CN110847883A - 一种井口装置抬升高度预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种井口装置抬升高度预测方法，属于油田开发领域。该方法包括：收集气井的基础资料。利用基础资料建立井筒温度计算模型，并利用井筒温度计算模型获取气井内各层管柱的温度分布。基于基础资料和气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，并根据多管柱热应力模型计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，完成气井在不同产气量下对井口装置升高值的计算。本发明提供的井口装置抬升高度预测方法可以计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，完成气井在不同产气量下对井口装置升高值的计算，为后续高温、高压、高产、高酸性气井的高效开发奠定基础。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别涉及一种井口装置抬升高度预测方法。
背景技术
在油气田开采过程中，高温、高压、高产、高酸性气井的井口温度高，当产量变化时，会出现井口温度差，而该温度差会使得井口自由段套管产生热应力变化，进而导致井口装置被抬升，破坏气井完整性，损坏地面设备。为了确保高温、高压、高产、高酸性气井的安全高效开发，对井口装置被抬升的高度进行预测是十分必要的。其中，气井的井身结构具体可参见附图1。
发明内容
本发明实施例提供了一种井口装置抬升高度预测方法，可解决上述技术问题。具体技术方案如下：
本发明实施例提供了一种井口装置抬升高度预测方法，所述方法包括：
收集气井的基础资料；
利用所述基础资料建立井筒温度计算模型，并利用所述井筒温度计算模型获取所述气井内各层管柱的温度分布；
基于所述基础资料和所述气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，并根据所述多管柱热应力模型计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，完成所述气井在不同产气量下对所述井口装置升高值的计算。
在一种可能的设计中，所述井筒温度计算模型为：
其中，ρ为气体密度，kg/m3；v为流速，m/s；z为深度，m；p为压力，Pa；
ke为地层导热率，J/m·K；f(tD)为无因次时间函数；tD为无因次时间，无因次量；rti为油管内径，mm；Uti为总传热系数，W/m·K；g为重力加速度，9.81m/s2；θ为井斜角，度；f为摩阻系数，无因次；d为管子内径，m；T为流动流体温度，K；Tci为地层初始温度，Zg为气体压缩因子，无因次，R为气体常数，8.314J/(K·mol)；M为天然气的分子量，kg/kmol，Cp为定压比热，J/kg·K；|v|是流速v的模数。
在一种可能的设计中，所述多管柱热应力模型包括：
其中，ΔV1为油层套管径向热膨胀引起油套环空体积的减小量，m2；Δx为自由段套管的长度，m；ΔT为温度变化量，℃；ub1为套管自身温度变化引起其外表面的法向位移，m；ΔV2为油套环空内流体热膨胀体积增量，m2；a1为技术套管内径，m；ac为油套环空流体热膨胀系数，1/℃；ΔV3为环空流体热胀效应及管***移引起油套环空压力上升，压缩油层套管内外表面引起的环空油套体积增量，m2；E为钢的弹性模量，MPa；Δp为油套环空压力变化量，MPa；ub2为油层套管外表面的径向位移，m；ΔV4为环空流体压力升高引起的油套环空流体体积压缩量，m2；Ec为环空流体体积弹性模量，MPa；α为管材的热膨胀系数，12.45×10-6，1/℃；εT为自由段套管温度效应引起的应变，m；εhel为套管发生螺旋屈曲时引起的缩短量，m；EI为套管抗弯刚度，kN·m2；FF为套管段有效屈曲轴向力，kN；εP为油套环空附加压力引起的套管轴向应变，m；μ为管材的泊松比；a为油层套管内半径，m；b为油层套管外半径，m；εa为由温度引起自由套管段产生附加轴向力导致的套管轴向应变，m；A0为套管的初值横截面积，m2；A1为套管热膨胀后的横截面积，m2；ΔF为自由套管段附加轴向力，N；L为自由段套管长度，m。
在一种可能的设计中，所述计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，包括：
