何漢平

(中石化石油工程技術(shù)研究院)

現(xiàn)有油氣井環(huán)空壓力值范圍確定方法有兩種，一種是API RP90《海上油氣井環(huán)空壓力管理》中的推薦方法[1]，該方法為較為快捷、簡(jiǎn)單的評(píng)估方法，目前一些油公司采用該方法進(jìn)行井的壓力管理。另一種是“ISO/TS 16530井完整性標(biāo)準(zhǔn)-第2部分”中規(guī)定的方法[2]，該方法針對(duì)具體的關(guān)鍵結(jié)構(gòu)進(jìn)行壓力計(jì)算，如針對(duì)油管、套管、井下工具等的強(qiáng)度的計(jì)算。這兩種方法均用于計(jì)算油氣井環(huán)空壓力值上限，即最大允許環(huán)空帶壓值，對(duì)于油氣井環(huán)空壓力值下限計(jì)算均未涉及，也未考慮腐蝕介質(zhì)、井筒溫度、地質(zhì)因素對(duì)井筒結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的影響。在實(shí)際復(fù)雜工況中油氣井環(huán)空壓力值下限也是一個(gè)不可忽視的因素。本文在考慮井筒結(jié)構(gòu)如油管、套管額定強(qiáng)度、生產(chǎn)封隔器耐壓差、井筒溫度、腐蝕介質(zhì)腐蝕速率、復(fù)雜地質(zhì)特征如鹽膏層蠕變等因素[3-7]，提出了一種更為接近油氣井實(shí)際井況的環(huán)空允許壓力值范圍的計(jì)算方法，計(jì)算值包括最大允許環(huán)空帶壓值、最小允許環(huán)空壓力值。

一、環(huán)空壓力值范圍確定方法

油氣井環(huán)空相當(dāng)于一個(gè)壓力控制容器，以A環(huán)空為例，A環(huán)空由套管、油管、井口、封隔器及完井工具組成的裝有流體的容器。環(huán)空中壓力來(lái)自兩個(gè)方面，一是在生產(chǎn)過(guò)程中的熱傳遞引起流體膨脹而產(chǎn)生壓力；二是發(fā)生流體泄露導(dǎo)致環(huán)空產(chǎn)生壓力。環(huán)空中壓力過(guò)高，油管存在擠壞風(fēng)險(xiǎn)，套管存在局部變形、泄露風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)生產(chǎn)封隔器會(huì)承受過(guò)高的向下壓差后向下移動(dòng)，損壞密封膠筒，導(dǎo)致密封失效；環(huán)空中壓力過(guò)低，油管存在破裂風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)套管存在擠壞風(fēng)險(xiǎn)(尤其是在存在鹽膏層的井況中)。因此必須確定一個(gè)合適環(huán)空壓力值控制范圍。

1.油氣井環(huán)空壓力最大值確定

油氣井環(huán)空壓力最大值，取實(shí)際計(jì)算出的油管抗外擠、生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓壓力值中的低值。在計(jì)算過(guò)程中均考慮安全值余量。

油管最容易發(fā)生擠毀的點(diǎn)為封隔器之上的位置。油管擠毀時(shí)的最大允許環(huán)空帶壓值pMAASP.TC通過(guò)式(1)計(jì)算：

pMAASP.TC=pTC+pTH-0.0098(ρA-ρTBG)gH

(1)

式中：pTC—油管剩余抗外擠強(qiáng)度，MPa；H— 生產(chǎn)封隔器垂深，m；ρA— A環(huán)空流體密度，kg/m3；ρTBG— 油管內(nèi)流體密度，kg/m3；pTH—井口油壓，MPa。

在考慮腐蝕因素、溫度影響和剩余強(qiáng)度80%的余量，整理式(1)有：

(2)

式中：σty—油管屈服強(qiáng)度，MPa；t—油管使用時(shí)間，a；v—油管管材腐蝕速率，mm/a；R—油管初始外徑，mm；δ—油管初始壁厚，mm。

