某井固井試壓套管柱密封失效原因分析

呂拴錄，滕學(xué)清，胥志雄，李曉春，楊成新，徐席明，郭洪志，王俊友，張明輝

（1.中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系，北京102249；2.塔里木油田，新疆庫(kù)爾勒841000；3.斯倫貝謝公司，北京100015）

某井固井試壓套管柱密封失效原因分析

呂拴錄1，2，滕學(xué)清2，胥志雄2，李曉春2，楊成新2，徐席明2，郭洪志3，王俊友2，張明輝2

（1.中國(guó)石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系，北京102249；2.塔里木油田，新疆庫(kù)爾勒841000；3.斯倫貝謝公司，北京100015）

某井在固井試壓時(shí)套管柱密封失效，采用擠水泥堵漏措施，試壓時(shí)套管柱仍然不密封。對(duì)管柱泄漏事故進(jìn)行調(diào)查，對(duì)擠水泥堵漏、試壓泄漏和測(cè)井檢查結(jié)果等進(jìn)行分析，認(rèn)為套管磨損而產(chǎn)生縱向穿透裂紋是發(fā)生泄漏的直接原因。進(jìn)一步分析認(rèn)為，套管磨損既與井身質(zhì)量有關(guān)，也與鉆井工藝有關(guān)。提出了防止套管磨損失效的建議。

套管柱；固井；泄漏；分析

套管柱密封失效是油田在固井過(guò)程中常見(jiàn)的失效形式之一。套管柱密封失效與套管破裂和螺紋接頭泄漏有關(guān)，原因涉及到套管材料質(zhì)量、接頭上扣轉(zhuǎn)矩、螺紋脂質(zhì)量、套管磨損、固井工藝等，是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程問(wèn)題［1-7］。發(fā)生套管柱泄漏事故之后，油田通常采用擠水泥的方法進(jìn)行補(bǔ)救，由于不知道套管泄漏的真正原因，擠水泥并不能堵住套管柱泄漏通道。因此，分析在固井試壓過(guò)程中套管柱密封失效的真正原因，才能采取有效預(yù)防措施，防止此類(lèi)事故再次發(fā)生。

2011-07-16，某井三開(kāi)采用了垂直鉆井技術(shù)，鉆至井深4 466 m。273.05 mm×13.84 mm套管下至0～4 466 m井段。套管試壓10 MPa，穩(wěn)壓30 min，沒(méi)有漏失。

該井在四開(kāi)過(guò)程中井口不正，套管頭等井口設(shè)備嚴(yán)重磨損。2011-10-02起鉆檢查發(fā)現(xiàn)892～1 457m井段和892～1 457 m井段的鉆桿接頭磨損嚴(yán)重。1 457～1 651 m井段的鉆桿接頭耐磨帶有輕微磨損。

2012-01-29，該井下201.7 mm×15.12 mm尾管到6 546.8～4 270.65 m井段。2012-02-28套管試壓，套管內(nèi)壓力從14.2 MPa降至0，證明套管柱上已經(jīng)存在很大的穿透壁厚的通道。

2012-03-03—04，經(jīng)過(guò)多次擠水泥，套管內(nèi)壓從4.1 MPa下降至1.5 MPa。2012-03-19—20，經(jīng)過(guò)多次擠水泥施工，套管內(nèi)壓從5 MPa下降至3.4 MPa。隨后對(duì)該井進(jìn)行了測(cè)井檢查。

1 測(cè)井檢查結(jié)果

1） 測(cè)井時(shí)對(duì)50～1 450 m井段采用的縱向分辨率為76.20 mm（3.0 in），在1 440～1 807 m井段采用的縱向分辨率為38.1 mm（1.5 in），在1 750～1 800 m井段采用的縱向分辨率為15.24 mm（0.6 in），所測(cè)試的全部井段周向分辨率為5°。實(shí)際在50～1 450 m井段、1 440～1 807 m井段和1 750～1 800 m井段，探頭獲得的每個(gè)測(cè)試值是直徑為21.59 mm的圓面積內(nèi)的平均值。

2） 在50～875 m井段固井質(zhì)量差，SLG環(huán)空基本被大量氣體（紅色）及大量流體（藍(lán)色）填充；在875～1 630 m井段整體固井質(zhì)量好；在1 630～1 807 m井段（人工井底上部177 m井段）固井質(zhì)量差，有大量連續(xù)大串槽，液體充填。

