综合工况下套管柱设计方法_沈德新.pdf

化学工程与装备 2023 年 第 1 期 62 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 1 月 综合工况下套管柱设计方法综合工况下套管柱设计方法 沈德新（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459）摘摘 要要：套管设计是钻井设计中最重要的环节之一，本文系统介绍了基于套管强度要求，考虑腐蚀及套管磨损的影响，并兼顾套管下入可行性以及完井工具匹配性对套管的强度规格进行设计。从防腐图版入手，充分考虑套管的经济性及安全性，对套管的材质组合进行设计。基于套管的气密性要求以及下入过程的抗扭性能需求，对套管的扣型进行设计。基于此设计方法以渤海油田一口井为例，进行了套管柱的设计。后续实施表明，所选套管满足钻完井施工及生产需要。本文提出的套管柱设计方法对海上油田管柱优化设计具有一定的指导意义。关键词：关键词：套管设计；材质；扣型；强度 海上作业由于其环境的特殊性，尤其重视对井完整性的管理，而套管是保障井筒完整性的重要屏障，因而，套管柱的设计对于海上井筒安全至关重要。随着海上油气开发的深入，深井、超深井的数量也不断增加，对套管柱的要求也越来越严苛，因而套管设计方法也需要进一步精细化研究，形成技术体系。本文将系统介绍海上油田套管设计方法。1 1 套管设计方法套管设计方法 1.1 套管设计总体思路 套管柱设计主要从套管规格、材质以及扣型三方面进行设计，设计思路见图 1。图图 1 1 套管柱设计总体思路套管柱设计总体思路 1.2 套管材质设计 目前渤海油田内大部分油气田呈现为低CO2，不含H2S的特征，在 CO2腐蚀环境下，通常认为分压超过 0.021MPa时才可能发生腐蚀1。对于非腐蚀环境条件，可选择普通碳钢材质，而对于腐蚀环境条件，套管材质要满足后续生产过程中不发生腐蚀破坏，保障井筒完整性要求。设计中基于前期同层位流体取样数据，结合中海油防腐图版，初选套管防腐级别。对于 9-5/8套管，若初选结果为高铬钢，可进一步分析井筒温压曲线，结合防腐图版，降低上部井段的防腐级别，以实现降本。对于 7尾管，若后续有侧钻需求，且经测算普通碳钢材质套管在生产年限内满足腐蚀要求，可选用普通碳钢材质。DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.01.067 沈德新：综合工况下套管柱设计方法 63 1.3 套管扣型设计 套管扣型设计重点关注气密性及抗扭性能要求。目前渤海油田大部分井，9-5/8套管采用非旋转下套管方式可顺利下入，因此套管扣型无须具备抗扭性能，只需考虑是否有气密要求。普通油井在设计中可选用常规扣型，对于高温高压油井、气举井、气井、热采井、含腐蚀性流体的井以及气油比大于 350m3/m3的油井，生产套管应按气密封螺纹扣设计2。套管扣抗扭方面，为解决大斜度井或者大位移井尾管下入过程中遇阻或尾管下不到位的问题，常采用旋转下尾管的作业模式。该模式对套管扣的抗扭有一定的要求，7尾管（29ppf）BTC 扣的推荐上扣扭矩仅为 9.45kN m，高扭下容易出现滑扣，导致螺纹失效，不能满足旋转下尾管的要求。目前常用做法为“普通 BTC 扣+扭矩环”3或者直接采用高抗扭扣的套管，来提高套管扣的抗扭性能。1.4 套管规格设计 套管规格设计主要涉及钢级、磅级选择，所选规格不仅要满足钻井时各种工况下的强度要求，还需保证全生命周期内不被破坏。主要从强度、磨损、套管下入可行性及完井工具的匹配性方面进行设计。1.4.1 套管强度校核 套管强度计算主要依据 API 套管强度计算方法0，基于地层压力、温度、轨迹、井身结构、钻井液以及固井设计，针对套管在钻井及生产不同工况下的内压外压剖面及轴向力，利用软件对套管的抗拉、抗内压、抗外挤及三轴强度进行校核，并考虑安全系数，由此初步选定套管的钢级、磅级。