井下节流预防井口装置抬升技术研究

蔡道钢 叶长青 朱达江 杨 辉 李玉飞 唐寒冰

(中国石油西南油气田分公司， 成都 610017)

1 井口装置抬升的危害

近年来陆续开发了一些高温高压气藏，气井在高产量下生产，井口温度较高，当各层套管存在自由段套管时，可能导致井口装置抬升问题，龙王庙气藏投产56口井中有34口监测到井口装置抬升现象，大部分井抬升量小于10 mm，见图1。M8井井口装置整体抬升最高达到48.2 mm，井口装置抬升严重影响了气井的完整性，并导致地面流程变形泄漏，直接影响气井的安全生产。井口装置抬升的危害主要包括：(1) 在长期变产量、开关井井口上涨/下落且不均匀载荷交变的情况下，钢圈、橡胶等密封件存在失封造成井口环间气窜风险。(2) 井口装置整体抬升，对地面工艺流程产生较大的拉伸力，容易导致地面流程局部发生应力变化而被破坏。(3) 由于升温造成套管膨胀伸长，降温造成套管缩短，即开井井口上升，降低产量或关井套管缩短，存在诱发水泥环产生微裂纹，尤其是在井口附近井段固井质量存在急剧变差的风险，引起水泥环损坏失效。(4) 生产时井口各层套管受温度影响，反复出现应力变化，温度升高时伸长，温度降低时收缩，各层套管上顶力差异较大，造成螺纹连接应力交替，存在井口螺栓强度失效，发生丝扣密封不严、滑脱、断裂或疲劳失效等风险。[1-2]

图1 2021年7月56口井井口装置抬升情况

2 井口装置抬升原因分析及预测

井口装置的抬升主要受内因和外因影响，内因主要是固井质量差，导致套管在温度、压力作用下发生较为自由的形变。井口装置抬升高度对表层套管自由段长度最为敏感，若多层套管固井质量较差时对井口装置抬升高度影响较大。井口装置抬升的外因主要是井筒温度变化引起的套管形变。同一口井，气井生产时井筒温度变化越大，井口装置抬升高度就越大，井口装置抬升与井口温度呈线性正相关，见图2。气井套管自由段越长，井口装置抬升高度就越大；抬升1、抬升2分别是200 m、250 m完全自由段抬升高度。井口温度又与产气量正相关，产气量越高温度越高，见图3。井口装置抬升高度与产气量正相关，见图4。因此，防止井口装置抬升最有效的方法是提高井筒固井质量，对于已固井，通过降低井筒温度来减小套管形变，防止井口装置抬升，并保持气井产量平稳，降低因应力变化致井口部件疲劳失效的风险[2]。

图2 井口装置抬升高度与温度的关系曲线

图3 井口温度与产量的关系曲线

图4 井口装置抬升高度与产气量的关系

基于气井管柱结构及实际工作参数，计算各环空温度场，为后续管柱力学分析提供基础参数。在借鉴国内外已有研究的基础上，建立多管柱系统力学模型，分析计算井口装置抬升情况。气井套管程序是由多层管柱相互连接在一起的多管柱系统组成，并在井口与井口装置连接在一起。气井生产阶段各层套管柱主要受温度效应影响，底部边界是水泥返高位置，井口装置受套管热应力、轴向位移以及环空流体热膨胀的影响，导致每层套管柱轴向力发生变化，进而产生非均匀力导致井口装置抬升，见图5。

图5 井口自由段管柱升高力学分析模型

实际井身结构由多层套管和材料并联组成耦合系统，单层材料轴向刚度可以当作弹簧模型进行处理，则各层材料串联时的耦合系统刚度为：

(1)

式中：Ki为第i层套管的拉伸刚度，N/m；Ki，w为第i层套管第w段的拉伸刚度，N/m；Ki，z为第i层套管第z段的拉伸刚度，N/m。

Ki=EAi/Li

(2)

式中：E为套管材料的弹性模量，Pa；Ai为第i层管柱的横截面积，m2；Li为第i层套管未固井段长度的垂直分量，m。

假设井口增长从零开始，方程如下：

ΔFi=-EαAiΔTi

(3)

