海上热采井生产套管井口升高控制装置研制＊

耿亚楠

（中海油研究总院 北京 100028）

海上热采井生产套管井口升高控制装置研制＊

耿亚楠

（中海油研究总院 北京 100028）

稠油热采过程中经常发生生产套管破坏变形，最终导致套管升高、井口抬升，给海上热采井井口安全作业带来挑战。根据海上典型热采井井身结构和注热参数计算了生产套管伸长量范围，在此基础上研制了热采井井口升高控制装置，该装置由下法兰、热采阀门、悬挂器、采油树帽、隔热管短节等组成。室内测试试验结果表明，所研制的井口升高控制装置具有良好的密封性能，可满足海上热采井生产套管井口升高控制要求，从而保障海上热采井井口作业安全。

海上；热采井；井口升高；装置；研制

在稠油热采过程中需要注入大量热流体或蒸汽，由于套管和固井水泥环在受热过程中膨胀系数不同，经常导致固井水泥环与套管胶结界面破坏，进而导致生产套管发生破坏和变形，最终使得套管和井口升高。陆上油田主要应用预应力、全／半预热等固井技术，配合相应的套管头和套管伸缩短节来解决热采过程中所引起的套管膨胀变形问题。由于海上热采井作业的特殊性，陆上油田预应力等固井技术在海上油田实施难度较大，目前尚无成功作业案例。此外，海上生产平台空间有限，若套管及井口升高不能得到有效控制，将会对平台及工作人员的安全造成极大的威胁［1－4］。笔者针对海上稠油热采井面临的生产套管升高风险，研制出了1种生产套管升高控制装置，并进行了室内测试试验，结果表明该装置具有良好的密封性能，可满足海上热采井生产套管井口升高控制要求，从而保障海上热采井井口作业安全。

1 井口升高装置控制量计算

为了满足海上热采井特殊作业需求，必须开展井口升高装置控制套管升高范围分析，确定所研制的升高控制装置的准确工作范围。

图1 海上典型热采井井身结构Fig．1 Structure of typical offshore thermal recovery well

与陆上油田相比，海上热采井井身结构最外层多了1层隔水导管，内部套管由外向内依次为中间套管、生产套管及隔热油管（图1）。多元热流体注热方式和蒸汽吞吐注热方式对与隔热油管最近的生产套管温度影响较大，虽然采用了隔热油管，但在热采作业过程中由于存在接箍散热，生产套管依然会发生套管升高，最终导致整个井口抬升。

对于套管伸长量的计算，需依次计算井筒温度场及套管应力、套管变形量（即伸长量）。

对于井筒温度场计算，可分为泥线以上和以下两部分。

1）对于泥线以下部分，采用Ramey和Satter的方法［5－7］，从油管中心到水泥环外表的传热为稳态传热，计算公式如下：

式（1）、（2）中：Ts为蒸汽温度，℃；Th为水泥环外缘处温度，℃；Z为井筒长度，m；Q 为热损失，kcal／h；R 为热阻，［kcal／（h·m·℃）］－1；h1为对流换热系数，kcal／（h·m2·℃）；r1为油管内半径，m；λtub为油管导热系数，kcal／（h·m·℃）；r2为油管外半径，m；λins为绝热层材料导热系数，kcal／（h·m·℃）；r3为油管隔热层内半径，m；r4为油管隔热层外半径，m；hc为环空内自然对流换热系数，kcal／（h·m2·℃）；hr为环空内辐射换热系数，kcal／（h·m2·℃）；λcas为套管的导热系数，kcal／（h·m·℃）；rco为套管外半径，m；rci为套管内半径，m；λcem为水泥环导热系数，kcal／（h·m·℃）；rh为水泥环外缘半径，m。

从水泥环外表到地层的传热为不稳定传热，计算公式［6］如下：

式（3）～（6）中：Te为初始地层温度，℃；Tm为地表温度，℃；a为地温梯度，℃／m；z为井深，m；λe为地层导热系数，kcal／（h·m·℃）；f（t）为无因次地层导热时间函数；α 为热扩散系数，m2／h；t为注汽时间，h；U 为总传热系数，kcal／（h·m·℃）。

2）对于泥线以上部分，由于存在隔水导管，传热为隔热油管内气体与隔热油管壁的对流传热、隔热油管壁的导热、隔热油管壁与环空的对流传热、环空与套管壁的对流传热、套管壁的导热、套管壁与隔水导管壁的导热以及隔水导管壁与海水的对流传热。该部分的传热模型与泥线以下的模型类似，而热阻R 的计算公式［7－8］如下：

式（7）中：λsea为海水导热系数，kcal／（h·m·℃）；r′h为隔水导管外缘半径，m；rriser为海水导热系数，kcal／（h·m·℃）；r″h为隔水导管外半径，m。

对于套管应力计算，除了考虑常规内压、外挤、轴向力外，还要考虑温度、作业管柱等因素［8－11］。在注汽阶段，由于套管受热膨胀要受到水泥的约束，在径向上会受到水泥挤压作用。为简化计算起见，假定当套管柱的温度达到最高状态时水泥环及围岩的温度升高忽略不计，从而可将它们对套管柱的约束处理为沿套管轴连续分布的径向、轴向弹簧约束，相应的弹簧系数可以根据岩石性质近似确定出。