對(duì)于溫度影響，管體強(qiáng)度的變化通過(guò)管材壁厚折減系數(shù)n體現(xiàn)[8-9]。見(jiàn)表1。

表1 溫度與折減系數(shù)n

套管最容易發(fā)生破裂的點(diǎn)為封隔器之上接近封隔器的位置。套管破裂時(shí)的最大允許環(huán)空帶壓值pMAASP.CB通過(guò)式(3)計(jì)算：

pMAASP.CB=pCB+pB-0.0098(ρA-ρB)gH

(3)

式中：pCB—套管剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；pB—B環(huán)空帶壓值，MPa；H—生產(chǎn)封隔器垂深，m；ρA— A環(huán)空流體密度，kg/m3；ρB— B環(huán)空流體密度，kg/m3。

在考慮腐蝕因素、溫度影響和剩余強(qiáng)度80%的余量，整理式(3)后有：

(4)

式中：σCY—套管屈服強(qiáng)度，MPa；t—套管使用時(shí)間，a；v—套管管材腐蝕速率，mm/a；R—套管外徑，mm；δ—套管壁厚，mm。

封隔器膠筒承受向下壓差pMAASP.PD可以通過(guò)式(5)計(jì)算：

pMAASP.PD=0.8pPE+pf-ρAgH

(5)

式中：pPE—封隔器膠筒額定承受壓差，MPa；pf—井底流壓，MPa。

2．油氣井環(huán)空壓力最小值確定

油氣井環(huán)空壓力最小值，取實(shí)際計(jì)算出的油管抗內(nèi)壓、生產(chǎn)套管抗外擠、封隔器承受向上壓差值中的高值。

油管最容易發(fā)生破裂的點(diǎn)為封隔器之上接近封隔器的位置。在考慮腐蝕因素、溫度因素后，油管破裂時(shí)的最小環(huán)空帶壓值pMAASP.TB通過(guò)式(6)計(jì)算：

(6)

式中：pTH—井口油壓，MPa；pTB—油管剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；ρA—A環(huán)空流體密度，kg/m3；ρTBG—油管內(nèi)流體密度，kg/m3；H—生產(chǎn)封隔器垂深，m。

生產(chǎn)套管最容易發(fā)生擠毀的點(diǎn)為封隔器之上接近封隔器的位置。如果生產(chǎn)套管外鹽膏層，需要考慮鹽膏層蠕變對(duì)生產(chǎn)套管的擠壓作用。在考慮腐蝕因素、溫度因素后，套管擠毀時(shí)的最小環(huán)空帶壓值pMAASP.CC通過(guò)式(7)計(jì)算：

(7)

式中：pCC—套管剩余抗外壓強(qiáng)度，MPa；pB— B環(huán)空帶壓值，MPa；H—生產(chǎn)封隔器垂深，m；ρA— A環(huán)空流體密度，kg/m3；ρB— B環(huán)空流體密度或上覆巖層當(dāng)量密度(如含鹽膏層)，kg/m3。

封隔器膠筒承受向上壓差pMAASP.PU可以通過(guò)式(8)計(jì)算：

pMAASP.PU=pf-ρAgH-0.8pPE

(8)

式中：pPE— 封隔器膠筒額定承受壓差，MPa；pf— 井底流壓，MPa。

二、實(shí)例分析

選取國(guó)內(nèi)西部某氣田X井為例，用上述方法分別估算了該井油氣井環(huán)空壓力最大值和最小值。并將計(jì)算結(jié)果與利用API RP90標(biāo)準(zhǔn)估算值進(jìn)行了對(duì)比分析。此外還開(kāi)展了油氣井環(huán)空壓力值動(dòng)態(tài)分析。X井為一直井，套管射孔完井，完鉆井深5 669 m，地層壓力66 MPa，儲(chǔ)層溫度140℃。生產(chǎn)封隔器坐封位置為4 910 m，封隔器額定壓差50 MPa。該井生產(chǎn)期間CO2含量為8%～10%，H2S含量為13%～17%。生產(chǎn)套管采用TP110抗硫材質(zhì)，完井管柱采用國(guó)產(chǎn)?73 mm合金油管BG2250-125。井口耐壓值為105 MPa。該井鉆遇鹽膏層(4 500～4 700 m)，該井目前井口壓力25 MPa，A環(huán)空帶壓15～16 MPa。

