某含气高压油井生产套管柱设计研究

滕学清，朱金智，杨向同，吕拴录，2，谢俊峰，耿海龙，李元斌，黄世财，张雪松，江中勤

(1.塔里木油田，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学 材料科学与工程系，北京102249)



某含气高压油井生产套管柱设计研究

滕学清1，朱金智1，杨向同1，吕拴录1，2，谢俊峰1，耿海龙1，李元斌1，黄世财1，张雪松1，江中勤1

(1.塔里木油田，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学 材料科学与工程系，北京102249)

对某含气超高压油井A环空压力升高原因进行了调查研究，分析了生产套管受力条件。认为该井井口附近套管不仅承受的拉伸载荷最大，而且承受的气压最大，生产套管设计不但要考虑套管拉伸、内压和外压载荷，还要考虑套管接头气密封性能和材料防硫性能，并依据套管实际受力条件和环境条件选择套管。对API套管内屈服压力计算公式和套管接头气密封性能关系进行了说明。依据该井井况对不同套管适用性进行了分析讨论，最终提出了生产套管设计方案。

套管；环空；超高压；油井；套管柱设计

某含气高压油井关井油压91.00 MPa，A环空压力60.35 MPa；放喷期间油压高达83.98 MPa，A环空压力高达67.00 MPa。A环空放出的是可燃天然气。

该井实测地层压力135 MPa。初步分析认为油管柱泄漏导致A环空压力升高。A环空压力放喷期间比关井期间高6.65 MPa，说明油管柱泄漏通道越来越大，泄漏速率越来越高。关井之后油管上部为天然气，下部为原油。A环空靠近井口段实测为天然气。生产套管靠近井口位置为承受拉伸载荷和内压载荷最大的部位。因此，该井生产套管设计研究重点应放在套管抗内压强度、密封强度和抗拉强度校核方面。

1 API TR 5C3(ISO10400)标准[1]规定的套管实物性能计算公式

1.1 API偏梯形螺纹接头套管拉伸强度

1) 管体拉伸强度。

PP=APUP

(1)

2) 套管管体外螺纹连接强度。

Pj=0.95ApUp[1.008-0.039 6(1.093-YP/UP)D]

(2)

式中：Pj为套管管体螺纹连接强度，lb；YP为套管管体材料最小屈服强度，psi；UP为套管管体材料最小抗拉强度，psi；AP为平端管的横截面积，AP=0.785 4(D2-d2)，in2；D为管体外径，in；d为管体内径，in。

3) 套管接箍内螺纹连接强度。

Pj=0.95ACUC

(3)

1.2 套管内屈服压力

1) 管体内屈服压力。

管体内屈服压力p由式(4)计算。式(4)中出现的系数0.875是由于考虑采用最小壁厚。

(4)

式中：p为最小内屈服压力，MPa；Yp为材料规定最小屈服强度，MPa；t为公称壁厚，mm；D为公称外径，mm。

2) 接箍内屈服压力。

除了避免由于接箍强度不足导致泄漏而需要较低压力情况外，带螺纹和接箍套管的内屈服压力p与平端管相同。较低压力则由式(5)计算(如图1)，并圆整到最接近的10psi。

(5)

式中：p为最小内屈服压力，MPa；Yc为接箍材料最小屈服强度，MPa；W为接箍公称外径，mm；d1为机紧状态下与外螺纹接头端面对应处接箍螺纹根部的直径，mm。

图1 API套管接头示意

3) 套管内屈服压力。

套管内屈服压力取管体内屈服压力，式(4)和接箍内屈服压力，式(5)二者中的较低值。

2 套管接头连接强度和气密封性能

2.1 API偏梯形螺纹接头套管连接强度和气密封性能

由于API偏梯形螺纹接头套管连接强度高，一般在深井和超深井作为技术套管使用，或者作为油井生产套管使用。

API偏梯形螺纹接头套管是靠螺纹脂填充密封的。API偏梯形螺纹接头气密封性能是通过试验获得的，API TR 5C3规定的偏梯形螺纹接头套管内屈服压力并不是其螺纹接头气密封性能。由于API偏梯形螺纹接头套管不具备气密封性能，关于API偏梯形螺纹接头套管的气密封性能试验研究也不多。表1为中国石油集团石油管工程技术研究院对API 螺纹接头套管和特殊螺纹接头(台肩刻槽，如图2)油管气密封性能试验结果。

