高压注入工况下井完整性评价与应用*

曹立虎，刘洪涛，张雪松，蔡莹莹，徐兴梁

(中国石油塔里木油田公司 新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

随着塔里木油田哈得等老区油田开发的深入，注水保持地层能力的方式越来越受到重视。而在长期注水过程中，由于注入水杂质污染、微粒运移堵塞等原因，近井地带受到污染，地层吸水能力下降，注入油压上升，注水量下降，不能满足“注够水”的基本要求[1-3]。现场主要通过基质酸化来解除近井地带的污染，提高地层吸水性能[3-5]。目前哈得油田注水井多数由原生产井转变而来，其井口装置密封结构承压能力有限，油套管经历多次井下作业后强度降低，而由高压注入工况产生的高套压很可能导致井屏障部件失效，造成注入流体向外渗漏，形成安全隐患。

1 光油管注水管柱井完整性分析

完井注水管柱组合为：油管挂+88.9 mmP110E×6.45 mm修复油管2 600 m +73.2 mmN80E×5.51 mm修复油管(2 080 m)+73.2 mm N80N×5.51 mm修复油管(1 200 m) +筛管(11.2 m)+73.2 mm N丝堵 (下深5 885 m)。

1.1 井屏障评价

1.1.1 井屏障部件

对于光油管注水管柱，其控制流体不可控制外泄的屏障部件只有一道，分别是注入泵阀门、采油树、油管头及密封、变径变压法兰及密封和生产套管，如图1所示。

图1 光油管注水井井屏障示意图

1.1.2 井屏障测试/监控要求

采油树安装后试压、阀门功能测试检测，油管头密封定期试压，套管头定期试压，生产套管作业后井筒试压，A环空压力监控。

1.1.3 井屏障风险提示

根据光油管注水管柱的井屏障的验证结果显示：

1)井口变径变压法兰密封缺陷主要表现在上P密封变形，导致外露套管无法通过变径，只对下部P密封进行了试压；

2)生产套管(3 105～3 110 m)在密度1.12 g/cm3压井液中试压15 MPa，稳压30 min不降。

1.2 A环空允许压力计算

1.2.1 A环空最大允许压力

A环空最大允许工作压力计算时，应考虑以下因素，如图2所示：①井口装置(油管头、变径变压法兰)；②生产套管；③油管柱，取以下计算的最小值。

1)井口装置试压值：变径变压法兰密封结构试压值35 MPa，油管头密封结构试压值47 MPa，故井口装置允许的最高套压为35 MPa。

2)生产套管校核：计算公式为

(1)

3)油管柱校核：对于不带封隔器的光油管注水管柱，根据U型管压力传播原理，理想情况下油压大于或等于A环空压力，所以不存在油管受挤压而损坏的可能。

U形管压力传播原理：

pt-pc=ρagh-ρtgh+P摩阻>0

(2)

4)地层破裂压力：

pcmax+ρagh≤ρ破gh

(3)

式中：pcmax为A环空最大允许压力，MPa；p内为生产套管抗内压强度，取值77.30 MPa；S1为生产套管安全系数，取值1.5；pb为B环空压力，取0 MPa；ρb为B环空等效盐水密度，取值1.07 g/cm3；ρa为A环空流体密度，取值1.16 g/cm3(注入水)；h为油管鞋处垂深，取5 055 m；pc为套压，MPa；pt为套压对应的油压，MPa；p摩阻为油管内流体的摩阻，MPa。；pt内为油管抗内压强度，73 MPa；ρ破为地层破裂当量密度，未知。

图2 光油管注水井A环空最大允许带压值计算示意图

由于现场未测地层破裂压力，由本井基质解堵酸化施工记录可知，当最高套压为37.9 MPa时，地层依然未破裂，而井口装置所允许的A环空最高允许压力为35 MPa，小于基质酸化时最高套压。由此可知，当A环空最高压力为35 MPa时，依然小于地层破裂压力。

1.2.2 A环空最小允许压力

对于光油管注水管柱，A环空最小压力要满足高压挤入工况条件下的井口油管的抗内压强度。油管抗内压强度校核：

(6)

