海上超深大位移氣井生產管柱設計與應用

劉春苗

中海油能源發展股份有限公司 上海工程技術分公司（上海 200335）

隨著海上油氣田開發程度的加深，超深大位移氣井逐漸增多[1-2]。海上超深大位移氣井具有井深大、水平位移大、井斜大等特點，生產管柱具有超深的特點，比常規井具有更高的壓降摩阻損失、攜液難度和起下鉆摩阻，在油管設計上需要重點考慮。而在功能設計上，因為井斜大無法采用常規手段實現油管試壓和封隔器的坐封，需要采用其他的方法。X-1 井完鉆井深6 866.00 m，垂深3 155.98 m，水平位移5 350.49 m，水垂比1.7，屬于“S”形井身剖面，最大井斜為77.81°，井斜超過60°的大斜度井段長達 4 525 m(1 500~6 025 m)，2 257~4 213 m 為井斜77°以上井段，后降斜至39.64°，為海上一口典型的超深大位移氣井[3-4]。以下將以該井為例，形成一套超深大位移氣井生產管柱設計方法。

1 超深大位移氣井生產管柱設計原則

1）油管尺寸合理。生產管柱壓降摩阻損失相對較小，能夠最大程度利用地層能量以獲得合理的產量，具有較強的攜液能力，能保持較長的穩產期，避免出現沖蝕現象[5-7]。

2）生產管柱強度應滿足各項工況下的強度安全系數要求[7]。

3）應滿足完整性要求。生產管柱包括生產封隔器、油管、井下安全閥等為第一道安全屏障的重要組成部分，需滿足井筒完整性要求[7-9]。

4）應滿足油藏要求[7]。油藏要求包括采用合采管柱、下入氣舉閥等。

5）應遵循安全、簡單、經濟、有效的原則[7]。

2 油管選擇

油管的選擇主要包括對尺寸、鋼級、壁厚的選擇等內容，根據配產情況和經驗法初選幾種油管尺寸，通過節點系統分析方法進行敏感性分析，選擇一種或兩種最優的油管尺寸，結合生產管柱下入能力模擬推薦油管尺寸和鋼級或油管組合，通過強度校核確定油管選擇結果。

2.1 油管尺寸敏感性分析

2.1.1 油管尺寸初選

X-1井配產周期為12年，初期配產10×104m3/d。參考《海洋完井手冊》氣井最大產量表[7]（表1），初步選擇114.3 mm、88.9 mm、73.03 mm、60.33 mm等4種油管尺寸，利用wellflo節點系統分析軟件，進行壓降摩阻損失、攜液能力、沖蝕能力等敏感性分析，計算結果如圖1~圖3所示。

表1 《海洋完井手冊》氣井最大產量

2.1.2 管柱壓降摩阻損失

由圖1 可知，油管尺寸越小，壓降摩阻損失越大。88.9 mm 油管與114.3 mm 油管相差不大，最大差值為0.6 MPa。73.03 mm 油管與88.9 mm 油管相差稍大，最大差值為1.7 MPa。60.33 mm 油管壓降摩阻損失最大，有5 年因摩阻過大而不能自噴。因此，60.33 mm油管不合理。

圖1 X-1井壓降摩阻損失預測曲線

2.1.3 管柱攜液能力分析

由圖2 可知，采用114.3 mm 油管在整個配產年限內均積液，采用73.03 mm 油管或88.9 mm 油管在整個配產年限內均不積液，73.03 mm油管臨界攜液流量明顯小于88.9 mm 油管。因此，114.3 mm 油管不合理。

圖2 X-1井臨界攜液流量曲線

2.1.4 管柱沖蝕能力分析

由圖 3 可知，采用 73.03 mm 油管或 88.9 mm 油管在整個配產年限內均不存在沖蝕現象，88.9 mm油管沖蝕比略小于60.33 mm油管。

圖3 X-1井沖蝕比曲線

2.1.5 油管尺寸選擇結果

根據油管尺寸敏感性分析，60.33 mm 和114.3 mm油管均不合理，73.03 mm與88.9 mm油管均比較合理。73.03 mm與88.9 mm油管的壓降摩阻損失相差不大，88.9 mm 油管的壓降摩阻損失稍小。73.03 mm與88.9 mm油管在整個配產年限內均不積液，但73.03 mm油管在攜液能力方面明顯優于88.9 mm油管，推薦優先選擇73.03 mm油管，次要選擇88.9 mm油管。

