西南石油大学学报(自然科学版)  2019, Vol. 41 Issue (2): 152-159
深水井环空圈闭压力管理方案研究    [PDF全文]
杨向前 , 张兴全, 刘书杰, 任美鹏    
中海油研究总院有限责任公司, 北京 朝阳 100028
摘要: 除油套环空外,深水油气井套管环空圈闭压力无法释放,易造成套管挤毁等事故发生,需对环空圈闭压力进行管理,保障油气井生产安全。计算深水井在温度差下的环空圈闭压力,优化分析适用于深水的环空圈闭压力防治方法,结合管柱强度校核标准,建立深水井套管柱强度校核方法,最终形成环空圈闭压力管理设计方法。对于深水油气井,适用的圈闭压力防治方法为A环空压力释放、通过地层进行压力释放和套管外安装可压缩泡沫;考虑环空圈闭压力时,套管柱强度优选应同时采用平衡法和非平衡法进行套管强度校核;综合考虑防治方法和油套管强度校核结果,最终确定A环空圈闭压力控制范围,深水井环空圈闭压力管理方案研究对深水油气井安全高效开发提供技术支持。
关键词: 深水井     环空圈闭压力     管理方案     套管强度     校核方法    
Study on Pressure Management of Annulus Pressure Buildup in Deepwater Wells
YANG Xiangqian , ZHANG Xingquan, LIU Shujie, REN Meipeng    
CNOOC Research Institute Co. Ltd., Chaoyang, Beijing 100028, China
Abstract: The annulus pressure buildup (APB) in deepwater oil and gas wells may not be released even by employing a casing annulus resulting in accidents, such as casing collapse. Therefore, it is necessary to regulate the APB to ensure safety during oil and gas production. This study has calculated the trapped annular pressure in deepwater wells under different temperatures and analyzed and optimized the method to prevent and control the annular pressure in these wells. Using the strength standards for casing strings, this study has proposed a method to verify the strength of the casing string in the deepwater well and established a pressure management method for the trapped annulus. In terms of deepwater oil and gas wells, the control method for the trapped annular pressure involves relieving the pressure of the A-annulus through the formation pressure relief and wrapping the casing strings with compressed foam. The strength of the casing string must be verified using both equilibrium and nonequilibrium methods concerning the trapped annular pressure; the prevention and control methods must be considered together with these verification results to determine the pressure control range for the trapped A-annulus.
Keywords: deepwater well     APB     control methods     casing strength     verification method    
引言

在气井生产过程中,温度升高导致密闭的各层套管间环空内的流体膨胀,从而使环空圈闭压力升高。对于陆上和浅水井,可以通过井口泄压来减小环空圈闭压力,对于深水井,往往采用水下井口,除了油套环空外,其余环空压力无法控制[1-6]。环空圈闭压力如果控制不当,会引起套管挤毁等事故,如墨西哥湾Marlin油田A–2井生产套管发生挤毁[7-11];Pompano A–31井在钻井期间发生套管挤毁事故[12];随着海上深水、高温高压气井勘探开发,环空圈闭压力问题越来越突出,为保证油气井的安全高效开发,应制定合理的环空圈闭压力管理方案,降低海上油气井开发风险。

分析了环空圈闭压力的计算方法和防治方法,提出了深水油气井考虑环空圈闭压力时油套管强度校核方法及深水井圈闭压力管理方案,并进行了实例分析。深水井考虑环空圈闭压力后,现有的油套管往往不能满足强度要求,通过合理设置A环空压力范围,实现了对套管内压力的控制,减小了套管所承受的载荷,降低了深水井开发风险,对深水油气田开发具有指导意义。

1 环空圈闭压力计算方法 1.1 井筒传热模型

模型假设条件:(1)忽略水泥环、管柱和环空流体的热容量;(2)井筒为稳定传热,地层为非稳态传热;(3)井筒为稳定单向稳定流动[13-14]

井筒传热示意图如图 1所示(其中,${r_{\rm ti}}$—油管内径,m;${r_{\rm to}}$—油管外径,m;${r_{\rm ci}}$—套管内径,m;${r_{\rm co}}$—套管外径,m;${r_{\rm h}}$—井筒外径,m)。

