高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹帶壓機理

車爭安張智施太和涂軍軍向亮,劉乃震

1.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術分公司3.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心 4.中國石油長城鉆探工程公司

高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹帶壓機理

車爭安1,2張智1施太和1涂軍軍3向亮1,4劉乃震4

1.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術分公司3.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心 4.中國石油長城鉆探工程公司

車爭安等.高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹帶壓機理.天然氣工業(yè),2010,30(2):88-90.

在高溫高壓含硫氣井中,環(huán)空帶壓值過大將會影響正常生產,一旦超過允許值將誘發(fā)潛在的安全事故。針對開采過程中井筒溫度升高使密閉環(huán)空流體受熱膨脹而導致的環(huán)空帶壓問題,建立了高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹帶壓值的計算模型,并進行了實例計算。結果表明,高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹引起的帶壓值很有可能會引起生產管柱的失效,給油氣井安全生產帶來威脅。因此,有必要在井身結構設計、套管強度設計與環(huán)空保護液優(yōu)選時,根據(jù)油氣井正常開采的工作制度,降低開采過程中環(huán)空帶壓值并開展有效的環(huán)空帶壓管理,確保高溫高壓含硫氣井的長期安全生產。

環(huán)空帶壓 硫化氫 高溫高壓 套管 氣井 安全 熱膨脹

0 引言

環(huán)空帶壓(油管與套管之間環(huán)空、油層套管與技術套管之間的環(huán)空等)對安全生產十分不利,是全世界石油工業(yè)界面臨的共同難題和安全問題[1-3]。環(huán)空帶壓是指井口環(huán)空壓力表非正常啟壓。如果該壓力在經井口放噴閥門放噴后,關閉套管環(huán)空放噴閥門壓力又重新上升到一定的程度,這種情況國際上通常稱作持續(xù)套管壓力(sustained casing pressure)或持續(xù)環(huán)空壓力SAP(sustained annular pressure)。根據(jù)環(huán)空帶壓引起的原因可以將其分為:作業(yè)施加的環(huán)空壓力,受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地層經水泥隔離層和環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力(即環(huán)空帶壓SCP),筆者重點探討了溫度變化導致的環(huán)空帶壓計算模型,開展了實例計算。

1 環(huán)空帶壓值計算模型

在一定的井深處,一段密閉在環(huán)空中的流體或是氣體柱的壓力,取決于該段環(huán)空的平均溫度(T)、密閉環(huán)空的體積(Vann)和密閉流體或是氣體的質量(m),密閉環(huán)空的壓力是它們三者的函數(shù)[4]:

對上式求偏微分,可得到密閉環(huán)空壓力變化的表達式為:

式中:kT為環(huán)空流體等溫壓縮系數(shù),MPa-1;α1為環(huán)空中流體的熱膨脹系數(shù),℃-1;Vl是環(huán)空中流體的體積, m3;Vann為環(huán)空的體積,m3;ΔVann為環(huán)空的體積的變化量,m3;ΔT為套管平均溫度差,℃。式(2)表明:環(huán)空中流體的熱膨脹、環(huán)空體積的變化和環(huán)空中液體質量的變化都將影響環(huán)空壓力的變化。對于密閉環(huán)空,Δm =0,即可得密閉環(huán)空壓力的計算式為:

在密閉環(huán)空中,假設套管不發(fā)生形變,環(huán)空壓力的變化只受環(huán)空流體的熱膨脹作用,則溫度變化導致的環(huán)空帶壓值計算模型為:

式中:ΔpT為溫度變化單獨作用(假定環(huán)空體積不變)所導致的環(huán)空帶壓值,MPa。

當環(huán)空中的流體的溫度和壓力增加時,因為以下3個方面的原因,套管和套管之間(未注水泥)的環(huán)空體積將增加:①鋼材的熱膨脹系數(shù)小于流體的熱膨脹系數(shù);②由于環(huán)空壓力的增加,內層套管被擠壓收縮;③由于環(huán)空壓力的增加,外層套管被擠壓膨脹。

由于環(huán)空體積的變化引起的壓力變化量為:

式中:ΔpV為環(huán)空體積變化單獨作用(假定溫度不變)所導致的環(huán)空帶壓值,MPa。

也可寫成:

環(huán)空體積的變化主要取決于生產套管內部的壓力pint的瞬時變化,式(6)可變形為[5]:

式中:C為套管在一定載荷下的變形系數(shù)。

下面推導參數(shù)(C)的獲取方法:套管單位長度上的周向應力,由下式給出:

式中:D為套管的直徑,mm;h為壁厚,mm;pi、po分別為管內和管外的壓力,MPa。

管內和管外的壓力變化都會引起周向應力的變化:

根據(jù)胡克定律,周向應力的變化會使套管的外徑產生一個變化,如下:

式中:E是彈性模量,MPa。

考慮到套管兩端是固定的,套管的體積變化為:

由式(11)可得套管的變形系數(shù)為:

上式是在假設整個套管是均勻的,而且在整個長度上都能變形的條件下得到的。在總長為L1的套管上,有長度為L2的套管段被水泥漿固結,此時總的變形系數(shù)為:

式中:L1為套管的總長,m;L2為被水泥固結的套管段長度,m。

考慮到環(huán)空為密閉的,忽略環(huán)空中流體的漏失,并且假設環(huán)空內(套管內)、外(套管外)的壓力為常數(shù),可以得到密閉環(huán)空的壓力為:

式中:α2為鋼的熱膨脹系數(shù),℃-1;C1是套管總的變形系數(shù),MPa-1。

考慮到內層套管被壓縮,同時也考慮到外層套管的膨脹的作用。將式(14)重新整理可得:

