水泥返高對深水高溫高壓井井口抬升高度的影響

鄭雙進 程霖 謝仁軍 黃志強 武治強 錢肖峰

1. 長江大學石油工程學院；2. 中海油研究總院有限責任公司

在深水高溫高壓井開發過程中，由于地層高溫流體對井筒內油套管以及環空密閉空間流體加熱，致使井口抬升，容易導致井口螺栓失效、井口管線損壞等安全問題［1］，如墨西哥灣Marlin油田A-2井由于生產過程中的環空壓力過高導致投產數小時后套管和油管破裂變形［2］，南海某氣井由于溫度效應導致采油樹法蘭拉脫從而造成天然氣泄漏等事故。因此，開展水泥返高對深水高溫高壓井井口抬升的影響研究十分重要。早在1986年，Klementich、Aasen、McSpadden等人就通過對完井及生產階段套管載荷分析，建立了單管柱和多管柱井口抬升高度預測模型［3-5］；Liang研究了通過優化水泥返深來控制井口抬升的方法［6］；國內李軍［7］、林元華［8］、張智［9］、王宴濱［10］、盧亞鋒［11］、董鐵軍［12］、徐剛［13］、龔寧［14］、張琦［15］、何軼果［16］、熊浩［1］、朱達江［2］、石小磊［17］等人考慮溫差效應產生的熱應力、環空熱膨脹壓力等因素建立了井口抬升高度預測模型，預測手段主要為理論數值計算、WellCat軟件計算和有限元分析。調研發現，目前關于井口抬升預測方面的理論模型未考慮水泥環膠結強度的束縛影響，且未見水泥環膠結條件下開展井口抬升模擬實驗的相關報道。

筆者考慮水泥環膠結強度影響，建立了井口抬升高度計算模型，基于自主研制的高溫高壓井口抬升模擬實驗裝置，開展了雙層管柱不同水泥返高及多層管柱耦合且固井條件下的井口抬升模擬實驗，得到了水泥石膠結對管柱伸長量的影響規律。分析表明本文建立的井口抬升計算模型可用于描述深水高溫高壓井井口抬升問題，為現場預測井口抬升高度和優化水泥返高提供技術參考。

1 井口抬升計算模型

1.1 單層套管井口抬升預測方法

假設深水高溫高壓井生產時自由段套管某段的溫度由T0i(H)升高至Ti(H)，溫度效應所致的單層套管軸向抬升量計算公式［18］為

式中，ΔLi為溫度場引起的單層套管軸向抬升量，m；Li為第i層套管自由段長度，m；αc為套管鋼材線膨脹系數，一般可取12.1×10-6；Ti(H)為第i層套管在H處生產過程中的溫度，℃；T0i(H)為第i層套管在H處的初始溫度，℃。

1.2 多層套管井口抬升預測方法

井口抬升高度受溫度變化、自由段套管質量、油壓、套壓、包括井口裝置在內的其他設備及固井段水泥環膠結等因素的影響。針對多層套管組成的井口，假設油氣井生產一定時間后各層套管自由段長度不再增加，各層套管在井口連接在一起組成多管柱耦合系統，其受力分析如圖1所示。

圖1 多管柱系統受力分析圖Fig. 1 Stress analysis diagram of multi-string system

多管柱系統剛度Kz=ΣKi。各層套管自由段的剛度Ki為［17］

溫度變化導致井口抬升高度ΔLt為

其中

自由段套管重力導致井口抬升的高度ΔLm為

油壓和套壓導致井口抬升的高度ΔLe為

包括井口裝置在內的其他設備導致井口抬升高度ΔLw為

固井段水泥環膠結導致井口抬升高度ΔLc為

則井口裝置的抬升高度為

式中，Ki為第i層套管剛度，N/m；Ei為第i層套管的彈性模量，Pa；Ai為第i層套管壁橫截面積，m2；εi為第i層套管熱應變，無因次；αi為第i層套管線性熱膨脹系數，℃-1；ΔTi,j為第i層套管第j段的溫度變化值，℃；Li,j為第i層套管第j段的分段長度，m；Ft為多管柱系統受約束而產生的熱載荷，N；qi為第i層套管的線重，N/m；rti為油管內徑，m；rto為油管外徑，m；rc為套管外徑，m；pt為油壓，Pa；pc為套壓，Pa；Wh為井口裝置等設備的重力，N；Pn為水泥環內界面膠結強度，Pa；Sn為水泥環內界面膠結面積，m2；Pw為水泥環外界面膠結強度，Pa；Sw為水泥環外界面膠結面積，m2。