图1 井筒传热示意 Fig. 1 Schematic diagram of heat transfer in wellbore

(1) 油管中心到水泥环外缘传热

气井在测试和生产过程中,热量由油管中心传到水泥环外缘的过程为稳态传热。单位长度d$h$内,由油管中心传递到水泥环外缘的热量为

$ {\rm d}{Q_1} = 2\mathsf{π} {r_{\rm to}}{U_{\rm to}}\left( {{T_{\rm f}} - {T_{\rm h}}} \right){\rm d}{ h} $ (1)

式中:$Q_{{\rm 1}}$—油管中心传递到水泥环外缘的热量,W;

${U_{\rm to}}$—总传热系数,W/(m$^{{\rm 2}}\cdot$K);

${T_{\rm f}}$—油管内流体温度,K;

${T_{\rm h}}$—水泥环外缘温度,K;

$h$—井深,m。

(2) 水泥环外缘到地层传热

热量由水泥环外缘传到地层的过程为非稳态传热,传递的热量随时间变化。单位长度d$h$内,由水泥环外缘传递到地层的热量$Q_{{\rm 2}}$

$ \left\{ \begin{array}{l} {\rm d}{Q_2} = \dfrac{{2\mathsf{π} {\lambda _{\rm e}}\left( {{T_{\rm h}} - {T_{\rm e}}} \right)}}{{f\left( {{t_{\rm D}}} \right)}}{\rm d}{ h} \\ {t_{\rm D}} = \dfrac{{\alpha t}}{{r_{\rm h}^2}} \end{array} \right. $ (2)

式中:$Q_{{\rm 2}}$—水泥环外缘传递到地层的热量,W;

${\lambda _{\rm e}}$—地层导热系数,W/(m$\cdot$K);

${T_{\rm e}}$—地层温度,K;

$f\left( {{t_{\rm D}}} \right)$ —Ramey无因次时间函数,反映地层热阻;

$t_{\rm D}$—无因次时间;

$\alpha $—热扩散系数,m$^{{\rm 2}}$/s;

$t$—气井生产时间,s。

Ramey无因次时间函数$f\left( {{t_{\rm D}}} \right)$表达式为

$ f\left( {{t_{\rm D}}} \right)\! =\! \left\{ \begin{array}{l}\left( {0.5\ln{t_{\rm D}} + 0.4043} \right) \left( {1 + \dfrac{{0.6}}{{{t_{\rm D}}}}} \right), {t_{\rm D}} > 1.5 \\ 1.1281\left( {\sqrt {{t_D}} - 0.3{t_D}} \right), {\kern 3pt} {{{10}^{ - 10}} \!\leqslant\! {t_{\rm D}} \!\leqslant \!1.5} \end{array} \right. $ (3)

(3) 总传热系数

当井筒中只有油管,油管下端安装封隔器,油管和油层套管内为完井液或气体,则总传热系数$U_{{\rm to}}$

$ {U_{\rm to}}^{-1} = %\left( \dfrac{{{r_{\rm to}}}}{{{r_{\rm ti}}{h_{\rm f}}}} + \dfrac{{{r_{\rm to}}}}{{{K_{\rm tub}}}}\ln\dfrac{{{r_{\rm to}}}}{{{r_{\rm ti}}}} + \dfrac{1}{{{h_{\rm c}} + {h_{\rm r}}}} + \\[5pt]{\kern 40pt}\dfrac{{{r_{\rm to}}}}{{{K_{\rm cas}}}}\ln\dfrac{{{r_{\rm co}}}}{{{r_{\rm ci}}}} + \dfrac{{{r_{\rm to}}}}{{{K_{\rm cem}}}}ln\dfrac{{{r_{\rm h}}}}{{{r_{\rm co}}}} %\right)%^{ - 1} $ (4)

式中:${h_{\rm f}}$${h_{\rm r}}$—油管流体、环空流体对流换热系数,W/(m$^{{\rm 2}}$·K);

