某含氣高壓油井生產套管柱設計研究

滕學清，朱金智，楊向同，呂拴錄，2，謝俊峰，耿海龍，李元斌，黃世財，張雪松，江中勤

(1.塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油大學 材料科學與工程系，北京102249)

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某含氣高壓油井生產套管柱設計研究

滕學清1，朱金智1，楊向同1，呂拴錄1，2，謝俊峰1，耿海龍1，李元斌1，黃世財1，張雪松1，江中勤1

(1.塔里木油田，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油大學 材料科學與工程系，北京102249)

對某含氣超高壓油井A環空壓力升高原因進行了調查研究，分析了生產套管受力條件。認為該井井口附近套管不僅承受的拉伸載荷最大，而且承受的氣壓最大，生產套管設計不但要考慮套管拉伸、內壓和外壓載荷，還要考慮套管接頭氣密封性能和材料防硫性能，并依據套管實際受力條件和環境條件選擇套管。對API套管內屈服壓力計算公式和套管接頭氣密封性能關系進行了說明。依據該井井況對不同套管適用性進行了分析討論，最終提出了生產套管設計方案。

套管；環空；超高壓；油井；套管柱設計

某含氣高壓油井關井油壓91.00 MPa，A環空壓力60.35 MPa；放噴期間油壓高達83.98 MPa，A環空壓力高達67.00 MPa。A環空放出的是可燃天然氣。

該井實測地層壓力135 MPa。初步分析認為油管柱泄漏導致A環空壓力升高。A環空壓力放噴期間比關井期間高6.65 MPa，說明油管柱泄漏通道越來越大，泄漏速率越來越高。關井之后油管上部為天然氣，下部為原油。A環空靠近井口段實測為天然氣。生產套管靠近井口位置為承受拉伸載荷和內壓載荷最大的部位。因此，該井生產套管設計研究重點應放在套管抗內壓強度、密封強度和抗拉強度校核方面。

1 API TR 5C3(ISO10400)標準[1]規定的套管實物性能計算公式

1.1 API偏梯形螺紋接頭套管拉伸強度

1) 管體拉伸強度。

PP=APUP

(1)

2) 套管管體外螺紋連接強度。

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

(2)

式中：Pj為套管管體螺紋連接強度，lb；YP為套管管體材料最小屈服強度，psi；UP為套管管體材料最小抗拉強度，psi；AP為平端管的橫截面積，AP=0.785 4(D2-d2)，in2；D為管體外徑，in；d為管體內徑，in。

3) 套管接箍內螺紋連接強度。

Pj=0.95ACUC

(3)

1.2 套管內屈服壓力

1) 管體內屈服壓力。

管體內屈服壓力p由式(4)計算。式(4)中出現的系數0.875是由于考慮采用最小壁厚。

(4)

式中：p為最小內屈服壓力，MPa；Yp為材料規定最小屈服強度，MPa；t為公稱壁厚，mm；D為公稱外徑，mm。

2) 接箍內屈服壓力。

除了避免由于接箍強度不足導致泄漏而需要較低壓力情況外，帶螺紋和接箍套管的內屈服壓力p與平端管相同。較低壓力則由式(5)計算(如圖1)，并圓整到最接近的10psi。

(5)

式中：p為最小內屈服壓力，MPa；Yc為接箍材料最小屈服強度，MPa；W為接箍公稱外徑，mm；d1為機緊狀態下與外螺紋接頭端面對應處接箍螺紋根部的直徑，mm。

圖1 API套管接頭示意

3) 套管內屈服壓力。

套管內屈服壓力取管體內屈服壓力，式(4)和接箍內屈服壓力，式(5)二者中的較低值。

2 套管接頭連接強度和氣密封性能

2.1 API偏梯形螺紋接頭套管連接強度和氣密封性能

由于API偏梯形螺紋接頭套管連接強度高，一般在深井和超深井作為技術套管使用，或者作為油井生產套管使用。

API偏梯形螺紋接頭套管是靠螺紋脂填充密封的。API偏梯形螺紋接頭氣密封性能是通過試驗獲得的，API TR 5C3規定的偏梯形螺紋接頭套管內屈服壓力并不是其螺紋接頭氣密封性能。由于API偏梯形螺紋接頭套管不具備氣密封性能，關于API偏梯形螺紋接頭套管的氣密封性能試驗研究也不多。表1為中國石油集團石油管工程技術研究院對API 螺紋接頭套管和特殊螺紋接頭(臺肩刻槽，如圖2)油管氣密封性能試驗結果。

