深水油氣井環空帶壓套管設計研究

吳志明+楊玉豪+劉智勤

【摘 要】深水井套管環空壓力監測和控制難度大。針對陵水地區深水高溫高壓井在測試階段井筒環空帶壓導致套管損毀和破壞的情況，通過建立井筒環空壓力預測模型進行深水環空帶壓井的套管設計，綜合考慮油管、套管、地層及海水間的傳熱效應，建立井筒環空的壓力預測模型，進而運用模型對深水環空帶壓井的套管進行強度設計。綜合分析工程中減少和緩解環空帶壓影響的技術措施及其優缺點，將該模型運用到陵水地區深水井的套管設計中，環空壓力計算結果相對誤差均在10%以內，對陵水地區深水尤其勘探開發具有重要的現實意義。

【關鍵詞】深水；環空帶壓；熱膨脹效應；套管；耦合；強度設計

深水井不同于陸地和淺水干式井口，受水深的影響，套管環空壓力監測和控制難度大，而高溫高壓的油氣井在生產過程中會引起井筒溫度全面上升，導致密閉的套管和環空流體體積膨脹，從而引起套管環空內產生附加的壓力，形成環空帶壓[1-3]。深水高溫高壓井具有以上兩種難點，其環空壓力受環空容積（幾何形狀改變引起）、流體進出和環空溫度三種因素的影響，在實際作業中，水下生產系統投產后只有油套環空壓力可以通過環空釋放閥安全釋放，而對于生產套管與技術套管環空壓力、技術套管與表層套管環空壓力尚無可靠、有效的處理手段，井筒環空壓力過高會導致套管損毀和破壞。

1 環空壓力計算模型

1.1 環空流體溫度計算

井筒壓力剖面計算依賴于井筒溫度剖面的預測，常規方法假設井筒溫度剖面線性化，井筒流體溫度與時間無關，這種處理方式適合于穩定生產狀態。而在油氣井不穩定測試時流量、壓力、溫度都處于不穩態過程，沿用常規方法估計井筒溫度誤差較大，需要建立非穩態傳熱模型，預測不同測試制度和時間下的井溫剖面。

1.1.1 穩態傳熱溫度預測模型

針對長期穩定生產過程，采用解析方法建立井筒穩態傳熱模型，預測非線性井筒溫度剖面。井筒流體能量平衡機制見圖1，穩定流動情況下的流體溫度表達式為：

1.1.2 瞬態傳熱溫度預測模型

針對試油測試的短期過程，建立井筒非穩態傳熱模型，預測不同測試制度和時間下的井溫剖面。井筒瞬變溫度分布為：

1.2 井筒徑向溫度分布模型

考慮井筒流體向周圍地層巖石傳熱時，須克服油管壁、油管隔熱層、油套環空、套管壁、水泥環等產生的熱阻，除油套環空外，其它部分均為導熱傳熱，傳熱系數差別很大，使井筒各環空溫度分布呈非線性變化[4-5]。井筒徑向溫度分布如圖2。

井筒流體熱損失的計算公式：

由上式可知關鍵是確定具體井身結構條件下的總傳熱系數，由于鋼材熱阻相對較小，可忽略測試管、套管對井眼總傳熱系數影響：

1.3 環空壓力計算模型

井筒環空由內到外分別定義為第1環空到第n環空，井筒第i環空的體積變化與其臨近環空的壓力有關，可以計算的出井筒第i環空的體積變化如下：

式中前一項表示上一個環空和下一個環空對第i環空體積的影響，后一項為第i環空的軸向應變引起的體積變化，整理可得：

根據流體體積彈性模量的定義，可以得出：

此式適用于每個同心的環空。對于第N個管柱形成的第N-1個環空來說，存在N-1個未知的壓力變化量。已知最內部管柱的壓力變化量，就可以得到N-1個聯立的式來求解單個的壓力變化量，即井筒各環空壓力值。

2 環空帶壓井套管設計方法

環空帶壓井套管設計時需考慮套管的抗擠強度、抗拉強度、抗內壓強度。安全系數計算如式所示。

校核復合應力為基礎的強度安全系數，對于Von Mises三軸應力強度，最小安全系數應大于1.25：

在設計深水氣井生產套管時，應注意井筒內最危險的內壓出現在油管螺紋或管體泄漏，油管掛，滑套、封隔器密封失效，并導致油管內外連通。推薦深水高溫高壓氣井生產套管考慮上述特殊情況作抗內壓設計，并制定安全預案。

