東海生產井口抬升分析及解決措施研究

施覽玲

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335)

0 引言

東海某B1井經過測試得知產量豐富，達到了開發生產的標準。考慮到該井生產周期和經濟效益，計劃采用移動式平臺進行該井位的構造評價測試。B1井在評價測試過程中，高溫流體流經油管時大幅度增加了油管、環空以及外層套管的溫度。由于金屬材料熱脹冷縮效應較為明顯，此部分溫度差會導致油管以及外層套管不同程度的伸長，從而導致平臺上井口的抬升。井口抬升不僅會對井口裝置產生附加載荷，而且連接在井口裝置(如采油樹)各類管線的對接位置也會發生變化，還可能導致一些管線的變形甚至是破壞[1-2]。因此，有必要對井口抬升后的穩定性進行分析，并通過軟件模擬的方法對井筒溫度分布和井口抬升高度進行計算分析。

1 生產過程中井筒溫度分析

根據B1井地層測試結果及配產數據，地層溫度與井筒內流體溫度分布規律如圖1所示。

圖1 B1井地層溫度和井筒流體溫度分布規律

將該井實際井身結構、套管材料屬性、井筒溫度邊界條件，以及井筒流體組分帶入Wellcat軟件[3]中計算得出井筒溫度分布規律如圖2所示。

圖2 井筒溫度分布規律

根據圖2右可知，762 mm隔水導管溫度差較小，對其強度的影響可忽略不計。

2 井筒溫度升高對井口穩定性影響分析

2.1 套管穩定性分析

井筒溫度升高導致套管伸長可視為金屬管狀桿件在溫度差的影響之下受熱膨脹效應的體現。井筒溫度升高時339.725 mm套管與244.475 mm套管受熱伸長，再通過井口裝置導致井口整體抬升(由于30"隔水導管與井口裝置可相對運動且溫度差較小，因此不予考慮)。由于套管的自由懸掛段長細比較大，因此在作業中為了保證套管不會受壓彎曲，張力器上提力需要保證套管每一點的軸向有效應力大于零，即張力器的最小上提力為套管自由懸掛段自重。井筒中的套管自由懸掛段在生產之前的受力狀態如圖3所示。而管狀金屬桿件在受熱伸長后，在桿件中產生較大的拉應力。因此，生產過程中，套管單元應力分析如圖4所示。

圖3 生產之前339.725 mm套管與244.475 mm 套管自由懸掛段縱向受力

圖4 生產過程中套管 單元應力分析

圖4中σ1為張力器上提力和套管自重引起的拉應力，有利于套管穩定性；σ2為溫度升高而引起的拉應力，有利于套管穩定性。

2.2 套管強度分析

在生產作業之前，339.725 mm套管全部濕重(137.49 t)集中在泥線處套管掛位置；244.475 mm套管部分重量(20 t)集中在279.4 mm井口頭，且由于實際作業中多次嘗試懸掛無法坐掛在244.47 mm套管懸掛器，因此另外一部分重量完全由地層和水泥環承擔。因此，339.725 mm套管最危險處為泥線懸掛位置，其最大軸向應力為：

244.475 mm套管最危險處為井口位置，其最大軸向應力為：

而生產過程中，溫度的升高對套管有附加的應力，附加的溫度應力可表示為：

式中：σ附加為附加溫度應力為管材泊松比；a為線膨脹系數；C1為溫度系數，一般取4.62×10-5；ΔT為溫度變化量。

在上式中帶入套管幾何參數，材料參數以及溫度參數可得，339.725 mm套管與244.475 mm套管強度校核如表1所示。

表1 339.725 mm套管與244.475 mm套管強度校核分析

根據套管強度校核分析結果可知，在生產過程中339.725 mm套管與244.475 mm套管強度安全系數均大于2，滿足API規定的強度要求[4]。

3 井口抬升量計算

根據B1井的實際工況可知，井筒中油管和外層套管的原始溫度與地層原始溫度(圖2左中綠色曲線)相同。在生產過程中，高溫流體在井筒中流動時，井筒中油管和外層套管的溫度從原始溫度逐漸升高到一定的溫度，從而油管和套管產生一定的溫度差。生產過程中由于受熱膨脹效應的影響，產生的溫度差會使油管和外層套管伸長一定量。

桿狀金屬材料受熱膨脹公式如下所示：

式中：ΔL為桿狀金屬伸長量；δ為金屬熱膨脹系數；L為金屬材料總長；ΔT為溫度差。

油管和套管可看作是金屬桿件，且由于油管和套管不同深度處溫度差有很大的變化，因此，油管和套管溫差導致的伸長量可表示為：

由于部分套管用水泥漿與地層膠結，因此認為此部分套管在生產過程中高溫流體流經套管時地層的約束條件下不會發生伸長，只有水泥環以上的自由懸掛段發生伸長。根據B1井實際井身結構中套管各段水泥漿領漿封固段與尾漿封固段可以得到，339.725 mm套管自由懸掛段為0～131.17 m，244.475 mm套管自由懸掛段為0～1817.01 m；762mm隔水導管由于懸掛在井口裝置，當其長度變化時與井口裝置發生相對運動，不會對井口裝置附加載荷，即762 mm隔水導管的長度變化不會對井口產生抬升作用，因此不予考慮；177.8 mm尾管與地層完全膠結，無伸長量。根據井筒溫度分布規律、井筒套管與井口裝置的連接關系以及套管管材、鉆井液、水泥環和地層的導熱屬性，利用井筒模擬軟件進行模擬計算得出，在生產過程中高溫流體流經油管時，339.725 mm套管與244.475 mm套管耦合作用下井口抬升高度為0.086 m，即8.6 cm。

4 解決井口抬升措施

(1)根據上述分析可知，井筒溫度升高時附加的應力為拉應力，因此適當的減小張力器的上提力可減小套管的拉應力，從而降低井口整體結構的抬升量。(2)根據以上分析，井口抬升主要影響與井口裝置連接的管線結構位置抬升。因此，在管線與井口裝置的連接位置采用柔性管線，在抬升高度較小(抬升高度不足10 cm)情況下，對管線產生的影響可忽略不計。(3)由于溫度對井口抬升量影響較大，因此可考慮將套管采用隔熱材質，不僅可以保證套管的正常工作，還可以有效地降低套管因受溫度影響而產生的伸長量。

5 結語

(1)利用井筒溫度分析軟件Wellcat分析井筒溫度可知，762 mm隔水導管在生產過程中井筒溫度的變化較小，對其強度的影響可忽略不計。(2)通過分析井筒溫度分布，校核339.725 mm套管和244.475 mm套管強度可知套管安全系數均大于2，滿足強度要求。結合井口裝置的工作原理，得到B1井在生產過程中井口抬升高度為0.086 m，針對B1井口抬升問題給出了相應的解決措施。