${h_{\rm c}}$—环空热辐射系数,W/(m$^{{\rm 2}}\cdot$K);

${K_{\rm tub}}$${K_{\rm cas}}$${K_{\rm cem}}$—油管、套管、水泥环热导率,W/(m·K)。

总传热系数由油管内壁强迫对流换热热阻、油管内壁热阻、环空流体热阻、套管热阻以及水泥环热阻组成。对于多层次套管井身结构,总传热系数需计算每层套管及水泥环热阻。环空隔离液的导热系数受钻井液组分、密度、温度影响,隔离液的导热系数可通过实验测定。

(4) 井筒传热

油管到水泥环外缘的传热量等于水泥环外缘向地层的传热量,因此得到${\rm d}{Q_1} = {\rm d}{Q_2}$,则水泥环外缘温度为

$ {{T}_{\rm h}}=\dfrac{{{\lambda }_{\rm e}}{{T}_{\rm e}}+t{{r}_{\rm to}}{{U}_{\rm to}}f\left( {{t}_{\rm D}} \right)}{{{\lambda }_{\rm e}}+{{r}_{\rm to}}{{U}_{\rm to}}f\left( {{t}_{\rm D}} \right)} $ (5)

根据能量守恒原理,油管内能量的损失主要包括径向传递的热量、势能和动能的增加值,因此,油管内的温度梯度为

$ \dfrac{{{\rm{d}}{T_{\rm f}}}}{{{\rm{d}}z}} = - \dfrac{1}{{{\rho}{v}\mathsf{π} r_{{\rm{\rm to}}}^2{c_{\rm p}}}}\dfrac{{{\rm{d}}{Q_1}}}{{{\rm{d}}h}} - \dfrac{{{\rm{g}}\sin \theta }}{{{c_{\rm{p}}}}} - \dfrac{v}{{{c_{\rm{p}}}}}\dfrac{{{\rm{d}}v}}{{{\rm{d}}z}} $ (6)

式中:$z$—垂向坐标,m;

${\rho}$—气体密度,kg/m$^{{\rm 3}}$

${v}$—气体速度,m/s;

${c_{\rm p}}$—气体定压比热,J/(kg$\cdot$K);

g—重力加速度,g = 9.8 m/s$^2$

$\theta $—井斜角,(°)。

套管内表面温度和套管内流体温度分别为

$ {T_{\rm ci}} = {T_{\rm h}} + \dfrac{{{r_{\rm to}}{U_{\rm to}}\ln\dfrac{{{r_{\rm h}}}}{{{r_{\rm co}}}}\left( {{T_{\rm f}} - {T_{\rm h}}} \right)}}{{{K_{\rm cem}}}} $ (7)
$ {T_{\rm c}} = \dfrac{{{T_{\rm ci}} + {T_{\rm f}}}}{2} $ (8)

式中:${T_{\rm ci}}$—套管内表面温度,K;

${T_{\rm c}}$—套管内流体温度,K。

1.2 圈闭压力计算模型

圈闭压力是由于温度升高导致密闭的各层套管间环空内的流体膨胀,从而使环空圈闭压力升高。圈闭压力主要受环空流体的热膨胀效应、套管热效应或载荷引起的环空体积变化、由于环空流体的泄露或储层流体溢流进入环空引起的流体体积变化的影响,因此环空圈闭压力的计算方程为[15]

$ \Delta p={{\left( \dfrac{\partial p}{\partial T} \right)}_{{\rm m, V}}}\Delta T+{{\left( \dfrac{\partial p}{\partial {{V}_{\rm an}}} \right)}_{{\rm m, T}}}\Delta {{V}_{\rm an}}+\\{\kern 40pt}{{\left( \dfrac{\partial p}{\partial m} \right)}_{{\rm V, T}}}\Delta m $ (9)

式中:${\left( {\dfrac{{\partial p}}{{\partial T}}} \right)_{\rm m, V}}$—恒定质量和体积条件下,圈闭压力随温度变化的压力梯度,MPa/℃;

