劉春苗

中海油能源發(fā)展股份有限公司 上海工程技術(shù)分公司（上海 200335）

隨著海上油氣田開發(fā)程度的加深，超深大位移氣井逐漸增多[1-2]。海上超深大位移氣井具有井深大、水平位移大、井斜大等特點，生產(chǎn)管柱具有超深的特點，比常規(guī)井具有更高的壓降摩阻損失、攜液難度和起下鉆摩阻，在油管設(shè)計上需要重點考慮。而在功能設(shè)計上，因為井斜大無法采用常規(guī)手段實現(xiàn)油管試壓和封隔器的坐封，需要采用其他的方法。X-1 井完鉆井深6 866.00 m，垂深3 155.98 m，水平位移5 350.49 m，水垂比1.7，屬于“S”形井身剖面，最大井斜為77.81°，井斜超過60°的大斜度井段長達 4 525 m(1 500~6 025 m)，2 257~4 213 m 為井斜77°以上井段，后降斜至39.64°，為海上一口典型的超深大位移氣井[3-4]。以下將以該井為例，形成一套超深大位移氣井生產(chǎn)管柱設(shè)計方法。

1 超深大位移氣井生產(chǎn)管柱設(shè)計原則

1）油管尺寸合理。生產(chǎn)管柱壓降摩阻損失相對較小，能夠最大程度利用地層能量以獲得合理的產(chǎn)量，具有較強的攜液能力，能保持較長的穩(wěn)產(chǎn)期，避免出現(xiàn)沖蝕現(xiàn)象[5-7]。

2）生產(chǎn)管柱強度應滿足各項工況下的強度安全系數(shù)要求[7]。

3）應滿足完整性要求。生產(chǎn)管柱包括生產(chǎn)封隔器、油管、井下安全閥等為第一道安全屏障的重要組成部分，需滿足井筒完整性要求[7-9]。

4）應滿足油藏要求[7]。油藏要求包括采用合采管柱、下入氣舉閥等。

5）應遵循安全、簡單、經(jīng)濟、有效的原則[7]。

2 油管選擇

油管的選擇主要包括對尺寸、鋼級、壁厚的選擇等內(nèi)容，根據(jù)配產(chǎn)情況和經(jīng)驗法初選幾種油管尺寸，通過節(jié)點系統(tǒng)分析方法進行敏感性分析，選擇一種或兩種最優(yōu)的油管尺寸，結(jié)合生產(chǎn)管柱下入能力模擬推薦油管尺寸和鋼級或油管組合，通過強度校核確定油管選擇結(jié)果。

2.1 油管尺寸敏感性分析

2.1.1 油管尺寸初選

X-1井配產(chǎn)周期為12年，初期配產(chǎn)10×104m3/d。參考《海洋完井手冊》氣井最大產(chǎn)量表[7]（表1），初步選擇114.3 mm、88.9 mm、73.03 mm、60.33 mm等4種油管尺寸，利用wellflo節(jié)點系統(tǒng)分析軟件，進行壓降摩阻損失、攜液能力、沖蝕能力等敏感性分析，計算結(jié)果如圖1~圖3所示。

表1 《海洋完井手冊》氣井最大產(chǎn)量

2.1.2 管柱壓降摩阻損失

由圖1 可知，油管尺寸越小，壓降摩阻損失越大。88.9 mm 油管與114.3 mm 油管相差不大，最大差值為0.6 MPa。73.03 mm 油管與88.9 mm 油管相差稍大，最大差值為1.7 MPa。60.33 mm 油管壓降摩阻損失最大，有5 年因摩阻過大而不能自噴。因此，60.33 mm油管不合理。

圖1 X-1井壓降摩阻損失預測曲線

2.1.3 管柱攜液能力分析

由圖2 可知，采用114.3 mm 油管在整個配產(chǎn)年限內(nèi)均積液，采用73.03 mm 油管或88.9 mm 油管在整個配產(chǎn)年限內(nèi)均不積液，73.03 mm油管臨界攜液流量明顯小于88.9 mm 油管。因此，114.3 mm 油管不合理。

圖2 X-1井臨界攜液流量曲線

2.1.4 管柱沖蝕能力分析

由圖 3 可知，采用 73.03 mm 油管或 88.9 mm 油管在整個配產(chǎn)年限內(nèi)均不存在沖蝕現(xiàn)象，88.9 mm油管沖蝕比略小于60.33 mm油管。

