高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理

车争安张智施太和涂军军向亮,刘乃震

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术分公司3.中国石化西南油气分公司工程监督中心 4.中国石油长城钻探工程公司

高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理

车争安1,2张智1施太和1涂军军3向亮1,4刘乃震4

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中海油能源发展股份有限公司监督监理技术分公司3.中国石化西南油气分公司工程监督中心 4.中国石油长城钻探工程公司

车争安等.高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压机理.天然气工业,2010,30(2):88-90.

在高温高压含硫气井中,环空带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发潜在的安全事故。针对开采过程中井筒温度升高使密闭环空流体受热膨胀而导致的环空带压问题,建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值的计算模型,并进行了实例计算。结果表明,高温高压含硫气井环空流体热膨胀引起的带压值很有可能会引起生产管柱的失效,给油气井安全生产带来威胁。因此,有必要在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时,根据油气井正常开采的工作制度,降低开采过程中环空带压值并开展有效的环空带压管理,确保高温高压含硫气井的长期安全生产。

环空带压 硫化氢 高温高压 套管 气井 安全 热膨胀

0 引言

环空带压(油管与套管之间环空、油层套管与技术套管之间的环空等)对安全生产十分不利,是全世界石油工业界面临的共同难题和安全问题[1-3]。环空带压是指井口环空压力表非正常启压。如果该压力在经井口放喷阀门放喷后,关闭套管环空放喷阀门压力又重新上升到一定的程度,这种情况国际上通常称作持续套管压力(sustained casing pressure)或持续环空压力SAP(sustained annular pressure)。根据环空带压引起的原因可以将其分为:作业施加的环空压力,受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于油气从地层经水泥隔离层和环空液柱向上窜流引起的环空压力(即环空带压SCP),笔者重点探讨了温度变化导致的环空带压计算模型,开展了实例计算。

1 环空带压值计算模型

在一定的井深处,一段密闭在环空中的流体或是气体柱的压力,取决于该段环空的平均温度(T)、密闭环空的体积(Vann)和密闭流体或是气体的质量(m),密闭环空的压力是它们三者的函数[4]:

对上式求偏微分,可得到密闭环空压力变化的表达式为:

式中:kT为环空流体等温压缩系数,MPa-1;α1为环空中流体的热膨胀系数,℃-1;Vl是环空中流体的体积, m3;Vann为环空的体积,m3;ΔVann为环空的体积的变化量,m3;ΔT为套管平均温度差,℃。式(2)表明:环空中流体的热膨胀、环空体积的变化和环空中液体质量的变化都将影响环空压力的变化。对于密闭环空,Δm =0,即可得密闭环空压力的计算式为:

在密闭环空中,假设套管不发生形变,环空压力的变化只受环空流体的热膨胀作用,则温度变化导致的环空带压值计算模型为:

式中:ΔpT为温度变化单独作用(假定环空体积不变)所导致的环空带压值,MPa。

当环空中的流体的温度和压力增加时,因为以下3个方面的原因,套管和套管之间(未注水泥)的环空体积将增加:①钢材的热膨胀系数小于流体的热膨胀系数;②由于环空压力的增加,内层套管被挤压收缩;③由于环空压力的增加,外层套管被挤压膨胀。

由于环空体积的变化引起的压力变化量为:

式中:ΔpV为环空体积变化单独作用(假定温度不变)所导致的环空带压值,MPa。

也可写成:

环空体积的变化主要取决于生产套管内部的压力pint的瞬时变化,式(6)可变形为[5]:

式中:C为套管在一定载荷下的变形系数。

下面推导参数(C)的获取方法:套管单位长度上的周向应力,由下式给出:

式中:D为套管的直径,mm;h为壁厚,mm;pi、po分别为管内和管外的压力,MPa。

管内和管外的压力变化都会引起周向应力的变化:

根据胡克定律,周向应力的变化会使套管的外径产生一个变化,如下:

式中:E是弹性模量,MPa。

考虑到套管两端是固定的,套管的体积变化为:

由式(11)可得套管的变形系数为:

上式是在假设整个套管是均匀的,而且在整个长度上都能变形的条件下得到的。在总长为L1的套管上,有长度为L2的套管段被水泥浆固结,此时总的变形系数为:

式中:L1为套管的总长,m;L2为被水泥固结的套管段长度,m。

考虑到环空为密闭的,忽略环空中流体的漏失,并且假设环空内(套管内)、外(套管外)的压力为常数,可以得到密闭环空的压力为:

式中:α2为钢的热膨胀系数,℃-1;C1是套管总的变形系数,MPa-1。

考虑到内层套管被压缩,同时也考虑到外层套管的膨胀的作用。将式(14)重新整理可得:

式(15)即为在假设密闭环空绝对密封,不存在漏失的情况下,且不考虑温度变化引起环空压力的变化,密闭环空中压力的计算公式,其中套管总的变形系数(C1)可以通过式(13)求得。

