0 引言
井口抬升是指生产井在生产过程中井口装置和采油树整体垂向移位抬升的现象[1-2]。井口抬升现象危害十分严重[3-4]，影响油井正常生产寿命和产量，甚至导致油气井关停，增加补救复产成本[5-6]，同时对于井控风险极大。自2016年2月28日发现H1井井口出现抬升现象以后，及时采取调频降频措施，降低日产量，但现场检查采油树仍没有回落至原位，已于2月29日关停。因此，针对H1井亟需进行井口抬升原因分析，明确复产方案，尽快恢复投产。笔者采用WellCat软件建立了井口抬升分析模型，基于井筒温度剖面和自由套管热载荷伸长量模拟计算抬升量，并针对性提出复产措施，研究结果可为类似海上油田生产井，尤其是稠油热采井井口抬升原因分析提供参考。
1 H1井井口抬升现象2016年2月28日，在对渤中34油田例行巡检时，发现H1井井口装置及采油树发生垂向位移。井口整体上升3 cm(见图 1)，与隔水套管脱离。采油树上升导致ø339.73 mm(13 ⅜ in)套管四通阀门顶在采油树围堰下沿后弯曲形变，与采油树连接的生产管线被拉伸形变，如图 2所示。
|
| 图 1 H1井井口抬升图 Fig.1 Wellhead rising diagram of Well H1 |
|
| 图 2 H1井采油树整体抬升3 cm Fig.2 The entire Christmas tree of Well H1 rised 3 cm |
发现井口抬升现象后，分析生产数据发现，2016年2月25日该井产量出现大幅上升，产液量由200 m3/d上升至260 m3/d，产气量由1.7×104 m3/d上升至4.0×104 m3/d，井底温度120 ℃，井口温度保持在70 ℃。初步判断该井产量上升导致油层套管受热膨胀，垂向伸展，将井口装置及采油树顶起，导致采油树发生位移抬升。
随后立即采取措施，电潜泵频率由45 Hz下调至35 Hz，产液量由260 m3/d下降至135 m3/d，产气量由4.0×104 m3/d下降至2.8×104 m3/d，井口温度下降至63 ℃，现场检查采油树无回落现象。2016年3月2日井口温度27.7 ℃，采油树已回坐到隔水导管，移位管线没有完全恢复原位，套管四通阀前的短节已变形；油嘴后第1个弯头漆皮龟裂；ø339.73 mm套管内无压力显示。现场将套管四通阀门采油树围堰下沿切除。
随即手动关井，关井前油压1.4 MPa，套压1.7 MPa；井口温度30.4 ℃，井底流压15.3 MPa，井底温度112.3 ℃。该井已关停，亟需进一步分析井口抬升原因，给出复产方案。
2 H1井概况 2.1 井身结构及固井情况H1井是位于渤中34油田的一口开发井。该井所在平台属于无人平台，完钻井深4 256 m，采用四开井身结构，完钻层位是沙河街三段，考虑防腐要求，储层段采用3Cr-L80的ø177.80 mm(7 in)尾管封固，如表 1所示。
| 井眼/(mm×m) | 套管/(mm×m) | 钢级 | 水泥返深/m | 备注 |
| ø660.40×320 | ø508.00×304 | J-55 | 13 | 表层套管 |
| ø444.50×1 732 | ø339.73×1 729 | N80 | 204 | 技术套管 |
| ø311.15×3 507 | ø244.48×3 502 | 3Cr-L80 | 2 209 | 技术套管 |
| ø215.90×4 256 | ø177.80×4 051 | 3Cr-L80 | 3 125 | 生产尾管 |
H1井的ø339.73 mm技术套管采用单级单封固井工艺，水泥封固204~1 729 m，自由段长204 m；ø244.48 mm技术套管采用单级固井，根据CBL固井质量测井结果，水泥封固2 209~3 502 m，自由套管长2 209 m；四开采用ø177.80 mm尾管悬挂固井，全井段封固3 126~4 051 m。2014年1月21日已经在ø244.48 mm套管内挤入水泥，试压10 MPa，10 min压力不降。此外，该井属于定向井，在井深140.20 m处造斜，井段每30 m造斜率3°，井底4 256 m(垂深3 256.95 m)处最大井斜角55°。
