海上熱采井完井管柱設(shè)計(jì)技術(shù)特點(diǎn)分析

盛磊祥，許亮斌，蔣世全，李迅科，曹硯鋒

(中海油研究總院，北京 00027)

海上熱采井完井管柱設(shè)計(jì)技術(shù)特點(diǎn)分析

盛磊祥，許亮斌，蔣世全，李迅科，曹硯鋒

(中海油研究總院，北京 00027)

稠油熱采對(duì)完井設(shè)計(jì)提出了特殊的要求。結(jié)合渤海某稠油油田的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，指出了稠油熱采完井設(shè)計(jì)的技術(shù)熱點(diǎn)，建立了熱采井井筒溫度剖面分析模型和生產(chǎn)管柱熱載荷伸長量的計(jì)算方法。分析了不同注熱溫度和油管保溫措施對(duì)注熱效果的影響，對(duì)注熱造成的油管、篩管伸長進(jìn)行了評(píng)估，為完井管柱設(shè)計(jì)采取相關(guān)的技術(shù)措施提供定量參考。通過算例表明采用保溫措施能大大改善注熱效果，尤其是在注熱溫度較高的情況下，保溫措施能顯著降低沿程熱量損失；采用具有低傳熱保溫效果的管柱，可以緩解伸長量增加對(duì)井口預(yù)留空間的需求。

稠油熱采； 完井設(shè)計(jì)； 防砂； 溫度剖面； 熱載荷

0 引 言

稠油一般指在油層條件下原油黏度大于50 mPa·s，原油相對(duì)黏度大于0.934的原油。按照稠油的黏度和相對(duì)黏度又可分為稠油、特稠油和超稠油三種[1]。我國海上稠油主要集中在渤海油田。稠油在孔隙介質(zhì)中流動(dòng)困難，常規(guī)開發(fā)方式對(duì)稠油油藏的采收率有限。目前國內(nèi)外對(duì)稠油開采一般采用熱采方式，熱采技術(shù)的應(yīng)用為稠油的高效開發(fā)提供了新的技術(shù)手段[2-3]。渤海海上稠油油田也初步進(jìn)行了稠油熱采的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的開發(fā)效果[4-5]。稠油熱采需要向井筒內(nèi)注入熱流體，對(duì)油層進(jìn)行加熱降黏，因此對(duì)于完井工程設(shè)計(jì)提出了較高的要求。本文主要探討稠油熱采對(duì)完井設(shè)計(jì)的影響，為完井工程設(shè)計(jì)提供參考。

1 熱采井對(duì)防砂的設(shè)計(jì)要求

多輪次反復(fù)注熱，對(duì)防砂的可靠性要求較高。根據(jù)渤海油田的作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，簡(jiǎn)易防砂方式的防砂效果在熱采井中的應(yīng)用較差[2]，推薦優(yōu)先考慮礫石充填的完井防砂方式。為了保證充填質(zhì)量，減少熱采井注熱和生產(chǎn)過程中壓差對(duì)充填度的影響，可以考慮采用擠壓充填的方式進(jìn)行防砂作業(yè)。

2 熱采井完井管柱設(shè)計(jì)

為了達(dá)到較好的開發(fā)效果，注熱井要求井底溫度達(dá)到200～300 ℃。目前用于熱采井的完井器材，包括防砂系統(tǒng)(盲管、優(yōu)質(zhì)篩管、頂部封隔器總成等器材)、井口和采油樹、過電纜封隔器、井下安全閥等最高耐溫都能夠達(dá)到300 ℃以上，電潛泵在靜態(tài)下最高耐溫260 ℃、運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)最高耐溫220 ℃，使得注采一體化管柱(圖1)的可靠性大大降低。保守的完井管柱設(shè)計(jì)是將注熱完井管柱和生產(chǎn)完井管柱分兩步實(shí)現(xiàn)，如圖2所示。

圖1 注采一體化管柱示意圖Fig.1 Injection and production string with one trip

圖2 注、采兩步管柱示意圖Fig.2 Injection and production string with separate trips

完井管柱在注熱和生產(chǎn)過程中會(huì)產(chǎn)生軸向的伸長。為了減小軸向載荷對(duì)封隔器和懸掛裝置的影響，在生產(chǎn)管柱和防砂管柱上應(yīng)考慮設(shè)置專門的伸縮節(jié)，以補(bǔ)償管柱的伸長量。注熱井為了減少沿程的熱量損失，通常采用雙層真空管或者環(huán)空注氮的方式進(jìn)行注熱流體的保溫。

