川西致密砂岩气藏分段改造管柱受力分析及应用

2015-06-07乔智国梁大川王国强

复杂油气藏 2015年2期

宁坤，乔智国，梁大川，王国强

(1．西南石油大学，四川成都 610500;2．中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳 618000)

近几年，我国致密气地质储量年增3 000×108m3，产量年增50×108m3，呈快速增长态势。2013年，致密气产量约400×108m3，占国内天然气产量的1/3多，且每年的增长速度非常可观，占全国天然气可采储量的1/3［1］。除了致密气，煤层气也在稳步发展。2012年，我国煤层气产量为125×108m3，按国家规划，到2015年达300×108m3。因此，非常规气藏将成为我国天然气的主力军，但其自然产能低，必须借助大规模的分段改造才能实现工业开采［2］。

川西地区直井、定向井的“大排量、大液量”分段改造模式能够显著提高单井产量。目前，较为成熟的有连续油管带底封分段改造工艺和泵送桥塞工艺，但其成本较高，施工复杂，需要配套的工具和井口。单独使用73.0 mm油管不能满足“大排量、大液量”的改造要求;而单独使用88.9 mm油管虽然能满足排量要求，但却不能满足后期的排液要求。在此条件下，提出了73.0 mm+88.9 mm的组合式油管+环空同注多封隔器管柱结构。该工艺成本低，工艺简单，但施工过程中存在着管柱下移、封隔器提前坐封等诸多问题。本文从管柱力学入手，分析了导致问题的原因，以求提高完井管柱的可靠性和安全性。

1 组合式油管改造工艺

1.1 完井管柱结构

组合式油管+环空同注改造工艺是指将两种不同外径的油管通过丢手或筛管连接，兼顾从油管和套管大排量注入以及小尺寸油管快速返排的一种改造模式。在排量和分段数能够满足改造要求的情况下，该工艺被认定为非常规气藏开发的最优模式。组合式油管+环空同注管柱结构有两种常用结构:1)73 mm油管+丢手装置+Y241封隔器+88.9 mm油管+Y241封隔器;2)73 mm油管+筛管+Y443封隔器+88.9 mm油管+Y241封隔器。

1.2 目前存在问题

本文研究的川西致密砂岩气藏总体处于勘探评价阶段，与常规天然气藏相比，存在以下特点:1)在高地层压力和破裂压力下，“大排量、大液量”分段压裂易造成井壁失稳;2)储层埋藏深，且纵向钻遇多个储层，导致井身结构复杂，井筒作业难度大;3)储层压力系数高，完井井控安全和大排量分段压裂难以兼顾;4)井筒安全性与经济性矛盾突出，高效开发难度大;5)砂岩模式下较为成熟的管柱设计是否适用于致密砂岩气藏有待考证;6)常规井口装置等配套设备不能满足大排量、大液量和多段压裂要求。在目前已施工的直井/定向井油管+套管同注多封隔器管柱中，存在管柱下移、封隔器提前坐封、丢手作业时封隔器提前解封、施工时管柱变形工具无法通过、管柱受力过大以及中心管断裂等问题。Y241封隔器丢手时管柱上行，上部管柱上提距离不好控制。如X3井Y241单向卡瓦封隔器上提6 t解封，X33井由于泥浆沉淀，封隔器提前坐封，压差滑套无法开启。

1.3 解决方法

针对施工过程中存在的问题，本文从管柱受力出发，在温度和压力作用下，分析六种效应对管柱的作用。采用适用于川西地区的压力、温度分布预测方法，预测管柱出现问题的可能性，并对管柱结构及施工步骤进行优化，以避免管柱井下事故的发生。

2 管柱受力分析

2.1 管柱受力影响因素

大部分油气井是通过油管－封隔器系统进行完井和改造作业。技术人员最关心的是油管的安全性和封隔器的密封性。而影响封隔器井下工作状况的主要因素是温度和压力，如果油管－封隔器系统随温度、压力变化而受力过大，可能导致油管断脱和封隔器失效，甚至造成管柱无法起出等恶性事故。在目前的技术、经济条件下，要想实测其在井下的受力情况难度很大，因此，唯一有效的办法是建立理论模型预测各种工况下管柱的受力情况，从而优化管柱设计，提高管柱的可靠性和安全性。本文在介绍六种效应的基础上，对温度及压力分布预测的核心问题进行分析。

调研前人研究成果［3］，井下温度和压力对管柱的受力影响主要表现在四种效应:1)活塞效应。因油管内、外压力作用在管柱直径变化处和密封管的端面产生的上下压差;2)鼓胀效应。因压力作用在管柱内外壁产生的内外压差;3)温度效应。因管柱所处温度变化而引起的管柱长度变化;4)螺旋弯曲效应。因压力作用在封隔器密封管端面和管柱内壁引起的封隔器上部部分油管呈螺旋弯曲状态。除上述四种由温度、压力变化引起的效应外，还包括另外两种效应:1)轴力效应(重力效应)。由管柱自身重力及浮力作用产生的管柱伸长;2)离心流动效应。在管柱弯曲段，高速流体通过对管柱产生的附加摩擦阻力。因此，计算油管柱在井内自由移动时的位移，就是计算在初始、终了状态下油管柱自由变形时的长度变化值。可以采用六种效应叠加法计算油管柱长度的变化。若在管柱坐封的条件下，可分析封隔器是否解封、移动等。

