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新型强注强采完井管柱的研究与试验
贺梦琦     
辽河油田分公司钻采工艺研究院;塔里木油田分公司油气工程研究院联合体
摘要: 地下储气库短期调峰所需注采气量过高,存在冲蚀风险,导致常规气井完井管柱难以满足储气库高气量、强注强采要求,并且注采交变应力周期变化致使多数储气库井套管带压,难以保证储气库长寿命安全注采。为此,设计了新型强注强采完井管柱及配套工具。根据不同缩径尺寸对管柱冲蚀的影响,优化井下安全阀上、下两端冲蚀流动短节内径,应用可移除封隔器配合预应力完井可以减小交变应力对封隔器上、下端卡瓦的影响。利用PIPESIM和WELLCAT等软件模拟注采气、坐封和套管试压等不同工况下封隔器的受力,管柱收缩长度及管柱整体强度,为优化工具尺寸及补偿预应力提供了理论与数据支持。新型强注强采完井管柱已在现场成功试验11井次,作业成功率100%,注气阶段各功能正常,说明注采气完井管柱设计合理,能够满足储气库强注强采及安全控制要求。
关键词: 地下储气库     注采气井     完井管柱     强注强采     变应力     安全控制    
Research and Test on New Type Forced Injection & Production Well Completion String
He Mengqi     
Drilling and Production Technology Research Institute of Liaohe Oilfield Company, CNPC; Oil and Gas Engineering Research Institute Union, Tarim Oilfield Company, CNPC
Abstract: Short-term peak regulation of underground gas storage (UGS) needs excessive gas volume for injection and production, which presents the risk of pipe erosion, making it difficult for the conventional gas well completion string to meet the requirement of high-volume gas forced injection and production. The periodic changes of alternating stress result in pressurized casing of the majority of gas storage wells, making it difficult to ensure long-life safe injection and production of underground gas storage. In view of this, a new type of forced injection and production completion string and supporting tools has been designed. According to the effect of different diameter reduction on the erosion of the string, the inner diameter of the erosion joint at the ends of the downhole safety valve has been optimized. The application of the retrievable packer with the pre-stressed completion method can reduce the effect of alternating stress on the upper and lower slips of packer. PIPESIM and WELLCAT software were used to simulate the forces on the retrievable packer, completion string length contraction and whole strength under different working conditions like injection and production, setting packer and casing pressure test, providing theory support and data for the optimization of tool size and compensated pre-stress. The new type of forced injection and production completion string has been successfully tested for 11 well times with the success rate of 100%.The normal operation of the completion string in gas injection stage indicated that the design is reasonable and could meet the requirements of forced injection and production and safety control of underground gas storage.
Key words: underground gas storage     gas injection and production well     completion string     forced injection and production     alternating stress     safety control    

0 引言

为尽快满足东北及北京地区冬季对天然气的需求,中国石油天然气集团公司加大了对东北天然气管网及地下储气库的投资建设。作为我国东北地区第1座储气库,双6储气库油藏类型为油环边底水的凝析气藏,设计的最大库容量为36.0×108 m3,要求日调峰1 500×104 m3,设计井深2 600~3 000 m,地层温度90 ℃,运行压力区间10~24 MPa,气源以干气为主,CO2质量分数0.97%。根据油藏的生产要求,双6储气库注采气井需要克服的难点如下:单井 (11月至来年3月) 采气能力为 (20~110)×104 m3/d,(4月至10月注气) 注气能力为 (48~85)×104 m3/d。

储气库在注采气期间强注强采与地层压力周期性变化对管柱载荷存在影响,注采引起的温度波动又进一步加剧了管柱的交变应力;国内第1代储气库多采用伸缩管来减缓管柱变形[1-2],但由于工具本身的寿命限制,使伸缩管又成为新的泄漏风险点;现有研究并未对井下节流位置所发生的高压气体冲蚀进行明确分析[3-4];储气库地处国家级自然保护区双台子河流域,作业安全等级要求高,注采气井井下安全控制十分重要。这些因素严重限制了储气库的单井服役寿命[5]

为弥补现有完井管柱的不足,同时满足地下储气库的“长寿、免修”要求,降低作业成本,研制了新型地下储气库注采气完井管柱,并采用软件模拟优化配套工具尺寸及管柱预应力完井,实现了安全控制及强注强采等要求,延长了管柱免修期,减小了交变应力对管柱影响,实现了套管不带压平稳安全生产。