3 熱采井完井管柱伸長量設(shè)計(jì)要求

受到熱流體持續(xù)加熱的影響，井筒溫度剖面發(fā)生變化，完井管柱會(huì)產(chǎn)生軸向的變形。如果軸向熱載荷無法釋放，則可能造成封隔器、懸掛器、井口等固定裝置發(fā)生變形，影響井筒的完整性，因此需要進(jìn)行井筒溫度剖面預(yù)測(cè)和完井管柱伸長量的計(jì)算，為完井管柱設(shè)計(jì)時(shí)考慮相關(guān)的技術(shù)措施提供定量依據(jù)。

3.1 井筒溫度剖面計(jì)算模型

實(shí)際生產(chǎn)過程中難以用實(shí)測(cè)方法對(duì)井筒溫度進(jìn)行連續(xù)測(cè)量，因此，建立適當(dāng)?shù)臄?shù)學(xué)預(yù)測(cè)模型成為確定井筒溫度剖面的主要途徑。根據(jù)能量守恒原理，建立井筒溫度剖面的預(yù)測(cè)模型，考慮了井筒徑向(井筒流與外界)和縱向(流動(dòng)方向)的熱交換效應(yīng)。

圖3為井筒能量守恒的數(shù)學(xué)模型。

閻連科：善良，是人之所以為人的根基和原本，而家庭和家族中世代醞釀的親情與溫情，則是養(yǎng)育善良的土壤、陽光和細(xì)雨。

圖3 井筒能量守恒物理模型Fig.3 Wellbore energy conservation model

取井筒任一井段長度為ds的微小單元體。dt時(shí)間內(nèi)，縱向流入單元體的熱量為

Qs=Aa×ρm×va×cm×ds×dt，

(1)

dt時(shí)間內(nèi)，縱向流出單元體的熱量為

(2)

dt時(shí)間內(nèi)，徑向由地層或者海水單元體的熱量為

Qr=2πrU(Te-Ta)dtds，

(3)

dt時(shí)間內(nèi)，單元體的熱量變化為

(4)

因此，根據(jù)出入單元體的熱量變化，即式(1)～(4)，得到井筒溫度場(chǎng)方程：

(5)

即：

(6)

另外，井筒流與海水或者地層交界面上的熱交換方程為

(7)

式(1)～(7)中：Aa為井筒橫截面面積(通流面積)，m2；cm為井筒流比熱，J/(kg·K)；ρm為井筒流密度，kg/m3；va為流體流速，m/s；kf為地層的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m2·K)；ma為井筒流質(zhì)量流量，kg/s；ra為井筒半徑，m；Ta為井筒流溫度，℃；Te為地層或海水的溫度，℃；U為井筒/油管的傳熱系數(shù)，W/(m2·K)。

模型方程的定解條件如下。

假設(shè)井筒流入口流體的溫度(Tt0)是已知的，故有

Ta(s=0,t)=Tt0.

(8)

不考慮海水或者地層的徑向溫度梯度，在海水或地層與井筒流的交界面處，初始條件溫度剖面可以看作不受井筒換熱的影響，所以有

Te(s,t=0)=Te.

(9)

3.2 管柱伸長量的計(jì)算

利用井筒溫度剖面的計(jì)算結(jié)果，對(duì)熱載荷產(chǎn)生的管柱伸長進(jìn)行計(jì)算。取井筒任一井段長度為dLi的微小單元體，管柱伸長量按照線彈性模型計(jì)算，溫度升高時(shí)，單元的伸長量為

ΔLi=α×Ti-Ti0，

(10)

管柱總體伸長量哦

(11)

式中：Li為單元管柱的長度,m;α為管柱熱膨脹系數(shù)，K-1;Ti0為單元管柱初始溫度,℃;Ti為單元管柱生產(chǎn)時(shí)的溫度，℃。

3.3 注熱井井筒溫度預(yù)測(cè)及注熱管柱伸長

量計(jì)算 以渤海某油田稠油熱采注熱井為例。該油田海域水深24 m，井口溫度250 ℃，地層溫度梯度3.7 ℃/100 m，注熱流速為180 t/d,井口注入壓強(qiáng)為15 MPa。涉及的導(dǎo)熱系數(shù)如表1所示。

表1 完井管柱傳熱系數(shù)

3.3.1 井筒溫度預(yù)測(cè)

注熱管柱示意圖如圖2(a)所示，按照普通油管、真空隔熱油管、真空隔熱油管+油管環(huán)空注氮三種狀態(tài)進(jìn)行分析。圖4給出了井筒溫度剖面的計(jì)算結(jié)果。普通油管在注熱過程中沿程熱損失較大，采取保溫隔熱措施能夠顯著降低熱損失，提高注熱效率。算例中，三種狀態(tài)下流體到達(dá)注熱目標(biāo)井段后溫度分別比注入溫度降低了35%、27%、11%。

圖4 注熱流體溫度剖面Fig.4 Temperature profile of injection fluid

圖5 井下溫度預(yù)測(cè)的分析結(jié)果Fig.5 Prediction result of downhole temperature profile