圖3 X-1井沖蝕比曲線

2.1.5 油管尺寸選擇結(jié)果

根據(jù)油管尺寸敏感性分析，60.33 mm 和114.3 mm油管均不合理，73.03 mm與88.9 mm油管均比較合理。73.03 mm與88.9 mm油管的壓降摩阻損失相差不大，88.9 mm 油管的壓降摩阻損失稍小。73.03 mm與88.9 mm油管在整個配產(chǎn)年限內(nèi)均不積液，但73.03 mm油管在攜液能力方面明顯優(yōu)于88.9 mm油管，推薦優(yōu)先選擇73.03 mm油管，次要選擇88.9 mm油管。

2.2 強度安全系數(shù)選擇

根據(jù)《海洋完井手冊》和相關(guān)標準[10-11]，海上常規(guī)井抗外擠強度安全系數(shù)取1.125，抗內(nèi)壓強度安全系數(shù)取1.10，抗拉強度安全系數(shù)取1.6，三軸復合強度安全系數(shù)取1.25。由于超深大位移氣井管柱具有超深的特點，上提下放較為困難，故需優(yōu)先考慮抗拉強度安全系數(shù)?！逗Ｑ笸昃謨浴吠扑]抗拉強度安全系數(shù)取1.6~1.8，對于深井、超深井、大位移井等復雜井況的井推薦取高值[7]。但筆者認為在計算生產(chǎn)管柱抗拉強度安全系數(shù)時，摩阻系數(shù)取值已經(jīng)比較保守，故抗拉強度安全系數(shù)仍取1.6。

2.3 下入能力分析

2.3.1 摩阻系數(shù)選擇

根據(jù)所在海域經(jīng)驗，套管內(nèi)鉆柱摩阻系數(shù)平均為0.27 左右，生產(chǎn)管柱尺寸較小，理論上摩阻系數(shù)應小于此值。根據(jù)海上多口大位移井的反演情況，生產(chǎn)管柱起下鉆反演摩阻系數(shù)為0.10~0.23。保守考慮，選擇生產(chǎn)管柱最大摩阻系數(shù)0.27進行下入能力模擬。

2.3.2 抗拉強度分析

采用landmark 軟件中的wellplan 模塊對73.03 mm油管下入能力進行分析，結(jié)果如圖4所示。全部采用73.03 mm 6.4ppf L80 油管不滿足抗拉強度要求，且下放懸重較小，僅為120 kN左右，處理復雜情況的能力較弱，應提高上部油管的鋼級或尺寸，同時考慮到油管試壓需要采用多個坐落接頭進行級差設(shè)計，因此推薦采用88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合。

圖4 73.03 mm油管上提和下放懸重曲線

2.3.3 油管組合方案優(yōu)化

針對88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合方案，根據(jù)88.9 mm 油管的長度進行敏感性分析，結(jié)果如圖5~圖7所示。由圖5和圖6可知，88.9 mm油管長度應大于500 m，小于4 000 m。由圖7可知，在小于4 000 m的情況下，88.9 mm油管長度在2 000~3 000 m 時下放懸重最大，為160 kN 左右。綜合考慮88.9 mm 油管與73.03 mm 油管受力均衡，推薦88.9 mm油管長度為3 000 m，73.03 mm 油管長度為3 600 m。組合油管上提和下放懸重曲線如圖8 所示，組合油管滿足順利起下鉆的要求。

圖5 88.9 mm油管頂部受拉力曲線

圖6 73.03 mm油管頂部受拉力曲線

圖7 生產(chǎn)管柱下放懸重曲線

圖8 組合油管上提和下放懸重曲線

2.4 強度校核

根據(jù)X-1井情況設(shè)定強度校核工況如下。

1）初始工況：油管及油套環(huán)空中充滿密度為1.13 g/cm3完井液；

2）油管試壓：油管試壓5 000 psi（非標單位：1psi=6.895 kPa）；

3）過提工況：管柱過提200 kN；

4）封隔器坐封：油管內(nèi)打壓4 000 psi；

5）封隔器驗封：環(huán)空打壓2 000 psi；

6）油井正常生產(chǎn)：選取最高配產(chǎn)進行計算；

7）油井關(guān)井：按照關(guān)井壓力進行計算；

8）油管全掏空：油管內(nèi)流體全部泄漏。

采用landmark 軟件中的wellcat 模塊對生產(chǎn)管柱進行強度校核，結(jié)果如圖9所示，強度安全系數(shù)見表2，生產(chǎn)管柱在各工況下均滿足強度安全系數(shù)的要求。

圖9 生產(chǎn)管柱強度校核結(jié)果

表2 油管強度校核強度安全系數(shù)表

3 井下工具及功能設(shè)計

3.1 生產(chǎn)封隔器選擇及坐封設(shè)計

為滿足完整性要求，生產(chǎn)封隔器選用ISO 14310 V0 級永久式封隔器。X-1 井井斜較大，井深1 430 m 處井斜達到 55°，井深 1 500 m 處達到 60°，2 257~4 213 m 為井斜77°以上井段，生產(chǎn)封隔器設(shè)計下深4 600 m，采用鋼絲作業(yè)投堵打壓的常規(guī)手段無法實現(xiàn)坐封。設(shè)計采用剪切球座投不可溶球打壓坐封為主要手段，采用固定球座投可溶球打壓坐封為備用手段，解決坐封難題。