表1 API 螺纹接头套管和特殊螺纹接头(台肩刻槽)油管气密封性能

注：1)槽口最小0.2 mm(0.008 in)深。 2)槽口最小0.2 mm(0.008 in)深，与另一个槽口成180°角。 3)扭矩台肩。 4)螺纹。

图2 ISO 13679规定的扭矩台肩槽口示意

2.2 特殊螺纹接头套管气密封性能

特殊螺纹接头套管设计有专门的金属对金属径向密封结构(如图3)[4-6]，这种密封结构依靠金属接触压力实现气密封性能。特殊螺纹接头套管设计有专门的螺纹结构，可以保证接头连接强度大于等于管体。特殊螺纹接头套管不仅连接强度高，而且具有优良的气密封性能，因此在气井中被广泛用于生产套管和部分技术套管。

图3 特殊螺纹接头

3 某井生产套管设计

4.1 套管设计原始数据及要求

4.1.1 套管设计原始数据

套管设计原始数据如表2。

表2 某井套管设计原始数据

注：该井区A井采油期间取样口H2S含量29×10-6，B井采油期间取样口H2S含量187×10-6。由于该井区碳酸盐岩油藏非均质性极强，H2S含量变化大，不排除该井区局部地区异常高含H2S的可能性，所以钻井过程中要注意防H2S。

4.1.2 H2S腐蚀环境对套管的要求

硫化物应力腐蚀开裂(SSC)最敏感的温度区间为30 ℃左右，随着温度升高，H2S在水中的溶解度降低，而氢的扩散速度加快。这两个相反趋势的结果造成H2S应力腐蚀开裂的极值点。这是由于氢在钢表面的吸附、在钢中的扩散以及氢的存在状态与温度有关。温度低于30 ℃，氢扩散速度和活性逐渐减小；温度高于30 ℃，活性氢难于聚集。对碳钢和低合金钢来说，其对SSC敏感性随温度升高而降低，温度高于约100 ℃时，通常不会观察到开裂现象[7-15]。

温度低于100 ℃时应采用防硫套管；温度超过100 ℃时应不采用防硫套管。套管材料属于低合金钢，依据该井关井和开井生产状态不同井深位置温度测试结果，在4 000 m井深位置温度大约为100 ℃。因此，在0～4 000 m井段应采用防硫材料套管，在4 000 m以下应采用普通材料套管。

4.1.3 受力条件对套管要求

套管主要承受拉伸、内压和外压载荷[16-24]。拉伸载荷主要取决于套管柱重力和井口提拉载荷。套管内压和外压载荷主要取决于管内、外介质和压力。套管抗挤安全系数、抗内压安全系数和抗拉安全系数应符合SY/T 5322—2000规定。

该井没有蠕变地层，套管所受外压很小，套管设计可以不考虑套管抗挤性能。

Q/SY TZ 0026—2000《油(气)层工业油气流标准及试油结论规定》4.2.1 油层：具有工业价值的油层，即日产油量达到最低工业油流标准，生产气油比小于890，原油密度大于0.8 g/cm3，含水小于2%。

汽油比又称原始溶解气油比。指在原始地层条件下，单位体积原油所溶解的天然气量。其单位为m3/m3。原始气油比是原油中溶解天然气量多少的指标，即在这个条件下的天然气溶解度。

国际高温高压协会(The International Association of high temperature and pressure)规定，地层压力≥69 MPa(10 000 psi)为高压井，地层压力≥103 MPa(15 000 psi)为超高压井；该井汽油比为134.98 m3/m3，实测地层压力135 MPa，关井油压91.00 MPa，属于含气超高压油井。一旦油管柱泄漏，套管内天然气聚集在靠近井口位置，靠近井口的生产套管实际可能承受高压气体载荷[25-34]，套管应具有气密封性能。因此，该井虽然定义为超高压油井，井口生产套管应当按照超高压气井考虑。

该井生产压力下降速度为2 MPa/d，在考虑套管抗内压安全系数时应当考虑。

4.2 套管设计方案

4.2.1 方案1

1) 0～3 200 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹套管(接箍外径=228.00 mm)，3 200～7 900 m井段采用200.03 mm×14.20 mm偏梯形螺纹套管。

2) 206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹接头，接箍外径=228.00 mm套管内屈服压力(抗内压强度)86.5 MPa，井口压力按照91 MPa计算，井口抗内压安全系数=86.5/91=0.95，不符合标准要求(≥1.05)。套管接头连接强度6 612 kN，抗拉安全系数1.47，不符合标准要求(≥1.60)。

