套管泵的设计研究
吴志明+杨玉豪+刘智勤
【摘 要】深水井套管环空压力监测和控制难度大。针对陵水地区深水高温高压井在测试阶段井筒环空带压导致套管损毁和破坏的情况，通过建立井筒环空压力预测模型进行深水环空带压井的套管设计，综合考虑油管、套管、地层及海水间的传热效应，建立井筒环空的压力预测模型，进而运用模型对深水环空带压井的套管进行强度设计。综合分析工程中减少和缓解环空带压影响的技术措施及其优缺点，将该模型运用到陵水地区深水井的套管设计中，环空压力计算结果相对误差均在10%以内，对陵水地区深水尤其勘探开发具有重要的现实意义。
【关键词】深水；环空带压；热膨胀效应；套管；耦合；强度设计
深水井不同于陆地和浅水干式井口，受水深的影响，套管环空压力监测和控制难度大，而高温高压的油气井在生产过程中会引起井筒温度全面上升，导致密闭的套管和环空流体体积膨胀，从而引起套管环空内产生附加的压力，形成环空带压[1-3]。深水高温高压井具有以上两种难点，其环空压力受环空容积（几何形状改变引起）、流体进出和环空温度三种因素的影响，在实际作业中，水下生产系统投产后只有油套环空压力可以通过环空释放阀安全释放，而对于生产套管与技术套管环空压力、技术套管与表层套管环空压力尚无可靠、有效的处理手段，井筒环空压力过高会导致套管损毁和破坏。
1 环空压力计算模型
1.1 环空流体温度计算
井筒压力剖面计算依赖于井筒温度剖面的预测，常规方法假设井筒温度剖面线性化，井筒流体温度与时间无关，这种处理方式适合于稳定生产状态。而在油气井不稳定测试时流量、压力、温度都处于不稳态过程，沿用常规方法估计井筒温度误差较大，需要建立非稳态传热模型，预测不同测试制度和时间下的井温剖面。
1.1.1 稳态传热温度预测模型
针对长期稳定生产过程，采用解析方法建立井筒稳态传热模型，预测非线性井筒温度剖面。井筒流体能量平衡机制见图1，稳定流动情况下的流体温度表达式为：
1.1.2 瞬态传热温度预测模型
针对试油测试的短期过程，建立井筒非稳态传热模型，预测不同测试制度和时间下的井温剖面。井筒瞬变温度分布为：
1.2 井筒径向温度分布模型
考虑井筒流体向周围地层岩石传热时，须克服油管壁、油管隔热层、油套环空、套管壁、水泥环等产生的热阻，除油套环空外，其它部分均为导热传热，传热系数差别很大，使井筒各环空温度分布呈非线性变化[4-5]。井筒径向温度分布如图2。
井筒流体热损失的计算公式：
由上式可知关键是确定具体井身结构条件下的总传热系数，由于钢材热阻相对较小，可忽略测试管、套管对井眼总传热系数影响：
1.3 环空压力计算模型
井筒环空由内到外分别定义为第1环空到第n环空，井筒第i环空的体积变化与其临近环空的压力有关，可以计算的出井筒第i环空的体积变化如下：
式中前一项表示上一个环空和下一个环空对第i环空体积的影响，后一项为第i环空的轴向应变引起的体积变化，整理可得：
根据流体体积弹性模量的定义，可以得出：
此式适用于每个同心的环空。对于第N个管柱形成的第N-1个环空来说，存在N-1个未知的压力变化量。已知最内部管柱的压力变化量，就可以得到N-1个联立的式来求解单个的压力变化量，即井筒各环空压力值。
2 環空带压井套管设计方法
环空带压井套管设计时需考虑套管的抗挤强度、抗拉强度、抗内压强度。安全系数计算如式所示。
校核复合应力为基础的强度安全系数，对于Von Mises三轴应力强度，最小安全系数应大于1.25：
在设计深水气井生产套管时，应注意井筒内最危险的内压出现在油管螺纹或管体泄漏，油管挂，滑套、封隔器密封失效，并导致油管内外连通。推荐深水高温高压气井生产套管考虑上述特殊情况作抗内压设计，并制定安全预案。
3 环空带压预防措施分析
由于水下钻井和生产系统设计的限制，有些密闭的环空没有释放压力的通路（释放到地层或通过套管阀），此时需要在钻井工程设计中考虑如何降低和减缓环空带压的影响程度。结合南海西部陵水海域的海水环境和地质特征，并经过大量的计算分析，认为适宜采用以下几点措施来预防环控带压。
4 应用实例
