南中國海深水開發井環空壓力管理實踐

同武軍，趙維青，杜 威，鄭金龍

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，廣東湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，廣東湛江 524000）

南中國海深水開發井環空壓力管理實踐

同武軍1，趙維青1，杜 威2，鄭金龍2

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，廣東湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，廣東湛江 524000）

深水油氣田通常采用水下生產系統進行開發，如果在生產過程對各個環空壓力不進行有效的管理將影響井筒完整性，嚴重的將導致井的報廢。本文介紹了井各個環空的定義，環空壓力形成的原因，常見的幾種環空壓力管理措施的優缺點對比，分析了考慮環空壓力下的套管強度設計工況考慮因素，并介紹了熱效應引起的環空壓力計算流程。同時針對南海某深水開發氣田一口典型的生產井進行了環空壓力計算，并對計算結果進行分析后選擇經濟安全的安裝破裂盤方式進行管理，結論表明經過近3年的生產，井筒完整性良好，達到了預期管理目的，為后期其他油氣田開發奠定了理論基礎，對工程具有指導意義。

深水井；水下生產系統；井筒完整性；環空壓力；熱效應；破裂盤

深水油氣田通常采用水下井口加立式采油樹或者臥式采油樹進行開發[1，2]，與采用地面采油進行開發的淺水和陸地油氣田相比，水下生產系統在井全生命周期內各個套管之間環空帶壓，除生產管柱和生產套管（生產尾管）之間的環空壓力可通過臍帶纜或者采油樹生產通道進行管理外，其他環空由于在安裝套管密封總成后無法進行環空泄壓或者加壓管理[3-5]（見圖1）。如果在深水油氣田開發生產過程中不采取有效的措施進行環空壓力管理及監測，將導致井筒完整性破壞[6]，嚴重的將導致井的報廢。

本文以南海某深水油氣田為例，選擇了一口典型的開發井進行不同生產工況下的環空壓力計算，并就計算結果進行分析，最終選擇安全、經濟的安裝破裂盤的方式進行管理，在該井投產的3年內井生產符合預期油田開發設計方案要求，井筒完整性良好，該井的實施為后期南海深水油氣田開發環空壓力管理奠定了理論基礎，對井環空壓力管理工程實踐具有指導意義。

圖1 地面采油樹各環空及監測方式

1 環空壓力形成原因

1.1 環空定義

環空是指兩層管柱之間的空間，如圖1所示為常規的四層套管程序的典型井身結構。A環空：生產管柱和生產套管之間的空間，B環空：生產套管和外層管柱之間的空間，其他環空以此類推。

1.2 環空壓力源

套管環空壓力形成的原因較多，但總體可以歸結為三類：（1）井生產過程中熱效應引起的環空帶壓；（2）井在全生命周期內管柱泄漏、工具失效等引起的套管環空持續帶壓；（3）熱采、氣舉等工藝或者監測環空壓力需要施加在環空的壓力。本文以熱效應引起的環空帶壓為主，井在測試或者生產過程中由于熱的地層流體在流經生產管柱時由于熱傳導作用會對外部管柱環空流體產生加熱現象，當環空圈閉的流體受熱后無法膨脹釋放壓力時，兩層管柱之間就形成圈閉壓力，圈閉流體的溫度及圈閉壓力隨產量的變化而變化。

2 套管環空壓力管理措施及優缺點對比

深水井由于投資較大，風險較高，對井筒完整性的要求提出更高的要求，任何原因引起的套管柱失效都是不可接受的。環空壓力管理的方式眾多，采取安全、有效、合理的管理方式，既能保證井在全生命周期內安全，又能節省成本。各種環空壓力管理措施的優缺點對比（見表1）。