因此，对于光油管注水管柱，塔里木X注水井井A环空最高允许压力为35 MPa，A环空压力的最小允许值可以为0。假定地层吸水指数不变，取高压挤入工况注入排量为1～2 m3/min，通过摩阻计算软件得出摩阻为9～21 MPa，再根据U形管原理，可知最高允许油压为60 MPa。而当油压为5 MPa时，计算出的套压为0 MPa。因此酸化等高压挤入作业过程中，要以套管不超过35 MPa为安全原则，及时调整地面泵压和注入量。由于受到套压限制，光油管酸化规模可能达不到要求。

2 封隔器注水管柱井完整性分析

完井注水管柱结构为：油管挂+88.9 mmP110E×6.45 mm修复油管2 600 m +73.2 mmN80E×5.51 mm修复油管(2 000 m)+127 mm×MCHR封隔器(封位4 600 m)+73.2 mm N80N×5.51 mm修复油管(1 280 m)+筛管(11.2 m)+73.2 mm N丝堵 (下深5 885 m左右)

2.1 井屏障评价

对于带封隔器注水管柱，有两道井屏障，如图3示。

第一道屏障：直接阻止注入流体无控制流向外层空间的屏障，依次是注入泵阀门、采油树、油管和封隔器；

第二道屏障：第一道井屏障失效后，阻止流体无控制流向外层空间的屏障，依次是生产套管、套管外水泥环、脖颈法兰及密封、油管头及密封。

图3 带封隔器注水井井屏障示意图

对于带封隔器注水管柱，井屏障测试/监控要求与井屏障风险点提示与光油管注水管柱井完整性分析相同。

2.2 A环空压力控制

2.2.1 A环空最大允许压力

A环空最大允许工作压力计算时，应考虑以下因素，如图4所示。其中：①井口装置(油管头、脖颈法兰)；②生产套管；③油管柱；④封隔器。

1)井口装置校核：油管头、脖颈法兰额定压力和试压值的最小值35 MPa。

2)生产套管校核：生产套管抗内压强度根据下入后的作业情况确定剩余强度，计算A环空最大许可工作压力。

3)油管柱校核：在注入情况下，进行油管抗外挤强度和三轴应力强度校核，计算出A环空的最大许可工作压力。

4)封隔器校核：根据封隔器信封曲线，保证封隔器安全的最大环空压力。

带封隔器注水管柱各屏障的A环空最大允许压力见表1。

图4 带封隔器注水井A环空最大/最小允许带压值计算示意图

表1 带封隔器注水管柱各屏障的A环空最大允许压力

综上可知，A环空最大允许压力为35 MPa。A环空最大推荐压力值=A环空最大允许压力值×80%=28 MPa。

2.2.2 A环空最小许可压力

A环空最小许可工作压力计算时，应考虑以下因素，如图4所示：②生产套管；③油管柱；④封隔器。利用WellCAT软件，进行生产套管、油管和封隔器强度校核。校核参数为：地面温度20 ℃、地层温度120 ℃；酸液密度取1.06 g/cm3，酸液规模300 m3，酸液摩阻系数35%，排量1.0～2.0 m3/min，封隔器位置4 600 m，管鞋5 885 m。校核接箍如表2和图5所示。

表2 各工况的参数取值及其最低三轴应力强度安全系数

注：低挤不考虑摩阻

图5 各工况三轴应力强度安全系数分布图

因此，对于封隔器注水管柱，在低挤工况下，油压最高65 MPa，最低补充套压20 MPa，小于A环空最大允许压力35 MPa，相比光油管注水管柱可以实现较高规模的酸化解堵作业。

3 结论与建议

1)综合考虑塔里木X注水井后期酸化作业、增注试注要求和井完整性分析结果，决定更换原光油管注水管柱为带封隔器注水管柱，即在原光油管完井管柱的基础上加上5in MCHR(1 in=25.4 mm)封隔器(封位4 600 m)，封隔油管和套管的环空，使高油管压力不传递至封隔器以上环空中，以确保塔里木X注水井井全生命周期的安全生产。

2)对于注水井酸化解堵或高压增注，要进行单井完整性设计，在作业或生产过程中按照井完整性要求，进行必要的检测和监控，进而确保高压注水井井完整性。

3)塔里木油田注气井的油压达到42.8 MPa，A环空压力为8 MPa，甚至高达24 MPa，其完井管柱为7 inMHR完井封隔器注气完井管柱。如果A环空压力控制不好，很有可能导致封隔器失效，油套管环空联通，使得井口套压过高，造成压漏地层或井口泄漏等风险。因此，本文注水井井完整性评价思路同样可以应用到高压注气井的完整性方面。

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