${\left( {\dfrac{{\partial p}}{{\partial {V_{\rm an}}}}} \right)_{\rm m, T}}$—恒定质量和温度条件下,圈闭压力随环空体积变化的压力梯度,MPa/ m$^{{\rm 3}}$

${\left( {\dfrac{{\partial p}}{{\partial m}}} \right)_{\rm V, T}}$—恒定体积和温度条件下,圈闭压力随流体质量变化的压力梯度,MPa/kg;

$\Delta T$—温度变化量,℃;

$\Delta V_{\rm an}$—环空体积变化量,m$^{{\rm 3}}$

$\Delta m$—流体质量变化量,kg。

将圈闭压力计算公式展开,可以写为

$ \Delta p=\dfrac{\alpha ' }{{{k}_{{\rm t}}}}\Delta T-\dfrac{1}{{{k}_{{\rm t}}}{{V}_{\rm an}}}\Delta {{V}_{\rm an}}+\dfrac{1}{{{k}_{{\rm t}}}{{V}_{\rm l}}}\Delta {{V}_{\rm l}} $ (10)

式中:$\alpha ' $—环空流体热膨胀系数,℃$^{{\rm -1}}$

${k_{\rm t}}$—流体压缩系数,MPa$^{{\rm -1}}$

$V_{\rm l}$—环空流体体积,m$^3$

$\Delta {{V}_{\rm l}}$—环空流体体积变化量,m$^3$

2 环空圈闭压力防治方法

目前有多种环空圈闭压力管理方法[16-24],按照原理主要分为以下几种。

(1) 释放压力

主要包括:①释放A环空圈闭压力,该方法最方便实现,但需要制定合理的压力管理方案。②水泥环封固到上层套管鞋以下,目前国外普遍采用水泥环封固到上层套管鞋以下,国内标准《Q/HS14004—2016海洋固井设计与作业要求》推荐采用将环空圈闭压力释放到地层,但该方法需满足水泥环必须有效封隔油气水层,同时还需考虑钻井液固相沉降对泄压通道的影响。③安装破裂盘,相邻环空的压差将破裂盘打开,将相邻环空联通,再将环空圈闭压力释放到井口或者地层,该方法安装简单,但破坏井筒完整性。

(2) 增加套管强度

增加套管强度主要是增加套管钢级和壁厚。该方法能直接提高套管强度,但对于高温高压井,套管钢级的选择范围有限。

(3) 消除环空

消除环空使用方法主要为全封固井。该方法能从根本上解决环空带压问题,但深水固井施工难度大。

(4) 增加环空可压缩性

主要包括:①使用可压缩复合泡沫,在套管上安装可压缩合成泡沫材料,当环空压力增加到一定程度时,可压缩泡沫材料开始受压,泡沫材料体积缩小,从而使环空压力降低。该方法需精确计算泡沫材料的使用量。②使用氮气泡沫隔离液,环空内注入气体,由于气体具有更好的可压缩性,受热膨胀的液体能够压缩气体,从而降低环空压力。该方法保证井筒完整性,但现场施工难度大。

(5) 减少热传递

主要包括:①使用真空隔热油管,该方法能减少环空流体的温度变化,但油管连接处仍存在较高的导热性。②环空流体使用隔热封隔液,该方法降低环空流体的传热性,但仅适用于油套环空。

对于深水井,风险较低和较为经济的方法有,释放A环空圈闭压力、水泥环封固到套管鞋以下、增加套管钢级和壁厚和使用可压缩复合泡沫。

在进行深水井油套管设计时,应考虑环空圈闭压力无法释放时,油套管是否满足要求,若不能满足要求,应提高油套管钢级和壁厚;若目前的油套管钢级和壁厚已达到极限,不能再找到更大强度的油套管时,则考虑通过井口或地层泄压的方式进行环空圈闭压力的管理;若无法通过井口或地层进行泄压,则考虑使用泡沫、破裂盘等方式。因此,对于深水井环空圈闭压力防治方法,需要综合考虑各种因素后,制定合理的压力管理方案,从而保证深水井井筒完整性。