1 强注强采完井管柱 1.1 结构

地下储气库注采气完井管柱自下而上依次为:喇叭口+测试坐落短节+打孔筛管+油管+堵塞器坐落短节+可移除式封隔器+机械循环滑套+油管+下流动短节+井下安全阀+上流动短节+油管至井口,管柱结构如图 1所示。

图 1 地下储气库强注强采完井管柱 Fig.1 Forced injection and production well completion string for underground gas storage 1—上流动短节;2—下流动短节;3—打孔筛管;4—测试坐落短节;5—堵塞器坐落短节;6—可移除式封隔器;7—循环滑套;8—井下安全阀。

该管柱创新性地优化设计了井下安全阀上、下抗冲蚀流动短节通径,并在作业过程中通过预应力完井,减小了注采交变应力对管柱的影响,进一步延长了管柱使用寿命。

1.2 工作原理 1.2.1 管柱坐封、验封

按照管柱结构图将管柱连接入井,用钢丝向油管内下入堵塞器至堵塞器坐落短节,上提油管挂,调整好封隔器位置,在井口实施分级正加压;随着压力的不断升高,封隔器上、下卡瓦按先下后上的顺序依次张开,对管柱进行锚定;继续加压至胶筒完全胀开,下放油管挂至井口,泄掉油压完成坐封。不取出堵塞器,环空反加压30 min,压力不降为合格。

1.2.2 注采气

注气时通过井口穿越管线正向加液压,井下安全阀开启,注气通道打开,通过压缩机提供注气正压向井下持续注气;平衡期井下安全阀关闭,作为采气树井下安全保障;采气时同理打开井下安全阀,利用地层能量正常生产。

1.2.3 不压井修井作业

当封隔器上部管柱出现渗漏、工具损坏或更换环空保护液时,利用钢丝工具向油管内输送堵塞器至堵塞器坐落短节,实现井下油管内关闭流动通道,再利用钢丝作业打开管柱上的循环滑套,形成油套连通,从而保证压井液的循环作业;由于可移除封隔器与上部管柱之间存在插入管密封,通过正转管柱可保证在不损坏封隔器的前提下使上部管柱与封隔器脱离,达到更换油管与井下工具的目的。整个作业过程压井液与地层隔离,无需压井,不伤害储层。

1.3 工艺特点

坐封过程中新型强注强采完井管柱采用预应力完井,具有锚定补偿功能,在高强度注采气过程中可有效防止管柱的蠕动变形,延长管柱寿命;并且在完井管柱中设计井下安全阀可保证发生意外时的紧急关井,保证了储气库的长期安全;采用可移除式封隔器、钢丝作业滑套与堵塞器坐落短节,为不压井修井提供了安全的作业基础,进一步保证了注采气井的长寿命。

2 配套工具

为满足储气库注采气井的强注强采、修井作业及安全控制的要求,设计了液压式井下安全阀总成、可移除式封隔器和堵塞器坐落短节等配套工具。

2.1 液压式井下安全阀总成

井下安全阀是确保注采气井安全生产的重要设备,在井口以下80~120 m,由液控管线、安全阀本体、上流动短节和下流动短节等组成,具体结构如图 2所示。安全阀阀板一般处于关闭状态,通过液压作用,压缩阀体内弹簧使阀板开启,保证气井正常生产,失去液压作用时阀板自动关闭,起到安全控制的作用。由于功能设计限制,安全阀总是完井管柱内的最小缩径位置,若发生冲蚀伤害,则将使井下安全控制形同虚设并导致新的安全隐患,因此设计上、下流动短节代替井下安全阀优先承受冲蚀,延长安全阀使用寿命。

图 2 液压式井下安全阀总成 Fig.2 Hydraulic downhole safety valve assembly

2.2 可移除式封隔器

为降低修井作业安全风险,设计了可移除式封隔器。该封隔器代替第1代储气库使用的永久式封隔器,同样采用液压坐封,具体结构如图 3所示。

图 3 可移除式封隔器 Fig.3 Retrievable packer 1—插入式密封接头;2—上卡瓦;3—胶筒;4—下卡瓦。

当更换封隔器上部管柱作业时,利用钢丝向油管内输送堵塞器至堵塞器坐落短节,关闭井下油管内流动通道,通过正转封隔器上部管柱连同插入式密封管与封隔器本体分离,更换工具后下管柱,直接将带有马牙扣的插入管回插至封隔器本体即可。当更换封隔器下部管柱时,解封无需磨铣封隔器上卡瓦,下入打捞工具剪断封隔器内的限位销钉,卡瓦将自动收回,降低了正常磨铣卡瓦所造成的套管磨漏安全风险。