2.2 流体性质及温度压力根据电缆测试及测压等资料，渤中34油田每100 m压力梯度为1.0 MPa，压力系数为1.0，每100 m温度梯度为3.3 ℃，属正常压力、温度系统。H1井地层温度128.0 ℃，地层压力25 MPa。
地面脱气原油样品分析表明：研究区地面原油属于轻质常规原油，具有“三低两高”的特征，即低密度、低黏度、低含硫、高含蜡和高凝固点。
2.3 生产管柱该井主要目的生产层位为东二、东三及沙一等3层，射孔层数5层，分5层开采，于2014年5月8日投产。在ø177.80 mm尾管中下入ø114.30 mm优质筛管防砂，生产油管主要为ø88.90 mm 3Cr-P110油管，采用双电潜泵进行生产。
3 井口抬升原因分析与讨论根据H1井基础数据可知：① 产液量由200 m3/d提升至260 m3/d后，发现井口整体抬升3 cm，而在产量提升以前，未见井口抬升现象；② 由2.2节可知，该井储层温度高达128.0 ℃，由于采用的是普通油管，隔热性能有限; ③ 结合2.1节井身结构和固井质量检测结果，该井技术套管自由段长达2 209 m。综合上述3方面因素分析，H1井井口抬升最大可能原因是产量大幅升高，技术套管受热膨胀产生上顶力。
3.1 产量与井口温度关系模拟 3.1.1 井筒分析模型建立在WellCat软件中输入H1井井身结构、水泥返高、套管导热系数、井眼轨迹、地层温度压力、生产管柱类型和参数(包括油管、防砂封隔器、过电缆封隔器及电潜泵等)，建立H1井井筒分析物理模型，如图 3所示。在分析计算时，以隔水导管顶作为井口抬升的标定原点。
|
| 图 3 H1井井筒分析模型 Fig.3 Wellbore analysis model of Well H1 |
3.1.2 不同产量下的井口温度模拟
井筒分析模型建立后，结合该井实际生产产量及含水量，模拟分析不同产量下的井口温度[7-9]，结果如图 4所示。由图可知，随着井深从深变浅，不同产量下井筒温度均随着深度变化而变小；在同一深度处，油井产液量越高，则温度越高；当产液量在200 m3/d时，软件预测井口温度70.5 ℃，与现场稳定生产温度(70.0 ℃)非常接近。
|
| 图 4 不同产量下的油管温度剖面 Fig.4 Tubing temperature profile at different productions |
3.2 套管伸长量计算分析 3.2.1 技术套管自由伸长量计算
分析可知，H1井ø177.80 mm尾管悬挂在ø244.48 mm技术套管内，与井口未直接连接，不会对井口抬升产生影响，故不考虑尾管对井口的影响，主要分析ø339.73和ø244.48 mm技术套管受温度效应的伸长情况。考虑套管在井口不受约束的条件下，计算不同产量下温度效应所产生的套管伸长量，结果如图 5和图 6所示。
|
| 图 5 不同产量下ø244.48 mm套管自由伸长量 Fig.5 The free elongation of the ø244.48 mm casing at different productions |
|
| 图 6 不同产量下ø339.73 mm套管自由伸长量 Fig.6 The free elongation of the ø339.73 mm casing at different productions |
从模拟计算结果可知：假如套管处于不受约束的状态下，油井产量越高，ø244.48 mm套管温度效应越明显，套管伸长量越大。当产量为200 m3/d时，ø244.48 mm套管自由伸长量为1.21 m，产量为250 m3/d时，自由伸长量为1.31 m；对于ø339.73 mm套管而言具有同样的规律，油井产量越高，伸长量越大，但相对于ø244.48 mm套管温度效应伸长量小；当产量为200 m3/d时，ø339.73 mm套管自由伸长量为0.126 m，产量250 m3/d时，对应自由伸长量为0.138 m，较ø244.48 mm套管自由伸长量小很多。由计算结果可知，井口抬升主要是ø244.48 mm套管受温度影响所致。