挤压载荷［9］为

式（8）中：q为挤压载荷，MPa；μ为套管的泊松比；c为套管壁厚，cm；Rco为套管外半径，cm；μ′为水泥环和地层的当量泊松比；E为钢材弹性模量，MPa；E′为水泥环和地层的当量弹性模量，MPa。

注汽使套管受热膨胀，但要受到水泥约束，因此轴向上会产生热应力，该轴向热应力σw［10－11］为

通过计算套管挤压载荷和轴向热应力，在全管段上积分即可得出套管的变形量：

式（10）中：l为套管长度，m。

根据海上典型热采井井身结构数据（表1）和注热参数（表2），通过建立的理论模型即式（3）～（7）进行分析计算，得到采用蒸汽吞吐注热作业方式下的套管温度分布如图2所示。在此基础上，根据公式（10）计算得出φ245 mm 生产套管在2 000 m 全井段固井全部失效后的升高量可达到398 mm。为了保证作业安全，安全系数取1．5，φ245 mm 套管升高装置控制能力确定为600 mm。

表1 海上典型热采井井身结构及套管数据Table 1 Well structure and casing table of the offshore typical thermal recovery well

表2 海上典型热采井作业参数Table 2 Operation parameters of the offshore typical thermal recovery well

图2 海上典型热采井管柱温度分布计算结果Fig．2 Calculation results of tube column temperature of the offshore typical thermal recovery well

2 井口升高控制装置研制

根据上述井口升高装置控制量的计算结果，设计并研制了φ245 mm套管头升高控制装置，该装置由下法兰、热采阀门、悬挂器、采油树帽、φ245 mm套管升高控制装置主体等组成，套管伸长部分采用BT密封圈密封，如图3所示。其中，下法兰规格为φ346 mm×35 MPa，下部φ245 mm 套管密封，留有600 mm套管升高空间；左右翼连接φ52 mm×35 MPa热采平板阀、φ52 mm×35 MPa仪表法兰、φ52 mm×35 MPa PR2平板阀；油管挂内通径不小于75 mm，材质要求耐370℃高温；采油树帽规格为6B型法兰φ79 mm×35 MPa；阀门与各组件之间采用法兰连接，提高了紧固件之间的联接强度，增加了钢圈密封的可靠性，使整套井口具有良好的耐温耐压性能。该装置所有承压件采用锻件符合《SY／T5676—2010石油钻采机械产品用高压锻件技术条件》［12］要求，最高密封压力34．5 MPa，最高耐温370℃，适用φ245 mm套管，油管悬挂器通径75 mm，采油管柱开口通径78 mm；安全阀驱动器工作压力0．8～1．0 MPa，升高补偿高度600 mm。

图3 φ245mm套管升高控制装置结构Fig．3 Structure of uplift control device ofφ245mm casing

3 室内测试试验

为了保证所研制的套管头可以安全应用到生产实践中，考虑到作业工况，设计了BT密封在套管卡瓦牙痕段的密封试验和装置整体试压试验。试验中先上提套管，使卡瓦牙痕提升到两道BT密封位置，对BT密封进行试压（环空试压），试验压力30 MPa（套管抗外挤强度80%）、稳压15 min，结果显示控制装置密封完好，无渗漏。组装好φ245 mm套管头升高控制装置，采用配套工具密封四通，依据AP规范［13］，试验温度373℃，试验压力35 MPa、稳压5 min，结果显示控制装置密封件完好无损，无泄漏（图4），可以在实现套管升高控制600 mm的功能下满足密封要求，从而保障海上热采井井口作业安全。

图4 井口升高控制装置整体试压试验Fig．4 Integral pressure testing of wellhead uplift control device

4 结论

针对海上热采井面临的生产套管升高风险，建立了稠油热采井套管升高量计算模型，计算了海上典型热采井生产套管升高量，并以此为基础设计了控制能力为600 mm的井口升高控制装置。室内测试试验结果表明该装置具有良好的密封性能，可为海上热采井井口作业安全提供保障。

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Development of a wellhead uplift control device for the production casing of offshore thermal recovery wells

GENG Yanan
（CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

Failure deformation of production casing during heavy oil thermal recovery finally leads to casing elongation and wellhead uplift，threatening the wellhead safety of offshore thermal recovery wells．Based on the casing program and heat injection parameters of typical thermal recovery wells，the range of production casing elongation was calculated，and further more，a wellhead uplift control device was developed，which consists of a lower flange，a thermal valve，a hanger，a tree cap and a gut pup joint．The results of bench tests show that the control device has good sealing property．Control requirements of production casing elongation in offshore thermal recovery wells are met to guarantee the safe operations of wellhead of the offshore thermal recovery wells．

offshore；thermal recovery；wellhead uplift；device；development

TE931＋．1

A

耿亚楠．海上热采井生产套管井口升高控制装置研制［J］．中国海上油气，2017，29（5）：102－106．

GENG Yanan．Development of a wellhead uplift control device for the production casing of offshore thermal recovery wells［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：102－106．

1673－1506（2017）05－0102－05

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．014

＊“十二五”国家科技重大专项“海上稠油热采井口升高控制技术研究（编号：2011ZX05024－005－007）”部分研究成果。

耿亚楠，男，高级工程师，1989年毕业于原石油大学（北京）钻井工程专业，现为中海油研究总院钻采研究院钻井总师，主要从事海洋钻完井工程方面的研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院中国海油大厦A704（邮编：100028）。E－mail：geyn＠cnooc．com．cn。

2016－11－09 改回日期：2017－01－20

（编辑：孙丰成）