南中国海深水开发井环空压力管理实践

同武军，赵维青，杜 威，郑金龙

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，广东湛江 524000）

南中国海深水开发井环空压力管理实践

同武军1，赵维青1，杜 威2，郑金龙2

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东湛江 524000；2.中海油有限湛江分公司，广东湛江 524000）

深水油气田通常采用水下生产系统进行开发，如果在生产过程对各个环空压力不进行有效的管理将影响井筒完整性，严重的将导致井的报废。本文介绍了井各个环空的定义，环空压力形成的原因，常见的几种环空压力管理措施的优缺点对比，分析了考虑环空压力下的套管强度设计工况考虑因素，并介绍了热效应引起的环空压力计算流程。同时针对南海某深水开发气田一口典型的生产井进行了环空压力计算，并对计算结果进行分析后选择经济安全的安装破裂盘方式进行管理，结论表明经过近3年的生产，井筒完整性良好，达到了预期管理目的，为后期其他油气田开发奠定了理论基础，对工程具有指导意义。

深水井；水下生产系统；井筒完整性；环空压力；热效应；破裂盘

深水油气田通常采用水下井口加立式采油树或者卧式采油树进行开发[1，2]，与采用地面采油进行开发的浅水和陆地油气田相比，水下生产系统在井全生命周期内各个套管之间环空带压，除生产管柱和生产套管（生产尾管）之间的环空压力可通过脐带缆或者采油树生产通道进行管理外，其他环空由于在安装套管密封总成后无法进行环空泄压或者加压管理[3-5]（见图1）。如果在深水油气田开发生产过程中不采取有效的措施进行环空压力管理及监测，将导致井筒完整性破坏[6]，严重的将导致井的报废。

本文以南海某深水油气田为例，选择了一口典型的开发井进行不同生产工况下的环空压力计算，并就计算结果进行分析，最终选择安全、经济的安装破裂盘的方式进行管理，在该井投产的3年内井生产符合预期油田开发设计方案要求，井筒完整性良好，该井的实施为后期南海深水油气田开发环空压力管理奠定了理论基础，对井环空压力管理工程实践具有指导意义。

图1 地面采油树各环空及监测方式

1 环空压力形成原因

1.1 环空定义

环空是指两层管柱之间的空间，如图1所示为常规的四层套管程序的典型井身结构。A环空：生产管柱和生产套管之间的空间，B环空：生产套管和外层管柱之间的空间，其他环空以此类推。

1.2 环空压力源

套管环空压力形成的原因较多，但总体可以归结为三类：（1）井生产过程中热效应引起的环空带压；（2）井在全生命周期内管柱泄漏、工具失效等引起的套管环空持续带压；（3）热采、气举等工艺或者监测环空压力需要施加在环空的压力。本文以热效应引起的环空带压为主，井在测试或者生产过程中由于热的地层流体在流经生产管柱时由于热传导作用会对外部管柱环空流体产生加热现象，当环空圈闭的流体受热后无法膨胀释放压力时，两层管柱之间就形成圈闭压力，圈闭流体的温度及圈闭压力随产量的变化而变化。

2 套管环空压力管理措施及优缺点对比

深水井由于投资较大，风险较高，对井筒完整性的要求提出更高的要求，任何原因引起的套管柱失效都是不可接受的。环空压力管理的方式众多，采取安全、有效、合理的管理方式，既能保证井在全生命周期内安全，又能节省成本。各种环空压力管理措施的优缺点对比（见表1）。