3.2.2 实际工况下套管伸长量分析基于自由状态下ø339.73和ø244.48 mm套管在不同产量下的温度效应伸长量分析结果，影响井口抬升的主要因素为ø244.48 mm套管。而实际井口装置和采油树通过法兰面连接在一起，同时生产管柱通过油管挂挂在井口上。根据实际井口连接情况，进一步计算各层套管和生产管柱在不同生产制度下受重力和温度效应的伸缩量，结果见图 7。
|
| 图 7 不同工作制度下井口抬升量计算结果 Fig.7 Calculation results of wellhead rising in different working systems |
由图 7可知，不同产量制度下，井口抬升量与产量呈正相关，产量越高，井口抬升越严重，最终抬升的高度越高。该井在低于200 m3/d的产量制度下生产时，并未发现井口抬升现象，当产量从200 m3/d提高至260 m3/d几天后便发现井口抬升。同时，2月25日以前的产量状态是200 m3/d。因此，以200和260 m3/d为临界产量，计算分析实际工况下各层管柱在热应力条件下的膨胀变形情况，结果如表 2所示。
| 管柱名称 | 产量200 m3/d | 产量260 m3/d | |||
| 伸长量/m | 累计伸长/m | 伸长量/m | 累计伸长/m | ||
| ø508.48 mm表层套管 | -0.001 | -0.001 | -0.001 | -0.001 | |
| ø339.73 mm技术套管 | -0.001 | -0.002 | -0.001 | -0.002 | |
| ø244.48 mm技术套管 | -0.002 | -0.004 | -0.002 | -0.004 | |
| ø177.80 mm尾管 | 0.000 | -0.004 | 0.000 | -0.004 | |
| 油管固定段 | -0.001 | -0.005 | -0.001 | -0.005 | |
| 技术套管自由段 | 0.019 | 0.014 | 0.021 | 0.016 | |
| 油管自由段 | 0.014 | 0.028 | 0.016 | 0.032 | |
3.3 井口抬升原因分析
普通套管属于热膨胀性较好的弹性材料，在热应力条件下会膨胀伸长[9-10]，自由状态下甚至可以伸长1 m多，实际工况下由于套管在井口有连接约束，伸长量较自由状态小很多。同时，随着产量升高，套管热应力增大，伸长量变大。
由表 2可知，在综合考虑各层套管、油管膨胀伸长以及井口连接约束的条件下，当产量为200 m3/d时，井口最终抬升2.8 cm，产量为260 m3/d时，井口最终抬升3.2 cm，模拟结果与实际井口抬升3.0 cm的情况非常接近。同时，ø244.48 mm套管自由段太长和受温度效应伸长是井口抬升的主要原因。总结上述分析，认为H1井井口抬升的原因在于：① 井口抬升是ø244.48 mm套管自由段太长和受温度效应伸长的综合效应。其中ø244.48 mm套管自由段过长是井口抬升的主要原因，产量升高后，温度升高，温度效应造成套管伸长，从而引起井口整体抬升。② 从模拟结果来看，任何产量制度下，套管都有受热膨胀伸长的现象，这是由金属材料特性决定的，并且套管及生产管柱受热膨胀伸长与产量制度呈正相关，产量越高，伸长越严重。③ 之所以在产量低于200 m3/d时没有观察到井口抬升现象，当产量升高至260 m3/d之后不久便观察到井口抬升现象的原因是：产量低时，管柱受到的热应力有限，在采油树、生产管柱以及套管等井口载荷作用下，将管柱受热伸长量给抵消了，表现出井口无抬升。但当产量提高，超过热应力与井口载荷临界值时，就会突然将井口抬升。
4 复产措施结合H1井井口抬升原因，给出3种复产方案：① 挤水泥封固ø244.48 mm套管自由段，减少自由段长度；② 限定产量生产，避免热应力导致的井口抬升；③ 生产管柱采用隔热油管。
4.1 方案1：对ø244.48 mm自由套管段挤水泥封固通过在ø244.48 mm自由套管段挤水泥，封固自由环空，减少自由套管段长，从而减小热应力作用下ø244.48 mm套管的热膨胀伸长作用，降低井口抬升风险。事实上，该井已在ø244.48 mm自由套管段进行了挤水泥作业，并对2 005~3 100 m井段进行了CBL固井质量测井。建议对挤水泥封固全井段测CBL固井质量，以了解挤水泥后的具体封固质量及情况。
