東海某氣田X8H井口抬升原因分析及應對措施

袁修錦

中海石油（中國）有限公司上海分公司 上海 200335

井口抬升是指生產過程中井口裝置和采油樹整體垂向移位抬升的現象。海上生產井井口抬升危害十分嚴重，輕則使服務管匯和生產管匯變形損壞，重則致使井筒完整性密封失效，油氣泄漏造成海洋環境污染，甚至導致油氣井關停，增加補救復產成本，同時井控風險極大[1-2]。隨著東海勘探開發的深入，儲層溫度壓力大幅提升，井口抬升風險急劇增加，為了有效解決東海高溫氣井井口抬升問題，以X8H井在試生產期間發生井口抬升為例進行分析，為后續東海鉆完井設計編制、現場施工等提供借鑒。

1 井的基本情況

1.1 井身結構及套管程序

X8H井采用三開井身結構，裸眼完鉆。一開下339.725mm套管，固井后直接坐底，無懸掛載荷，水泥設計返至1945m。二開下244.475mm套管，井口懸掛載荷588.60KN，水泥設計返至3920m。

表1 X8H井套管程序

圖1 X8H井井身結構示意

1.2 生產管柱

根據油藏要求及配產情況，該井采用裸眼完井方式，下入打孔管支撐井壁，下入普通電泵合采生產管柱，88.9mm油管，泵掛垂深2515m，過電纜封隔器下深500m，詳見圖2。

圖2 X8H井生產管柱

2 井口抬升過程

氣舉誘噴井活后，油套環空壓力由300psi突漲至1500psi ，并持續上漲，通過17.4mm儀表管線持續泄放套壓，套壓維持在2000psi左右穩定。次日轉入試生產，油嘴17.78mm，油壓1595psi，套壓2000psi，嘴后溫度45.1℃，泵吸入口壓力3975psi，泵出口壓力2675psi，井下溫度127.5℃，鑒于該井環空壓力高所存在的各種風險，開展X8H井修井作業，更換成氣井生產管柱，以解決套壓問題。轉入壓井作業后，在放套壓過程中，井口發生抬升，抬升高度約0.1m。

3 井口抬升計算

3.1 井口溫度計算

根據井眼軌跡、井身結構、試生產期間生產數據及生產管柱，利用軟件進行井口溫度計算，油管及各層套管溫度剖面見圖3，井口溫度見表2。

表2 X8H#各層套管井口溫度

表3 井口抬升計算結果

圖3 油管及各層套管溫度剖面

3.2 抬升高度計算

根據分析，X8H井 339.725mm套管采用單級固井方式，水泥設計封固1945～2450m，套管自由段長1945m。244.475mm套管采用單級固井方式，水泥設計封固3920～4646m，套管自由段長3920m，固井結束后未進行固井質量評價。

結合該井生產期間溫度剖面、套管程序、水泥返高及井口預拉力等，采用多管柱井口抬升計算方法進行井口抬升量計算[3-4]。在綜合考慮各層套管、油管在熱應力作用下膨脹伸長及井口連接約束條件下，井口抬升0.0853m。模擬結果與實際井口抬升量0.1m較為接近。

4 結束語

1）X8H井設計使用電泵合采生產管柱，試生產期間流體數據與配產數據差異較大，高氣產量造成井口溫度升高，引起套管和油管的伸長，進而發生井口抬升現象。

2）339.725mm套管及244.475mm套管自由段較長，在熱應力作用下，伸長量較大。

3）根據X8H井口抬升原因分析，東海高溫井井口抬升應對措施及建議如下：

①預拉力設計：套管柱設計時進行預拉力設計，以平衡生產期間溫度對各層套管造成的伸長。②預留井口補償高度：設計階段依據配產數據，采用多管柱井口抬升計算方法計算生產時井口抬升量，以確定井口補償高度，避免井口抬升造成管匯破壞。③環空補注水泥：針對高溫高產井，固井結束后，及時進行339.725mm套管與隔水導管環空補注水泥，減少自由套管段長，降低熱應力作用下套管的膨脹伸長作用，進而降低井口抬升風險[4]。④限定產量生產：套管柱及生產管柱按照配產數據進行設計，若產量大幅提升，造成井口溫度升高，進而導致井口發生抬升，因此生產期間需限定產量不超配產數據，或經過評估確定當前生產管柱允許最大產量。