南海某深水井的套管强度基本条件为单一外压力剖面。在固井结束且环空水泥浆完全凝固后，各工况的外压力剖面一样，即水泥面以上为钻井液，水泥面下为混浆水静液柱压力梯度。内压力考虑循环排气。气侵后采用司钻法排出气体过程中，套管内是气液两相流。气体井涌，套管试压14MPa，继续钻进；考虑外挤力包括：部分掏空、继续钻井、固井；抗拉考虑下套管0.5m/s、固井碰压、解卡过提150T。
4.1 Φ339.7mm技术套管强度校核结果
图3、图4为该井技术套管（Φ339.7mm）考虑不同的环空压力（B环空）情况下的强度校核结果。从图中可得：环空带压超过10MPa时，抗内压安全系数低于行业标准值；当环空带压超过25MPa时，三轴系数低于行业标准值。因此B环空带压超过10MPa后，该套管不安全。
4.2 Φ244.5mm生产套管强度校核结果
图5、图6为该井生产套管（Φ244.5mm）考虑不同的环空压力（A环空）情况下的强度校核结果。从图中可得：环空带压超过15MPa时，抗内压安全系数低于行业标准值；环空带压超过25MPa时，三轴系数低于行业标准值。因此A环空带压超过15MPa后，该套管不安全。
由上述校核可得：随环空压力升高，套管所处深度增大，安全系数逐步降低。当安全系数低于行业标准，须采取相应的环空带压预防措施，如提高相应的管材钢级和安装破裂盘以降低或减缓环空带压对井筒安全的影响。
5 结论与建议
（1）在深水井井筒安全方面，该文论述的环空带压井套管设计方法应用于陵水区域某深水高温高压井的套管设计，得出各套管的在一定环空压力值下的许用应力并提出相应的改进措施，对该井转化生产井后的长期稳产有重要意义。
（2）深水井预防环空带压的技术措施以及环空带压情况下降低井筒安全风险的技术措施，将环空压力计算模型和环空带压井套管设计方法应用于实际生产中，根据结果选用相应的预防措施，对深水生产井减缓和预防环空带压情况有显著成效。
（3）采用提高管材钢级和壁厚、水泥浆返至上层套管鞋以下100m左右、利用可压缩复合泡沫技术和VIT真空隔热油管相结合的办法，可以显著提高南海陵水区域的深水高温高压井的井筒完整性。
【参考文献】
[1]黎丽丽，彭建云，张宝，等.高压气井环空压力许可值确定方法及其应用[J].天然气工业，2013，33（1）：101-104.Li Li Li，Peng Jianyun， Zhang Bao， et al. Determination method and application of annulus pressure allowable value in high pressure gas well[J].natural gas industry， 2013，33（1）：101-104.
[2]楊进，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.Yang Jin， Tang Haixiong， Liu Zhengli， et al. Prediction model of casing annulus pressure in deepwater oil and gas well[J].petroleum exploration and development， 2013，40（5）：616-619.
[3]张波，管志川，张琦，等. 高压气井环空压力预测与控制措施[J].石油勘探与开发，2015，42（4）：518-522.Zhang Bo， Guan Zhichuan， Zhang Qi， et al. Prediction and control of annulus pressure in high pressure gas well[J].petroleum exploration and development，2015，42（4）：518-522.
[4]API RP 90，Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells [R]. USA， 2006.
[5]ISO/TS 16530-2，Well integrity—Part 2：Well integrity for the operational phase 2013（E）.
[责任编辑：朱丽娜]