其中，Ki为第i层套管的轴向刚度，i＝0、1、2(表层套管、技术套管、油层套管)，N/m；E为套管材料的弹性模量，Pa；Ai第i层套管的截面积，m2；Li为第i层套管的未固井段长度竖直分量，m，w为同一层套管不同尺寸的套管段数；ΔFi为第i层套管热伸长产生的轴向力，N；zi为第i层套管自由段长度，m；Δz为井口装置由于受到环空流体热膨胀和油套管热伸长而引起的抬升高度，m；ΔFi-thermal为各层套管在井口处的热膨胀力，Pa；ΔLthermal为井口装置热伸长量，m。
在一种可能的设计中，所述井口装置抬升高度预测方法还包括：结合井口装置所受的油压和套压，计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，包括：
其中，Fend1为油压作用下井口装置轴向载荷，N；rtube为油管内半径，m；ptube为投产采气后的油压，Pa；Fend2为套压作用下井口装置轴向载荷，N；rcasing为油层套管内半径，m；Rtube为油管外半径，m；pcasing为投产采气后的套压，Pa；W油套压为油套压作用下井口装置受到的轴向力，m；Δzj为井口在油套压作用下产生的升高值，m；Ksys为***的复合刚度，N/m。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明实施例提供的井口装置抬升高度预测方法，通过收集气井的基础资料，并利用该基础资料建立井筒温度计算模型，利用井筒温度计算模型获取气井内各层管柱的温度分布。随后，基于基础资料和气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，根据多管柱热应力模型即可计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，完成气井在不同产气量下对井口装置升高值的计算，为后续高温、高压、高产、高酸性气井的高效开发奠定基础。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的气井井身结构示意图；
图2是本发明实施例提供的环空流体热膨胀示意图；
图3是本发明实施例提供的井口装置抬升受力示意图；
图4是本发明实施例提供的各层管柱伸长量示意图；
图5是本发明实施例提供的川渝地区某气藏3口气井的井口温度对比图；
图6是本发明实施例提供的川渝地区某气藏3口气井的井口装置抬升高度对比图；
图7是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X1井的油管安全系数示意图；
图8是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X1井的套管安全系数示意图；
图9是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X2井的套管安全系数示意图；
图10是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X2井的套管安全系数示意图；
图11是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X3井的套管安全系数示意图；
图12是本发明实施例提供的川渝地区某气藏X3井的套管安全系数示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
需要说明的是，开展生产气井井口装置抬升高度预测主要有两个目的：一是计算当前产气量下井口抬升高度，并进行井口装置和管柱强度校核，评价该工况下气井井筒完整性；二是开展不同产气量下井口抬升高度预测，确定抬升高度阈值，为制定合理的生产制度提供参考。
本发明实施例提供了一种井口装置抬升高度预测方法，该方法包括：
步骤1、收集气井的基础资料。
步骤2、利用基础资料建立井筒温度计算模型，并利用井筒温度计算模型获取气井内各层管柱的温度分布。
步骤3、基于基础资料和气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，并根据多管柱热应力模型计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，完成气井在不同产气量下对井口装置升高值的计算。