表1 API 螺紋接頭套管和特殊螺紋接頭(臺肩刻槽)油管氣密封性能

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，與另一個槽口成180°角。 3)扭矩臺肩。 4)螺紋。

圖2 ISO 13679規定的扭矩臺肩槽口示意

2.2 特殊螺紋接頭套管氣密封性能

特殊螺紋接頭套管設計有專門的金屬對金屬徑向密封結構(如圖3)[4-6]，這種密封結構依靠金屬接觸壓力實現氣密封性能。特殊螺紋接頭套管設計有專門的螺紋結構，可以保證接頭連接強度大于等于管體。特殊螺紋接頭套管不僅連接強度高，而且具有優良的氣密封性能，因此在氣井中被廣泛用于生產套管和部分技術套管。

圖3 特殊螺紋接頭

3 某井生產套管設計

4.1 套管設計原始數據及要求

4.1.1 套管設計原始數據

套管設計原始數據如表2。

表2 某井套管設計原始數據

注：該井區A井采油期間取樣口H2S含量29×10-6，B井采油期間取樣口H2S含量187×10-6。由于該井區碳酸鹽巖油藏非均質性極強，H2S含量變化大，不排除該井區局部地區異常高含H2S的可能性，所以鉆井過程中要注意防H2S。

4.1.2 H2S腐蝕環境對套管的要求

硫化物應力腐蝕開裂(SSC)最敏感的溫度區間為30 ℃左右，隨著溫度升高，H2S在水中的溶解度降低，而氫的擴散速度加快。這兩個相反趨勢的結果造成H2S應力腐蝕開裂的極值點。這是由于氫在鋼表面的吸附、在鋼中的擴散以及氫的存在狀態與溫度有關。溫度低于30 ℃，氫擴散速度和活性逐漸減小；溫度高于30 ℃，活性氫難于聚集。對碳鋼和低合金鋼來說，其對SSC敏感性隨溫度升高而降低，溫度高于約100 ℃時，通常不會觀察到開裂現象[7-15]。

溫度低于100 ℃時應采用防硫套管；溫度超過100 ℃時應不采用防硫套管。套管材料屬于低合金鋼，依據該井關井和開井生產狀態不同井深位置溫度測試結果，在4 000 m井深位置溫度大約為100 ℃。因此，在0～4 000 m井段應采用防硫材料套管，在4 000 m以下應采用普通材料套管。

4.1.3 受力條件對套管要求

套管主要承受拉伸、內壓和外壓載荷[16-24]。拉伸載荷主要取決于套管柱重力和井口提拉載荷。套管內壓和外壓載荷主要取決于管內、外介質和壓力。套管抗擠安全系數、抗內壓安全系數和抗拉安全系數應符合SY/T 5322—2000規定。

該井沒有蠕變地層，套管所受外壓很小，套管設計可以不考慮套管抗擠性能。

Q/SY TZ 0026—2000《油(氣)層工業油氣流標準及試油結論規定》4.2.1 油層：具有工業價值的油層，即日產油量達到最低工業油流標準，生產氣油比小于890，原油密度大于0.8 g/cm3，含水小于2%。

汽油比又稱原始溶解氣油比。指在原始地層條件下，單位體積原油所溶解的天然氣量。其單位為m3/m3。原始氣油比是原油中溶解天然氣量多少的指標，即在這個條件下的天然氣溶解度。

國際高溫高壓協會(The International Association of high temperature and pressure)規定，地層壓力≥69 MPa(10 000 psi)為高壓井，地層壓力≥103 MPa(15 000 psi)為超高壓井；該井汽油比為134.98 m3/m3，實測地層壓力135 MPa，關井油壓91.00 MPa，屬于含氣超高壓油井。一旦油管柱泄漏，套管內天然氣聚集在靠近井口位置，靠近井口的生產套管實際可能承受高壓氣體載荷[25-34]，套管應具有氣密封性能。因此，該井雖然定義為超高壓油井，井口生產套管應當按照超高壓氣井考慮。

