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注入条件下注水井环空带压原因分析及对策
龚宁, 贾立新, 李进, 袁伟伟, 张启龙     
海洋石油高效开发国家重点实验室; 中海石油(中国)有限公司天津分公司
摘要: 注水是海上油田稳产增产最经济有效的开发手段,但在注水井作业过程中油套环空带压现象频繁发生,严重影响注水效果,同时给井筒带来极大的安全隐患。鉴于此,以渤海油田某注水井为例,分析注水井环空带压的主要原因为:在活塞效应、鼓胀效应、温度效应及摩阻效应等综合作用下,注水管柱变形过大,导致插入定位密封拔出顶部封隔器密封筒。综合考虑注入量、注入压力、注入温度、井深和分层情况等关键影响因素,开展注水管柱受力变形敏感性研究,制定了3个针对性措施:①插入密封带锚定;②油管携带生产封隔器;③下入生产封隔器分层。现场应用结果表明:措施后的6口注水井环空套压均为0,未出现环空带压现象。该研究成果对注水井现场作业具有指导和借鉴意义。
关键词: 环空带压     注入条件     影响因素     敏感性分析     注水井    
Causes and Countermeasures of Annular Pressure in Water Injection Wells under Injection Conditions
Gong Ning, Jia Lixin, Li Jin, Yuan Weiwei, Zhang Qilong     
State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation; CNOOC Tianjin Company
Abstract: Water injection is the most economical and effective method for stable production and EOR of offshore oilfields. Casing pressure up are frequently observed in water injection wells, which seriously affects the water injection effect and brings great safety hazards to the wellbore. In view of this, taking a water injection well in Bohai Oilfield as case study, the main cause of the casing pressure up is believed that, under the combined effects of piston effect, breathing effect, temperature effect and friction effect, the deformation of the water injection string is large enough to pull the plug-in positioning seal out of the top packer seal sleeve. Considering the key influencing factors such as injection rate, injection pressure, injection temperature, well depth and formation, the sensitivity of the deformation of the water injection string is studied. Three measures are proposed: 1. installing anchor on the plug-in seal; 2. installing the packer on the tubing string; 3. running production packer to isolate layer. The field application results show that the tubing-casing annular pressure of the six injection wells after the measure is 0, and no tubing-casing annular pressure up has been observed. The study results could provide guidance and references for field operations.
Keywords: annulus pressure    injection conditions    influencing factors    sensitivity analysis    water injection well    

0 引言

注水是渤海油田稳产增产最经济有效的开发手段,目前渤海有32个注水油田,注水井504口,年注水量6 440万m3,注水油田数、注水井数及注水总量均呈上升趋势。渤海某区域有42口井出现了注水井油套环空带压现象,严重影响注水效果,同时对井筒安全带来极大的风险和隐患[1-2]。在注水条件下完成多次MIT测井,通过与关井工况对比发现注水管柱有上移现象,油套管不存在泄漏现象,顶部封隔器密封完好,最终将环空带压原因锁定在注水管柱上。因此,笔者对该区注水井环空带压原因进行分析,并形成针对性对策,这对有效解决渤海油田注水井环空带压难题具有重要意义。

1 注入条件下注水井环空带压原因 1.1 注入条件下注水井管柱力学研究

在注水过程中,在管柱自重、液柱浮力、管柱内外压力差、注入温度、井筒温度差及注入水摩阻的综合作用下管柱会发生变形[3-6]。研究结果表明[7-12]:注水管柱在注入条件下的载荷可归结为活塞效应、鼓胀效应、温度效应以及摩阻效应,各效应对注水管柱产生的力、应力和变形计算方法如表 1所示。

表 1 注入条件下注水管柱受力分析 Table 1 Force analysis of water injection string under injection condition
效应 产生原因 受力分析 轴向变形
活塞效应 注水过程中,由于封隔器内插入密封上下管柱尺寸不同,在封隔器上下产生面积差,同时由于注入压力和封隔器上部环空静液柱压力的压力差,综合产生活塞效应。
鼓胀效应 注水时,管柱内注入压力大于环空静液压力,导致管柱鼓胀变形。
温度效应 注入水温度不同于井筒地层温度,导致管柱温度变化,由于热胀冷缩导致管柱承受热应力作用。
摩阻效应 注入液体沿管壁流动时,由于液体的黏滞性,在管壁内产生摩擦力,造成液体的流动阻力,即液流的摩阻效应。
注:σ1σ2σ3σ4分别为活塞效应、鼓胀效应、温度效应和摩阻效应对注水管柱施加的应力,MPa;F1F2F3F4分别为活塞效应、鼓胀效应、温度效应和摩阻效应对注水管柱施加的力,N;Δl1、Δl2、Δl3、Δl4分别为活塞效应、鼓胀效应、温度效应和摩阻效应导致的注水管柱变形,m;L为管柱下入深度,m;ρiρo为管柱内、外流体密度,g/cm3dido为油管的内、外径,m;D为插入密封筒的外径,m;l1为封隔器深度,m;pzs为注水压力,MPa;pmd为管柱外环空流体压力,MPa;μ为管材泊松比;E为管材弹性模量,MPa;α为管柱热膨胀系数,℃-1t0t1为不同时刻温度,℃;λ为沿程摩阻系数;υ为流体黏度,mPa·s;Q为注水量,m3/d。

