东海生产井口抬升分析及解决措施研究

施览玲

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

0 引言

东海某B1井经过测试得知产量丰富，达到了开发生产的标准。考虑到该井生产周期和经济效益，计划采用移动式平台进行该井位的构造评价测试。B1井在评价测试过程中，高温流体流经油管时大幅度增加了油管、环空以及外层套管的温度。由于金属材料热胀冷缩效应较为明显，此部分温度差会导致油管以及外层套管不同程度的伸长，从而导致平台上井口的抬升。井口抬升不仅会对井口装置产生附加载荷，而且连接在井口装置(如采油树)各类管线的对接位置也会发生变化，还可能导致一些管线的变形甚至是破坏[1-2]。因此，有必要对井口抬升后的稳定性进行分析，并通过软件模拟的方法对井筒温度分布和井口抬升高度进行计算分析。

1 生产过程中井筒温度分析

根据B1井地层测试结果及配产数据，地层温度与井筒内流体温度分布规律如图1所示。

图1 B1井地层温度和井筒流体温度分布规律

将该井实际井身结构、套管材料属性、井筒温度边界条件，以及井筒流体组分带入Wellcat软件[3]中计算得出井筒温度分布规律如图2所示。

图2 井筒温度分布规律

根据图2右可知，762 mm隔水导管温度差较小，对其强度的影响可忽略不计。

2 井筒温度升高对井口稳定性影响分析

2.1 套管稳定性分析

井筒温度升高导致套管伸长可视为金属管状杆件在温度差的影响之下受热膨胀效应的体现。井筒温度升高时339.725 mm套管与244.475 mm套管受热伸长，再通过井口装置导致井口整体抬升(由于30"隔水导管与井口装置可相对运动且温度差较小，因此不予考虑)。由于套管的自由悬挂段长细比较大，因此在作业中为了保证套管不会受压弯曲，张力器上提力需要保证套管每一点的轴向有效应力大于零，即张力器的最小上提力为套管自由悬挂段自重。井筒中的套管自由悬挂段在生产之前的受力状态如图3所示。而管状金属杆件在受热伸长后，在杆件中产生较大的拉应力。因此，生产过程中，套管单元应力分析如图4所示。

图3 生产之前339.725 mm套管与244.475 mm 套管自由悬挂段纵向受力

图4 生产过程中套管 单元应力分析

图4中σ1为张力器上提力和套管自重引起的拉应力，有利于套管稳定性；σ2为温度升高而引起的拉应力，有利于套管稳定性。

2.2 套管强度分析

在生产作业之前，339.725 mm套管全部湿重(137.49 t)集中在泥线处套管挂位置；244.475 mm套管部分重量(20 t)集中在279.4 mm井口头，且由于实际作业中多次尝试悬挂无法坐挂在244.47 mm套管悬挂器，因此另外一部分重量完全由地层和水泥环承担。因此，339.725 mm套管最危险处为泥线悬挂位置，其最大轴向应力为：

244.475 mm套管最危险处为井口位置，其最大轴向应力为：

而生产过程中，温度的升高对套管有附加的应力，附加的温度应力可表示为：

式中：σ附加为附加温度应力为管材泊松比；a为线膨胀系数；C1为温度系数，一般取4.62×10-5；ΔT为温度变化量。

在上式中带入套管几何参数，材料参数以及温度参数可得，339.725 mm套管与244.475 mm套管强度校核如表1所示。

表1 339.725 mm套管与244.475 mm套管强度校核分析

根据套管强度校核分析结果可知，在生产过程中339.725 mm套管与244.475 mm套管强度安全系数均大于2，满足API规定的强度要求[4]。

3 井口抬升量计算

根据B1井的实际工况可知，井筒中油管和外层套管的原始温度与地层原始温度(图2左中绿色曲线)相同。在生产过程中，高温流体在井筒中流动时，井筒中油管和外层套管的温度从原始温度逐渐升高到一定的温度，从而油管和套管产生一定的温度差。生产过程中由于受热膨胀效应的影响，产生的温度差会使油管和外层套管伸长一定量。

杆状金属材料受热膨胀公式如下所示：

式中：ΔL为杆状金属伸长量；δ为金属热膨胀系数；L为金属材料总长；ΔT为温度差。

油管和套管可看作是金属杆件，且由于油管和套管不同深度处温度差有很大的变化，因此，油管和套管温差导致的伸长量可表示为：

由于部分套管用水泥浆与地层胶结，因此认为此部分套管在生产过程中高温流体流经套管时地层的约束条件下不会发生伸长，只有水泥环以上的自由悬挂段发生伸长。根据B1井实际井身结构中套管各段水泥浆领浆封固段与尾浆封固段可以得到，339.725 mm套管自由悬挂段为0～131.17 m，244.475 mm套管自由悬挂段为0～1817.01 m；762mm隔水导管由于悬挂在井口装置，当其长度变化时与井口装置发生相对运动，不会对井口装置附加载荷，即762 mm隔水导管的长度变化不会对井口产生抬升作用，因此不予考虑；177.8 mm尾管与地层完全胶结，无伸长量。根据井筒温度分布规律、井筒套管与井口装置的连接关系以及套管管材、钻井液、水泥环和地层的导热属性，利用井筒模拟软件进行模拟计算得出，在生产过程中高温流体流经油管时，339.725 mm套管与244.475 mm套管耦合作用下井口抬升高度为0.086 m，即8.6 cm。

4 解决井口抬升措施

(1)根据上述分析可知，井筒温度升高时附加的应力为拉应力，因此适当的减小张力器的上提力可减小套管的拉应力，从而降低井口整体结构的抬升量。(2)根据以上分析，井口抬升主要影响与井口装置连接的管线结构位置抬升。因此，在管线与井口装置的连接位置采用柔性管线，在抬升高度较小(抬升高度不足10 cm)情况下，对管线产生的影响可忽略不计。(3)由于温度对井口抬升量影响较大，因此可考虑将套管采用隔热材质，不仅可以保证套管的正常工作，还可以有效地降低套管因受温度影响而产生的伸长量。

5 结语

(1)利用井筒温度分析软件Wellcat分析井筒温度可知，762 mm隔水导管在生产过程中井筒温度的变化较小，对其强度的影响可忽略不计。(2)通过分析井筒温度分布，校核339.725 mm套管和244.475 mm套管强度可知套管安全系数均大于2，满足强度要求。结合井口装置的工作原理，得到B1井在生产过程中井口抬升高度为0.086 m，针对B1井口抬升问题给出了相应的解决措施。