2.3 主要技术参数

井下安全阀与封隔器等主要工具技术参数如表 1所示。

表 1 主要技术参数 Table 1 Main technical parameters
工具名称 外径/mm 内径/mm 长度/mm 耐温/℃ 耐压/MPa
井下安全阀 151.5 96.8 1 812 150 51
上、下流动短节 124.7 96.8 900 150
可移除式封隔器 149.5 98.5 3 298 150 51

3 完井管柱抗冲蚀与受力分析

完井管柱在强注强采以及坐封试压等过程中所面临的冲蚀和受力情况复杂,一旦尺寸或力学设计不合理将可能导致渗漏、冲蚀或井下工具损坏事故,进而对储气库安全造成威胁,因此从以下2个方面对注采气完井管柱进行分析。

双6储气库双6XX井是该平台水平段最长 (620 m) 的一口水平井,井身A点斜深2 438 m,垂深2 351 m;B点斜深为3 058 m,垂深2 408 m。入井油管及套管参数如表 2所示。

表 2 油套管参数 Table 2 Production casing and tubing parameters
类型 外径/mm 顶深/m 底深/m 钢级 壁厚/mm 线质量/(kg·m-1)
套管 508.0 0.00 55.96 J55 12.70 155.13
套管 339.7 0.00 1 216.23 N80 10.92 88.55
套管 244.5 0.00 2 512.79 N80 10.36 43.16
套管 177.8 0.00 2 495.03 N80+L80-3Cr 9.19 38.21
筛管 168.3 2 495.03 2 997.36 L80-3Cr 10.59 41.18
油管 114.3 0.00 2 536.00 L80-13Cr 6.88 18.23

3.1 防冲蚀流动短节尺寸优化

由于强注强采,所以高压高速气体粒子对管柱缩径位置产生冲蚀影响[6-7]。根据注采气管柱设计特点可知,其最大缩径工具为井下安全阀。为保证储气库安全,要求在配产 (注) 范围内,气体不应对安全阀工具产生冲蚀作用,因此需对防冲蚀流动短节进行优化模拟。

采用PIPESIM软件模拟注采气4个阶段井筒内压力及冲蚀速率比,结果如图 4所示。从图可见,注气期间下流动短节冲蚀速率比较高,当短节内径d不大于井下安全阀内径时,短节比安全阀冲蚀速率比高,处于保护安全阀状态,若发生冲蚀,则下流动短节先损坏;采气期间规律与注气期类似,不同的是上冲蚀流动短节冲蚀速率比较高;流体流动方向的第2个流动短节更容易发生冲蚀,模拟结果符合节流冲蚀规律,且当采气初期 (11月至来年1月) 用气高峰时冲蚀速率比较高,高气产量将是发生冲蚀的主要原因,仅当工具及短节内径均大于96 mm时才不发生冲蚀。

图 4 注采气期间井筒压力预测及冲蚀速率比 Fig.4 Prediction of wellbore pressure and erosion rate during gas injection and production

由以上分析可知:设计井下流动短节内径等于井下安全阀内径,并加大短节壁厚至13.95 mm,这样可延长短节寿命。此外,对于高压气井,要实现长期安全生产,应考虑来气组分CO2化学腐蚀会加速冲蚀[8-9],因此管柱的材质推荐采用抗腐蚀能力较强的13Cr[10]

3.2 管柱受力分析

储气库注采气坐封和验封过程中,管柱受力情况极为复杂,影响因素也较多。管柱自重将对管柱产生轴向拉力;在注采气期间充满高压气体,高压气体在高速流动过程中将对管壁产生摩擦力[11];坐封、验封及注采气期间管柱内、外充满高压流体,管柱内、外压力不平衡将导致管柱膨胀变形[12];作业及注采气期间井筒与地层、流体温度之间的差异将导致管柱变形[13]。在各种力的综合作用下管柱将产生胡克效应、螺旋弯曲效应、压力活塞效应及温度效应。为此,笔者采用WELLCAT软件对不同工况下的管柱进行受力分析模拟。该区块注气过程中设计的油管验封压力12 MPa,环空验封压力10 MPa,井口最大注气压力24 MPa,注气井口温度30 ℃,采气井口温度50 ℃,作业时入井流体温度20 ℃。