式中：ΔFi为第i层套管轴向力，N；α为钢的热膨胀系数，1/℃；△Ti为第i层管柱温度变化量，℃。

考虑每层套管伸长造成各层套管柱中轴向力的变化，则有：

(4)

式中：ΔZ为管柱伸长量，m；Zi为第i层管柱的长度，m。

计算各层管柱在井口处的热膨胀力为：

Fi-thermal=KiΔLthermal-FEAi

(5)

式中：Fi-thermal为由于温度效应引起的管柱轴向力，N；ΔLthermal为管柱的热伸长量，m；F为管柱初始轴向力，N。

井口装置抬升高度为：

(6)

M8井井口油压51.6 MPa，套压34.1 MPa，井口温度79 ℃，产气量49.2×104m3/d时，井口抬升高度为27.0 mm。经预测，当气井产量为100×104m3/d时，井口装置最大抬升高度预测达到51 mm，见图6。

图6 气井产量与井口抬升高度、井口温度的关系

3 井下节流工艺防止井口装置抬升

井下节流工艺防止井口装置抬升是把井下节流器下到自由段套管段以下10～20 m为宜，利用节流降压来降低自由套管段的温度分布，防止井口装置抬升，见图7、图8。采用井下节流器后井口温度降低了35 ℃。

图7 采用井下节流器前后井筒压力对比

图8 采用节流器前后井筒温度对比

国内目前研制了节流压差达70 MPa的固定式井下节流器，主要由固定式井下节流工作筒和固定式井下节流器两部分组成，见图9、图10。在下完套管柱时，根据固井质量预先在套管自由段以下下入节流器工作筒，根据井口装置抬升情况，投入井下节流器。后期随着产量、温度的下降，无需节流时可打捞出节流器，或绳索作业打掉节流嘴[3-4]。

图9 固定式井下节流工作筒

图10 固定式井下节流器

4 井下节流防止井口装置抬升论证

X井是一口高温高压高产含硫气井，产层深度4 646.40～4 675.50 m，地层压力76 MPa，地层温度143 ℃。井口装置型号KQ78-105，永久式封隔器+Ф88.9 mm油管完井，X井固井质量见表1。初期以20×104m3/d的规模生产，开井油压53.4 MPa、套压63.2 MPa、技套12.1 MPa、表套3.0 MPa、井口计量温度76 ℃，井口装置未见抬升。提高气井产量期间发现井口装置抬升，左翼抬升23 mm，右翼抬升29 mm。托盘下表面与导管上缘相距46 mm，右翼套压泄压管线抬升致埋地段的上覆水泥地坪开裂3处，约1～2 mm。100万和20万流程一级针阀后端高压生产管线出现不同程度的形变，同时弯头在垂线方向存在形变，见图11。不同产量下井口装置抬升高度，见表2。产量越高，井口温度越高，井口装置抬升越高。根据生产实践，当产量控制在30×104m3/d以下，井口装置抬升高度在15 mm以内是相对安全的。

表2 X气井产量、井口温度与井口装置抬升高度

图11 套管泄压管线抬升

表1 X井固井质量

在井口压力为7.8 MPa，节流压差为55 MPa的情况下，井下节流器下入深度与对应的井口温度见表3。可以看出，下入井下节流器，井口温度大幅降低，下入越浅井口温度越低，下入400 m(367 m以上固井质量差)处，井口抬升小于15 mm，满足要求，采用井下节流工艺防止井口装置抬升是可行的[5-9]。

表3 不同产气量情况下井下节流器下入不同深度对应的井口温度

5 结 语

产量变化引起温度升高导致套管柱伸长是井口装置抬升的主要外部因素。井口装置抬升会给井口装置及地面流程造成破坏，研究建立的多层级油套管力学模型，可预测井口装置抬升高度。提高固井质量，并结合井下节流工艺降低井口温度等技术，可有效防止已固井的井口装置抬升，保证了油田的安全生产。