楊仲涵, 許發(fā)賓, 韋龍貴, 劉賢玉, 鄧文彪, 王斐斐

(1 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 2中國石油大學(xué)·華東)

一、技術(shù)難點(diǎn)及對策

南海西部W油田區(qū)域水深40 m，海底土泥質(zhì)松軟，成巖性極差，承壓能力低，給現(xiàn)場安全和高效作業(yè)造成諸多影響。一方面，如果井身結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，套管層次過多，則可能因?yàn)闇\部地層未能提供足夠的承載力而發(fā)生井口下沉等風(fēng)險(xiǎn)；另一方面，倘若隔水導(dǎo)管入泥深度過淺，則可能因隔水導(dǎo)管未能有效封隔淺部松軟地層而導(dǎo)致表層鉆進(jìn)時(shí)發(fā)生井漏、失返等復(fù)雜情況，甚至被迫提前下套管固井。為此，工程技術(shù)人員在原有?762 mm+?508 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm常規(guī)井身結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)上，通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化分析，省略?762 mm套管，優(yōu)選?508 mm套管壁厚尺寸和優(yōu)化入泥深度，保證井口穩(wěn)定并為下一開提供足夠的安全密度窗口，在降低工程投資同時(shí)減輕井口承載力。作者在前人研究基礎(chǔ)上，創(chuàng)新提出了橫向力學(xué)、縱向力學(xué)以及水力學(xué)三位一體的隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性綜合分析思路和方法(如表1)，為保證現(xiàn)場安全作業(yè)，持續(xù)降本增效提供了重要參考依據(jù)。

表1 表層隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性分析思路

二、隔水導(dǎo)管橫向力學(xué)穩(wěn)定性分析

隔水導(dǎo)管橫向力學(xué)穩(wěn)定性分析旨在于優(yōu)選、校核隔水導(dǎo)管尺寸鋼級(jí)，保證其可以抵御風(fēng)浪流作用而不發(fā)生屈服彎曲等復(fù)雜情況。該油田原有開發(fā)井隔水導(dǎo)管尺寸為?762 mm，為進(jìn)一步優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和降低工程投資，新增調(diào)整井設(shè)計(jì)采用?508 mm隔水導(dǎo)管，亟需通過隔水導(dǎo)管受力分析，結(jié)合不同的壁厚尺寸，優(yōu)選出適合井場海況條件且最為經(jīng)濟(jì)的管材類型。

該油田外掛井槽在海平面以上6 m處，以及海平面以下6 m和20 m處安裝有導(dǎo)向孔，因此在隔水導(dǎo)管受力分析中假設(shè)在以上各導(dǎo)向孔處為左右固定支點(diǎn)，另外隔水導(dǎo)管下端邊界視為泥面以下6倍樁徑處固支[1-2]，上部邊界橫向位移約束，縱向自由；隔水導(dǎo)管橫向上主要受到海風(fēng)、海浪及海流三者的作用，而在縱向上主要受井口載荷作用[3]，鉆井平臺(tái)防噴器組重量為40 t，而后續(xù)?339.7 mm以及?244.5 mm技術(shù)套管的懸掛重量均約為30 t，同時(shí)再考慮50 t的安全余量，因此設(shè)置?508 mm隔水導(dǎo)管所受井口載荷為150 t，隔水導(dǎo)管受力模型如圖1所示。

圖1 南海西部W油田新增井隔水導(dǎo)管受力示意圖

圖2 隔水導(dǎo)管有限元模型

?508 mm隔水導(dǎo)管所用材料為K55鋼材，其楊氏模量為210 GPa，泊松比0.3，最小屈服強(qiáng)度為379 MPa，密度取7.85 g/cm3。在建模過程中，結(jié)合隔水導(dǎo)管不同部位的受力特點(diǎn)，設(shè)置泥線以上部分隔水導(dǎo)管采用可承受拉、壓、彎作用的管單元，具有水動(dòng)力效應(yīng)和浮力效應(yīng)，而泥線以下部分隔水導(dǎo)管采用具有拉壓、扭轉(zhuǎn)和彎曲性能的單軸管單元，此單元不考慮流體的作用，由此建立隔水導(dǎo)管有限元模型如圖2所示[4]。而W油田海域海況條件如表2所示，為確保油田長期安全生產(chǎn)，在進(jìn)行隔水導(dǎo)管受力分析過程中考慮采用最為苛刻的100年重現(xiàn)期海況條件，根據(jù)表2中相關(guān)數(shù)據(jù)，結(jié)合Morison風(fēng)浪流計(jì)算模型計(jì)算得到作用力值，代入有限元模型計(jì)算得到了隔水導(dǎo)管的應(yīng)力分布情況，結(jié)果如圖3所示。

表2 南海西部W油田海域海況數(shù)據(jù)