1.4.2 磨损预测及剩余强度复核 针对轨迹复杂井，要计算钻具对上一开次套管的磨损量，预测磨损后的套管能否满足强度要求。设计中为了便于分析，可简化为对比全井段范围内的预测磨损量以及满足强度要求下的最大允许磨损量。对于套管磨损量的预测，通常基于钻具组合、钻杆接头磨损系数以及钻压、转速、磨损时间等参数，利用工程软件进行分析。1.4.3 套管下入可行性分析 漂浮下套管是目前解决大位移井 9-5/8套管下入难题最有效的手段。但是漂浮段套管下入过程中，由于浮力较大，套管屈曲风险较高。因此，针对大位移井，需要对下套管过程中的力学情况进行分析，根据需要调整套管磅级，保障套管下入。1.4.4 完井工具的匹配性 对于有分采要求侧钻井，若采用浅部 9-5/8套管开窗侧钻，通常设计为 7套管到顶，其内径需满足 Y 型分采管柱的下入。目前常用的 7分采管柱为 375 电机+2-3/8旁通管，外径总和为 155.57mm，而 7、29ppf 套管内径为157mm，环空间隙较小，建议下入内径为161.7mm的23ppf套管。进一步如有压裂需求，为提高反循环冲砂的效果，通常采用 3.88大通径防砂封隔器，该封隔器仅适配于29ppf的套管。因此在针对7套管分采及压裂井，套管规格需特殊考虑。2 2 套管设计应用实例套管设计应用实例 2.1 基本数据 A1 井为大位移定向井，井深 3731m，水平位移 3032m，水垂比 1.92，轨迹数据见表 1。A1 井采用三开井身结构，一开16井眼钻至802m，下入13-3/8套管；二开12-1/4井眼钻至 3402m，下 9-5/8套管；三开 8-1/2裸眼完钻。表表 1 1 轨迹数据轨迹数据 井号 描述 终点井深 终点 井斜 终点 方位 全角变化率 m /30m A1 直井段 160 0 0 造斜段 973 76 229 3 稳斜段 1887 造斜段 2210 75 196 3 稳斜段 3142 造斜段 3371 60 191 2 稳斜段 3731 2.2 套管规格设计 2.2.1 套管强度校核 基于套管抗内压、抗外挤、抗拉强度设计的不同极限工况描绘各压力剖面。抗内压强度内压剖面为循环排气、固井碰压、13-3/8套管试压 10MPa，9-5/8套管试压 20MPa、继续钻进；外压剖面为固井混合水压力梯度。抗外挤内压剖面为固井、漏失、13-3/8套管半掏空，本井 9-5/8套管考虑采用漂浮方案按全掏空校核、继续钻进；外压剖面为钻井液压力+固井混合水压力+地层空隙压力。抗拉强度考虑解卡过提力 50t，固井碰压、下套管速度 0.5m/s。基于软件计算出各工况下的安全系数，见表 2，结果显示 13-3/8套管采用 K55，61/68ppf、9-5/8套管采用 40/49ppf 均满足强度要求，初选低磅级套管。表表 2 2 套管强度校核结果套管强度校核结果 井号 套管尺寸 磅级 钢级 套管下深 安全系数 in ppf m 抗内压 抗外挤 抗拉 三轴 64 沈德新：综合工况下套管柱设计方法 A1 13-3/8 61 K55 1000 2.04 1.43 2.80 2.13 68 2.26 1.81 2.89 2.33 9-5/8 40 L80 3400 1.79 1.25 2.56 2.15 47 2.14 1.92 2.80 2.54 QHS 14003-2016套管柱设计要求 1.05 1.0 1.6 1.125 2.2.2 套管磨损预测 本井 8-1/2井段短，磨损主要考虑 12-1/4钻具对上层 13-3/8套管的磨损。基于轨迹及该区块常规作业方案，拟定 13-3/8套管磨损校核工况为：组下马达钻具钻至2500m；倒划眼长起至井口；更换旋转导向钻具，下钻，钻进至 3000m；倒划眼长起至上层管鞋；下钻，钻进至中完井深；倒划眼长起至上层管鞋；下钻，起钻，拉顺井眼。分别对 61/68ppf、13-3/8套管的磨损进行预测，并与满足强度条件下的最大允许磨损量进行对比，见图 2。根据计算结果，61ppf 套管 700m 以下井段，套管预测磨损量大于最大允许磨损量，不满足要求；而对于 68ppf 套管，预测磨损量远低于最大允许磨损量，满足强度要求；推荐本井采用 68ppf 套管。