人力資源管理信息系統是伴隨著人力資源管理發展到一定階段所產生的，它的出現代表著人力資源管理工作達到了一個更高的層次，這對人力資源管理從業者提出了更高的要求。因此，公司不僅要加強現代人力資源管理理論培訓，還要加強信息技術培訓，提升人力資源管理從業者信息技術應用水平，打造復合型人力資源管理團隊，從而推動人力資源管理信息化建設，并以此為契機，推動企業整體信息化水平的提升。

2 井口抬升模擬實驗

2.1 高溫高壓井井口抬升模擬實驗裝置

基于實驗需求設計了一套高溫高壓井井口抬升模擬實驗裝置，如圖2所示。本裝置運用?244.5 mm-?177.8 mm-?114.3 mm-?73 mm管柱模擬構成A、B、C環空，其中?73 mm管柱長4.0 m，?114.3 mm管柱長3.5 m，?177.8 mm管柱長3.0 m，?244.5 mm管柱長2.5 m。?73 mm管內注滿導熱油，A、B、C環空均注入有不同密度的鹽水以模擬環空保護液。裝置底部和頂部均焊接為一體，并保證裝置的整體強度、剛度和密封性。?73 mm管內加熱棒長度為2.5 m，加熱功率4 kW，控溫精度±1.0 ℃，管柱伸長測量精度0.001 mm。

本文重點研究水泥返高對深水高溫高壓井井口抬升高度的影響，依托上述實驗裝置開展了水泥返高50%及100%條件下的雙層管柱伸長模擬實驗，以及多層管柱耦合且固井條件下的井口抬升模擬實驗，對比筆者開展的多層管柱自由伸長模擬實驗以及多層管柱耦合不固井條件下的井口抬升模擬實驗［18-19］，獲得了固井水泥膠結對井口抬升高度的影響規律。

圖2 深水高溫高壓井井口抬升模擬實驗裝置結構示意圖Fig. 2 Schematic structure of simulation experimental device of wellhead uplift of deepwater high temperature and high pressure well

2.2 水泥返高50%條件下的雙層管柱伸長模擬實驗

?73 mm管柱和?114.3 mm管柱構成雙層管柱環空，水泥漿充填50%，水泥面以上充滿密度1.03 g/cm3的鹽水，?73 mm管內充滿導熱油，測量45～150 ℃條件下的管柱伸長量，溫度每升高20 ℃測試一次。實驗模型如圖3所示，管柱伸長量實驗數據見表1。

圖3 雙層管柱水泥漿返高50%實驗模型Fig. 3 Experimental model of double-layer string with 50%cement top

從表1可看出，管柱伸長量隨溫度升高而變大，?73 mm管柱伸長量增長高于?114.3 mm管柱。?73 mm管柱管內溫度上升較快，150 ℃穩定1.5 h后的伸長量為4.797 mm；依托該實驗裝置測試套管自由伸長狀態下的?73 mm管柱井口抬升高度為5.246 mm［19］，本實驗相比自由伸長狀態下的井口抬升高度降低了約20%(0.449 mm)。?114.3 mm管柱由于受水泥石傳熱的影響，溫度上升較慢，伸長量較小，150 ℃穩定1.5 h后的伸長量為3.871 mm；依托該實驗裝置測試套管自由伸長狀態下的?114.3 mm管柱井口抬升高度為4.123 mm［19］，本實驗相比自由伸長狀態下的井口抬升高度降低了約

22.4%(0.252 mm)。

表1 水泥返高50%條件下的雙層管柱伸長模擬實驗數據Table 1 Simulation experimental data of double-layer string elongation under the condition with 50% cement top