3） 在160～280 m、640～750 m、790～976 m和1 048～1 140 m井段的套管被嚴(yán)重磨損。其中，1 069～1 068 m和1 075～1 085 m井段磨損最嚴(yán)重（如圖1）。在井深1 076.6 m位置，套管磨損深度達(dá)到5.2 mm，套管內(nèi)徑擴(kuò)大了11.2 mm。其他井段套管多處平均磨損深度也達(dá)到了3～4 mm。

4） 在1 756～1 793.76 m井段采用最高分辨率檢測(cè)，未發(fā)現(xiàn)套管內(nèi)壁磨損。

圖1 克深203井測(cè)井影像

5） 在1 794.07～1 807.31 m井段套管?chē)?yán)重磨損。在井深1 800.90 m位置，套管磨損深度達(dá)到3.80 mm，套管內(nèi)徑擴(kuò)大了3.80 mm。

2 套管柱泄漏原因分析

2.1 固井質(zhì)量差降低了套管柱密封性能

油氣井固井注水泥作業(yè)主要目的是對(duì)套管外環(huán)空進(jìn)行有效封隔，防止油氣井鉆井、增產(chǎn)作業(yè)和生產(chǎn)過(guò)程中的地層流體竄流，并形成完整的水泥環(huán)，有效支撐和保護(hù)套管。如果固井質(zhì)量不合格，固井水泥環(huán)不連續(xù)，在非均勻的應(yīng)力作用下，套管極易發(fā)生變形或損壞。

測(cè)井結(jié)果表明該井多井段固井質(zhì)量不好，有大量連續(xù)液體充填的大串槽。這說(shuō)明水泥環(huán)本身不能防止地層流體竄流。該井套管已經(jīng)泄漏，套管里的流體很容易沿著這些連續(xù)的液體串槽流出。如果地層壓力高于套管內(nèi)壓，地層流體很容易沿著這些連續(xù)的液體串槽流入套管。該井多處套管磨損之后發(fā)生了橢圓變形，這可能也與固井質(zhì)量不好，套管受到非均勻載荷有關(guān)。

2.2 磨損降低了套管抗內(nèi)壓能力

磨損會(huì)使套管壁厚減薄，降低套管抗內(nèi)壓能力；磨損會(huì)在套管內(nèi)壁形成縱向劃痕和橫向劃痕，產(chǎn)生嚴(yán)重應(yīng)力集中，導(dǎo)致裂紋產(chǎn)生。

該井固井之后對(duì)273.05 mm×13.84 mm套管試壓10 MPa，穩(wěn)壓30 min，沒(méi)有漏失。這說(shuō)明此時(shí)套管完好，沒(méi)有穿透裂紋。

測(cè)井結(jié)果表明，該井273.05 mm×13.84 mm套管內(nèi)壁嚴(yán)重磨損。這必然會(huì)降低套管承壓能力，產(chǎn)生裂紋，導(dǎo)致套管泄漏。

2012-02-28T 16：30，對(duì)273.05 mm×13.84 mm套管柱和201.7 mm×15.12 mm尾管柱試壓，套管內(nèi)壓從10 MPa降至9 MPa。說(shuō)明雖然套管上已經(jīng)存在微小裂紋，但仍然可以承受9 MPa的內(nèi)壓。在2012-02-28T 21：16第2次對(duì)套管柱試壓，套管內(nèi)壓從10 MPa降至4.5 MPa。說(shuō)明套管上的裂紋在不斷擴(kuò)展，承壓能力從9 MPa降至4.5 MPa。在2012-02-28T 22∶04第3次對(duì)套管試壓，套管內(nèi)壓從14.2 MPa降至0。說(shuō)明套管經(jīng)過(guò)多次試壓，裂紋不斷擴(kuò)展，最終已經(jīng)形成大的縱向裂縫型通道，此時(shí)套管承壓能力為零。

套管磨損實(shí)際是鉆桿接頭與套管磨損的結(jié)果，鉆桿接頭磨損套管的同時(shí)，鉆桿接頭也磨損。因此，可以通過(guò)檢查鉆桿接頭磨損形貌判斷套管磨損程度。對(duì)鉆桿檢查結(jié)果表明，在273.05 mm×13.84 mm套管內(nèi)四開(kāi)鉆進(jìn)期間，892～1 457 m井段和892～1 457 m井段的多根鉆桿接頭嚴(yán)重磨損。井周成像測(cè)井結(jié)果表明，套管多處嚴(yán)重磨損。這說(shuō)明套管?chē)?yán)重磨損后會(huì)誘發(fā)裂紋，降低套管承壓能力，在內(nèi)壓載荷作用下裂紋會(huì)不斷擴(kuò)展，最終會(huì)形成穿透的裂縫，并導(dǎo)致泄漏。