3 環空帶壓預防措施分析

由于水下鉆井和生產系統設計的限制，有些密閉的環空沒有釋放壓力的通路（釋放到地層或通過套管閥），此時需要在鉆井工程設計中考慮如何降低和減緩環空帶壓的影響程度。結合南海西部陵水海域的海水環境和地質特征，并經過大量的計算分析，認為適宜采用以下幾點措施來預防環控帶壓。

4 應用實例

南海某深水井的套管強度基本條件為單一外壓力剖面。在固井結束且環空水泥漿完全凝固后，各工況的外壓力剖面一樣，即水泥面以上為鉆井液，水泥面下為混漿水靜液柱壓力梯度。內壓力考慮循環排氣。氣侵后采用司鉆法排出氣體過程中，套管內是氣液兩相流。氣體井涌，套管試壓14MPa，繼續鉆進；考慮外擠力包括：部分掏空、繼續鉆井、固井；抗拉考慮下套管0.5m/s、固井碰壓、解卡過提150T。

4.1 Φ339.7mm技術套管強度校核結果

圖3、圖4為該井技術套管（Φ339.7mm）考慮不同的環空壓力（B環空）情況下的強度校核結果。從圖中可得：環空帶壓超過10MPa時，抗內壓安全系數低于行業標準值；當環空帶壓超過25MPa時，三軸系數低于行業標準值。因此B環空帶壓超過10MPa后，該套管不安全。

4.2 Φ244.5mm生產套管強度校核結果

圖5、圖6為該井生產套管（Φ244.5mm）考慮不同的環空壓力（A環空）情況下的強度校核結果。從圖中可得：環空帶壓超過15MPa時，抗內壓安全系數低于行業標準值；環空帶壓超過25MPa時，三軸系數低于行業標準值。因此A環空帶壓超過15MPa后，該套管不安全。

由上述校核可得：隨環空壓力升高，套管所處深度增大，安全系數逐步降低。當安全系數低于行業標準，須采取相應的環空帶壓預防措施，如提高相應的管材鋼級和安裝破裂盤以降低或減緩環空帶壓對井筒安全的影響。

5 結論與建議

（1）在深水井井筒安全方面，該文論述的環空帶壓井套管設計方法應用于陵水區域某深水高溫高壓井的套管設計，得出各套管的在一定環空壓力值下的許用應力并提出相應的改進措施，對該井轉化生產井后的長期穩產有重要意義。

（2）深水井預防環空帶壓的技術措施以及環空帶壓情況下降低井筒安全風險的技術措施，將環空壓力計算模型和環空帶壓井套管設計方法應用于實際生產中，根據結果選用相應的預防措施，對深水生產井減緩和預防環空帶壓情況有顯著成效。

（3）采用提高管材鋼級和壁厚、水泥漿返至上層套管鞋以下100m左右、利用可壓縮復合泡沫技術和VIT真空隔熱油管相結合的辦法，可以顯著提高南海陵水區域的深水高溫高壓井的井筒完整性。

【參考文獻】

[1]黎麗麗，彭建云，張寶，等.高壓氣井環空壓力許可值確定方法及其應用[J].天然氣工業，2013，33（1）：101-104.Li Li Li，Peng Jianyun， Zhang Bao， et al. Determination method and application of annulus pressure allowable value in high pressure gas well[J].natural gas industry， 2013，33（1）：101-104.

[2]楊進，唐海雄，劉正禮，等.深水油氣井套管環空壓力預測模型[J].石油勘探與開發，2013，40（5）：616-619.Yang Jin， Tang Haixiong， Liu Zhengli， et al. Prediction model of casing annulus pressure in deepwater oil and gas well[J].petroleum exploration and development， 2013，40（5）：616-619.

[3]張波，管志川，張琦，等. 高壓氣井環空壓力預測與控制措施[J].石油勘探與開發，2015，42（4）：518-522.Zhang Bo， Guan Zhichuan， Zhang Qi， et al. Prediction and control of annulus pressure in high pressure gas well[J].petroleum exploration and development，2015，42（4）：518-522.

[4]API RP 90，Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells [R]. USA， 2006.

[5]ISO/TS 16530-2，Well integrity—Part 2：Well integrity for the operational phase 2013（E）.

[責任編輯：朱麗娜]