為了進(jìn)行敏感性分析，假設(shè)注熱溫度為100、150、200、250、300、350 ℃，分析不同的油管和環(huán)空狀態(tài)以及注熱溫度對(duì)井底產(chǎn)層熱流體溫度的影響。

如圖5所示，隨著井口注熱溫度的升高，井底熱流體的溫度升高在相同條件下采取保溫(真空隔熱油管、環(huán)空注氮)措施能夠顯著提高井底溫度，提高注熱效率。在注入流體溫度比較高時(shí)，保溫效果更明顯，因?yàn)楫?dāng)注熱溫度比較低時(shí)，地層溫度能夠起到一定的補(bǔ)償作用，注熱溫度較高時(shí)，不同的保溫措施差異明顯，保溫措施至關(guān)重要。

3.3.2 管柱伸長量

管柱受熱會(huì)引起軸向的伸長。由于油管通過油管掛坐在井口內(nèi)，如果伸長量比較大，油管伸長可能引起井口采油樹的升高，因此對(duì)于注熱井井口需要在井口預(yù)留一定的空間允許油管膨脹載荷的釋放，避免對(duì)井口穩(wěn)定性產(chǎn)生影響。如圖6所示，隨著注熱溫度的升高，油管伸長量增加較快，而對(duì)于采取了保溫措施的油管，伸長量增加的趨勢(shì)明顯放緩。

圖6 油管伸長量的分析結(jié)果Fig.6 Prediction result of pipe extension

注熱過程中，篩管在高溫影響下發(fā)生軸向拉升，如果不及時(shí)釋放，將導(dǎo)致篩管變形，還可能影響礫石填充的效果，因此熱采井推薦在篩管上安裝熱力補(bǔ)償器。目前熱力補(bǔ)償器短節(jié)的允許伸長量一般為0.3 m，熱力補(bǔ)償器個(gè)數(shù)(取整)如表2所示。

圖7 篩管伸長量的分析結(jié)果Fig.7 Prediction result of screen pipe extension

Table2Numbersofthermalcompensatorsneededfordifferentpipes

井口注熱溫度/℃100150200250300350普通油管112334隔熱油管113445隔熱油管+環(huán)空注氮123457

4 結(jié) 論

稠油井由于本身的油藏地質(zhì)條件，加之注熱過程中產(chǎn)生的附加載荷對(duì)巖石強(qiáng)度的影響，出砂風(fēng)險(xiǎn)較高，并且對(duì)防砂效果的質(zhì)量要求較高。受限于電潛泵的耐溫能力和海上作業(yè)的安全要求，海上稠油熱采宜采用注采兩步管柱分別實(shí)現(xiàn)注熱和生產(chǎn)的作業(yè)。在相同條件下，對(duì)于注熱井采取保溫措施能夠減少沿程熱量損失，顯著提高井底溫度，提高注熱效率。尤其在注入流體溫度比較高時(shí)，保溫效果更為明顯。注熱管柱受熱會(huì)引起軸向伸長，因此井口需要預(yù)留一定的空間釋放軸向變形載荷，采用具有保溫效果的管柱，可以緩解伸長量增加對(duì)井口預(yù)留空間的需求。注熱過程中，篩管會(huì)在高溫條件下發(fā)生軸向拉升，因此熱采井推薦在篩管上安裝熱力補(bǔ)償器，避免篩管變形影響礫石填充的防砂效果。

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[2] 范海軍,姚軍,成志軍.計(jì)算稠油油藏蒸汽吞吐加熱半徑的新方法[J].新疆石油地質(zhì)， 2006, 27(1)： 109.

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[4] 黃穎輝,劉東,羅義科.海上多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)井生產(chǎn)規(guī)律研究[J].特種油氣藏， 2013, 20(2)： 84.

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AnalysisonCriticalPointsofCompletionDesignofThermalRecoveryWell

SHENG Lei-xiang, XU Liang-bin, JIANG Shi-quan, LI Xun-ke, CAO Yan-feng

(CNOOCResearchInstitute，Beijing100027,China)

Completion design for thermal recovery heavy oil well is different from that for normal well. According to experiences on development of heavy oil well in Bohai Bay, key technical poitns of completion design for thermal recovery heavy oil well are summarized, and analysis models of wellbore temperature profiles and working string thermal load are established. Effects of thermal injection and thermal extension of working string are evaluated, including sensitivity analysis on injection temperature and insulation measures. The results of an example shows that insulation measures can considerably lower the thermal loss along the path and the demand of reserved space in wellhead, especially at high injection temperature.

thermal recovery of heavy oil; well completion design； sand control； temperature profile； thermal load

TE52

A

2095-7297(2014)02-0111-05

2014-04-28

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05026-01)

盛磊祥(1981-), 男，工程師，主要從事海上油氣田完井設(shè)計(jì)和深水鉆完井技術(shù)方面的研究。