2.3 套管泄漏的位置測(cè)試不準(zhǔn)確

測(cè)井探頭獲得的每個(gè)測(cè)試值（剩余壁厚、內(nèi)徑等）實(shí)際是直徑為21.59 mm的圓面積內(nèi)的平均值，而無(wú)法準(zhǔn)確測(cè)定某點(diǎn)的實(shí)際值。也就是說(shuō)，對(duì)于寬度小于21.59 mm的穿透裂紋位置，殘余壁厚應(yīng)當(dāng)為零，但測(cè)井顯示的殘余壁厚仍然大于零。因此，測(cè)井無(wú)法準(zhǔn)確判定套管穿透裂紋的確切位置。

2.4 材料抗裂紋萌生和擴(kuò)展的能力

套管材料韌性越高，抵抗裂紋萌生和擴(kuò)展的能力越強(qiáng)［8-9］。GB9711.3—2005（ISO3183-3：1999）《石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術(shù)條件 第3部分：C級(jí)鋼管》表7規(guī)定，壓力鋼管橫向最低沖擊功CVN按下式計(jì)算：

式中：σy為材料的屈服強(qiáng)度。

140鋼級(jí)的σy＝980 MPa。因此，CVN≥98 J（圓整為100 J）。

塔里木油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油管和套管訂貨補(bǔ)充技術(shù)條件及使用維護(hù) 第3部分：特殊螺紋接頭套管和油管訂貨補(bǔ)充技術(shù)條件》規(guī)定，140ksi鋼級(jí)套管材料韌性應(yīng)符合表1要求。

表1 套管單個(gè)試樣沖擊功要求

國(guó)外某公司生產(chǎn)的140 ksi鋼級(jí)套管材料韌性符合塔里木油田技術(shù)要求（CVN≥1／10最小屈服強(qiáng)度）。該種套管從1990年至今大量使用，沒(méi)有發(fā)生1起套管開(kāi)裂或斷裂事故。

廠家提供的該批套管的質(zhì)量證書(shū)沒(méi)有材料橫向韌性數(shù)據(jù)，只有材料縱向0℃的韌性數(shù)據(jù)，其平均值為93 J，不符合塔里木油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求。

該井套管磨損導(dǎo)致套管縱向開(kāi)裂后發(fā)生泄漏。套管橫向沖擊韌性是衡量套管抵抗縱向開(kāi)裂的重要指標(biāo)之一，套管縱向沖擊韌性是衡量套管抵抗橫向開(kāi)裂的重要指標(biāo)之一。該批套管材料橫向韌性是否符合塔里木油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)有待進(jìn)一步試驗(yàn)證實(shí)。

3 套管磨損的原因

3.1 鉆柱旋轉(zhuǎn)和起下鉆會(huì)導(dǎo)致套管磨損

該井在273.05 mm×13.84 mm套管里純鉆時(shí)間為5 187.88 h。在鉆柱與套管柱不同軸的位置，當(dāng)鉆柱旋轉(zhuǎn)或起下鉆時(shí)兩者必然會(huì)發(fā)生摩擦，導(dǎo)致鉆桿接頭與套管?chē)?yán)重磨損。從該井已經(jīng)發(fā)生的鉆桿接頭磨損，套管頭偏磨和防磨套偏磨的情況推斷，套管必然也會(huì)嚴(yán)重磨損。套管?chē)?yán)重磨損已經(jīng)從測(cè)井結(jié)果得到了證實(shí)。

3.2 鉆柱轉(zhuǎn)速快會(huì)加劇套管磨損

轉(zhuǎn)速越快，鉆柱的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量越大，鉆柱轉(zhuǎn)動(dòng)半徑越大，越容易磨損套管。該井在4 466～6 546 m井段鉆進(jìn)過(guò)程中，多數(shù)時(shí)間轉(zhuǎn)速為90～100 r／min。這會(huì)增加鉆柱轉(zhuǎn)動(dòng)半徑，導(dǎo)致套管磨損。