3 考慮環空壓力的套管強度校核

3.1 井工況考慮因素

深水開發井全生命周期內經歷鉆井、完井、生產及修井和棄置幾個階段。熱效應引起的環空壓力升高主要和儲層溫度、井筒流動流體特性、井筒流體流動質量速度、流體流動時間、各層管柱之間環空流體熱膨脹性能等關鍵因素有關，儲層溫度越高、流體導熱性越好、流速越大對各層管柱及環空加熱速度越快，流動時間越長，最終溫度也越高，環空流體越難壓縮最終環空壓力越高，由于鉆井、完井、修井和棄置四個階段井筒流體流動速度遠小于生產期間井筒流體流動速度，因此環空壓力計算及管理主要是指井生產期間內。各層管柱之間環空壓力最終值與圈閉環空最薄弱環節有關，一般情況下和固井水泥漿在套管環空中的高度有關，對于生產管柱以外的套管，當水泥漿高度在套管鞋以上時，環空壓力最終值與內層套管抗擠毀、外層套掛抗崩裂、固井水泥石最終發展強度及套管密封總成密封壓力有關，當固井水泥漿高度在管鞋以下時，除和上述四個因素有關外還和地層破裂壓力有關。此外，在進行開發井套管強度校核時還要考慮各個管柱之間環空流體密度的變化，通常初期各個環空流體性能能保持較好的穩定性，流體密度變化范圍較小，但隨著生產時間的延長，環空流體因穩定性變化導致重晶石等加重材料沉淀引起密度發生變化。

表1 深水井環空壓力管理措施對比表

3.2 環空壓力計算流程

深水井海底泥面溫度較低，通常水深大于1500m時，泥面處溫度在4℃左右，當井開始投產后井筒處于持續加熱狀態，環空壓力持續上升，當井進行關井、增產、減產、后期含水率上升、地層壓力衰竭等都會引起環空壓力的變化，因此，在計算環空壓力時首先確定井在全生命周期內可能出現的工況，然后計算不同工況下的溫度分布，最終計算各個環空的環空壓力。

4 實例計算

Z氣田共有10口開發井，水深1500m左右，其中Z-8井是一口定向井，水深1500m，海底處溫度4℃，井身結構為914mm導管、508mm表層套管、339mm中間套管、244mm與273mm組合生產套管，1采用140mm油管生產，日產氣140×104m3，日產油100m3，地層壓力34MPa，儲層溫度106℃，無硫化氫，完井液密度1.16g/cm3。按照最保守到實際情況的次序對三種工況下的各個管柱之間環空壓力進行計算，結果（見表2）。

對三種環空帶壓工況下的套管強度進行校核，在APB-1工況下339mm套管和244mm套管發生擠毀破壞，508mm套管發生破裂破壞，并且339mm套管在508mm套管破裂破壞之前發生擠毀破壞；APB-3工況下分別考慮339mm套管內外鉆井液原始密度和沉降后最終密度兩種情況，339mm套管均滿足抗擠毀要求，但是244mm套管仍然發生擠壞破壞。因此，本井為了保障井全生命周期內的安全生產必須采取有效的環空壓力管理措施。

本井環空壓力管理措施采用在339mm套管安裝破裂盤的方式，399mm套管抗內壓強度為34.6MPa，分別對安裝30.3MPa和27.5MPa兩種規格的破裂盤進行校核，C環空環空壓力值根據508mm管鞋處地層破裂壓力計算，結果如下：

表2 Z-8井各環空壓力計算結果

（1）A環空不帶壓工況下選擇安裝30.3MPa規格破裂盤時，破裂盤破裂壓力小于339mm套管抗內壓4.2MPa，當A環空和B環空液體密度為原始密度時，270mm與224mm組合生產套管發生擠毀破壞；當A環空流體密度為原始密度（由于完井液是氯化鉀鹽水生產期間的溫度環境下不會發生結晶沉淀與實際工況更符合），B環空液體密度由于加重材料沉降發生變化時，224mm生產套管滿足要求，270mm套管發生擠壞破壞。

（2）針對（1）考慮A環空帶壓6.9MPa時，當A環空和B環空液體密度為原始密度時，270mm與224mm組合生產套管滿足要求。

（3）A環空不帶壓工況下選擇安裝27.5MPa規格破裂盤時，破裂盤破裂壓力小于339mm套管抗內壓6.9MPa，當A環空和B環空液體密度為原始密度時，270mm生產套管發生擠壞破壞，224mm滿足要求；當A環空流體密度為原始密度（由于完井液是氯化鉀鹽水生產期間的溫度環境下不會發生結晶沉淀與實際工況更符合），B環空液體密度由于加重材料沉降發生變化時，270mm生產套管發生擠壞破壞，224mm生產套管滿足要求。