2.2 強度安全系數選擇

根據《海洋完井手冊》和相關標準[10-11]，海上常規井抗外擠強度安全系數取1.125，抗內壓強度安全系數取1.10，抗拉強度安全系數取1.6，三軸復合強度安全系數取1.25。由于超深大位移氣井管柱具有超深的特點，上提下放較為困難，故需優先考慮抗拉強度安全系數。《海洋完井手冊》推薦抗拉強度安全系數取1.6~1.8，對于深井、超深井、大位移井等復雜井況的井推薦取高值[7]。但筆者認為在計算生產管柱抗拉強度安全系數時，摩阻系數取值已經比較保守，故抗拉強度安全系數仍取1.6。

2.3 下入能力分析

2.3.1 摩阻系數選擇

根據所在海域經驗，套管內鉆柱摩阻系數平均為0.27 左右，生產管柱尺寸較小，理論上摩阻系數應小于此值。根據海上多口大位移井的反演情況，生產管柱起下鉆反演摩阻系數為0.10~0.23。保守考慮，選擇生產管柱最大摩阻系數0.27進行下入能力模擬。

2.3.2 抗拉強度分析

采用landmark 軟件中的wellplan 模塊對73.03 mm油管下入能力進行分析，結果如圖4所示。全部采用73.03 mm 6.4ppf L80 油管不滿足抗拉強度要求，且下放懸重較小，僅為120 kN左右，處理復雜情況的能力較弱，應提高上部油管的鋼級或尺寸，同時考慮到油管試壓需要采用多個坐落接頭進行級差設計，因此推薦采用88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合。

圖4 73.03 mm油管上提和下放懸重曲線

2.3.3 油管組合方案優化

針對88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合方案，根據88.9 mm 油管的長度進行敏感性分析，結果如圖5~圖7所示。由圖5和圖6可知，88.9 mm油管長度應大于500 m，小于4 000 m。由圖7可知，在小于4 000 m的情況下，88.9 mm油管長度在2 000~3 000 m 時下放懸重最大，為160 kN 左右。綜合考慮88.9 mm 油管與73.03 mm 油管受力均衡，推薦88.9 mm油管長度為3 000 m，73.03 mm 油管長度為3 600 m。組合油管上提和下放懸重曲線如圖8 所示，組合油管滿足順利起下鉆的要求。

圖5 88.9 mm油管頂部受拉力曲線

圖6 73.03 mm油管頂部受拉力曲線

圖7 生產管柱下放懸重曲線

圖8 組合油管上提和下放懸重曲線

2.4 強度校核

根據X-1井情況設定強度校核工況如下。

1）初始工況：油管及油套環空中充滿密度為1.13 g/cm3完井液；

2）油管試壓：油管試壓5 000 psi（非標單位：1psi=6.895 kPa）；

3）過提工況：管柱過提200 kN；

4）封隔器坐封：油管內打壓4 000 psi；

5）封隔器驗封：環空打壓2 000 psi；

6）油井正常生產：選取最高配產進行計算；

7）油井關井：按照關井壓力進行計算；

8）油管全掏空：油管內流體全部泄漏。

采用landmark 軟件中的wellcat 模塊對生產管柱進行強度校核，結果如圖9所示，強度安全系數見表2，生產管柱在各工況下均滿足強度安全系數的要求。

圖9 生產管柱強度校核結果

表2 油管強度校核強度安全系數表

3 井下工具及功能設計

3.1 生產封隔器選擇及坐封設計

為滿足完整性要求，生產封隔器選用ISO 14310 V0 級永久式封隔器。X-1 井井斜較大，井深1 430 m 處井斜達到 55°，井深 1 500 m 處達到 60°，2 257~4 213 m 為井斜77°以上井段，生產封隔器設計下深4 600 m，采用鋼絲作業投堵打壓的常規手段無法實現坐封。設計采用剪切球座投不可溶球打壓坐封為主要手段，采用固定球座投可溶球打壓坐封為備用手段，解決坐封難題。