3 油套管强度校核和圈闭压力管理 3.1 深水井油套管强度校核标准

根据Q/HS 14003—2016套管柱设计要求,套管柱强度设计安全系数取值为如表 1所示。

表1 套管柱强度设计安全系数表 Tab. 1 Safety factor table for strength design of casing string

油管柱强度设计安全系数取值为抗外挤强度安全系数:1.125,抗内压强度安全系数:1.10,抗拉强度安全系数:1.60。

3.2 深水井油套管强度校核方法

(1) 背压

在深水井油套管柱设计时,应考虑套管环空压力受水深产生的背压影响,而油管连通作业流程,不受水深的影响,因此油管内压剖面为生产压力,而套管的内压剖面为水深产生的背压、环空圈闭压力和环空流体液柱压力之和,水深产生的背压为水的静液柱压力。

(2) 油管内外压载荷

油管的内压剖面为井口的油压和气柱压力;油管内的外压剖面为环空圈闭压力与钻井液液柱压力之和。

(3) 套管内外压载荷

环空圈闭压力载荷剖面如表 2所示。

表2 环空圈闭压力载荷剖面 Tab. 2 Load profile of APB

(4) 强度校核方法

根据建立的载荷剖面,校核套管的抗外挤强度和抗内压强度。考虑环空圈闭压力后,应设置套管内外环空为全掏空的情况,还需要考虑圈闭压力的平衡法(相邻环空同时存在圈闭压力)和非平衡法校核(相邻环空只有一个环空存在圈闭压力),校核套管的抗内压强度和抗外挤强度。

3.3 环空压力管理设计方法

(1) 获取固井方案

根据钻井中固井水泥环的返高,可以确定环空圈闭压力的防治方案。对于深水油气井,当水泥环上返到上层套管鞋以下时,需要考虑钻井液固相颗粒的沉降影响。

(2) 计算环空温度剖面

根据生产井气体组分、气井产量和生产时间计算环空温度剖面,从而得到不同环空流体温度的变化。

(3) 计算环空圈闭压力大小

基于环空流体温度的变化和环空流体热物性参数,计算环空圈闭压力值。环空圈闭压力应考虑不同环空流体体系和密度不同造成的环空流体热物性参数的变化,如A环空流体常为盐类流体,而B、C环空流体多为钻井液。

(4) 选取油套管强度

选取常用套管强度进行强度校核,若强度不满足要求,则增加套管强度进行重新计算校核,直到满足强度要求或没有合适套管可选为止。

(5) 制定环空压力管理方案

若油套管无法满足强度设计要求,则需要制定压力管理方案,选取合适的防治方法和管理方案。对于深水井,经济适用的方法是释放A环空压力,对于B、C环空可以采用环空圈闭压力释放到地层和套管外安装可压缩泡沫的方法。

4 案例分析 4.1 基本信息

南海气田某井水深1 545 m,设计井深3 450 m,地温梯度3.87 ℃/(100 m),储层温度71.0$\sim$95.1 ℃。储层压力系数1.19$\sim$1.21,储层压力37.4$\sim$40.3 MPa。

按照固井要求,常压气井水泥至少返到上一个油气层顶部以上200 m,同时环空圈闭压力尽可能释放到地层的原则,因此将9$\frac{5}{8}''$套管水泥环返到上层套管鞋以内,13$\frac{3}{8}''$套管水泥环返到套管鞋以下,井身结构如图 2所示。

图2 井身结构图 Fig. 2 Wellbore structure

考虑固井水泥环封固30%附加量和重晶石完全沉降,13$\frac{3}{8}''$套管水泥环距离20$''$套管鞋以下较短,存在重晶石沉降将环空流体圈闭的风险,为安全起见,将套管柱和管理方案设计进一步划分为方案A和方案B,方案A中13$\frac{3}{8}''$套管水泥环返到套管鞋以内,方案B中13$\frac{3}{8}''$套管水泥环返到套管鞋以下,井身结构示意图如图 3所示。

