深水探井转开发井全过程环空压力预测与干预研究

董 钊 ，李 磊 ，任冠龙 ，张 崇 ，郭敏灵

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.中海油能源发展有限公司工程技术湛江分公司，广东 湛江 524057)

南海深水油气资源极为丰富，占南海油气总资源量超过70%。目前我国在南海深水区域的勘探已获得了较大成果[1-3]，但深水探井单井作业成本可达数亿人民币，而深水开发井作业成本更高，高经济门限成为限制深水油气资源开发的关键因素，深水勘探开发一体化策略则是缓解这一问题的有效途径之一[4-5]。深水探井转开发井技术是深水勘探开发一体化的重要一环，探井转开发井过程中环空压力会经历多个井筒状态，包括探井钻井阶段、探井弃井后长期闲置阶段、转开发井完井重入阶段、生产阶段，井筒在各阶段所处的工况条件和温压环境不同，环空压力变化较大。

L-X气田开发是我国首个自营深水开发项目，为降低开发成本，将该区域若干口前期探井转化为开发井，针对深水气井井筒和油藏特征，考虑深水探井转开发井各阶段的热量传递模式，建立井筒环空温度和压力计算模型，实现深水探井转开发井全过程的环空压力精确预测，基于预测结果制定从探井设计到后期生产全寿命的环空压力管理措施，不仅为保障目标气田安全高效开发提供参考，也对于降低深水油气开发成本，推动深水油气资源勘探开发进程具有积极作用。

1 井筒温度压力分布模型

深水探井转开发井，除了油藏布井方面的考量，对于钻完井工程而言，需要在钻井前期研究阶段即对包括环空压力管理在内的一系列工程因素采用后期可转开发井的设计。深水气井的泥线温度和井底温度相差较大，较强的温度效应将引起密闭环空内流体升温膨胀，产生环空带压现象，严重时会造成套管挤毁、变形或上顶井口等事故。在陆地油田和浅海油田的勘探开发实践中，可以通过打开套管头侧翼阀释放环空压力，但在深水气田开发中，水下井口和生产系统设计的特殊结构使得环空压力难以监测控制和调节释放。目前对于深水井筒环空压力已有一些研究，但多针对某单一时段，如生产阶段，且井筒类型为单纯探井或者开发井，针对深水探井转开发井全阶段的环空压力研究极少。

1.1 井筒温度分布模型

井筒温度是影响环空压力的核心因素，众多学者对于海上油气井井筒温度分布已有较多研究，建立了一系列相关模型[6-10]，但大多针对深水油气井测试或生产阶段[11-12]，热量传递过程稳定单一，而深水探井转开发井各阶段存在不同的热量传递模式(如图1所示)。

图1 深水探井转开发井各阶段井筒热量传递模式

探井钻井阶段(如图1a所示)，地层热量沿轴向、径向2个方向，在地层中深段、地层浅段、海水段3个层面进行叠加传导：在地层中深段，热量沿地层—水泥环/套管复合层—A环空传导，随着钻井泥浆正循环路径沿A环空流向井筒上部，这一过程对井筒中深段环空进行降温；热量随泥浆行进至某一地层深度(传热转换节点)，泥浆温度高于地层温度，热量径向传递路径转换，由A环空泥浆通过水泥环/套管复合层散到地层中，这一过程对井筒浅段进行升温；与此同时，钻井泥浆继续往上流动，进入海水段后，环空泥浆与环境温差骤增，热量快速大量散失。探井弃井后长期闲置阶段(如图1b所示)，井筒温度逐渐稳定，最终趋于接近地层原始温度，在地层浅部井段，微量的地层热量沿井筒传递至水下井口，对稳定后的井筒温度场几乎没有影响，在模型构建中忽略。完井重入与生产阶段(如图1c、图1d所示)，热量随地层流体沿生产油管向上传递，沿途径向上通过水泥环/套管复合层向中浅部地层传递，封隔器以上环空不存在流体流动热量，轴向上热量传递忽略。

基于以上热量传递过程，主要研究并建立了泥线以下地层段井筒和海水段井筒热量传递模型。
1.1.1 泥线以下地层段井筒传热模型

根据经典传热学理论，相较于对流换热系数、水泥环导热系数以及地层导热系数，钢质套管的导热系数是非常小的，可以忽略。因此，在泥线以下传热模型中，认为热传导的热量损失为以下几部分的叠加：