本发明实施例提供的井口装置抬升高度预测方法，通过收集气井的基础资料，并利用该基础资料建立井筒温度计算模型，利用井筒温度计算模型获取气井内各层管柱的温度分布。随后，基于基础资料和气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，根据多管柱热应力模型即可计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，完成气井在不同产气量下对井口装置升高值的计算，为后续高温、高压、高产、高酸性气井的高效开发奠定基础。
为了准确获取气井内各层管柱的温度分布，可以将该井筒温度计算模型设置为：
其中，ρ为气体密度，kg/m3；v为流速，m/s；z为深度，m；p为压力，Pa；
ke为地层导热率，J/m·K；f(tD)为无因次时间函数；tD为无因次时间，无因次量；rti为油管内径，mm；Uti为总传热系数，W/m·K；g为重力加速度，9.81m/s2；θ为井斜角，度；f为摩阻系数，无因次；d为管子内径，m；T为流动流体温度，K；Tci为地层初始温度，Zg为气体压缩因子，无因次，R为气体常数，8.314J/(K·mol)；M为天然气的分子量，kg/kmol，Cp为定压比热，J/kg·K；|v|是流速v的模数。
需要说明的是，井口装置自身重量对井口抬升起“负”作用，会阻止井口向上移动，而油套压力对井口抬升起“正”作用，会促使井口向上移动，因此，井口装置最终的抬升量是井口自身重量、油套压力、多管柱力学以及环空流体热膨胀效应综合作用的结果。
在本发明实施例中，该多管柱热应力模型包括：
其中，ΔV1为油层套管径向热膨胀引起油套环空体积的减小量，m2；Δx为自由段套管的长度，m；ΔT为温度变化量，℃；ub1为套管自身温度变化引起其外表面的法向位移，m；ΔV2为油套环空内流体热膨胀体积增量，m2；a1为技术套管内径，m；ac为油套环空流体热膨胀系数，1/℃；ΔV3为环空流体热胀效应及管***移引起油套环空压力上升，压缩油层套管内外表面引起的环空油套体积增量，m2；E为钢的弹性模量，MPa；Δp为油套环空压力变化量，MPa；ub2为油层套管外表面的径向位移，m；ΔV4为环空流体压力升高引起的油套环空流体体积压缩量，m2；Ec为环空流体体积弹性模量，MPa；α为管材的热膨胀系数，12.45×10-6，1/℃；εT为自由段套管温度效应引起的应变，m；εhel为套管发生螺旋屈曲时引起的缩短量，m；EI为套管抗弯刚度，kN·m2；FF为套管段有效屈曲轴向力，kN；εP为油套环空附加压力引起的套管轴向应变，m；μ为管材的泊松比；a为油层套管内半径，m；b为油层套管外半径，m；εa为由温度引起自由套管段产生附加轴向力导致的套管轴向应变，m；A0为套管的初值横截面积，m2；A1为套管热膨胀后的横截面积，m2；ΔFi为自由套管段附加轴向力，N；L为自由段套管长度，m。上述ΔV1、ΔV2、ΔV3、ΔV4变化可参见附图2。
可见，本发明在建立上述多管柱热应力模型时，同时考虑了油套环空压力变化量以及自由套管段附加轴向力的影响，保证了后续对井口装置抬升高度的预测更加精准。
为了能够实现对井口装置升高值的准确预测，该计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，包括：
其中，Ki为第i层套管的轴向刚度，i＝0、1、2(表层套管、技术套管、油层套管)，N/m；E为套管材料的弹性模量，Pa；Ai第i层套管的截面积，m2；Li为第i层套管的未固井段长度竖直分量，m，w为同一层套管不同尺寸的套管段数；ΔFi为第i层套管热伸长产生的轴向力，N；zi为第i层套管自由段长度，m；Δz为井口装置由于受到油套环空压力变化量和自由套管段附加轴向力而引起的抬升高度，m；ΔFi-thermal为各层套管在井口处的热膨胀力，Pa；ΔLthermal为井口装置热伸长量，m。
此外，该井口装置抬升高度预测方法还包括：结合井口装置所受的油压和套压，计算气井在产气量上升后，井口装置的升高值，包括：
其中，Fend1为油压作用下井口装置轴向载荷，N；rtube为油管内半径，m；ptube为投产采气后的油压，Pa；Fend2为套压作用下井口装置轴向载荷，N；rcasing为油层套管内半径，m；Rtube为油管外半径，m；pcasing为投产采气后的套压，Pa；W油套压为油套压作用下井口装置受到的轴向力，m；Δzj为井口在油套压作用下产生的升高值，m；Ksys为***的复合刚度，N/m。井口装置的抬升受力情况以及各层管柱的伸长量可分别参见附图3和附图4。