3) 井口A环空实际承受的是天然气压力。206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹接头(接箍外径=228.00 mm)套管不具有金属对金属密封结构和气密封性能，其气密封压力估计只有8.1～36.1 MPa(如表1)，远小于关井时油压91.00 MPa和A环空压力60.35 MPa，也远小于放喷期间油压83.98 MPa和A环空压力67.00 MPa，不符合实际工况条件要求。

4.2.2 方案2

1) 0～1 500 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹套管(接箍外径=231.78 mm)，1 500～7 900 m采用200.03 mm×14.20 mm偏梯形螺纹套管。

2) 采用206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹接头套管，将接箍外径从228.00 mm增大至231.78 mm，按照API TR 5C3规定的公式计算结果，套管内屈服压力(抗内压强度)97.5 MPa，井口压力按照91 MPa计算，井口抗内压安全系数=97.5/91=1.07，符合标准要求(≥1.05)，但并不能说明套管接头气密封性能符合实际工况条件要求。套管接头连接强度6 889 kN，抗拉安全系数1.58，不符合标准要求(≥1.60)。

3) 井口A环空实际承受的是天然气压力。206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺纹接头(接箍外径=231.78mm)套管不具有金属对金属密封结构和气密封性能，其气密封压力估计只有9.2～40.7 MPa(如表1)，远小于关井时油压91.00 MPa和A环空压力60.35 MPa，也远小于放喷期间油压83.98 MPa和A环空压力67.00 MPa，不符合实际工况条件要求。

4.2.3 方案3

1) 0～1500 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺纹接头(气密封接头)套管(接箍外径=231.78 mm)，1500～7900 m井段采用200.03 mm×14.20 mm偏梯形螺纹套管。

2) 206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺纹接头(气密封接头)套管内屈服压力101.6 MPa，井口压力按照91 MPa计算，抗内压安全系数=101.6/91=1.12，符合标准要求。套管接头连接强度7 169 kN，抗拉安全系数1.64，符合标准要求(≥1.60)。该井井生产压力下降速度为2 MPa/d，在井深1 500 m位置，第1天井口压力91 MPa，200.03 mm套管抗内压安全系数为1.04；第2天井口压力降至90 MPa时，200.03 mm套管抗内压安全系数就可达到1.05。

3) 实际关井油压为91 MPa，A环空压力为60.35 MPa；实际放喷期间油压83.98 MPa时A环空压力67.00 MPa。已经证实A环空为高压天然气，而且油管柱泄漏速度越来越快，要求生产套管具有气密封性能。206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺纹接头(气密封接头)套管具有金属对金属密封结构和气密封性能，套管气密封性能可以达到101.6 MPa，符合实际工况条件要求[35]。

4 结论

1) 0～1 500 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺纹接头(气密封接头)套管(接箍外径=231.78 mm)。

2) 1 500～4 000 m井段采用200.03 mm×14.20 mm C110偏梯形螺纹接头套管。

3) 4 000～7 900 m井段采用200.03 mm×14.20 mm 110偏梯形螺纹接头套管。

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Investigation on Producing Casing String Design for One Oil Well with Ultra-High Pressure

TENG Xueqing1，ZHU Jinzhi1，YANG Xiangtong1，LYU Shuanlu1，2，XIE Junfeng1，GENG Hailong1，LI Yuanbin1，HUANG Shicai1，ZHANG Xuesong1，JIANG Zhongqin1

(1.TarimOilField，Korla841000，China；2.MaterialScienceandEngineeringDepartment，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249，China)

An investigation on internal pressure rise in an A annulus for one oil well with ultra-high pressure is given gives，and analysis on load condition born on producing casing is given as well in this paper.It was found that the casing closing to well head is born by maximum tension and inner gas pressure，so in producing casing，design tension，internal pressure and outer pressure should be not only considered，but also the casing connection seal performance and material capability resisting to H2S in accordance with actual load and environment condition.It was explanted relation between API calculation formula for internal yield pressure and the connection gas seal property.The producing casing design was completed by comparing different casing performance based on the actual load and environment condition for this well.

casing；annulus；ultra-high pressure；oil well；casing design

2016-05-19

滕学清(1965-)，男，青海德令哈人，高级工程师，1989年毕业于中国石油大学(华东)钻井专业，从事石油钻井和完井工程技术工作。

1001-3482(2016)11-0028-06

TE931.202

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.11.006