3.2 油管試壓設計

X-1 井井斜較大，采用一個試壓坐落接頭的常規方法無法實現生產封隔器以上的油管試壓。在當時不具備油管內封隔器的情況下，巧妙地設計4個不同尺寸的坐落接頭進行分段試壓，鋼絲作業最大下深為1 145 m@35.17°，將高難度的鋼絲作業分解為常規難度的鋼絲作業，解決油管試壓難題。

3.3 其他設計

1）根據安全要求，設計下入井下安全閥，采用液動控制，具有自動關斷功能。

2）根據油藏要求，下入氣舉閥，用于前期誘噴返排和后期排液采氣。

3）油管及井下工具扣型均選擇氣密封螺紋，采用13Cr防腐材質。

4）由于生產管柱過尾管掛，引鞋應具備通過尾管掛的功能，設計采用自動導向引鞋，引鞋倒角遇阻自動旋轉。

4 應用情況

4.1 應用情況簡述

X-1井生產管柱實際下深為6 582 m，現場作業按照管柱設計順利下入到位，用時50.5 h，中間對油管試壓6次，均試壓合格，采用投鋼球至剪切球座打壓的方式順利坐封生產封隔器，并順利剪切球座。X-1 井投產后生產情況良好，油套環空壓力接近0且保持穩定，井筒完整性良好。

4.2 生產管柱圖

圖10 為結合了井斜情況的實際生產管柱結構示意圖，井下工具較多，包括井下安全閥、3 級氣舉閥、4 個坐落接頭、生產封隔器、扶正器、固定球座、剪切球座和自動導向引鞋等。

圖10 實際生產管柱結構示意圖

4.3 摩阻系數反演

根據生產管柱下入懸重錄井數據進行摩阻系數反演，結果如圖11 所示，下放摩阻系數為0.08~0.16，平均為0.12左右，上提懸重僅在下放到位時測得一個值，反演上提摩阻為0.14左右。

圖11 X-1井生產管柱下入摩阻系數反演曲線

5 結論及建議

1）超深大位移氣井油管的選擇，不僅要考慮壓降摩阻損失、攜液能力、沖蝕能力，還要綜合考慮下入能力、管柱強度、功能設計等，作為氣井應優先考慮攜液能力，但作為超深大位移井應優先考慮管柱抗拉強度安全系數，同時需要綜合考慮功能設計，推薦X-1 井采用88.9 mm 油管與73.03 mm 油管組合，88.9 mm油管長度為3 000 m。

2）X-1井生產管柱采用4個不同尺寸的坐落接頭對油管進行分段試壓，解決了油管試壓難題，但管柱具有較多的井下工具，不符合管柱簡單性原則，建議后續大位移井減少或取消試壓用坐落接頭以簡化管柱。X-1井采用剪切球座投不可溶球打壓坐封為主要手段，采用固定球座投可溶球打壓坐封為備用手段，解決坐封的難題。

3）X-1井生產管柱下入順利，生產情況良好，井筒完整性良好。反演下入摩阻系數為0.08~0.16，小于設計階段的摩阻系數取值0.12~0.27，證明在設計階段摩阻系數取值保守，抗拉強度安全系數取值1.6合理。大位移井生產管柱抗拉強度安全系數的選擇需綜合考慮摩阻系數取值，若摩阻系數取值保守，抗拉強度安全系數取1.6即可。

4）生產管柱設計分為油管選擇和井下工具及功能設計，以海上一口典型超深大位移氣井為例，形成了一套超深大位移氣井生產管柱設計方法，為海上大位移氣井設計提供參考和借鑒。