假设环空是完全密闭的,即不存在漏失,考虑到环空流体的热膨胀和环空体积的变化两者共同作用下,环空的压力总的变化为:

式中:Δp为温度升高产生的环空液体膨胀压,MPa。

2 现场应用

某高温高压含硫气井完钻井深5002m,地层孔隙压力当量密度为1.65g/cm3。该井的油层套管下深为5000m,油层套管和技术套管之间的环空中,水泥返高2000m,水泥之上的环空中充满液柱。图1是该高温高压含硫气井的井身结构图,下面将以这个井为例,对该井的油层套管和技术套管之间的密闭环空中的带压值进行计算。

表1给出了套管和钻井液的材料力学性质,表2给出了外径为∅139.7mm的两种不同钢级的油层套管的技术参数,表3为开采过程中井筒温度升高导致的环空带压情况。

从表3中可以看出,对于高温高压高产气井来说,开采过程中井筒温度较高,温度升高引起较大的密闭环空压力。当温度升高60℃时,密闭环空的带压值已经达到86.61MPa,超过钢级为 P110的油层套管的抗内压强度为85.2MPa。因此,高温高压高产气井钻完井工程设计时,需要考虑后期工作制度对井筒安全的影响。

图1 某高温高压含硫气井井身结构图

表1 套管和钻井液的材料力学性质表

表2 油层套管技术参数表

表3 温度变化引起的环空压力表

3 结论及建议

1)在高温高压含硫气井中,环空带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发严重的安全事故,在井身结构设计、套管强度设计与环空保护液优选时,需要根据油气井正常开采的工作制度,降低开采过程导致的环空带压值并开展有效的环空带压管理,确保高温高压含硫气井的长期安全生产。

2)引起环空带压的因素主要有:作业施加的环空压力,受温度、压力变化使环空和流体膨胀引起的环空压力以及由于油气从地层经水泥隔离层和环空液柱向上窜流引起的环空压力。

3)笔者主要建立了高温高压含硫气井环空流体热膨胀带压值计算模型,开展了实例计算。计算结果表明:部分高温井产量过大可能导致较高的井筒温度,导致环空流体受热膨胀而出现较大的环空带压值,威胁气井的正常开采。

[1]王树平,李治平,陈平,等.减小由于温度引起套管附加载荷的方法研究[J].西南石油大学学报,2007,29(6):150-152.

[2]曾时田.高含硫气田钻井、完井主要难点和对策[J].天然气工业,2008,28(4):52-55.

[3]李士伦,杜建芬,郭平,等.对高含硫气田开发的几点建议[J].天然气工业,2007,27(2):137-140.

[4]邓元洲,陈平,张慧丽,等.迭代法计算油气井密闭环空压力[J].海洋石油,2006,26(6):93-96.

[5]OUDEMAN P,KEREM M.Transient behavior of annular pressure build-up in HP/HT Wells[J].SPE88735,2004.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.023

Che Zheng’an,born in1982,holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of petroleum pipe mechanics and well control.

Add:No.18,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan610500,P.R.China

Tel:+86-28-83038426 E-mail:chezhengan2003@163.com

Mechanism of annular fluid thermal expansion pressure in HTHP sour gas wells

Che Zheng’an1,2,Zhang Zhi1,Shi Taihe1,Tu Junjun3,Xiang Liang1,4,Liu Naizhen4
(1.State Key L aboratory f or Oil&Gas Reservoir Geology and Ex ploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.S upervision&S urveillance Technology Company,Energy Resources Development Co.,L td.,CNOOC,Tianjin300452,China;3.Sinopec Southwest B ranch Company, Deyang,Sichuan618000,China;4.CN PC Great Wall Drilling Company,Beijing100724,China)

In HTHP sour gas wells,over-high pressure in annulus will affect normal production.Once it exceeds the allowable limit, potential safety hazards will be evoked.In view of high pressure problem resulting from thermal expansion of annulus fluid due to the temperature increase during the production period,a calculation model was established for that pressure in HTHP sour gas wells. And case studies were then made.The results show that the heat-induced annulus pressure can cause failure in production pipe string,posing threat to safe production.So when doing casing program planning,casing strength designing,and optimal annulus fluid determining,we had better to reduce the production-heat-induced annulus pressure and to manage the annulus pressure effec-tively while maintaining normal operation system,so as to ensure long-term safe production in HTHP sour gas wells.

annulus pressure,hydrogen sulphide,HTHP,casing,gas well,security,thermal expansion

book=88,ebook=162

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.023

2009-11-25 编辑 钟水清)

国家科技支撑计划(编号:2008BAB37B03)和国家科技重大专项项目(编号:2008ZX05017-002-02-01)。

车争安,1982年生,硕士研究生;主要从事油井管力学、井控方面的研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都区西南石油大学硕士2007级3班。电话:(028)83034286。E-mail:chezhengan2003@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.88-90,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)