可见，本发明在对井口装置抬升高度进行预测时还考虑到了井下油管压力和套管压力的影响，进一步提高了对井口装置抬升高度预测的准确度。
可以理解的是，井口装置的实际抬升高度即为：上述Δz与Δzj之和。
需要说明的是，上述各公式中的参数均可以根据上述基础资料直接获取或计算得到。
此外，为了在预测得到井口装置抬升高度的同时，对油套管柱进行强度校核，可以计算气井内各层管柱在发生伸长后对井口装置产生的上顶力，并根据井口装置的设备型号，查得各层管柱与其的连接强度，对井口装置进行强度校核；同时，根据油套管柱强度校核理论，及油套管柱在伸长后的应力分布，对油套管柱进行强度校核。
以下以川渝地区某气藏3口高温高压大产量酸性气井X1井、X2井和X3井为例，分别收集3口井的基础资料。
X1井：地层压力为76MPa，地层温度为140℃左右。完井管柱结构为：完井封隔器+油管。产量为65×104m3/d，油压为64MPa，井口温度为86.3℃，井口装置抬升高度实测为48mm左右。分析固井质量测井资料可知，该井表层套管自由段为367m，技术套管自由段长度为20m，油层套管自由段长度为13m。
X2井：地层压力75.6MPa，地层温度为130℃左右。完井管柱结构为：完井封隔器+油管。产量70.10×104m3/d时，井口油压为61.13MPa，井口温度为96.77℃，井口装置抬升高度实测为11mm左右。分析固井质量测井资料可知，该井表层套管自由段为166m，技术套管自由段长度为18m，油层套管自由段长度为24m。
X3井：地层压力75.8MPa，地层温度为140℃左右。完井管柱结构为：完井封隔器+油管。产量为145×104m3/d，油压为56MPa，井口温度为102.1℃，井口装置抬升高度实测为6mm左右。分析固井质量测井资料可知，该井表层套管自由段为20m，技术套管自由段长度为16m，油层套管自由段长度为10m。
根据建立的井筒温度模型，分别计算3口井的井筒温度压力分布，并与现场实际监测数据对比，如附图5所示，X1、X2、X3温度理论计算值与实测值分别相差1.6℃、1.72℃和2.6℃，与软件预测值比较可知，本方法预测结果实测值更接近。
利用建立的多管柱热应力模型，并查阅得到井口装置载荷，计算当前产气量工况条件下的井口装置抬升高度，如图6所示，X1、X2、X3三个井口装置的抬升高度计算值与实测值分别相差为3mm、2.22mm和1.2mm，与软件预测值比较可知，本方法预测结果实测值更接近。
在井口装置出现抬升后，与之相连的油套管柱受承受的载荷也发生了改变，需要重新校核管柱的安全系数。在预测得到井口装置抬升高度的同时，也计算得到各层管柱在发生伸长后对井口装置产生的上顶力，根据井口装置设备参数，查得各层管柱与其的连接强度，对井口装置进行强度校核；根据油套管柱强度校核理论，及油套管柱在伸长后的应力分布，对油套管柱进行强度校核，结果分别见下表，以及图7、图8、图9、图10、图11、图12。
| 套管上顶力(吨) | X1井 | X2井 | X3井 | 最大防顶力(吨) | 结论 |
| 表层套管 | 76.3 | 58.43 | 43.16 | 450 | 强度满足要求 |
| 技术套管 | 18.57 | 38.39 | 35.57 | 220 | 强度满足要求 |
| 油层套管 | 27.27 | 13.61 | 18.42 | 500 | 强度满足要求 |
经分析可知，3口井口装置、井油套管柱强度在当前工况下满足要求。
本发明适用于所有油气井。在不含酸性气体，或油管柱中不带完井封隔器、油套环空不含环空保护液的井中均适用。
综上，本发明探索并发现了影响井口抬升的关键因素，识别井口抬升存在的主要风险，对气井生产过程中井口和管柱的完整性做出分析和评价，对评估和保障高温高压大产量酸性气井安全、高效的开采具有非常重要的意义。
此外，本发明针对性很强，是国内首次专门针对高温高压大产量酸性气井井身结构中带完井封隔器并有环空保护液存在时的井口抬升问题而形成的方法。并且，本发明全面考虑高温高压大产量酸性气井井口-油管-完井封隔器-环空保护液-自由段套管的多管柱***中各种效应，并且利用固井质量测井资料确定自由段套管的长度，建立了基于多管柱力学模型的井口装置抬升高度预测方法，计算结果更加符合实际情况；最后，本发明在计算井口抬升高度的同时，还能实时计算对应工况下油套管柱载荷分布，开展井口装置、油套管柱强度校核，及时掌握气井井筒完整性状况，保证气井正常生产，这对于高效开发高温高压气藏具有非常重要的意义。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (5)
