南海西部油田表層隔水導管穩定性分析技術

楊仲涵, 許發賓, 韋龍貴, 劉賢玉, 鄧文彪, 王斐斐

(1 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 2中國石油大學·華東)

一、技術難點及對策

南海西部W油田區域水深40 m，海底土泥質松軟，成巖性極差，承壓能力低，給現場安全和高效作業造成諸多影響。一方面，如果井身結構較為復雜，套管層次過多，則可能因為淺部地層未能提供足夠的承載力而發生井口下沉等風險；另一方面，倘若隔水導管入泥深度過淺，則可能因隔水導管未能有效封隔淺部松軟地層而導致表層鉆進時發生井漏、失返等復雜情況，甚至被迫提前下套管固井。為此，工程技術人員在原有?762 mm+?508 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm常規井身結構基礎上，通過井身結構優化分析，省略?762 mm套管，優選?508 mm套管壁厚尺寸和優化入泥深度，保證井口穩定并為下一開提供足夠的安全密度窗口，在降低工程投資同時減輕井口承載力。作者在前人研究基礎上，創新提出了橫向力學、縱向力學以及水力學三位一體的隔水導管穩定性綜合分析思路和方法(如表1)，為保證現場安全作業，持續降本增效提供了重要參考依據。

表1 表層隔水導管穩定性分析思路

二、隔水導管橫向力學穩定性分析

隔水導管橫向力學穩定性分析旨在于優選、校核隔水導管尺寸鋼級，保證其可以抵御風浪流作用而不發生屈服彎曲等復雜情況。該油田原有開發井隔水導管尺寸為?762 mm，為進一步優化井身結構和降低工程投資，新增調整井設計采用?508 mm隔水導管，亟需通過隔水導管受力分析，結合不同的壁厚尺寸，優選出適合井場海況條件且最為經濟的管材類型。

該油田外掛井槽在海平面以上6 m處，以及海平面以下6 m和20 m處安裝有導向孔，因此在隔水導管受力分析中假設在以上各導向孔處為左右固定支點，另外隔水導管下端邊界視為泥面以下6倍樁徑處固支[1-2]，上部邊界橫向位移約束，縱向自由；隔水導管橫向上主要受到海風、海浪及海流三者的作用，而在縱向上主要受井口載荷作用[3]，鉆井平臺防噴器組重量為40 t，而后續?339.7 mm以及?244.5 mm技術套管的懸掛重量均約為30 t，同時再考慮50 t的安全余量，因此設置?508 mm隔水導管所受井口載荷為150 t，隔水導管受力模型如圖1所示。

圖1 南海西部W油田新增井隔水導管受力示意圖

圖2 隔水導管有限元模型

?508 mm隔水導管所用材料為K55鋼材，其楊氏模量為210 GPa，泊松比0.3，最小屈服強度為379 MPa，密度取7.85 g/cm3。在建模過程中，結合隔水導管不同部位的受力特點，設置泥線以上部分隔水導管采用可承受拉、壓、彎作用的管單元，具有水動力效應和浮力效應，而泥線以下部分隔水導管采用具有拉壓、扭轉和彎曲性能的單軸管單元，此單元不考慮流體的作用，由此建立隔水導管有限元模型如圖2所示[4]。而W油田海域海況條件如表2所示，為確保油田長期安全生產，在進行隔水導管受力分析過程中考慮采用最為苛刻的100年重現期海況條件，根據表2中相關數據，結合Morison風浪流計算模型計算得到作用力值，代入有限元模型計算得到了隔水導管的應力分布情況，結果如圖3所示。

表2 南海西部W油田海域海況數據

圖3 隔水導管應力圖(單位：Pa)

結合以上有限元模型，分析比對壁厚分別為11.13 mm、12.7 mm、14.3 mm、18 mm、20.62 mm以及25.4 mm的各類?508 mm隔水導管最大應力值，結果如表3所示，并從中優選滿足強度要求的尺寸型號。

表3 百年重現期海況下不同規格隔水導管最大應力及強度安全系數

根據Q/HS 14009-2011《海上開發井隔水導管設計和作業規范標準》，并結合表3結果可知，壁厚為14.3 mm、18 mm、20.62 mm以及25.4 mm的4種?508 mm套管強度安全系數均大于1.25，滿足現場作業要求，可以在南海西部W油田作為隔水導管使用。同時，在保證安全的前提下，為節約工程投資費用，避免管材浪費，最終遴選出適用于W油田的最優的?508 mm隔水導管壁厚為14.3 mm。

三、隔水導管縱向力學穩定性分析

隔水導管縱向力學穩定性分析旨在初步確定隔水導管入泥深度，保證其承載力滿足要求而不會發生井口下沉等風險。由于隔水導管橫截面積過小，故而海底土對其底部的支持力可以忽略不計，因此鉆井隔水導管的縱向受力主要由隔水導管上部井口載荷、自重、側壁摩擦力等三部分組成[5-6]。另一方面，插入至海底泥土中的隔水導管，由于其底部端面未與海水直接接觸，故而并不受到海水的浮力作用[7]，因此隔水導管自重按照在空氣中的重量進行考慮。綜合上述分析，可得到隔水導管最小入泥深度Hmin計算公式為：

(1)