1.2 注水井环空带压原因分析

以渤海某油田B17井为例进行注水井环空带压原因分析。B17井为深层沙河街组的一口注水井,完钻井深3 022.00 m,完钻垂深2 273.37 m,最大井斜角30.79°,开发层位沙河街组,储层温度115.35 ℃,储层压力25.34 MPa,完井方式采用ø244.5 套管射孔不防砂。油管组合:ø88.9 mm +ø73.0 mm 油管(防砂封隔器内径152.4 mm),注水层位分6层。

B17井注入水温度58 ℃,注水压力10 MPa,最高注入量579 m3/d。该井于2015年4月8日投产,2016年4月开始注水;2016年9月环空带压8 MPa,2017年3月环空压力上升至15 MPa,油套同压。

然后停止注水作业,关井,对油管和套管环空试压,13.8 MPa稳定10 min压力不降,说明油管和套管环空及顶部封隔器和定位密封总成密封完整。再次在注入条件下进行了多次MIT测井,与关井资料对比发现,管柱存在上移现象,认为注水井环空带压原因是注水管柱受力。

采用1.1节注水井注入条件下的注水管柱受力分析,计算B17井由不同受力效应导致的管柱变形,结果如表 2所示。分析可知,在鼓胀效应、温度效应、活塞效应及摩阻效应的综合作用下,注入条件下B17井注水管柱总缩短量为1.068 m。已知注水管柱组合定位密封长度为1.05 m,则可以推断B17井注水管柱定位密封拔出密封筒是导致该井环空带压的主要原因。同时可以得到如下认识:①管柱受力引起的变形可能导致注水井出现环空带压,而活塞效应和膨胀效应是导致注水管柱变形的主要因素;②注水管柱变形过大,可能会使定位密封拔出密封筒,导致环空带压,从而使得分层注水失效。

表 2 B17井注水管柱受力变形分析结果 Table 2 Analysis results of deformation of water injection string in Well B17
位置 深度/m 鼓胀效应/mm 温度效应/mm 活塞效应/mm 摩阻效应/mm 总计/mm
顶深 底深
顶部封隔器之上 10.1 2 646.0 -196 81 -821 -936
顶部封隔器 2 646.0 2 692.0 -3 -23 -26
隔离封隔器1 2 692.0 2 728.0 -2 -18 -20
隔离封隔器2 2 728.0 2 778.0 -3 -26 -29
隔离封隔器3 2 778.0 2 819.0 -3 -22 -25
隔离封隔器4 2 819.0 2 868.0 -3 -27 -30
隔离封隔器5 2 868.0 2 916.0 -2 -23 23 -2
合计 10.1 2 868.0 -212 -58 -821 23 -1 068

2 注水管柱受力变形影响因素及敏感性分析

研究结果表明[3-6],影响注水管柱在注入条件下受力的关键因素有注入量、注水压力、注水温度、井深和分层情况等。基于注入条件下管柱力学研究结果和注水井环空带压原因,对注水管柱受力变形进行敏感性分析。

2.1 注入量敏感性分析

不同井深注水井,注入温度均为15 ℃,注水段长度200 m,注水层位4层,在注入量分别为300、400、500、600、700和800 m3/d的条件下,计算各效应对管柱变形的影响,如图 1所示。

图 1 各效应与管柱变形的关系 Fig.1 Relationship between various effects and string deformation

分析图 1a~图 1d可知:

(1) 注入量相同时,随着井深的增加,鼓胀效应、温度效应、活塞效应和摩阻效应随之增强;

(2) 井深相同,随着注入量的增加,鼓胀效应、活塞效应和摩阻效应随之增强,温度效应变得不敏感;

(3) 摩阻效应在注入过程中影响最小,可以忽略不计。

2.2 井口注入温度与管柱变形关系

以井深2 700 m的某注水井为例,注入量为1 200 m3/d,注入温度分别为10、20、30、40、50、60及70 ℃,其他参数同基础参数,分析注入温度与管柱变形的关系,结果如图 2所示。从图可以看出,随着注入温度升高,注水管柱由整个管柱收缩变形逐渐转变为拉伸变形。

图 2 注入温度与管柱变形的关系 Fig.2 Relationship between injection temperature and string deformation