1.一种井口装置抬升高度预测方法，其特征在于，所述方法包括：
收集气井的基础资料；
利用所述基础资料建立井筒温度计算模型，并利用所述井筒温度计算模型获取所述气井内各层管柱的温度分布；
基于所述基础资料和所述气井内各层管柱的温度分布，建立多管柱热应力模型，并根据所述多管柱热应力模型计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，完成所述气井在不同产气量下对所述井口装置升高值的计算。
2.根据权利要求1所述的井口装置抬升高度预测方法，其特征在于，所述井筒温度计算模型为：
其中，ρ为气体密度，kg/m3；v为流速，m/s；z为深度，m；p为压力，Pa；ke为地层导热率，J/m·K；f(tD)为无因次时间函数；tD为无因次时间，无因次量；rti为油管内径，mm；Uti为总传热系数，W/m·K；g为重力加速度，9.81m/s2；θ为井斜角，度；f为摩阻系数，无因次；d为管子内径，m；T为流动流体温度，K；Tci为地层初始温度，Zg为气体压缩因子，无因次，R为气体常数，8.314J/(K·mol)；M为天然气的分子量，kg/kmol，Cp为定压比热，J/kg·K；|v|是流速v的模数。
3.根据权利要求1所述的井口装置抬升高度预测方法，其特征在于，所述多管柱热应力模型包括：
其中，ΔV1为油层套管径向热膨胀引起油套环空体积的减小量，m2；Δx为自由段套管的长度，m；ΔT为温度变化量，℃；ub1为套管自身温度变化引起其外表面的法向位移，m；ΔV2为油套环空内流体热膨胀体积增量，m2；a1为技术套管内径，m；ac为油套环空流体热膨胀系数，1/℃；ΔV3为环空流体热胀效应及管***移引起油套环空压力上升，压缩油层套管内外表面引起的环空油套体积增量，m2；E为钢的弹性模量，MPa；Δp为油套环空压力变化量，MPa；ub2为油层套管外表面的径向位移，m；ΔV4为环空流体压力升高引起的油套环空流体体积压缩量，m2；Ec为环空流体体积弹性模量，MPa；α为管材的热膨胀系数，12.45×10-6，1/℃；εT为自由段套管温度效应引起的应变，m；εhel为套管发生螺旋屈曲时引起的缩短量，m；EI为套管抗弯刚度，kN·m2；FF为套管段有效屈曲轴向力，kN；εP为油套环空附加压力引起的套管轴向应变，m；μ为管材的泊松比；a为油层套管内半径，m；b为油层套管外半径，m；εa为由温度引起自由套管段产生附加轴向力导致的套管轴向应变，m；A0为套管的初值横截面积，m2；A1为套管热膨胀后的横截面积，m2；ΔF为自由套管段附加轴向力，N；L为自由段套管长度，m。
4.根据权利要求3所述的井口装置抬升高度预测方法，其特征在于，所述计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，包括：
其中，Ki为第i层套管的轴向刚度，i＝0、1、2(表层套管、技术套管、油层套管)，N/m；E为套管材料的弹性模量，Pa；Ai第i层套管的截面积，m2；Li为第i层套管的未固井段长度竖直分量，m，w为同一层套管不同尺寸的套管段数；ΔFi为第i层套管热伸长产生的轴向力，N；zi为第i层套管自由段长度，m；Δz为井口装置由于受到环空流体热膨胀和油套管热伸长而引起的抬升高度，m；ΔFi-themal为各层套管在井口处的热膨胀力，Pa；ΔLthermal为井口装置热伸长量，m。
5.根据权利要求1所述的井口装置抬升高度预测方法，其特征在于，所述井口装置抬升高度预测方法还包括：结合井口装置所受的油压和套压，计算所述气井在产气量上升后，所述井口装置的升高值，包括：
其中，Fend1为油压作用下井口装置轴向载荷，N；rtube为油管内半径，m；ptube为投产采气后的油压，Pa；Fend2为套压作用下井口装置轴向载荷，N；rcasing为油层套管内半径，m；Rtube为油管外半径，m；pcasing为投产采气后的套压，Pa；W油套压为油套压作用下井口装置受到的轴向力，m；Δzj为井口在油套压作用下产生的升高值，m；Ksys为***的复合刚度，N/m。
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