(1)井筒流体与套管的对流换热系数；

(2)水泥环导热系数；

(3)地层的导热传热，为无限大介质中的一维非稳态传热问题。

因此，地层段传热数学模型归纳为：

(1)

式中：TD为无量纲温度；Kg为套管层导热系数，W/(m2·℃)；Tf为最外层水泥环温度，℃；Te为套管内温度，℃；Uto1为地层段总传热系数，W/(m2·℃)。

(2)

式中：hc为环空流体对流换热系数，W/(m2·℃)；hr为环空流体辐射传热系数，W/(m2·℃)；rto为油管外半径，m；rh为水泥环外半径，m；rco为套管外半径，m；Kcem为水泥环导热系数，W/(m2·℃)。

1.1.2 海水段井筒传热模型

能量守恒方程：

(3)

自然热对流中环空流体沿管壁的质量流量：

m=Vzρπ(δ+ri)2-ri2

(4)

传热边界厚度δ：

δ=3.93Pr-0.5(0.952+Pr)0.25Grx-0.25X

(5)

格拉晓夫数Gr：

(6)

普朗特数Pr：

(7)

式中，

mf为生产流体质量流量，lb/h；

Cpf为生产流体比热容，J/(kg·K)；

Tbh为井底温度，℉；

Ts为井口温度，℉；

ma为由热对流引起的环空流体沿油管壁的质量流量，lb/h；

Cpa为环空流体的比热容，J/(kg·K)；

Tba为环空流体在底部的平均温度，℉；

Tta为环空流体在顶部的平均温度，℉；

L为井深，ft；

k为环空流体的导热系数，W/(m2·℃)；

Ti为油管壁温度，℉；

To为套管壁温度，℉；

ri为油管外径，ft；

ro为套管内径，ft；

Vz为沿热板向上流动的速度，ft/s；

B为两板之间流体的热膨胀系数；

ΔT为两板之间的温度差，℉；

μ为流体的粘度，mPa·s；

δ为边界层的厚度，ft；

X为热传递开始至结束的一个特定的长度，ft。

新建模型专门考虑了深水海水井段的特殊性，根据钻井或完井重入不同阶段，海水井段隔水管与海水、环空流体间存在受迫热对流、自然对流以及热传导等多种热量传递模式，模型计算过程中，重点调整了热量散失程度大的海水段环空流体的切力、比热容、粘度、导热系数以及密度等影响因素对井筒传热性能和非凝胶对流层的影响。

1.2 环空压力计算

目前密闭环空压力的计算方法有刚性空间法和基于PVT状态方程的相关方法[13-15]，但以上方法难以计算多环空情况下的压力。张波、管志川等[16]认为井筒受热温度升高以后，环空和环空内的液体体积同时发生改变，液体与套管之间的热物性差异导致环空的有限体积难以容纳受热膨胀以后的液体。为满足体积相容性，环空压力上升对液体体积产生压缩效应，从而使液体实际体积与环空体积相等，整个环空体积变化值可以表述为：

(8)

式中，ΔVa为环空改变的体积，z1为环空起始位置，m；z2为井口位置，m；rao为环空外径，m；Δrai为环空内径变化值，m；rai为环空内径，m；Δrai为环空内径变化值，m。

2 全过程环空温度压力预测

L-X气田是南海琼东南盆地一个深水气田，为降低开发成本，将该气田若干口前期探井转为开发井，L-X-1井即为其中一口，基本参数见表1。

表1 L-X-1井基本参数

2.1 全过程环空温度预测

探井钻井是井筒全寿命过程的起点，钻井过程，包括各层次套管的构建过程中，各井段钻井、固井、循环等环节热量传递模式变化大，热量传递影响因素繁多，作用机理复杂，而钻井过程中环空温度的改变都是短时间的瞬态变化，对后续过程井筒温度状态无过多影响，因此对钻井过程简化处理，仅计算最下部12-1/4＂井段钻井过程温度变化，将最内层9-5/8＂套管固井完成(不考虑弃井)后的井筒瞬态温度作为起始节点温度，导入下一过程，钻井终点泥线温度计算结果见表2，环空A和环空B较为接近，环空C和环空D远小于前者，这是由于该井12-1/4＂井段长度较短，9-5/8＂套管与上层13-3/8＂套管管鞋距离较小，热量在环空A和环空B的传递路径涵盖大段相同深度，表现出较小的温度差异性；而20＂套管和36＂导管下深较浅，管鞋位置已在传热转换节点上部，热量在环空C和环空D传递路径逆转，且需要通过2(3)层套管和1(2)层水泥环，热量传递损耗增加，传递量下降，表现出较大的温度差异性。