3.2.1 注气末期封隔器受力

计算各种工况下封隔器的受力[14-15]对管柱设计及封隔器选型和完井作业具有重要的指导作用。注采气时,温度效应和膨胀效应会引起封隔器与井口油管挂之间管柱收缩,由于管柱两端固定,即使较小的收缩变形也可转化为较大的轴向力,从而使管柱产生等量反变形的胡克效应,封隔器坐封会形成较大的膨径效应力。为了防止完井管柱受损,同时不增加伸缩管补偿工具,需进行预应力完井以补偿管柱收缩。注气末期补偿前、后封隔器受力示意图如图 5所示。

图 5 封隔器受力示意图 Fig.5 Forces on packer

由模拟结果可知:在增加预应力补偿后注气末期,封隔器上卡瓦受力从272.0 kN降至28.3 kN,封隔器上提力降低240.0 kN,各种工况下封隔器整体受力降幅达40%以上。这说明预应力完井可保证管柱安全有效,满足不同复杂工况的生产需求。

3.2.2 注采气等不同工况时管柱强度校核

注采气和坐封等作业时各种效应所产生的力一般用三轴应力表示。以Hencky-Mises的应变能量理论为基础[16],若三轴应力超过了油管的屈服强度将发生屈服失效,利用WELLCAT软件绘制出油管强度校核的三轴应力椭圆,若载荷在设计区域内,则说明管柱设计满足要求。模拟结果见图 6

图 6 管柱强度校核结果 Fig.6 Stress check results of completion string

图 6可看出,各种工况下管柱所受载荷均在设计区域内;井口安全系数较小,但均大于设定安全系数,说明管柱设计安全可靠。

4 现场试验

截至2016年6月,已在双6储气库11口井顺利下入完井管柱,管串上的循环滑套和安全阀等工具开关顺利,各项试压指标合格,施工成功率100%,累计注气超过1×109 m3,成功实现了储气库注采气完井管柱的各项功能。

双6-H XX井是双6储气库2号平台的一口水平井,该井位于构造中部,井深3 058 m,水平段长约600 m,油层温度90 ℃,于2014年1月进行下完井管柱作业,投堵塞器和封隔器坐封后,油管正加压12 MPa,30 min压力不降,说明封隔器密封良好;环空试压10 MPa,30 min压力不降;顶替保护液关闭循环滑套后,正加压10 MPa,10 min压力不降,说明循环滑套开关顺利且密封良好;安全阀液控管线承压35 MPa后放压至0 MPa,井口无压力,说明安全阀关闭顺利,完全密封。

该井于2014年6月开展垫底气注气,初期日注气量为21.4×104 m3,之后迅速升至45.4×104 m3,并达到目前日平均注气量 (86.6~100.3)×104 m3,注气期间井下工具无故障运行,油套压力与注气量曲线如图 7所示。从图可见,随注气量稳定,井口压力缓慢升高至15 MPa左右,套压为1.2~1.8 MPa,与软件预测趋势基本一致,且套管内无烃类气体,说明管柱密封性很好,进而验证了完井管柱的可靠性。

图 7 注气时油套压力与注气量曲线 Fig.7 Casing and tubing pressure and gas injection rate during gas injection

5 结论

(1) 储气库注采气完井管柱施工作业功能强,可实现不动管柱循环压井、自动关井和不压井作业,减轻了压井对地层造成的污染,并且有效减小了冲蚀及交变应力对管柱的影响。

(2) 注气期间下流动短节冲蚀速率比较高,采气期间上流动短节冲蚀速率比较高,流动短节比安全阀先发生冲蚀,因此流动短节可保护井下安全阀。

(3) 根据软件模拟结果对管柱作业方式进行优化,采用预应力完井后,管柱强度完全满足该区块注采气、坐封及修井作业等需求,保证了气井的长寿命。

(4) 现场试验结果表明:多功能完井管柱各项指标均达到设计要求,施工成功率100%,节约了修井作业成本,满足强注强采要求,为高危地区实施注采气井提供了安全保障。

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贺梦琦
He Mengqi
新型强注强采完井管柱的研究与试验
Research and Test on New Type Forced Injection & Production Well Completion String
石油机械, 2017, 45(5): 73-78
China Petroleum Machinery, 2017, 45(5): 73-78.
http://dx.doi.org/10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2017.05.014

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收稿日期: 2016-12-06

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