2.2 各种效应的计算方法

(1)活塞效应:由于活塞效应产生的管柱伸长量［4］。

式中，ΔL1为活塞(虎克)伸长量。

(2)屈曲效应［4］:

式中，ΔL2为弯曲伸长量。

(3)鼓胀效应［4］:

(4)温度效应［4］:

(5)轴力效应［4］:重力作用对管柱产生的伸长量。(6)离心流动效应:单位长度螺旋屈曲段惯性离心力［4］。

式中，Rk为弯曲井眼的曲率;ρ为管内流体密度;v为流体流速。

综上所述，井下管柱因温度和压力变化而自由移动，产生的变形位移为:

3 各工况下井筒压力、温度分布研究

在井筒的整个生命周期中，主要经历注入、排液和生产三个阶段。

3.1 注入过程井筒温度分布规律

井筒内温度和压力的变化对井下管柱会产生较大影响，当井筒内充满静止液体时，考虑地层为稳定热源，通常采用地层温度的常用公式计算井筒内静止液柱的温度分布［5－6］:

对于注入阶段井筒温度的分布计算，国内外许多计算模型是采用径向热传导和井筒热对流相耦合的方法进行计算，计算过程复杂，涉及相关参数多，实际应用中效果并不好。通过相关文献调研，我们选取其中一种注入作业井筒温度分布计算模型，计算方法较为简单，计算结果与实际比较吻合。模型如下［7］:

表1 理论与实测压力对比

3.2 注入过程井筒压力分布规律

压裂施工时井口泵压计算如下［4］:

3.3 排液过程井筒温度、压力分布规律

排液过程的井筒压力、温度分布规律与注入过程类似，只是方向不同，因此可以参考注入过程井筒压力、温度分布计算模型进行计算，具体建模过程不再赘述。

3.4 生产过程中井筒温度、压力分布规律

产气阶段的井筒压力、温度分布一直备受学者关注，也是一大难题。Kirkpatrick［8］早在1959年就发表了有关预测自喷井温度分布的文章，后来Ramey［9］又提出了近似的方法，Satter［10］在其方法上又做了改进，使其更接近实际情况。后来又不断出现其他方法。

井筒内温度、压力的计算过程实际上是温度和压力互相耦合的过程，在预测温度时，需已知压力梯度、定压比热、焦耳－汤姆逊效应系数和总传热系数等物性参数，而这些参数均是压力、温度的函数;同样，预测压力时，需要知道温度和压缩因子、摩阻系数等物性参数，这些参数亦是压力和温度的函数，而此时的压力、温度未知。由此可见，压力和温度之间相互藕合，不能单独计算，需采用双重迭代法同时求解。

本文在参考大量文献的基础上优选出适合川西地区生产阶段的井筒温度、压力模型。同前面建立注入过程中井筒压力、温度分布模型相似，首先对斜井段的井筒内气体流动过程进行分析，从基本方程及气体状态方程出发，建立综合描述气体稳定流动时其压力、温度、流速及密度分布的常微分方程组，并采用四阶龙格－库塔法直接数值求解，计算结果更加快速、准确。建立微分方程组如下［11］:

4 实例分析

X22－1井采用73 mm油管+筛管+Y443封隔器+88.9 mm油管+Y241封隔器组合式油管+环空同注管柱结构。压裂过程中，当油管/环空排量为2.7，4 m3/min 时，油压突降 16.5 MPa(71.8↓55.3)，套压突降17.9 MPa(67.9↓50)，随后油压再降至51.5 MPa，套压降至45.7 MPa，油套压相差约5.8 MPa。针对该井情况，结合注入时温度、压力分布方法，对管柱进行受力分析，结果见图1。分析得出导致压力骤降的原因可能为:

(1)4#滑套打开;

(2)Y443封隔器上部管柱断裂，导致管柱下移;

对于低年级孩子来说，作文评语有时可能被孩子忽略了，有时孩子还不是很懂老师的意思。所以，只写评语是不够的。每次习作我都坚持及时面批，让孩子看着老师改他的作文，具体地进行指导。面批，让孩子直观了解自己的作文，哪些地方这样写是好的，哪些地方怎样改会更好。要让孩子体会到老师的鼓励，老师对他作文的热情和重视。低年级学生的作文篇幅不长，老师若利用好零散的课余时间，是可以做到人人面批的。

(3)Y443封隔器下部管柱断裂，导致管柱下移;

(4)Y443封隔器解封;

(5)工具质量问题导致管柱断裂。

分析发现，4#滑套正常开启压力为12～14 MPa，而节流摩阻最大3 MPa，远小于开启压力。