圖3 隔水導(dǎo)管應(yīng)力圖(單位：Pa)

結(jié)合以上有限元模型，分析比對壁厚分別為11.13 mm、12.7 mm、14.3 mm、18 mm、20.62 mm以及25.4 mm的各類?508 mm隔水導(dǎo)管最大應(yīng)力值，結(jié)果如表3所示，并從中優(yōu)選滿足強(qiáng)度要求的尺寸型號(hào)。

表3 百年重現(xiàn)期海況下不同規(guī)格隔水導(dǎo)管最大應(yīng)力及強(qiáng)度安全系數(shù)

根據(jù)Q/HS 14009-2011《海上開發(fā)井隔水導(dǎo)管設(shè)計(jì)和作業(yè)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)》，并結(jié)合表3結(jié)果可知，壁厚為14.3 mm、18 mm、20.62 mm以及25.4 mm的4種?508 mm套管強(qiáng)度安全系數(shù)均大于1.25，滿足現(xiàn)場作業(yè)要求，可以在南海西部W油田作為隔水導(dǎo)管使用。同時(shí)，在保證安全的前提下，為節(jié)約工程投資費(fèi)用，避免管材浪費(fèi)，最終遴選出適用于W油田的最優(yōu)的?508 mm隔水導(dǎo)管壁厚為14.3 mm。

三、隔水導(dǎo)管縱向力學(xué)穩(wěn)定性分析

隔水導(dǎo)管縱向力學(xué)穩(wěn)定性分析旨在初步確定隔水導(dǎo)管入泥深度，保證其承載力滿足要求而不會(huì)發(fā)生井口下沉等風(fēng)險(xiǎn)。由于隔水導(dǎo)管橫截面積過小，故而海底土對其底部的支持力可以忽略不計(jì)，因此鉆井隔水導(dǎo)管的縱向受力主要由隔水導(dǎo)管上部井口載荷、自重、側(cè)壁摩擦力等三部分組成[5-6]。另一方面，插入至海底泥土中的隔水導(dǎo)管，由于其底部端面未與海水直接接觸，故而并不受到海水的浮力作用[7]，因此隔水導(dǎo)管自重按照在空氣中的重量進(jìn)行考慮。綜合上述分析，可得到隔水導(dǎo)管最小入泥深度Hmin計(jì)算公式為：

(1)

式中:Hmin—隔水導(dǎo)管最小入泥深度，m；Nw—井口載荷，kN；m—隔水導(dǎo)管外徑，m；δ—隔水導(dǎo)管壁厚，m；γs—導(dǎo)管鋼材密度，g/cm3；L—泥面以上隔水導(dǎo)管長度，m；fb—隔水導(dǎo)管在鉆井液中的浮力系數(shù)；f—隔水導(dǎo)管側(cè)壁單位摩擦力，kN。

對于本研究所采用的壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導(dǎo)管而言，隔水導(dǎo)管的入泥深度主要取決于隔水導(dǎo)管側(cè)壁摩擦力大小。W油田新增井一開采用?660.4 mm井眼鉆進(jìn)，下入?508 mm隔水導(dǎo)管并注水泥固井，隔水導(dǎo)管側(cè)壁摩擦力大小主要取決于水泥環(huán)與套管之間(第一膠結(jié)面)、水泥環(huán)與地層之間(第二膠結(jié)面)的膠結(jié)強(qiáng)度，兩個(gè)膠結(jié)面摩擦力大小可由式(2)及式(3)計(jì)算得到[8]：

f=0.0181ln(t)-0.0277

(2)

f′=0.0191ln(T)+0.0117

(3)

式中:f—水泥環(huán)與套管之間的單位面積摩擦力，MPa；t—水泥環(huán)與套管之間的作用時(shí)間，h；f′—水泥環(huán)與地層之間的單位面積摩擦力，MPa；T—水泥環(huán)與地層之間的作用時(shí)間，d。

根據(jù)式(2)及式(3)，并結(jié)合壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導(dǎo)管自重以及井口載荷，可計(jì)算得到滿足縱向力學(xué)穩(wěn)定性的最小入泥深度為41 m，如圖4所示。

四、隔水導(dǎo)管水力學(xué)穩(wěn)定性分析

隔水導(dǎo)管水力學(xué)穩(wěn)定性分析旨在進(jìn)一步優(yōu)化隔水導(dǎo)管入泥深度，封隔薄弱地層，保證其密度窗口滿足下一開?444.5 mm井段安全作業(yè)要求，而不會(huì)發(fā)生漏失等復(fù)雜情況。在海底淺部地層中，原地應(yīng)力大小關(guān)系一般為：水平最大主應(yīng)力>水平最小主應(yīng)力>上覆壓力，當(dāng)井筒液柱壓力克服上覆壓力以及地層抗剪強(qiáng)度時(shí)，地層即發(fā)生破裂，引起鉆井液漏失，于是有[9]：

