曹立虎，劉洪濤，張雪松，蔡瑩瑩，徐興梁

(中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

隨著塔里木油田哈得等老區油田開發的深入，注水保持地層能力的方式越來越受到重視。而在長期注水過程中，由于注入水雜質污染、微粒運移堵塞等原因，近井地帶受到污染，地層吸水能力下降，注入油壓上升，注水量下降，不能滿足“注夠水”的基本要求[1-3]。現場主要通過基質酸化來解除近井地帶的污染，提高地層吸水性能[3-5]。目前哈得油田注水井多數由原生產井轉變而來，其井口裝置密封結構承壓能力有限，油套管經歷多次井下作業后強度降低，而由高壓注入工況產生的高套壓很可能導致井屏障部件失效，造成注入流體向外滲漏，形成安全隱患。

1 光油管注水管柱井完整性分析

完井注水管柱組合為：油管掛+88.9 mmP110E×6.45 mm修復油管2 600 m +73.2 mmN80E×5.51 mm修復油管(2 080 m)+73.2 mm N80N×5.51 mm修復油管(1 200 m) +篩管(11.2 m)+73.2 mm N絲堵 (下深5 885 m)。

1.1 井屏障評價

1.1.1 井屏障部件

對于光油管注水管柱，其控制流體不可控制外泄的屏障部件只有一道，分別是注入泵閥門、采油樹、油管頭及密封、變徑變壓法蘭及密封和生產套管，如圖1所示。

圖1 光油管注水井井屏障示意圖

1.1.2 井屏障測試/監控要求

采油樹安裝后試壓、閥門功能測試檢測，油管頭密封定期試壓，套管頭定期試壓，生產套管作業后井筒試壓，A環空壓力監控。

1.1.3 井屏障風險提示

根據光油管注水管柱的井屏障的驗證結果顯示：

1)井口變徑變壓法蘭密封缺陷主要表現在上P密封變形，導致外露套管無法通過變徑，只對下部P密封進行了試壓；

2)生產套管(3 105～3 110 m)在密度1.12 g/cm3壓井液中試壓15 MPa，穩壓30 min不降。

1.2 A環空允許壓力計算

1.2.1 A環空最大允許壓力

A環空最大允許工作壓力計算時，應考慮以下因素，如圖2所示：①井口裝置(油管頭、變徑變壓法蘭)；②生產套管；③油管柱，取以下計算的最小值。

1)井口裝置試壓值：變徑變壓法蘭密封結構試壓值35 MPa，油管頭密封結構試壓值47 MPa，故井口裝置允許的最高套壓為35 MPa。

2)生產套管校核：計算公式為

(1)

3)油管柱校核：對于不帶封隔器的光油管注水管柱，根據U型管壓力傳播原理，理想情況下油壓大于或等于A環空壓力，所以不存在油管受擠壓而損壞的可能。

U形管壓力傳播原理：

pt-pc=ρagh-ρtgh+P摩阻>0

(2)

4)地層破裂壓力：

pcmax+ρagh≤ρ破gh

(3)

式中：pcmax為A環空最大允許壓力，MPa；p內為生產套管抗內壓強度，取值77.30 MPa；S1為生產套管安全系數，取值1.5；pb為B環空壓力，取0 MPa；ρb為B環空等效鹽水密度，取值1.07 g/cm3；ρa為A環空流體密度，取值1.16 g/cm3(注入水)；h為油管鞋處垂深，取5 055 m；pc為套壓，MPa；pt為套壓對應的油壓，MPa；p摩阻為油管內流體的摩阻，MPa。；pt內為油管抗內壓強度，73 MPa；ρ破為地層破裂當量密度，未知。

圖2 光油管注水井A環空最大允許帶壓值計算示意圖

由于現場未測地層破裂壓力，由本井基質解堵酸化施工記錄可知，當最高套壓為37.9 MPa時，地層依然未破裂，而井口裝置所允許的A環空最高允許壓力為35 MPa，小于基質酸化時最高套壓。由此可知，當A環空最高壓力為35 MPa時，依然小于地層破裂壓力。

1.2.2 A環空最小允許壓力

對于光油管注水管柱，A環空最小壓力要滿足高壓擠入工況條件下的井口油管的抗內壓強度。油管抗內壓強度校核：

(6)