表2 钻井结束泥线环空温度

完井重入过程基于相似原因进行简化处理，以上一过程即弃井后闲置阶段终点温度作为完井重入起点温度，计算完井管柱构建完成，开始清井放喷时的温度，衔接生产过程。

在生产过程中，考虑后期见水对井筒温度的影响，生产10年周期出水情况见表3。

表3 生产10年内出水情况

以泥线位置作为评估节点，深水探井转开发井井筒全寿命过程环空温度变化如图2所示，

图2 深水探井转开发井全过程环空温度变化

探井井筒在钻井结束弃井后进入闲置阶段，泥线位置井筒环空温度迅速下降，环空A温度在10天内降幅达到88.15%，之后下降趋势放缓，在47天降至4.73℃，之后基本稳定；环空B温度变化与环空A较为接近，在10天内下降86.42%，之后下降趋势放缓，在33天降至4.62℃，之后基本稳定；环空C和环空D钻井终点温度远小于环空A和环空B，温度更快降至接近泥线温度的稳定状态，分别在第9天和第1.5天降至3.49℃和3.72℃。

图3 放喷与生产6个月后全井段环空温度

钻井阶段与完井重入阶段环空温度变化最大，但钻井阶段时间较短且随后立即转入长时间的弃井闲置阶段，温度迅速下行恢复，针对环空压力预测，重点考虑完井重入放喷与生产阶段温度的影响，放喷与生产6个月后全井段环空温度计算结果如图3所示，4个环空温度在全井段表现出的差异性与全过程表现出的温度趋势一致；在井深1 681 m位置温度出现一个台阶变化，这一深度是9-5/8＂套管固井水泥返高深度，水泥与上部留空是完全不同的热量传递介质，热量在介质界面上下具有不同的传递属性，最终在环空温度表现出这一台阶差异。

2.2 环空压力预测

环空D水泥返至泥线，不会发生环空带压；环空C下深浅且水泥返高大，在此情况下温度对环空压力的影响非常小，因此重点关注环空A和环空B的压力变化。

将环空温度计算结果导入环空压力计算模型，环空A和环空B全寿命过程环空压力变化如图4所示。

图4 全过程环空压力变化

随着井筒闲置阶段后温度迅速降低，环空A和环空B压力也随着下降，但压力降落曲线形态与温度降落曲线形态存在明显区别：温度的下降非常急剧，在弃井后的10天内就降至一个相对稳定的低温状态，而环空压力由初始33.55 MPa下降至闲置阶段终点的10.32 MPa，压力降落过程缓慢且均匀的分布在整个闲置阶段(90天)，环空压力与温度呈非线性相关性，表现出温度对压力影响的延时性。

这种延时性同样体现在完井重入后的环空压力变化过程中：以环空A为例，在完井重入的20天时间内，环空A温度就由闲置阶段终点的4.73℃急剧增至64.12℃，之后趋于相对稳定，而环空A压力在完井重入结束进入生产阶段时，仅由闲置阶段终点的15.31 MPa增至18.10 MPa，随着生产进行，在189天才逐渐增至30.02 MPa，之后趋于缓慢稳定增长。在生产至第4年开始见水后，环空压力没有出现明显的变化。

3 环空压力干预

固井水泥设计是影响环空压力的关键因素，但影响机理复杂，包括水泥浆性能、水泥返高设计、水泥环强度等都会在生产过程中与套管、留空气体等介质产生复杂的动态耦合变化，需要构建专门模型研究，这里不作赘述。