（4）針對（1）考慮A環空帶壓6.9MPa時，當A環空和B環空液體密度為原始密度時，270mm與224mm組合生產套管滿足要求。

（5）針對339mm套管在安裝27.5MPa下的鉆井工況進行校核，當下入339mm套管后鉆311mm至該井段完鉆深度發生井控問題，全部井段被天然氣充滿的工況下，339mm套管抗壓強度滿足要求；當311mm井段地質提示漏失層發生漏失，液面下降到1200m時，339mm套管抗擠壞強度滿足要求。

因此，本井環空壓力管理措施采用A環空帶壓6.9MPa，339mm套管安裝27.5MPa破裂盤的方式。在安裝破裂盤時還要考慮實際固井過程中水泥最大返高，環空流體加重材料沉淀高度，生產制度調整導致環空流體擠入地層后回吐時產生的出砂等因素，避免破裂盤安裝位置不當造成破裂被水泥漿封固、加重材料及地層出砂掩埋等風險。本井實際生產過程證實在近三年的生產過程中井筒完整性良好。

5 結論

對于采用水下生產系統進行開發的深水油氣田，只有A環空可以通過化學藥劑注入管線或者環空壓力監測管線進行泄壓或者監測。通過實例計算表明，在進行套管設計時必須要考慮生產期間各個環空由于熱載引起的環空帶壓問題，當環空帶壓超過套管強度時必須采取有效的措施進行管理以保障井在全生命周期內的安全性和井筒完整性。在套管工況設計時要考慮各個環空流體沉降性，A環空是否需要帶壓，B環空以外的環空是否考慮通過管鞋地層破裂泄壓的方式來校核等。

［1]Deep Water Well Design and Construction［S］.API96，2013.

［2]Subsea wellhead system manual.2012.DRIL-QUIP.

［3]Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells［S］.API90.First Edition August 2006.

［4]Liu Baosheng，Yang jin，Zhou Bo，et al.Study of casing annular pressure for deepwater drilling and completions［R］.SPE 170318-MS，2004.

［5]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.

［6]Norwegian Oil and Gas Recommended Guidelines for Well Integrity［S］.Revision 4 dated 06.06.2011.

Management method for annular pressure build up of deepwater well in south China sea

TONG Wujun1，ZHAO Weiqing1，DU Wei2，ZHENG Jinlong2
（1.CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.，Zhanjiang Guangdong 524000，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch，Zhanjiang Guangdong 524000，China）

Usually the deepwater oilflied is developed by subsea system.Thermal pressure build-up is very normal during the well production and should be mitigated with right way,if not it will cause failure of well integrity or even well abandonment.This paper gives a simply introduction of annular layers,the reasons causing annular pressure built-up,also presents the pros and cons of common methods on ABP mitigation.This paper also analysis the casing design load under APB and design flow of casing under thermal pressure build up.A case study of deepwater gas well in south China sea is presented to demonstrate the significant annular layers pressure during well production and the APB mitigation method determination with rupture disk,after three years production the well still keep good well integrity.This paper serves as a good reference and guideline for the annular pressure management of deepwater wells.

deepwater well；subsea production system；well bore integrity；annular pressure build up；thermal effect；rupture disk

TE355.9

A

1673-5285（2017）09-0024-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.006

2017－08-12

中國海洋石油總公司科研項目“深水井環空圈閉壓力控制技術及關鍵工具研究”，項目編號：CNOOC-KJ125、ZDXM12、LTD03、NFGC2014-08。

同武軍（1981-），工程師，2005年獲西南石油大學石油工程專業工學學士學位，現就職于中海油能源發展工程技術公司深水鉆采技術公司，主要從事深海石油鉆完井技術管理工作。