因此，對于光油管注水管柱，塔里木X注水井井A環空最高允許壓力為35 MPa，A環空壓力的最小允許值可以為0。假定地層吸水指數不變，取高壓擠入工況注入排量為1～2 m3/min，通過摩阻計算軟件得出摩阻為9～21 MPa，再根據U形管原理，可知最高允許油壓為60 MPa。而當油壓為5 MPa時，計算出的套壓為0 MPa。因此酸化等高壓擠入作業過程中，要以套管不超過35 MPa為安全原則，及時調整地面泵壓和注入量。由于受到套壓限制，光油管酸化規模可能達不到要求。

2 封隔器注水管柱井完整性分析

完井注水管柱結構為：油管掛+88.9 mmP110E×6.45 mm修復油管2 600 m +73.2 mmN80E×5.51 mm修復油管(2 000 m)+127 mm×MCHR封隔器(封位4 600 m)+73.2 mm N80N×5.51 mm修復油管(1 280 m)+篩管(11.2 m)+73.2 mm N絲堵 (下深5 885 m左右)

2.1 井屏障評價

對于帶封隔器注水管柱，有兩道井屏障，如圖3示。

第一道屏障：直接阻止注入流體無控制流向外層空間的屏障，依次是注入泵閥門、采油樹、油管和封隔器；

第二道屏障：第一道井屏障失效后，阻止流體無控制流向外層空間的屏障，依次是生產套管、套管外水泥環、脖頸法蘭及密封、油管頭及密封。

圖3 帶封隔器注水井井屏障示意圖

對于帶封隔器注水管柱，井屏障測試/監控要求與井屏障風險點提示與光油管注水管柱井完整性分析相同。

2.2 A環空壓力控制

2.2.1 A環空最大允許壓力

A環空最大允許工作壓力計算時，應考慮以下因素，如圖4所示。其中：①井口裝置(油管頭、脖頸法蘭)；②生產套管；③油管柱；④封隔器。

1)井口裝置校核：油管頭、脖頸法蘭額定壓力和試壓值的最小值35 MPa。

2)生產套管校核：生產套管抗內壓強度根據下入后的作業情況確定剩余強度，計算A環空最大許可工作壓力。

3)油管柱校核：在注入情況下，進行油管抗外擠強度和三軸應力強度校核，計算出A環空的最大許可工作壓力。

4)封隔器校核：根據封隔器信封曲線，保證封隔器安全的最大環空壓力。

帶封隔器注水管柱各屏障的A環空最大允許壓力見表1。

圖4 帶封隔器注水井A環空最大/最小允許帶壓值計算示意圖

表1 帶封隔器注水管柱各屏障的A環空最大允許壓力

綜上可知，A環空最大允許壓力為35 MPa。A環空最大推薦壓力值=A環空最大允許壓力值×80%=28 MPa。

2.2.2 A環空最小許可壓力

A環空最小許可工作壓力計算時，應考慮以下因素，如圖4所示：②生產套管；③油管柱；④封隔器。利用WellCAT軟件，進行生產套管、油管和封隔器強度校核。校核參數為：地面溫度20 ℃、地層溫度120 ℃；酸液密度取1.06 g/cm3，酸液規模300 m3，酸液摩阻系數35%，排量1.0～2.0 m3/min，封隔器位置4 600 m，管鞋5 885 m。校核接箍如表2和圖5所示。

表2 各工況的參數取值及其最低三軸應力強度安全系數

注：低擠不考慮摩阻

圖5 各工況三軸應力強度安全系數分布圖

因此，對于封隔器注水管柱，在低擠工況下，油壓最高65 MPa，最低補充套壓20 MPa，小于A環空最大允許壓力35 MPa，相比光油管注水管柱可以實現較高規模的酸化解堵作業。

3 結論與建議

1)綜合考慮塔里木X注水井后期酸化作業、增注試注要求和井完整性分析結果，決定更換原光油管注水管柱為帶封隔器注水管柱，即在原光油管完井管柱的基礎上加上5in MCHR(1 in=25.4 mm)封隔器(封位4 600 m)，封隔油管和套管的環空，使高油管壓力不傳遞至封隔器以上環空中，以確保塔里木X注水井井全生命周期的安全生產。

2)對于注水井酸化解堵或高壓增注，要進行單井完整性設計，在作業或生產過程中按照井完整性要求，進行必要的檢測和監控，進而確保高壓注水井井完整性。

3)塔里木油田注氣井的油壓達到42.8 MPa，A環空壓力為8 MPa，甚至高達24 MPa，其完井管柱為7 inMHR完井封隔器注氣完井管柱。如果A環空壓力控制不好，很有可能導致封隔器失效，油套管環空聯通，使得井口套壓過高，造成壓漏地層或井口泄漏等風險。因此，本文注水井井完整性評價思路同樣可以應用到高壓注氣井的完整性方面。

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