式中:Hmin—隔水導管最小入泥深度，m；Nw—井口載荷，kN；m—隔水導管外徑，m；δ—隔水導管壁厚，m；γs—導管鋼材密度，g/cm3；L—泥面以上隔水導管長度，m；fb—隔水導管在鉆井液中的浮力系數；f—隔水導管側壁單位摩擦力，kN。

對于本研究所采用的壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導管而言，隔水導管的入泥深度主要取決于隔水導管側壁摩擦力大小。W油田新增井一開采用?660.4 mm井眼鉆進，下入?508 mm隔水導管并注水泥固井，隔水導管側壁摩擦力大小主要取決于水泥環與套管之間(第一膠結面)、水泥環與地層之間(第二膠結面)的膠結強度，兩個膠結面摩擦力大小可由式(2)及式(3)計算得到[8]：

f=0.0181ln(t)-0.0277

(2)

f′=0.0191ln(T)+0.0117

(3)

式中:f—水泥環與套管之間的單位面積摩擦力，MPa；t—水泥環與套管之間的作用時間，h；f′—水泥環與地層之間的單位面積摩擦力，MPa；T—水泥環與地層之間的作用時間，d。

根據式(2)及式(3)，并結合壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導管自重以及井口載荷，可計算得到滿足縱向力學穩定性的最小入泥深度為41 m，如圖4所示。

四、隔水導管水力學穩定性分析

隔水導管水力學穩定性分析旨在進一步優化隔水導管入泥深度，封隔薄弱地層，保證其密度窗口滿足下一開?444.5 mm井段安全作業要求，而不會發生漏失等復雜情況。在海底淺部地層中，原地應力大小關系一般為：水平最大主應力>水平最小主應力>上覆壓力，當井筒液柱壓力克服上覆壓力以及地層抗剪強度時，地層即發生破裂，引起鉆井液漏失，于是有[9]：

Pf=τ+σ

(4)

圖4 ?508 mm隔水導管承載力與入泥深度關系曲線

因此海底淺部地層破裂壓力梯度為：

(5)

式中：ρf—地層破裂壓力當量密度，g/cm3；pf—地層破裂壓力，MPa；τ—海底土抗剪強度，MPa；σ—上覆壓力，MPa；Hsoi—海底土埋深，m；Hsea—水深，m；Hwel—井口海拔高度，m。

根據式(5)，并結合W油田海域海底土質參數資料，計算求得其海底淺部地層破裂壓力曲線如圖5所示。

圖5 淺層破裂壓力與鉆井環空ECD對比

W油田二開?444.5 mm井段鉆進最大排量約為4 400 L/min，采用的鉆井液密度最大約為1.13 g/cm3，黏度PV最大為15.5 mPa·s，屈服值YP最大為12.5 Pa。結合現場實際鉆井施工參數，運用wellplan水力學分析軟件[10]，計算得到二開?444.5 mm井段鉆井作業時環空ECD曲線如圖5所示，與淺部地層破裂壓力曲線對比可知，假設隔水導管入泥41 m，地層破裂壓力小于井筒液柱當量，表層鉆井時可能會存在井漏風險，必須進一步增加隔水導管入泥深度以拓寬安全密度窗口。通過對比可知，當隔水導管入泥至少達到50 m時，地層破裂壓力方能大于井筒液柱當量，滿足水力學穩定性要求。

五、新增井表層隔水導管優化結果

南海西部W油田新增井隔水導管穩定性綜合分析結果如表4所示，綜合分析結果表明，在該海域采用鋼級K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導管能夠滿足強度要求，當其入泥深度至少達到50 m時，可以維持井口穩定并確保下一開有足夠安全密度窗口，保證現場作業安全順利。

表4 南海西部W油田表層隔水導管穩定性分析結果

六、現場應用效果

南海西部W油田前期開發井表層隔水導管尺寸為?762 mm，入泥深度45 m，受群樁效應及鄰井作業影響，表層鉆井施工時偶見漏失和井口失返等問題，甚至導致發生沉砂卡鉆等復雜情況，最終被迫采取注水泥堵漏措施，給現場安全順利作業造成極大困擾，且額外耗費了大量人力物力和鉆機時間。為保證現場作業安全和持續降本增效，結合本研究成果，新增調整井W9井設計采用了鋼級K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導管，并進一步優化隔水導管入泥深度至50 m。現場應用效果良好，施工作業過程中未見井漏、井口失返等復雜情況，而且始終保持井口穩定而未發生下沉等風險，確保了現場作業安全順利。通過優化井身結構，優選表層隔水導管尺寸規格，最終有效節約工程投資超過200萬元，縮短作業周期近3 d，降本增效成果顯著。

七、結論

(1)結合南海西部W油田海底土特征及風浪流條件，通過分析比對7種壁厚規格的管材受力情況，最終優選采用鋼級K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導管，從而簡化了W油田開發井井身結構，并同時將隔水導管入泥深度優化至50 m，有效保持了井口穩定性，并且克服了該地區表層鉆進易井漏失返的難題，為現場安全作業提供了重要技術支持，降本增效顯著。

(2)通過本研究，創新提出了橫向力學、縱向力學以及水力學“三位一體”的隔水導管穩定性綜合分析方法，為后續類似隔水導管問題提供了新的思路和參考，具有十分重要的意義。