海洋油田不同管柱的应用范文

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《石油钻采工艺杂志》2016年第二期

摘要：

不压井技术设备对其所起下的管柱结构的要求严格，首先对海洋油田目前常见的各种生产管柱与该项工艺的适用性和受力情况进行了分析，其次分别对带电缆的生产管柱、带射孔枪的管柱、气举生产管柱、射流泵生产管柱、压裂管柱、自喷管柱、带封隔器的完井管柱等在模拟海上油气田井下环境的情况下进行了起下作业。模拟实验表明：不压井工艺可以在海上进行试验应用，但从井控角度考虑，对管柱上不带有电缆等管线的生产管柱，要对其防喷器系统的密封性进行改进，以确保防喷器组的压降控制在2%以内。

关键词：

不压井；储层保护；生产管柱；模拟实验

能量衰竭和保护储层不被污染是油气田开发中必须面临的2个问题，而气层和低渗油气田对储层的污染反应更为敏感。同时，井下作业也是确保油气田正常开发生产的重要手段之一。但常规的井下作业由于有外来液进入储层，因此，往往会伴随着或多或少储层的污染。不压井作业技术，由于其在作业过程中没有外来液进入井筒，也就不会导致储层的污染，因此是解决这一问题的有效手段［1］。然而，对海洋油田而言，其紧凑、集约式的生产、工作环境，以及严格的安全和环保要求又使得当前不压井作业中使用的设施和工艺要求难以满足。因此，改进当前的不压井设施和工艺成为其能否应用到到海上油气田势在必行的道路。

1不压井作业技术简介

不压井作业是指在井筒内有压力存在的情况下，不放喷、不压井，利用专门的管柱起下设备，并通过油管堵塞器与不压井作业设备的配合使用，克服井筒上顶力，进而完成生产或作业管柱的带压起出或者下入的一种作业方法［2］。不压井作业时，油、套环空处于封闭状态，油管内用堵塞器，环空用防喷器来确保起下钻期间，井筒内压力不会喷出到地面。不压井作业在我国的辽河油田、大庆油田、吐哈油田都有一定规模的应用。国外诸如美国、加拿大等国的陆地油田也有应用的报道。但在海上油气田还未见相关报道，或者还处在试验性阶段。

2海上不压井作业适用性分析

2.1海洋油田常见生产管柱类型

目前，海洋油气田开发中常见的生产管柱比较多，总体分两大类：一类是用来采油、采水或采气的生产管柱，另一类是用以维持储层能量的注水、注气等生产管柱。一般而言，注水、注气等管柱的结构比较简单，整个管柱组合除了直径不同的油管外，基本没有像电缆、控制管线等。但生产管柱则相对要复杂的多。总体上，生产管柱可分为2种，即自喷生产管柱和具有人工举升功能的生产管柱。不管是哪一种生产管柱，管柱组合上基本都有电缆、控制管线等，用以提供动力、控制管柱上的相关工具、诸如药剂、或者测试生产参数等。

2.2不同生产管柱下不压井作业工艺适用性分析

由于不压井作业是带压作业，因此，井控是作业中最重要的一环。众所周知，管柱内的压力可通过下入堵塞器来隔离，油套环空则需要通过防喷器来控制。就当前油田常用的防喷器组而言，不规则的管柱外壁结构，或管柱外攀附有电缆、控制管线时，井控通常比较困难，或者难以实现非常有效、且长期的控制。而不压井起下管柱作业，就是在关闭防器的情况下来实施。井控的难度就会较大一些。表1是国内目前海上油气田常见的生产管柱，结合不压井作业的技术和装备特点进行了不压井作业可行性分析。

2.3井内管柱对不压井设备的作用力分析

以垂直井深不超过3000m的气井生产管柱的不压井起下管柱作业为例来进行分析。生产管柱选取有代表性的Ø73mm、Ø88.9mm和Ø114.3mm等3种类型，井筒内压力值取常见的20MPa。起下钻作业时，不压井设备来自管柱的作用力情况见表2。实际上，在油气田现场井下作业中，设备所承受的作用力还受到井斜、摩阻、井内流体对管柱产生的浮力等因素的影响。因此，在实际工作时，要充分考虑全部影响因素。并通过专门的软件进行受力计算。

2.4井下管柱最大外径分析

国内海上油气田的生产套管主要有Ø244.48mm和Ø177.8mm2种，其对应的最小内径分别在205.74mm和154.94mm左右。因此，生产管柱的最大外径不能超过这2种生产套管的最小内径。若是用不压井设备完成管柱起下，那设备的内通径应大于244.48mm和177.8mm（海上油田常用的BOP组的内通径一般都是279.4mm）。根据目前常规的工作要求，并便于管柱的起下，避免卡钻，通常入井工具的最大外径应小于199.90mm和152.4mm。