該井生產壓力下降速度為2 MPa/d，在考慮套管抗內壓安全系數時應當考慮。

4.2 套管設計方案

4.2.1 方案1

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

2) 206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺紋接頭，接箍外徑=228.00 mm套管內屈服壓力(抗內壓強度)86.5 MPa，井口壓力按照91 MPa計算，井口抗內壓安全系數=86.5/91=0.95，不符合標準要求(≥1.05)。套管接頭連接強度6 612 kN，抗拉安全系數1.47，不符合標準要求(≥1.60)。

3) 井口A環空實際承受的是天然氣壓力。206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺紋接頭(接箍外徑=228.00 mm)套管不具有金屬對金屬密封結構和氣密封性能，其氣密封壓力估計只有8.1～36.1 MPa(如表1)，遠小于關井時油壓91.00 MPa和A環空壓力60.35 MPa，也遠小于放噴期間油壓83.98 MPa和A環空壓力67.00 MPa，不符合實際工況條件要求。

4.2.2 方案2

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

2) 采用206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺紋接頭套管，將接箍外徑從228.00 mm增大至231.78 mm，按照API TR 5C3規定的公式計算結果，套管內屈服壓力(抗內壓強度)97.5 MPa，井口壓力按照91 MPa計算，井口抗內壓安全系數=97.5/91=1.07，符合標準要求(≥1.05)，但并不能說明套管接頭氣密封性能符合實際工況條件要求。套管接頭連接強度6 889 kN，抗拉安全系數1.58，不符合標準要求(≥1.60)。

3) 井口A環空實際承受的是天然氣壓力。206.38 mm×15.80 mm C110偏梯形螺紋接頭(接箍外徑=231.78mm)套管不具有金屬對金屬密封結構和氣密封性能，其氣密封壓力估計只有9.2～40.7 MPa(如表1)，遠小于關井時油壓91.00 MPa和A環空壓力60.35 MPa，也遠小于放噴期間油壓83.98 MPa和A環空壓力67.00 MPa，不符合實際工況條件要求。

4.2.3 方案3

1) 0～1500 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺紋接頭(氣密封接頭)套管(接箍外徑=231.78 mm)，1500～7900 m井段采用200.03 mm×14.20 mm偏梯形螺紋套管。

2) 206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺紋接頭(氣密封接頭)套管內屈服壓力101.6 MPa，井口壓力按照91 MPa計算，抗內壓安全系數=101.6/91=1.12，符合標準要求。套管接頭連接強度7 169 kN，抗拉安全系數1.64，符合標準要求(≥1.60)。該井井生產壓力下降速度為2 MPa/d，在井深1 500 m位置，第1天井口壓力91 MPa，200.03 mm套管抗內壓安全系數為1.04；第2天井口壓力降至90 MPa時，200.03 mm套管抗內壓安全系數就可達到1.05。

3) 實際關井油壓為91 MPa，A環空壓力為60.35 MPa；實際放噴期間油壓83.98 MPa時A環空壓力67.00 MPa。已經證實A環空為高壓天然氣，而且油管柱泄漏速度越來越快，要求生產套管具有氣密封性能。206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺紋接頭(氣密封接頭)套管具有金屬對金屬密封結構和氣密封性能，套管氣密封性能可以達到101.6 MPa，符合實際工況條件要求[35]。

4 結論

1) 0～1 500 m井段采用206.38 mm×15.80 mm C110特殊螺紋接頭(氣密封接頭)套管(接箍外徑=231.78 mm)。

2) 1 500～4 000 m井段采用200.03 mm×14.20 mm C110偏梯形螺紋接頭套管。

3) 4 000～7 900 m井段采用200.03 mm×14.20 mm 110偏梯形螺紋接頭套管。

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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

滕學清(1965-)，男，青海德令哈人，高級工程師，1989年畢業于中國石油大學(華東)鉆井專業，從事石油鉆井和完井工程技術工作。

1001-3482(2016)11-0028-06

TE931.202

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2016.11.006