3.2 油管試壓設(shè)計

X-1 井井斜較大，采用一個試壓坐落接頭的常規(guī)方法無法實現(xiàn)生產(chǎn)封隔器以上的油管試壓。在當時不具備油管內(nèi)封隔器的情況下，巧妙地設(shè)計4個不同尺寸的坐落接頭進行分段試壓，鋼絲作業(yè)最大下深為1 145 m@35.17°，將高難度的鋼絲作業(yè)分解為常規(guī)難度的鋼絲作業(yè)，解決油管試壓難題。

3.3 其他設(shè)計

1）根據(jù)安全要求，設(shè)計下入井下安全閥，采用液動控制，具有自動關(guān)斷功能。

2）根據(jù)油藏要求，下入氣舉閥，用于前期誘噴返排和后期排液采氣。

3）油管及井下工具扣型均選擇氣密封螺紋，采用13Cr防腐材質(zhì)。

4）由于生產(chǎn)管柱過尾管掛，引鞋應具備通過尾管掛的功能，設(shè)計采用自動導向引鞋，引鞋倒角遇阻自動旋轉(zhuǎn)。

4 應用情況

4.1 應用情況簡述

X-1井生產(chǎn)管柱實際下深為6 582 m，現(xiàn)場作業(yè)按照管柱設(shè)計順利下入到位，用時50.5 h，中間對油管試壓6次，均試壓合格，采用投鋼球至剪切球座打壓的方式順利坐封生產(chǎn)封隔器，并順利剪切球座。X-1 井投產(chǎn)后生產(chǎn)情況良好，油套環(huán)空壓力接近0且保持穩(wěn)定，井筒完整性良好。

4.2 生產(chǎn)管柱圖

圖10 為結(jié)合了井斜情況的實際生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)示意圖，井下工具較多，包括井下安全閥、3 級氣舉閥、4 個坐落接頭、生產(chǎn)封隔器、扶正器、固定球座、剪切球座和自動導向引鞋等。

圖10 實際生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)示意圖

4.3 摩阻系數(shù)反演

根據(jù)生產(chǎn)管柱下入懸重錄井數(shù)據(jù)進行摩阻系數(shù)反演，結(jié)果如圖11 所示，下放摩阻系數(shù)為0.08~0.16，平均為0.12左右，上提懸重僅在下放到位時測得一個值，反演上提摩阻為0.14左右。

圖11 X-1井生產(chǎn)管柱下入摩阻系數(shù)反演曲線

5 結(jié)論及建議

1）超深大位移氣井油管的選擇，不僅要考慮壓降摩阻損失、攜液能力、沖蝕能力，還要綜合考慮下入能力、管柱強度、功能設(shè)計等，作為氣井應優(yōu)先考慮攜液能力，但作為超深大位移井應優(yōu)先考慮管柱抗拉強度安全系數(shù)，同時需要綜合考慮功能設(shè)計，推薦X-1 井采用88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合，88.9 mm油管長度為3 000 m。

2）X-1井生產(chǎn)管柱采用4個不同尺寸的坐落接頭對油管進行分段試壓，解決了油管試壓難題，但管柱具有較多的井下工具，不符合管柱簡單性原則，建議后續(xù)大位移井減少或取消試壓用坐落接頭以簡化管柱。X-1井采用剪切球座投不可溶球打壓坐封為主要手段，采用固定球座投可溶球打壓坐封為備用手段，解決坐封的難題。

3）X-1井生產(chǎn)管柱下入順利，生產(chǎn)情況良好，井筒完整性良好。反演下入摩阻系數(shù)為0.08~0.16，小于設(shè)計階段的摩阻系數(shù)取值0.12~0.27，證明在設(shè)計階段摩阻系數(shù)取值保守，抗拉強度安全系數(shù)取值1.6合理。大位移井生產(chǎn)管柱抗拉強度安全系數(shù)的選擇需綜合考慮摩阻系數(shù)取值，若摩阻系數(shù)取值保守，抗拉強度安全系數(shù)取1.6即可。

4）生產(chǎn)管柱設(shè)計分為油管選擇和井下工具及功能設(shè)計，以海上一口典型超深大位移氣井為例，形成了一套超深大位移氣井生產(chǎn)管柱設(shè)計方法，為海上大位移氣井設(shè)計提供參考和借鑒。