0.1m。

3 井口抬升计算

3.1 井口温度计算

根据井眼轨迹、井身结构、试生产期间生产数据及生产管柱，利用软件进行井口温度计算，油管及各层套管温度剖面见图3，井口温度见表2。

表2 X8H#各层套管井口温度

表3 井口抬升计算结果

图3 油管及各层套管温度剖面

3.2 抬升高度计算

根据分析，X8H井 339.725mm套管采用单级固井方式，水泥设计封固1945～2450m，套管自由段长1945m。244.475mm套管采用单级固井方式，水泥设计封固3920～4646m，套管自由段长3920m，固井结束后未进行固井质量评价。

结合该井生产期间温度剖面、套管程序、水泥返高及井口预拉力等，采用多管柱井口抬升计算方法进行井口抬升量计算[3-4]。在综合考虑各层套管、油管在热应力作用下膨胀伸长及井口连接约束条件下，井口抬升0.0853m。模拟结果与实际井口抬升量0.1m较为接近。

4 结束语

1）X8H井设计使用电泵合采生产管柱，试生产期间流体数据与配产数据差异较大，高气产量造成井口温度升高，引起套管和油管的伸长，进而发生井口抬升现象。

2）339.725mm套管及244.475mm套管自由段较长，在热应力作用下，伸长量较大。

3）根据X8H井口抬升原因分析，东海高温井井口抬升应对措施及建议如下：

①预拉力设计：套管柱设计时进行预拉力设计，以平衡生产期间温度对各层套管造成的伸长。②预留井口补偿高度：设计阶段依据配产数据，采用多管柱井口抬升计算方法计算生产时井口抬升量，以确定井口补偿高度，避免井口抬升造成管汇破坏。③环空补注水泥：针对高温高产井，固井结束后，及时进行339.725mm套管与隔水导管环空补注水泥，减少自由套管段长，降低热应力作用下套管的膨胀伸长作用，进而降低井口抬升风险[4]。④限定产量生产：套管柱及生产管柱按照配产数据进行设计，若产量大幅提升，造成井口温度升高，进而导致井口发生抬升，因此生产期间需限定产量不超配产数据，或经过评估确定当前生产管柱允许最大产量。