油气井环空允许带压值的计算方法探讨

何汉平

(中石化石油工程技术研究院)

现有油气井环空压力值范围确定方法有两种，一种是API RP90《海上油气井环空压力管理》中的推荐方法[1]，该方法为较为快捷、简单的评估方法，目前一些油公司采用该方法进行井的压力管理。另一种是“ISO/TS 16530井完整性标准-第2部分”中规定的方法[2]，该方法针对具体的关键结构进行压力计算，如针对油管、套管、井下工具等的强度的计算。这两种方法均用于计算油气井环空压力值上限，即最大允许环空带压值，对于油气井环空压力值下限计算均未涉及，也未考虑腐蚀介质、井筒温度、地质因素对井筒结构强度的影响。在实际复杂工况中油气井环空压力值下限也是一个不可忽视的因素。本文在考虑井筒结构如油管、套管额定强度、生产封隔器耐压差、井筒温度、腐蚀介质腐蚀速率、复杂地质特征如盐膏层蠕变等因素[3-7]，提出了一种更为接近油气井实际井况的环空允许压力值范围的计算方法，计算值包括最大允许环空带压值、最小允许环空压力值。

一、环空压力值范围确定方法

油气井环空相当于一个压力控制容器，以A环空为例，A环空由套管、油管、井口、封隔器及完井工具组成的装有流体的容器。环空中压力来自两个方面，一是在生产过程中的热传递引起流体膨胀而产生压力；二是发生流体泄露导致环空产生压力。环空中压力过高，油管存在挤坏风险，套管存在局部变形、泄露风险，同时生产封隔器会承受过高的向下压差后向下移动，损坏密封胶筒，导致密封失效；环空中压力过低，油管存在破裂风险，同时套管存在挤坏风险(尤其是在存在盐膏层的井况中)。因此必须确定一个合适环空压力值控制范围。

1.油气井环空压力最大值确定

油气井环空压力最大值，取实际计算出的油管抗外挤、生产套管抗内压压力值中的低值。在计算过程中均考虑安全值余量。

油管最容易发生挤毁的点为封隔器之上的位置。油管挤毁时的最大允许环空带压值pMAASP.TC通过式(1)计算：

pMAASP.TC=pTC+pTH-0.0098(ρA-ρTBG)gH

(1)

式中：pTC—油管剩余抗外挤强度，MPa；H— 生产封隔器垂深，m；ρA— A环空流体密度，kg/m3；ρTBG— 油管内流体密度，kg/m3；pTH—井口油压，MPa。

在考虑腐蚀因素、温度影响和剩余强度80%的余量，整理式(1)有：

(2)

式中：σty—油管屈服强度，MPa；t—油管使用时间，a；v—油管管材腐蚀速率，mm/a；R—油管初始外径，mm；δ—油管初始壁厚，mm。

对于温度影响，管体强度的变化通过管材壁厚折减系数n体现[8-9]。见表1。

表1 温度与折减系数n

套管最容易发生破裂的点为封隔器之上接近封隔器的位置。套管破裂时的最大允许环空带压值pMAASP.CB通过式(3)计算：

pMAASP.CB=pCB+pB-0.0098(ρA-ρB)gH

(3)

式中：pCB—套管剩余抗内压强度，MPa；pB—B环空带压值，MPa；H—生产封隔器垂深，m；ρA— A环空流体密度，kg/m3；ρB— B环空流体密度，kg/m3。

在考虑腐蚀因素、温度影响和剩余强度80%的余量，整理式(3)后有：

(4)

式中：σCY—套管屈服强度，MPa；t—套管使用时间，a；v—套管管材腐蚀速率，mm/a；R—套管外径，mm；δ—套管壁厚，mm。

封隔器胶筒承受向下压差pMAASP.PD可以通过式(5)计算：

pMAASP.PD=0.8pPE+pf-ρAgH

(5)

式中：pPE—封隔器胶筒额定承受压差，MPa；pf—井底流压，MPa。

2．油气井环空压力最小值确定

油气井环空压力最小值，取实际计算出的油管抗内压、生产套管抗外挤、封隔器承受向上压差值中的高值。

油管最容易发生破裂的点为封隔器之上接近封隔器的位置。在考虑腐蚀因素、温度因素后，油管破裂时的最小环空带压值pMAASP.TB通过式(6)计算：

(6)