除固井水泥设计外，环空压力干预途径主要有2种：破裂盘和可压缩材料。

3.1 破裂盘

破裂盘是一个用来限制井筒或套管环空压力的一次性压力释放保护装置。通常把向外破裂时设计的装置称为破裂盘；而把向内破裂的装置称为坍塌盘。根据额定压力的大小划分为单向破裂盘和双向破裂盘。在套管柱中安装破裂盘(Burst Disk)：在外层套管上安装一到二个破裂盘，当密封环空内压力达到破裂盘的破裂压力时，外层套管上的破裂盘破裂，从而保护内、外套管不被挤毁或压裂，同时保证了内层套管串的完整性。

使用破裂盘，通常需要在外层套管留出地层沟通通道作为破裂盘激活后的泻压通道，会导致套管管柱存在薄弱点且破裂后内外层空间连通，存在安全隐患。

3.2可压缩材料

可压缩材料通过多种形式应用于环空压力干预中，其主要原理是通过到达临界压力后材料发生的压缩变形，为环空提供一定的流体膨胀空间和压力释放空间，进而降低环空压力。

(1)可压缩泡沫材料

在套管外安装可压缩泡沫，是目前国外深水井中常用的一种减小由温度引起的套管附加载荷的方法。原理是在内层套管上安装一定数量的可压缩的泡沫材料，当环空压力增加到一定程度时，可压缩泡沫材料开始变形，产生一定流体膨胀的空间，降低环空压力。

(2)可破裂泡沫球

该预防措施是在套管环空内放入一定数量的合成可破裂的泡沫球，这些合成的泡沫球内部充满空气，当密封环空内压力达到某一数值时，泡沫球就会破裂，小球体积减小，释放一定的空间，从而降低环空压力。可破裂泡沫球由复合材料制成，最常见的是空心玻璃球，其内充满标准大气压的空气。小球本身有一定的强度，而且有很小的加工公差，因此能保证在某一确定的压力下小球破裂。小球的直径根据环空空间的大小而不同，一般在19.05～38.10 mm。同时由于环空液体的压缩性不大，因此加入的可破裂泡沫球的体积长度一般占整个环空体积长度的2%～8%，大约相当于2～20个套管单根的长度。

(3)可压缩液体

在密封的环空内加入可压缩的流体，以此来吸收因流体热膨胀而产生的高压。可压缩液体的种类很多，主要是指充有不同气体的各种类型泥浆：在工程上最常用的混入气体是氮气；泥浆的类型主要有复合油基泥浆、水基泥浆、盐水泥浆、或者淡水泥浆等。

3.3 目标井环空压力干预

无论使用哪种可压缩材料，最终目的都是在环空压力达到临界值时激活材料压缩变形，为环空提供一个冗余空间，释放环空压力。根据设定的临界安全压力和前文所述模型，反算环空膨胀体积，进而获得所需冗余体积，即最小可压缩体积。如设定25 MPa和20 MPa 为L-X-1井环空A和环空B临界压力，反算体积结果见表4。

表4 环空所需冗余及设计可压缩体积 /m3

环空压力在生产阶段变化如图5所示。

图5 环空压力干预

环空压力达到设定的临界压力时，压缩材料激活，开始提供冗余体积泻压，环空A泻压至21.87 MPa，环空B泻压至17.83 MPa，材料不再压缩，之后趋于相对稳定。

4 结论

(1)深水探井转开发井经历探井钻井段、弃井闲置、完井重入和生产4个阶段，各阶段热量传递模式有所区别，建立针对性温度计算模型，精确预测探井转开发井全过程温度变化，为环空压力预测提供基础参数。

(2)计算了环空A和环空B的从弃井闲置到生产10年后的全过程环空压力，结果表明环空压力与温度呈非线性相关性，表现出温度对压力影响的延时性。

(3)使用压缩材料进行环空压力干预，设定25 MPa和20 MPa 为目标井环空A和环空B临界压力，反算环空膨胀体积，进而获得所需冗余体积，根据所需冗余体积设计可压缩体积，在环空压力达到临界值时激活材料压缩变形，为环空提供一个冗余空间，有效降低环空压力。

(4)深水探井转开发井是降低深水油气开发成本的有效途径，这一过程中的环空压力变化和干预是影响深水油气田安全生产的重要因素。解决深水探井转开发井全过程环空压力预测与干预问题，对于今后我国深水油气资源经济高效开发具有积极的推动作用。

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