Pf=τ+σ

(4)

圖4 ?508 mm隔水導(dǎo)管承載力與入泥深度關(guān)系曲線

因此海底淺部地層破裂壓力梯度為：

(5)

式中：ρf—地層破裂壓力當(dāng)量密度，g/cm3；pf—地層破裂壓力，MPa；τ—海底土抗剪強(qiáng)度，MPa；σ—上覆壓力，MPa；Hsoi—海底土埋深，m；Hsea—水深，m；Hwel—井口海拔高度，m。

根據(jù)式(5)，并結(jié)合W油田海域海底土質(zhì)參數(shù)資料，計(jì)算求得其海底淺部地層破裂壓力曲線如圖5所示。

圖5 淺層破裂壓力與鉆井環(huán)空ECD對比

W油田二開?444.5 mm井段鉆進(jìn)最大排量約為4 400 L/min，采用的鉆井液密度最大約為1.13 g/cm3，黏度PV最大為15.5 mPa·s，屈服值YP最大為12.5 Pa。結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際鉆井施工參數(shù)，運(yùn)用wellplan水力學(xué)分析軟件[10]，計(jì)算得到二開?444.5 mm井段鉆井作業(yè)時(shí)環(huán)空ECD曲線如圖5所示，與淺部地層破裂壓力曲線對比可知，假設(shè)隔水導(dǎo)管入泥41 m，地層破裂壓力小于井筒液柱當(dāng)量，表層鉆井時(shí)可能會(huì)存在井漏風(fēng)險(xiǎn)，必須進(jìn)一步增加隔水導(dǎo)管入泥深度以拓寬安全密度窗口。通過對比可知，當(dāng)隔水導(dǎo)管入泥至少達(dá)到50 m時(shí)，地層破裂壓力方能大于井筒液柱當(dāng)量，滿足水力學(xué)穩(wěn)定性要求。

五、新增井表層隔水導(dǎo)管優(yōu)化結(jié)果

南海西部W油田新增井隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性綜合分析結(jié)果如表4所示，綜合分析結(jié)果表明，在該海域采用鋼級(jí)K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導(dǎo)管能夠滿足強(qiáng)度要求，當(dāng)其入泥深度至少達(dá)到50 m時(shí)，可以維持井口穩(wěn)定并確保下一開有足夠安全密度窗口，保證現(xiàn)場作業(yè)安全順利。

表4 南海西部W油田表層隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性分析結(jié)果

六、現(xiàn)場應(yīng)用效果

南海西部W油田前期開發(fā)井表層隔水導(dǎo)管尺寸為?762 mm，入泥深度45 m，受群樁效應(yīng)及鄰井作業(yè)影響，表層鉆井施工時(shí)偶見漏失和井口失返等問題，甚至導(dǎo)致發(fā)生沉砂卡鉆等復(fù)雜情況，最終被迫采取注水泥堵漏措施，給現(xiàn)場安全順利作業(yè)造成極大困擾，且額外耗費(fèi)了大量人力物力和鉆機(jī)時(shí)間。為保證現(xiàn)場作業(yè)安全和持續(xù)降本增效，結(jié)合本研究成果，新增調(diào)整井W9井設(shè)計(jì)采用了鋼級(jí)K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導(dǎo)管，并進(jìn)一步優(yōu)化隔水導(dǎo)管入泥深度至50 m。現(xiàn)場應(yīng)用效果良好，施工作業(yè)過程中未見井漏、井口失返等復(fù)雜情況，而且始終保持井口穩(wěn)定而未發(fā)生下沉等風(fēng)險(xiǎn)，確保了現(xiàn)場作業(yè)安全順利。通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，優(yōu)選表層隔水導(dǎo)管尺寸規(guī)格，最終有效節(jié)約工程投資超過200萬元，縮短作業(yè)周期近3 d，降本增效成果顯著。

七、結(jié)論

(1)結(jié)合南海西部W油田海底土特征及風(fēng)浪流條件，通過分析比對7種壁厚規(guī)格的管材受力情況，最終優(yōu)選采用鋼級(jí)K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水導(dǎo)管，從而簡化了W油田開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)，并同時(shí)將隔水導(dǎo)管入泥深度優(yōu)化至50 m，有效保持了井口穩(wěn)定性，并且克服了該地區(qū)表層鉆進(jìn)易井漏失返的難題，為現(xiàn)場安全作業(yè)提供了重要技術(shù)支持，降本增效顯著。

(2)通過本研究，創(chuàng)新提出了橫向力學(xué)、縱向力學(xué)以及水力學(xué)“三位一體”的隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性綜合分析方法，為后續(xù)類似隔水導(dǎo)管問題提供了新的思路和參考，具有十分重要的意義。