式中：pTH—井口油压，MPa；pTB—油管剩余抗内压强度，MPa；ρA—A环空流体密度，kg/m3；ρTBG—油管内流体密度，kg/m3；H—生产封隔器垂深，m。

生产套管最容易发生挤毁的点为封隔器之上接近封隔器的位置。如果生产套管外盐膏层，需要考虑盐膏层蠕变对生产套管的挤压作用。在考虑腐蚀因素、温度因素后，套管挤毁时的最小环空带压值pMAASP.CC通过式(7)计算：

(7)

式中：pCC—套管剩余抗外压强度，MPa；pB— B环空带压值，MPa；H—生产封隔器垂深，m；ρA— A环空流体密度，kg/m3；ρB— B环空流体密度或上覆岩层当量密度(如含盐膏层)，kg/m3。

封隔器胶筒承受向上压差pMAASP.PU可以通过式(8)计算：

pMAASP.PU=pf-ρAgH-0.8pPE

(8)

式中：pPE— 封隔器胶筒额定承受压差，MPa；pf— 井底流压，MPa。

二、实例分析

选取国内西部某气田X井为例，用上述方法分别估算了该井油气井环空压力最大值和最小值。并将计算结果与利用API RP90标准估算值进行了对比分析。此外还开展了油气井环空压力值动态分析。X井为一直井，套管射孔完井，完钻井深5 669 m，地层压力66 MPa，储层温度140℃。生产封隔器坐封位置为4 910 m，封隔器额定压差50 MPa。该井生产期间CO2含量为8%～10%，H2S含量为13%～17%。生产套管采用TP110抗硫材质，完井管柱采用国产Ø73 mm合金油管BG2250-125。井口耐压值为105 MPa。该井钻遇盐膏层(4 500～4 700 m)，该井目前井口压力25 MPa，A环空带压15～16 MPa。

利用本文提出的计算方法，分别对该井目前A环空带压允许最大值和最小值进行了计算，结果见表2、表3。

表2 X井A环空带压最大安全允许值

从表2、表3看出，X井在生产3年后，其A环空带压安全允许值范围为13.51～46.98 MPa。目前该井的A环空带压值位于安全允许值范围内。

表3 X井A环空带压最小安全允许值*

*一般情况下，对A环空带压允许最小值不作要求，只需要A环空中充满环空保护液即可。在X井生产套管直接封隔盐膏层情况下，套管壁厚设计(非加厚)没有考虑盐膏层蠕变影响，保持一定的环空带压最小值，在因地质因素导致盐膏层蠕变时，有利于保护生产套管，以防挤毁。

对比基于API RP90标准推荐方法计算出的A环空的最大环空压力允许值为38.2 MPa，本文提出的方法计算A环空允许带压值高8.8 MPa，高23%。计算结果表明，API RP90标准推荐方法估算出的A环空的最大环空压力允许值在井的生产初期阶段偏保守。

由于受多种因素影响，包括井口油压、井底流压、各环空压力和腐蚀等，井的整个生产过程中环空带压安全允许值压力是一个动态值，对井的安全评估也是个动态的过程。

基于多参数预测了X井的A环空允许带压值，预测结果见表4和表5。

表4 油管挤毁时的最大允许环空带压值

表5 存在盐膏层情况下生产套管抗挤毁时的最小环空带压值

从表4中可以看出，随着开发时间推进，在井口油压和井底流压下降、套管腐蚀加重后，A环空允许带压最大值也逐渐下降，最后这个值可能会低于API RP90标准推荐方法计算出的A环空的最大环空压力允许值38.2 MPa。在盐膏层发生蠕变情况下生产套管抗挤毁时的最小环空带压值也逐渐增加。因此，在环空压力管理时需要进行动态管理。

三、结论

(1)基于油气井油管、套管额定强度变化、井筒温度、复杂地质特征如盐膏层蠕变等因素，提出了确定油气井环空压力值范围的计算方法，计算值包括最大允许环空带压值、最小允许环空压力值。

(2)利用提出的方法对西部某气田X井进行了环空压力值计算和预测。该井在投产初期A环空带压安全允许值范围为13.51～46.98 MPa，最大值比API RP90标准推荐方法计算出的值高20%。预测结果表明，该井在井口油压和井底流压下降、套管腐蚀加重后，A环空允许带压最大值也逐渐下降。

(3)该方法可以实现油气井环空压力静态、动态计算和分析，对油气井环空压力的静态、动态管理具有一定的指导意义。