3.3 套管內(nèi)徑偏小會(huì)加劇套管磨損

鉆柱與套管之間的間隙越小，鉆柱與套管越容易磨損。鉆桿接頭敷焊耐磨帶之后外徑為174.28 mm，273.05 mm×13.84 mm套管內(nèi)徑245.37 mm，兩者之間徑向單邊間隙為35.55 mm。當(dāng)鉆柱受到彎曲載荷高速旋轉(zhuǎn)時(shí)，其水平方向的運(yùn)動(dòng)軌跡半徑只要大于35.55 mm就會(huì)與套管磨損（如圖2）。4 466～6 546.8 m井段的井眼直徑為241.30 mm，鉆頭外徑僅比套管內(nèi)徑小4.07 mm（245.37－241.30），在該井段鉆井過(guò)程中273.05 mm×13.84 mm套管已經(jīng)發(fā)生了嚴(yán)重磨損。按照井口到241.30 mm井眼上端的鉆柱長(zhǎng)度4 466 m計(jì)算，鉆柱與井眼偏斜超過(guò)0.000 91°（arctan（0.035 55／（4 466／2））＝0.000 91°），其彎曲弦高超過(guò)35.55 mm，套管會(huì)發(fā)生磨損；按照從井口到241.30 mm井眼下端的鉆柱長(zhǎng)度6 546.8 m計(jì)算，鉆柱只要與井眼偏斜超過(guò)0.000 62°（arctan（0.035 55／（6 546.8／2））＝0.000 62°），其彎曲弦高超過(guò)35.55 mm，套管會(huì)發(fā)生磨損。

如果該井采用273.05 mm×12.57 mm套管，其內(nèi)徑為247.91 mm，鉆頭外徑比套管內(nèi)徑小6.62 mm（247.92－241.30），兩者間隙有所增大，在起下鉆過(guò)程中鉆頭對(duì)套管的磨損程度會(huì)減小。鉆桿接頭與套管之間的單邊間隙為36.82 mm。按照井口到241.30 mm井眼上端的鉆柱長(zhǎng)度4 466 m計(jì)算，鉆柱與井眼偏斜超過(guò)0.000 94°（arctan（0.036 82／（4 466／2））＝0.000 94°），套管發(fā)生磨損。按照從井口到241.30 mm井眼下端的鉆柱長(zhǎng)度6 546.8 m計(jì)算，鉆柱只要與井眼偏斜超過(guò)0.000 64°（arctan（0.036 82／（6546.8／2））＝0.000 64°），套管發(fā)生磨損。

從以上分析可知，在保證套管強(qiáng)度的前提下，為防止或減輕套管磨損，增加套管內(nèi)徑，增大鉆桿接頭與套管之間的間隙，有利于減少套管柱和鉆柱磨損。

圖2 鉆柱彎曲示意

3.4 井斜及全角變化率對(duì)套管磨損的影響

從理論上講，如果井眼與鉆柱同軸線，鉆柱就不會(huì)與套管發(fā)生摩擦；反之，井眼全角變化率越大，鉆柱與套管越容易磨損。

該井三開(kāi)在200～5 200 m井段全角變化率符合油田規(guī)定，但在井深1 000～1 025 m位置最大井斜2.5°，在井深3 275～3 300 m位置井斜0.18°（如圖3），兩者均已超過(guò)了發(fā)生磨損的井斜計(jì)算值（第3.3節(jié)）。該井套管磨損非常嚴(yán)重，這與計(jì)算結(jié)果相同。

圖3 333.40 mm井眼井斜和全角變化率

在0～200 m井段沒(méi)有檢測(cè)井斜和全角變化率，但井口偏心已經(jīng)導(dǎo)致防磨套和套管頭嚴(yán)重磨損，說(shuō)明井口偏心非常嚴(yán)重。

井口偏心會(huì)導(dǎo)致鉆柱運(yùn)動(dòng)狀態(tài)發(fā)生變化，當(dāng)鉆柱在井口與防磨套碰撞摩擦?xí)r，鉆柱受到橫向沖擊力后會(huì)發(fā)生彎曲，這種載荷會(huì)沿著鉆柱向下傳遞，使下部鉆柱彎曲，與套管發(fā)生摩擦，導(dǎo)致套管磨損。關(guān)于井口偏心對(duì)鉆柱運(yùn)動(dòng)狀態(tài)影響的鉆柱動(dòng)力學(xué)問(wèn)題有待進(jìn)一步試驗(yàn)研究。

4 擠水泥堵漏應(yīng)用范圍

4.1 適用于封堵大的孔洞及裂縫

擠水泥堵漏是非常成熟的封堵技術(shù)，在我國(guó)油田已經(jīng)大量使用。但根據(jù)水泥特性，擠水泥堵漏適用于封堵大的孔洞及裂縫。

4.2 封堵裂紋泄漏的效果不佳

套管泄漏時(shí)流體會(huì)從裂縫漏出。擠水泥過(guò)程中水泥會(huì)填充裂縫中間較寬的部分，而裂縫尖端為很細(xì)的裂紋，水泥不可能填充進(jìn)去，只能粘附在其內(nèi)壁部位。擠水泥后套管內(nèi)壁裂縫尖端較細(xì)的裂紋部分粘附的水泥在鉆水泥塞過(guò)程中受到震動(dòng)等載荷容易脫落，會(huì)使泄漏通道再次暢通。也就是說(shuō)，擠水泥可暫時(shí)堵住套管裂紋較粗的部位，卻無(wú)法堵住裂縫兩尖端較細(xì)的裂紋部位；擠水泥只能使套管泄漏通道變小，而無(wú)法完全封堵泄漏通道。因此，采用擠水泥的方法封堵套管裂紋效果不佳。