利用本文提出的計(jì)算方法，分別對(duì)該井目前A環(huán)空帶壓允許最大值和最小值進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表2、表3。

表2 X井A環(huán)空帶壓最大安全允許值

從表2、表3看出，X井在生產(chǎn)3年后，其A環(huán)空帶壓安全允許值范圍為13.51～46.98 MPa。目前該井的A環(huán)空帶壓值位于安全允許值范圍內(nèi)。

表3 X井A環(huán)空帶壓最小安全允許值*

*一般情況下，對(duì)A環(huán)空帶壓允許最小值不作要求，只需要A環(huán)空中充滿環(huán)空保護(hù)液即可。在X井生產(chǎn)套管直接封隔鹽膏層情況下，套管壁厚設(shè)計(jì)(非加厚)沒(méi)有考慮鹽膏層蠕變影響，保持一定的環(huán)空帶壓最小值，在因地質(zhì)因素導(dǎo)致鹽膏層蠕變時(shí)，有利于保護(hù)生產(chǎn)套管，以防擠毀。

對(duì)比基于API RP90標(biāo)準(zhǔn)推薦方法計(jì)算出的A環(huán)空的最大環(huán)空壓力允許值為38.2 MPa，本文提出的方法計(jì)算A環(huán)空允許帶壓值高8.8 MPa，高23%。計(jì)算結(jié)果表明，API RP90標(biāo)準(zhǔn)推薦方法估算出的A環(huán)空的最大環(huán)空壓力允許值在井的生產(chǎn)初期階段偏保守。

由于受多種因素影響，包括井口油壓、井底流壓、各環(huán)空壓力和腐蝕等，井的整個(gè)生產(chǎn)過(guò)程中環(huán)空帶壓安全允許值壓力是一個(gè)動(dòng)態(tài)值，對(duì)井的安全評(píng)估也是個(gè)動(dòng)態(tài)的過(guò)程。

基于多參數(shù)預(yù)測(cè)了X井的A環(huán)空允許帶壓值，預(yù)測(cè)結(jié)果見(jiàn)表4和表5。

表4 油管擠毀時(shí)的最大允許環(huán)空帶壓值

表5 存在鹽膏層情況下生產(chǎn)套管抗擠毀時(shí)的最小環(huán)空帶壓值

從表4中可以看出，隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間推進(jìn)，在井口油壓和井底流壓下降、套管腐蝕加重后，A環(huán)空允許帶壓最大值也逐漸下降，最后這個(gè)值可能會(huì)低于API RP90標(biāo)準(zhǔn)推薦方法計(jì)算出的A環(huán)空的最大環(huán)空壓力允許值38.2 MPa。在鹽膏層發(fā)生蠕變情況下生產(chǎn)套管抗擠毀時(shí)的最小環(huán)空帶壓值也逐漸增加。因此，在環(huán)空壓力管理時(shí)需要進(jìn)行動(dòng)態(tài)管理。

三、結(jié)論

(1)基于油氣井油管、套管額定強(qiáng)度變化、井筒溫度、復(fù)雜地質(zhì)特征如鹽膏層蠕變等因素，提出了確定油氣井環(huán)空壓力值范圍的計(jì)算方法，計(jì)算值包括最大允許環(huán)空帶壓值、最小允許環(huán)空壓力值。

(2)利用提出的方法對(duì)西部某氣田X井進(jìn)行了環(huán)空壓力值計(jì)算和預(yù)測(cè)。該井在投產(chǎn)初期A環(huán)空帶壓安全允許值范圍為13.51～46.98 MPa，最大值比API RP90標(biāo)準(zhǔn)推薦方法計(jì)算出的值高20%。預(yù)測(cè)結(jié)果表明，該井在井口油壓和井底流壓下降、套管腐蝕加重后，A環(huán)空允許帶壓最大值也逐漸下降。

(3)該方法可以實(shí)現(xiàn)油氣井環(huán)空壓力靜態(tài)、動(dòng)態(tài)計(jì)算和分析，對(duì)油氣井環(huán)空壓力的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)管理具有一定的指導(dǎo)意義。