2.3 水泥返高100%條件下的雙層管柱伸長模擬實驗

?73 mm管柱和?114.3 mm管柱構成雙層管柱環空，環空水泥漿充填100%，?73 mm管內充滿導熱油，測量45～150 ℃條件下的管柱伸長量，溫度每升高20 ℃測試一次。實驗模型如圖4所示，管柱伸長量實驗數據見表2。

圖4 雙層管柱水泥漿返高50%實驗模型Fig. 4 Experimental model of double-layer string with 50%cement top

表2 水泥返高100%條件下的雙層管柱伸長模擬實驗數據Table 2 Simulation experimental data of double-layer string elongation under the condition with 100% cement top

2.4 多層管柱耦合且固井條件下的井口抬升模擬實驗

相比多層管柱耦合不固井條件下的井口抬升模擬實驗［19］，本實驗模型在?177.8 mm管柱外增加了一層?244.5 mm管柱。A環空充滿密度1.03 g/cm3的鹽水后封閉，B環空水泥返深50%，水泥面以上環空充滿密度1.30 g/cm3的鹽水后封閉，C環空水泥返深100%，?73 mm管內充滿導熱油，測量45～150 ℃條件下的管柱伸長量，溫度每升高20 ℃測試一次。實驗模型如圖5所示，管柱伸長量實驗數據見表3。

從表3可看出，在多層管柱耦合固井條件下，由于B環空和C環空部分管柱受到了水泥環的膠結作用，整體伸長量都受到了影響。?73 mm管柱150 ℃穩定1.5 h后的伸長量為4.280 mm，相比筆者在多層管柱耦合不固井條件下測試的?73 mm管柱伸長量5.143 mm［19］，降低了16.8%；?177.8 mm管柱150 ℃穩定1.5 h后的伸長量為2.572 mm，相比不固井條件下測試的?177.8 mm管柱伸長量4.044 mm［19］，降低了36.4%；?114.3 mm管柱150 ℃穩定1.5 h后的伸長量為2.867 mm，相比不固井條件下測試的?114.3 mm管柱伸長量4.558 mm［19］，降低了37.0%。

圖5 多層管柱耦合固井條件下的井口抬升模擬實驗模型Fig. 5 Simulation experimental model of wellhead uplift under the condition of multi-layer string coupling cementing

3 模擬實驗與模型計算結果對比

基于筆者開展的多層管柱自由伸長模擬實驗發現，管柱的線膨脹系數在(10～20) ×10-6/℃之間［19］，結合實測線膨脹系數，運用1.2部分所建立的井口抬升量計算模型，針對圖5所示的實驗模型和實驗方案開展了井口抬升量計算，計算模型考慮多層管柱耦合受熱應力、圈閉壓力和水泥環膠結對管柱伸長的影響，此外采用相同的水泥漿體系配方開展了水泥環膠結強度測試，膠結強度平均值為2.35 MPa。管柱伸長量計算數據與模擬實驗數據對比見圖6。相比實驗數據，基于模型計算的管柱伸長量平均誤差6.05%，可以滿足工程計算需要。

表3 多層管柱耦合固井條件下的井口抬升模擬實驗數據Table 3 Simulation experimental data of wellhead uplift under the condition of multi-layer string coupling cementing

圖6 多層管柱耦合固井條件下井口抬升量計算與實驗數據對比Fig. 6 Comparison between calculated wellhead uplift and experimental data under the condition of multi-layer string coupling cementing

4 結論

(1)固井水泥環的膠結能力對管柱伸長具有不可忽視的影響，相比水泥返高50%工況，雙層管柱水泥返高100%條件下管柱伸長量明顯降低，相比多層管柱耦合非固井工況，固井條件下的井口抬升模擬實驗管柱最大伸長量可降低36.5%左右。

(2)本文所建立的井口抬升計算模型與模擬實驗相比誤差小于10%，可用于預測實際井口抬升高度。為了降低井口抬升高度，采用低線膨脹系數管材，適當增加水泥返高以及提高水泥環膠結強度有助于降低井口抬升高度，促進深水高溫高壓井井口完整性。