3 考虑环空压力的套管强度校核

3.1 井工况考虑因素

深水开发井全生命周期内经历钻井、完井、生产及修井和弃置几个阶段。热效应引起的环空压力升高主要和储层温度、井筒流动流体特性、井筒流体流动质量速度、流体流动时间、各层管柱之间环空流体热膨胀性能等关键因素有关，储层温度越高、流体导热性越好、流速越大对各层管柱及环空加热速度越快，流动时间越长，最终温度也越高，环空流体越难压缩最终环空压力越高，由于钻井、完井、修井和弃置四个阶段井筒流体流动速度远小于生产期间井筒流体流动速度，因此环空压力计算及管理主要是指井生产期间内。各层管柱之间环空压力最终值与圈闭环空最薄弱环节有关，一般情况下和固井水泥浆在套管环空中的高度有关，对于生产管柱以外的套管，当水泥浆高度在套管鞋以上时，环空压力最终值与内层套管抗挤毁、外层套挂抗崩裂、固井水泥石最终发展强度及套管密封总成密封压力有关，当固井水泥浆高度在管鞋以下时，除和上述四个因素有关外还和地层破裂压力有关。此外，在进行开发井套管强度校核时还要考虑各个管柱之间环空流体密度的变化，通常初期各个环空流体性能能保持较好的稳定性，流体密度变化范围较小，但随着生产时间的延长，环空流体因稳定性变化导致重晶石等加重材料沉淀引起密度发生变化。

表1 深水井环空压力管理措施对比表

3.2 环空压力计算流程

深水井海底泥面温度较低，通常水深大于1500m时，泥面处温度在4℃左右，当井开始投产后井筒处于持续加热状态，环空压力持续上升，当井进行关井、增产、减产、后期含水率上升、地层压力衰竭等都会引起环空压力的变化，因此，在计算环空压力时首先确定井在全生命周期内可能出现的工况，然后计算不同工况下的温度分布，最终计算各个环空的环空压力。

4 实例计算

Z气田共有10口开发井，水深1500m左右，其中Z-8井是一口定向井，水深1500m，海底处温度4℃，井身结构为914mm导管、508mm表层套管、339mm中间套管、244mm与273mm组合生产套管，1采用140mm油管生产，日产气140×104m3，日产油100m3，地层压力34MPa，储层温度106℃，无硫化氢，完井液密度1.16g/cm3。按照最保守到实际情况的次序对三种工况下的各个管柱之间环空压力进行计算，结果（见表2）。

对三种环空带压工况下的套管强度进行校核，在APB-1工况下339mm套管和244mm套管发生挤毁破坏，508mm套管发生破裂破坏，并且339mm套管在508mm套管破裂破坏之前发生挤毁破坏；APB-3工况下分别考虑339mm套管内外钻井液原始密度和沉降后最终密度两种情况，339mm套管均满足抗挤毁要求，但是244mm套管仍然发生挤坏破坏。因此，本井为了保障井全生命周期内的安全生产必须采取有效的环空压力管理措施。

本井环空压力管理措施采用在339mm套管安装破裂盘的方式，399mm套管抗内压强度为34.6MPa，分别对安装30.3MPa和27.5MPa两种规格的破裂盘进行校核，C环空环空压力值根据508mm管鞋处地层破裂压力计算，结果如下：

表2 Z-8井各环空压力计算结果

（1）A环空不带压工况下选择安装30.3MPa规格破裂盘时，破裂盘破裂压力小于339mm套管抗内压4.2MPa，当A环空和B环空液体密度为原始密度时，270mm与224mm组合生产套管发生挤毁破坏；当A环空流体密度为原始密度（由于完井液是氯化钾盐水生产期间的温度环境下不会发生结晶沉淀与实际工况更符合），B环空液体密度由于加重材料沉降发生变化时，224mm生产套管满足要求，270mm套管发生挤坏破坏。

（2）针对（1）考虑A环空带压6.9MPa时，当A环空和B环空液体密度为原始密度时，270mm与224mm组合生产套管满足要求。

（3）A环空不带压工况下选择安装27.5MPa规格破裂盘时，破裂盘破裂压力小于339mm套管抗内压6.9MPa，当A环空和B环空液体密度为原始密度时，270mm生产套管发生挤坏破坏，224mm满足要求；当A环空流体密度为原始密度（由于完井液是氯化钾盐水生产期间的温度环境下不会发生结晶沉淀与实际工况更符合），B环空液体密度由于加重材料沉降发生变化时，270mm生产套管发生挤坏破坏，224mm生产套管满足要求。