图3 方案A和B井身结构示意图 Fig. 3 Wellbore structure of schema A and schema B

案例井生产情况如表 3所示。

表3 案例井生产情况 Tab. 3 The production situation of the case well

生产气体的组成见表 4

表4 气体的组成 Tab. 4 Composition of gases
4.2 环空圈闭压力

(1) 温度剖面

根据井筒传热模型,可以得到环空温度剖面,如图 4所示,环空温度随深度的增加而增加,A环空压力最高,其次为B环空压力,C环空温度最低。

图4 环空温度剖面 Fig. 4 Annular temperature profile

(2) 圈闭压力大小

根据环空圈闭压力计算模型和环空温度剖面,可以得到A、B、C环空圈闭压力大小,如表 5所示。

表5 环空压力预测结果 Tab. 5 Prediction results of annular pressure
4.3 套管柱选择及环空压力管理方案

通过计算A、B、C环空圈闭压力,套管强度校核采用圈闭压力(APB)的平衡法和非平衡法,从而优选出9$\frac{5}{8}''$套管和13$\frac{3}{8}''$套管钢级和磅级。

4.3.1 9$\frac{5}{8}''$套管强度校核及压力管理方案

考虑背压的影响,A环空井口处绝对压力达到69.7 MPa,3$\frac{1}{2}''$油管存在挤毁风险,应对A环空进行压力管理和校核套管强度,综合制定合理的环空压力管理方案,见表 6表 7

表6 方案A 9$\frac{5}{8}''$套管校核及环空压力管理 Tab. 6 Casing checking of 9$\frac{5}{8}''$ and annular pressure management of schema A
表7 方案B 9$\frac{5}{8}''$套管校核及环空压力管理 Tab. 7 Casing checking of 9$\frac{5}{8}''$ and annular pressure management of schema B

(1) 方案A

方案A中,53.5PPF,N80套管和53.5,P110套管在环空圈闭压力平衡法时强度满足要求,考虑圈闭压力非平衡法后,刚度为P110,满足抗外挤和抗内压强度。当油管全掏空时,油管不满足抗外挤要求,均需要对A环空进行压力管理,P110套管要求A环空压力控制在12.64$\sim$40.00 MPa;N80套管要求A环空压力控制在17.24$\sim$40.00 MPa。

(2) 方案B

方案B中,53.5PPF,N80套管和53.5PPF,P110套管考虑圈闭压力平衡法时,抗内压和抗外挤强度均满足要求,考虑圈闭压力非平衡法时,N80套管不满足。

综合分析方案A和方案B中9$\frac{5}{8}''$套管强度校核结果和环空压力管理方案,9$\frac{5}{8}''$套管采用53.5PPF P110套管,A环空压力应控制在12.64$\sim$40.00 MPa。

4.3.2 13$\frac{3}{8}''$套管强度校核及压力管理方案

13$\frac{3}{8}''$套管方案A和方案B套管校核及环空压力管理如表 8表 9所示。

表8 方案A 13$\frac{3}{8}''$套管校核 Tab. 8 13$\frac{3}{8}''$ Casing checking of schema A
表9 方案B 13$\frac{3}{9}''$套管校核 Tab. 9 13$\frac{3}{8}''$ Casing checking of schema B

(1) 方案A

方案A中,考虑圈闭压力平衡法时,3种套管强度均满足要求,圈闭压力非平衡法时,所有套管抗内压和抗外挤强度均不满足要求,因此,建议在13$\frac{3}{8}''$套管外安装可压缩泡沫。

(2) 方案B

方案B中,13$\frac{3}{8}''$套管68PPF N80不满足强度要求,套管钢级提高到为P110时,满足强度要求。

综合分析方案A和方案B中13$\frac{3}{8}''$套管强度校核结果和环空压力管理方案,13$\frac{3}{8}''$套管采用68PPF P110套管,13$\frac{3}{8}''$套管外安装可压缩泡沫,降低C环空圈闭压力。

5 结论

(1) 深水油气井适用的圈闭压力防治方法为A环空压力释放、通过地层进行压力释放和套管外安装可压缩泡沫。

(2) 考虑环空圈闭压力时,套管柱强度优选应同时采用平衡法和非平衡法进行套管强度校核。

(3) 综合考虑防治方法和油套管强度校核结果,最终确定A环空圈闭压力控制范围。

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