4.2 方案2：限定产量生产分析得出，产量大幅提升后，温度升高对套管及生产管柱的热应力作用是导致井口抬升现象发生的本质诱因。因此，在恢复生产时对产量进行限定是避免热应力引起井口抬升问题的有效手段。产量提升前，以200 m3/d的产量稳定生产时，未发现井口抬升现象，因此可以从低产量开始恢复投产，然后逐渐提升产量，建议产量不要超过200 m3/d。
4.3 方案3：生产管柱采用隔热油管该方案建议将生产管柱更换为隔热油管进行生产。从上述原因分析可知，H1井井口抬升的主要原因是技术套管自由段在热应力作用下的膨胀伸长；另外，生产管柱受热膨胀伸长对井口抬升也有一定的影响，因此，考虑下入隔热油管，大幅减小生产过程中井下热量传递对ø244.48 mm技术套管的影响，避免其受热膨胀引起井口抬升。
对下入隔热油管和采用普通油管的2种方案进行了对比分析，模拟计算了不同产量下2种方案生产井口抬升量的大小，结果如图 8所示。由图可知，下入隔热油管后，井口抬升量明显减小，当产量提升至350 m3/d，井口抬升量只有0.5 cm，因此，下入隔热油管进行生产是解决井口抬升现象的有效手段之一。
|
| 图 8 不同产量下2种方案生产井口抬升量 Fig.8 Rising of wellhead of production well at different productions under the two kinds of programs |
最终现场采用了方案1和方案2的复合方案，即首先在ø244.48 mm套管自由段挤水泥封固，然后对油井进行限产，逐级缓慢提升产量，但最高产量不超过200 m3/d。目前，H1井已成功复产，从投产情况来看，上述方案成功解决了H1井的井口抬升问题，取得了良好的效果。
5 结论(1) 针对H1井的井口抬升现象，综合考虑其井身结构、水泥返高、流体性质、温度、压力、生产管柱及生产制度等因素，采用WellCat软件建立了井筒分析计算模型。
(2) 研究结果认为：H1井井口抬升主要原因是ø244.48 mm套管自由段过长，产量升高后，在热应力作用下套管伸长，产生上顶力导致了井口抬升现象的发生。
(3) 在原因分析的基础上，从不同角度提出了3种产能恢复措施，并被现场采纳，成功解决了渤中34油田H1井的井口抬升问题。
| [1] | 钱大伟, 许兵, 刘宝生, 等. 海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究[J]. 钻采工艺, 2014, 37(6): 62–64. |
| [2] | 林元华, 熊浩, 邓宽海, 等. 一种预测井口抬升高度的新方法[J]. 石油钻采工艺, 2016, 38(5): 628–632. |
| [3] | 王宴滨, 高德利, 房军. 深水钻井测试与生产过程井口抬升计算[J]. 石油矿场机械, 2015, 44(10): 61–64. DOI: 10.3969/j.issn.1001-3482.2015.10.015 |
| [4] | MCCABE A C.Well vertical movement on platform wells[R].SPE 19241, 1989. |
| [5] | 黄志云. 稠油热采井井口抬升问题防治措施[J]. 石化技术, 2016(1): 85–86. |
| [6] | 章国华. 可伸缩式热采井口套管头的研制[J]. 石油钻采工艺, 2013, 35(2): 74–77. |
| [7] | 于继飞, 吴晓东, 韩国庆, 等. 海上油井井口温度计算方法探讨[J]. 中国海上油气, 2009, 21(5): 332–334. |
| [8] | 李敬元, 李子丰, 马兴瑞, 等. 热采井注汽管柱力学分析[J]. 工程力学, 1998, 15(3): 51–60. |
| [9] | 赵益忠. 长封固段固井套管热应力分析[J]. 钻采工艺, 2007, 30(4): 109–111. |
| [10] | 谢仁军, 刘书杰, 吴怡, 等. 海上热采井预应力固井套管柱力学分析及可行性探讨[J]. 中国海上油气, 2015, 27(3): 113–118, 125. |