式(15)即為在假設密閉環(huán)空絕對密封,不存在漏失的情況下,且不考慮溫度變化引起環(huán)空壓力的變化,密閉環(huán)空中壓力的計算公式,其中套管總的變形系數(shù)(C1)可以通過式(13)求得。

假設環(huán)空是完全密閉的,即不存在漏失,考慮到環(huán)空流體的熱膨脹和環(huán)空體積的變化兩者共同作用下,環(huán)空的壓力總的變化為:

式中:Δp為溫度升高產生的環(huán)空液體膨脹壓,MPa。

2 現(xiàn)場應用

某高溫高壓含硫氣井完鉆井深5002m,地層孔隙壓力當量密度為1.65g/cm3。該井的油層套管下深為5000m,油層套管和技術套管之間的環(huán)空中,水泥返高2000m,水泥之上的環(huán)空中充滿液柱。圖1是該高溫高壓含硫氣井的井身結構圖,下面將以這個井為例,對該井的油層套管和技術套管之間的密閉環(huán)空中的帶壓值進行計算。

表1給出了套管和鉆井液的材料力學性質,表2給出了外徑為?139.7mm的兩種不同鋼級的油層套管的技術參數(shù),表3為開采過程中井筒溫度升高導致的環(huán)空帶壓情況。

從表3中可以看出,對于高溫高壓高產氣井來說,開采過程中井筒溫度較高,溫度升高引起較大的密閉環(huán)空壓力。當溫度升高60℃時,密閉環(huán)空的帶壓值已經達到86.61MPa,超過鋼級為 P110的油層套管的抗內壓強度為85.2MPa。因此,高溫高壓高產氣井鉆完井工程設計時,需要考慮后期工作制度對井筒安全的影響。

圖1 某高溫高壓含硫氣井井身結構圖

表1 套管和鉆井液的材料力學性質表

表2 油層套管技術參數(shù)表

表3 溫度變化引起的環(huán)空壓力表

3 結論及建議

1)在高溫高壓含硫氣井中,環(huán)空帶壓值過大將會影響正常生產,一旦超過允許值將誘發(fā)嚴重的安全事故,在井身結構設計、套管強度設計與環(huán)空保護液優(yōu)選時,需要根據(jù)油氣井正常開采的工作制度,降低開采過程導致的環(huán)空帶壓值并開展有效的環(huán)空帶壓管理,確保高溫高壓含硫氣井的長期安全生產。

2)引起環(huán)空帶壓的因素主要有:作業(yè)施加的環(huán)空壓力,受溫度、壓力變化使環(huán)空和流體膨脹引起的環(huán)空壓力以及由于油氣從地層經水泥隔離層和環(huán)空液柱向上竄流引起的環(huán)空壓力。

3)筆者主要建立了高溫高壓含硫氣井環(huán)空流體熱膨脹帶壓值計算模型,開展了實例計算。計算結果表明:部分高溫井產量過大可能導致較高的井筒溫度,導致環(huán)空流體受熱膨脹而出現(xiàn)較大的環(huán)空帶壓值,威脅氣井的正常開采。

[1]王樹平,李治平,陳平,等.減小由于溫度引起套管附加載荷的方法研究[J].西南石油大學學報,2007,29(6):150-152.

[2]曾時田.高含硫氣田鉆井、完井主要難點和對策[J].天然氣工業(yè),2008,28(4):52-55.

[3]李士倫,杜建芬,郭平,等.對高含硫氣田開發(fā)的幾點建議[J].天然氣工業(yè),2007,27(2):137-140.

[4]鄧元洲,陳平,張慧麗,等.迭代法計算油氣井密閉環(huán)空壓力[J].海洋石油,2006,26(6):93-96.

[5]OUDEMAN P,KEREM M.Transient behavior of annular pressure build-up in HP/HT Wells[J].SPE88735,2004.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.023

Che Zheng’an,born in1982,holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of petroleum pipe mechanics and well control.

Add:No.18,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan610500,P.R.China

Tel:+86-28-83038426 E-mail:chezhengan2003@163.com

Mechanism of annular fluid thermal expansion pressure in HTHP sour gas wells

Che Zheng’an1,2,Zhang Zhi1,Shi Taihe1,Tu Junjun3,Xiang Liang1,4,Liu Naizhen4
(1.State Key L aboratory f or Oil&Gas Reservoir Geology and Ex ploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.S upervision&S urveillance Technology Company,Energy Resources Development Co.,L td.,CNOOC,Tianjin300452,China;3.Sinopec Southwest B ranch Company, Deyang,Sichuan618000,China;4.CN PC Great Wall Drilling Company,Beijing100724,China)

In HTHP sour gas wells,over-high pressure in annulus will affect normal production.Once it exceeds the allowable limit, potential safety hazards will be evoked.In view of high pressure problem resulting from thermal expansion of annulus fluid due to the temperature increase during the production period,a calculation model was established for that pressure in HTHP sour gas wells. And case studies were then made.The results show that the heat-induced annulus pressure can cause failure in production pipe string,posing threat to safe production.So when doing casing program planning,casing strength designing,and optimal annulus fluid determining,we had better to reduce the production-heat-induced annulus pressure and to manage the annulus pressure effec-tively while maintaining normal operation system,so as to ensure long-term safe production in HTHP sour gas wells.

annulus pressure,hydrogen sulphide,HTHP,casing,gas well,security,thermal expansion

book=88,ebook=162

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.023

2009-11-25 編輯 鐘水清)

國家科技支撐計劃(編號:2008BAB37B03)和國家科技重大專項項目(編號:2008ZX05017-002-02-01)。

車爭安,1982年生,碩士研究生;主要從事油井管力學、井控方面的研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都區(qū)西南石油大學碩士2007級3班。電話:(028)83034286。E-mail:chezhengan2003@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.88-90,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)