根据热胀冷缩原理,当油管内注入水温度低于油管所处井筒温度时,这部分管柱将发生收缩,而当注入温度高于井筒温度时,这部分管柱将伸长。随着深度的增加,注入温度与地层温度会存在温度交汇点,如图 3所示,管柱变形将受到注入温度和井筒温度差的影响。

图 3 不同注入温度与地层温度的关系 Fig.3 Relationship between injection temperatures and formation temperatures

分析可知,当注入温度为20.0 ℃时,地层温度与注入温度的交点为20.5 ℃;当注入温度为40.0 ℃时,交点温度为39.7 ℃;当注入温度为70.0 ℃时,地层温度与注入温度无交点。因此可以得到:

(1) 井口的注入温度直接影响整个管柱伸长或者缩短;

(2) 注入温度越低,井筒温度线和注入温度线交汇点越浅,导致管柱整体收缩占主导地位;

(3) 注入温度越高,井筒温度线和注入温度线交汇点越深,导致管柱整体伸长占主导地位;

(4) 每口井都有一个最佳井口注入温度。该部分研究结果可有效指导和优化注水井井口注入温度。

2.3 注入井段分层数敏感性分析

分层注水工艺技术是解决非均质油藏的层间矛盾、提高注水波及系数及保持油田稳产的重要技术。给定注水井井深2 700 m,井口注入温度20.0 ℃,注水井段层数分别为1、2、3、4、5及6层,分析注水层段分层数对管柱变形量的敏感性,结果如图 4所示。

图 4 注水井段分层数与管柱变形量的关系曲线 Fig.4 Relationship between the number of isolated layers in the water injection section and the deformation of the string

图 4可知,注水井段分层数越多,管柱变形量越大,且分层超过3层后变形差异不明显。

3 预防注水井环空带压对策研究

根据以上分析,针对注水井环空带压问题,制定以下解决措施:

(1) 插入密封带锚定;

(2) 油管携带生产封隔器;

(3) 下入生产封隔器分层,如图 5所示。

图 5 注水井管柱结构组合 Fig.5 Water injection well string structure

结合B17井基础参数,分别计算此3种不同措施下油管的变形量:采用插入密封带锚定的方式,管柱收缩14 mm;采用油管携带生产封隔器的方式,管柱收缩16 mm;采用下入生产封隔器分层方式,管柱不收缩。

综合考虑分层注水工艺特点以及针对性解决效果,建议采用锚定插入密封或油管携带式生产封隔器。采用该措施后渤海油田某区域6口井解决了注水井环空带压的难题,效果良好,如表 3所示。

表 3 注水井套压治理井次统计 Table 3 Casing pressure workover times of water injection wells
序号 井号 作业时间 套管外径/mm 定位密封类型 日注入量/m3 注入压力/MPa 套压/MPa
1 A21 2016-11-13 244.5 6 in锚定密封 88 0.0 0
2 B13 2017-02-22 244.5 4 in锚定密封 132 14.7 0
3 A23 2017-04-12 244.5 6 in锚定密封 373 13.5 0
4 C6H 2017-05-12 244.5 PHL封隔器 806 8.8 0
5 B16 2017-07-18 244.5 6 in锚定密封 220 2.5 0
6 B19 2017-07-27 244.5 6 in锚定密封 484 2.0 0

表 3可知,使用锚定密封及油管携带封隔器的6口注水井,环空套压均为0 MPa,未出现环空带压现象,这说明针对性解决对策均具有较好的现场实施效果。

4 结论

(1) 基于注入条件下注水井管柱力学研究,结合实例井分析认为渤海很大一部分注水井环空带压的原因为:注水管柱在注入过程中受活塞效应、鼓胀效应、温度效应及摩阻效应等综合作用影响,注水管柱变形过大使得定位密封拔出密封筒,导致环空带压。

(2) 综合考虑注入量、注水压力、注水温度、井深以及分层情况等注水井受力和变形影响关键因素进行注水井管柱敏感性分析,并从注水管柱锚定和油管携带生产封隔器等方面提出了注水井环空带压针对性解决对策。

(3) 应用结果表明:研究成果可从根源上有效解决注水管柱环空带压问题,对注水井现场作业具有重要的指导和借鉴意义。

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龚宁, 贾立新, 李进, 袁伟伟, 张启龙
Gong Ning, Jia Lixin, Li Jin, Yuan Weiwei, Zhang Qilong
注入条件下注水井环空带压原因分析及对策
Causes and Countermeasures of Annular Pressure in Water Injection Wells under Injection Conditions
石油机械, 2018, 46(11): 91-96
China Petroleum Machinery, 2018, 46(11): 91-96.
http://dx.doi.org/10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2018.11.015

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收稿日期: 2018-05-11

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