2012-02-28T 16：30套管試壓結(jié)果表明，套管承壓能力為0。經(jīng)過(guò)2次擠水泥封堵作業(yè)，對(duì)不同井段實(shí)施了水泥封堵之后，套管承壓能力略有提高。第1次擠水泥堵漏后套管承壓能力從0增加至2.4 MPa，第2次擠水泥堵漏后套管承壓能力從0增加至3.4 MPa。擠水泥堵漏結(jié)果表明，套管泄漏通道沒(méi)有完全封堵，套管柱上仍然存在殘留的泄漏通道。也即，擠水泥只能稍微提高套管泄漏抗力，而無(wú)法封堵較細(xì)的裂紋。

5 套管柱密封完整性分析

該井為高壓氣井，要求套管柱必須具有氣密封能力。因此，設(shè)計(jì)選用了273.05 mm×13.84 mm氣密封套管作為技術(shù)套管。

檢測(cè)結(jié)果表明，273.05 mm×13.84 mm氣密封套管柱多處磨損，且存在穿透裂紋。擠水泥堵漏結(jié)果表明，堵漏之后套管柱上仍然存在穿透裂紋，液體密封能力只有3.4 MPa。也即，該層技術(shù)套管柱密封完整性存在問(wèn)題，根本不具備氣密封能力。這就要求該井完井管柱和生產(chǎn)套管柱必須具備很好的密封性能，確保其密封完整性。否則，氣體很容易漏到273.05 mm×13.84 mm套管之外。

6 結(jié)論

1） 該井在固井試壓作業(yè)過(guò)程中，因?yàn)?73.05 mm×13.84 mm套管已磨損并產(chǎn)生縱向穿透裂紋，發(fā)生泄漏，導(dǎo)致套管柱密封失效。

2） 套管柱密封失效過(guò)程為：套管磨損后壁厚減薄→產(chǎn)生縱向裂紋→裂紋承受內(nèi)壓不斷擴(kuò)展→導(dǎo)致套管柱泄漏。

3） 建議廠家對(duì)套管制造工藝技術(shù)進(jìn)行研究，提高套管抗磨性能，提高套管抗裂紋萌生和擴(kuò)展的性能。

4） 建議進(jìn)一步提高鉆井井身質(zhì)量，減小井斜和全角變化率。

5） 建議進(jìn)一步提高固井質(zhì)量。

7） 建議對(duì)井口偏心導(dǎo)致鉆柱運(yùn)動(dòng)狀態(tài)變化的鉆柱動(dòng)力學(xué)問(wèn)題進(jìn)行研究。

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Cause Analysis of Casing String Leakage during Cement Pressure Test in One Well

LV Shuan-lu1，2，TENG Xue-qing2，XU Zhi-xiong2，LI Xiao-chun2，YANG Cheng-xin2，XU Xi-ming2，GUO Hong-zhi3，WANG Jun-you2，ZHANG Ming-hui2
（1.Material Science and Engineering Department，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Tarim Oil Field，Korla 841000，China；3.Schlumberger，Beijing 100015，China）

The casing string leaked during cement pressure test in one well.It was shown per pressure test that casing string was still leaking after squeezing cement to block up leakage.Logging well operation was applied to check casing string later.Based on investigating on casing string leakage accident，and analyzing on the result of squeezing cement to block up leakage，leakage in pressure test and logging well result，it is thought of that the casing string leaked after casing worn and longitudinally cracked.It is found per more analyzing that casing worn is not only related to well body quality，but also related to drilling technology.Some suggestions to prevent casing from being worn are put forward.

casing string；well cementing；leakage；analysis

TE931.207

A

10.3969／j.issn.1001-3482.2014.12.013

1001-3482（2014）12-0051-05

2014-07-19

呂拴錄（1957-），男，陜西寶雞人，教授級(jí)高級(jí)工程師，1983年畢業(yè)于西安交通大學(xué)金屬材料專(zhuān)業(yè)，中國(guó)機(jī)械工程學(xué)會(huì)失效分析分會(huì)失效分析專(zhuān)家，E-mail：lvshuanlu＠163.com。