3不压井作业模拟试验

为获取较为详细的资料，并更好地进行分析，利用陆地油田的实验井进行了模拟实验。实验模拟不压井作业下的井口装置和防喷系统，以及井下油气、压力环境，并对不同的管柱带压起下。因实验在陆地完成，所以未考虑海上气候环境。

3.1实验基础数据Basicdata实验井井深150m，套管外径为244.48mm（N80钢级、69.94kg/m）的套管固井后试压35MPa；井筒介质为自来水与氮气的混合液，混合比例为3∶1；实验压力设计为0~20MPa。

3.2实验装备和井下工具

3.2.1实验装备不压井作业系统由防喷器组、过渡管、强行起下装置、编程传感记录系统、电/液动力控制系统、打压设备、远程控制台等设施组成［4］。

3.2.2实验井下管柱和工具为充分验证不压井作业的可行性，实验选择了7种具有代表性的管柱，分别为：压裂管柱、带电缆生产管柱、气举管柱和射孔管柱、射流泵生产管柱、自喷管柱、带封隔器的完井管柱。根据管柱的功能不同，这些管柱上面分别连接有封隔器、射孔枪、座落接头、变扣、震击器、滑套、电潜泵机组、电缆、射流泵等工具。工具间用外径为73mm（N80、9.67kg/m）的油管或油管短节连接。工具最大外径不大于199.90mm，内径不小于58.75mm。

3.3模拟实验

实验目的是求证不同生产管柱下，采用不压井作业技术和装备进行起下作业（包括解封封隔器）等的可行性，并测试起下管柱期间，管柱上不同外径工具和油管截面力的变化情况。实验开始，首先通过试压确保井筒和防喷器组的压降控制在2%以内。起下管柱时，安装于井口的压力传感器采集井筒压力并传递到数据采集系统。在经过数据分析整理后，在显示器上显示出压力随时间变化曲线和相应的数值。井筒压力实时监测曲线如图1所示。

3.4试验结果分析

图1数据曲线是不同管柱下是压力随时间的变化曲线。压力波动的原因主要与井筒内介质的气液比变化、管柱上起下入时与井壁产生的摩擦力、不压井设备对管柱的上提力和下压力，以及管柱起下时对井筒内介质产生的激动力等有关。由于海上平台作业时，不压井设备要坐在井口，与常规作业时使用的BOP组相连接。而套管头又是套管与防喷装置之间的重要连接件。油气井无井下作业时，套管头不仅要承受除表层套管以外的其他套管的重量，还起着密封各层套管环空，承受套管环空压力的作用［5-7］，对油气井的安全起着关键的作用。在井下作业时，套管头除了承受BOP组的重量外，还将承受其他的重量。这些重量包括：管柱自身重量和不压井设备的重量（G1+G2）、管柱起下时对介质产生的激动力F激、管柱下入时不压井设备对作用在管柱上的下压力F压、管柱上提时不压井设备对管柱的上提力F提、管柱起下时与井壁产生的摩擦力F摩等。因此，有必要对套管头的承载进行分析和计算。以下入带有封隔器的完井管柱为例来分析、计算管柱起下时井口套管头需要额外承受的载荷。相应的数据见表3。从表3可以看出，取井筒压力值的平均值为18MPa，计算得到起下完井管柱时，套管头额外增加的最大重量F为19.6t，是发生在封隔器解封时。通过实验数据可以看出：（1）管柱和工具在起下时所受的截面力与管柱和工具的外径无关。（2）管柱上的封隔器在解封和通过不压井设备的防喷器时，其受到的作用力会有明显的升高。但其反作用在井口套管头的最大作用力是在其解封时。其原因是，为封隔器解封所提供的作用力是由不压井设备上的液压系统来提供，因此会在数据监测曲线上显示出来。这也与油田现场作业时相符。（3）在对其他管柱的起下时也得到相似的结果。各种管柱的起下也十分顺利。

4结论及建议

（1）不压井作业模拟实验表明，可以在海上油田进行不压井作业的可行性实验研究。（2）对井型和管柱结构适用性研究、分析表明，海上油田开展不压井作业的实验时，建议先在注气井、注水井等低风险的井上进行试用，在取得大量的实验数据后，再进行深入研究。（3）海上油田的管柱类型较多，管柱结构也较为复杂，建议在使用不压井作业技术时，要充分考虑管柱的结构，对不压井设备进行必要的改进，尤其是其防喷系统方面。（4）海洋油气田环境的特殊性，以及对安全、环保的要求，防喷和井控是下一步对该项工艺能否切实应用的重要研究对象。

作者：刘东明 单位：中海油田服务股份有限公司油田生产事业部