图图 2 132 13-3/83/8套管磨损计算套管磨损计算 2.2.3 套管下入可行性分析 对常规下套管及漂浮下套管作业模式下的井口悬重进行模拟，见图 3。本井若采用常规下套管模式，下至井底悬重小于顶驱悬重（顶驱按 245kN 计算），套管无法下入，推荐采用漂浮下套管。通过对比分析 40/47ppf 套管在漂浮1000m 时的下放悬重，40ppf 套管漂浮段在下入过程中悬重线始终紧贴套管发生螺旋弯曲的最小悬重曲线，屈曲风险较高；而 47ppf 套管下至 1000m 时，悬重余量为 65kN，漂浮段套管下入屈曲风险大为降低。因此推荐 9-5/8套管采用47ppf 套管。图图 3 93 9-5/85/8套管下入悬重分析套管下入悬重分析 （下转第（下转第 6767 页）页）苗小瑞：志丹油田烟雾峁地区长 6 低阻油藏成因及含水规律 67 3 3 结结 论论 （1）烟雾峁地区长 612低阻油层普遍发育，东北部发育2 套低阻砂体，西南部发育一套低阻砂体。（2）烟雾峁地区长 612低阻油层主要含水规律一是受沉积相影响，受水下分流河道的河口坝微相沉积控制的油井含水低，受分流间湾微相控制的油井含水较高；二是受构造影响，由于该油藏孔渗性特别好，造成层内油水分异要比其他长 6 储层要明显，构造高的地方油井含水低。（3）志丹油田烟雾峁区块长 612低阻油藏主要形成因素是在非常好的物性条件下，较高的束缚水饱和度和高地层矿化度共同作用下形成的低阻油藏。参考文献参考文献 1 刘金玉,王殿生,刘柏林,等.低渗低饱和砂岩水驱油过程中含水率变化规律研究J.西安石油大学学报(自然科学版),2011,26.2 徐刚,牛基宏,陈力,等.姬塬地区长 6 低阻油层 成因分析及识别方法研究J.化工管理,2018(30).3 谢青.陕北中生界延长组长 6 特低渗低阻油层识别与评价J.西安石油大学学报(自然科学版),2013(07).4 安思谨,冯张,斌何斌,等.鄂尔多斯盆地志丹地区长 6 储层“四性关系”研究J.非常规油气,2020(03).5 郭睿婷,郭峰,成伟,等.鄂尔多斯盆地Z区长6低阻油层成因分析及识别方法J.河北地质大学学报,2021(05).6 张小莉,冯乔,冯强汉,等.鄂尔多斯盆地中东部长6 复杂低渗储层测井评价J.地球物理学进展,2012(04).7 郭顺,王震亮,张小莉.陕北志丹油田樊川区长 61低阻油层成因分析与识别方法J.吉林大学学报(地球科学版),2012(01).（上接第（上接第 6464 页）页）_ 2.3 套管材质和扣型设计 本井为注水井，无需防腐且未采用旋转下套管模式，因此采用 N80、BTC 扣满足作业要求。2.4 实施效果分析 A1 井 13-3/8套管选用 K55，68ppf，BTC 套管，后续12-1/4井眼作业结束后，实测上层套管未发生强度及磨损破坏。9-5/8套管选用 N80，47ppf，BTC 套管，下放套管串至 1000m 时实测下放悬重余量（去除顶驱悬重）为 75kN，与模拟值接近，整个漂浮段套管下入过程中未发生屈曲，套管顺利下放到位。且后续作业证实，9-5/8套管未发生强度破坏，满足注水要求。3 3 结结 论论 （1）本文提出了综合工况下套管柱设计方法，综合考虑强度、磨损、下入可行性、完井工具匹配性及防腐性能等因素，对套管规格、材质以进行设计，并结合气密性及下入过程中的抗扭性能要求对套管扣型进行设计。（2）以 A1 井为例进行套管设计，13-3/8套管选用K55、68ppf、BTC 套管，9-5/8套管选用 N80、47ppf、BTC套管，所选套管实施过程中顺利下放到位且未出现强度失效、磨损破坏等问题，满足综合工况下的套管要求，证实了本文提出的套管柱优化设计方法适合渤海油田套管柱设计。参考文献参考文献 1 中国海洋石油总公司.海上油气井油管和套管防腐设计指南：Q/HS 14015-2018S.北京:石油工业出版社,2019.2 中国海洋石油总