（4）针对（1）考虑A环空带压6.9MPa时，当A环空和B环空液体密度为原始密度时，270mm与224mm组合生产套管满足要求。

（5）针对339mm套管在安装27.5MPa下的钻井工况进行校核，当下入339mm套管后钻311mm至该井段完钻深度发生井控问题，全部井段被天然气充满的工况下，339mm套管抗压强度满足要求；当311mm井段地质提示漏失层发生漏失，液面下降到1200m时，339mm套管抗挤坏强度满足要求。

因此，本井环空压力管理措施采用A环空带压6.9MPa，339mm套管安装27.5MPa破裂盘的方式。在安装破裂盘时还要考虑实际固井过程中水泥最大返高，环空流体加重材料沉淀高度，生产制度调整导致环空流体挤入地层后回吐时产生的出砂等因素，避免破裂盘安装位置不当造成破裂被水泥浆封固、加重材料及地层出砂掩埋等风险。本井实际生产过程证实在近三年的生产过程中井筒完整性良好。

5 结论

对于采用水下生产系统进行开发的深水油气田，只有A环空可以通过化学药剂注入管线或者环空压力监测管线进行泄压或者监测。通过实例计算表明，在进行套管设计时必须要考虑生产期间各个环空由于热载引起的环空带压问题，当环空带压超过套管强度时必须采取有效的措施进行管理以保障井在全生命周期内的安全性和井筒完整性。在套管工况设计时要考虑各个环空流体沉降性，A环空是否需要带压，B环空以外的环空是否考虑通过管鞋地层破裂泄压的方式来校核等。

［1]Deep Water Well Design and Construction［S］.API96，2013.

［2]Subsea wellhead system manual.2012.DRIL-QUIP.

［3]Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells［S］.API90.First Edition August 2006.

［4]Liu Baosheng，Yang jin，Zhou Bo，et al.Study of casing annular pressure for deepwater drilling and completions［R］.SPE 170318-MS，2004.

［5]杨进，唐海雄，刘正礼，等.深水油气井套管环空压力预测模型［J］.石油勘探与开发，2013，40（5）：616-619.

［6]Norwegian Oil and Gas Recommended Guidelines for Well Integrity［S］.Revision 4 dated 06.06.2011.

Management method for annular pressure build up of deepwater well in south China sea

TONG Wujun1，ZHAO Weiqing1，DU Wei2，ZHENG Jinlong2
（1.CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.，Zhanjiang Guangdong 524000，China；2.CNOOC Zhanjiang Branch，Zhanjiang Guangdong 524000，China）

Usually the deepwater oilflied is developed by subsea system.Thermal pressure build-up is very normal during the well production and should be mitigated with right way,if not it will cause failure of well integrity or even well abandonment.This paper gives a simply introduction of annular layers,the reasons causing annular pressure built-up,also presents the pros and cons of common methods on ABP mitigation.This paper also analysis the casing design load under APB and design flow of casing under thermal pressure build up.A case study of deepwater gas well in south China sea is presented to demonstrate the significant annular layers pressure during well production and the APB mitigation method determination with rupture disk,after three years production the well still keep good well integrity.This paper serves as a good reference and guideline for the annular pressure management of deepwater wells.

deepwater well；subsea production system；well bore integrity；annular pressure build up；thermal effect；rupture disk

TE355.9

A

1673-5285（2017）09-0024-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.006

2017－08-12

中国海洋石油总公司科研项目“深水井环空圈闭压力控制技术及关键工具研究”，项目编号：CNOOC-KJ125、ZDXM12、LTD03、NFGC2014-08。

同武军（1981-），工程师，2005年获西南石油大学石油工程专业工学学士学位，现就职于中海油能源发展工程技术公司深水钻采技术公司，主要从事深海石油钻完井技术管理工作。