提高高抗擠毀套管井筒生產(chǎn)壽命

張建設(shè)（天津鋼管集團股份有限公司技術(shù)中心，天津300301）

提高高抗擠毀套管井筒生產(chǎn)壽命

張建設(shè)
（天津鋼管集團股份有限公司技術(shù)中心，天津300301）

針對在鹽巖、泥巖高應(yīng)力地質(zhì)狀況下套管變形錯斷的問題，通過改進套管選材和加工工藝，提高抗擠毀性能、優(yōu)化鉆井設(shè)計、提高完井固井質(zhì)量、優(yōu)化投產(chǎn)措施等方法，延長了高抗擠毀套管井筒的生產(chǎn)壽命，滿足了油田勘探開發(fā)特殊要求，產(chǎn)生了較高的經(jīng)濟效益和社會效益。

高抗擠毀套管；地質(zhì)特征；鹽巖層；井身；固井

1　引言

套管損壞問題嚴重制約油氣生產(chǎn)，降低油氣井生產(chǎn)使用壽命，導(dǎo)致油田產(chǎn)量下降，經(jīng)濟損失很大。隨著開發(fā)時間的延長，國內(nèi)多數(shù)油田逐步進入油田開采中后期，如中原、勝利、江漢、遼河等油田，套管損壞問題更加突出。由于受鹽巖層“塑性蠕變”和高地應(yīng)力等諸多因素影響，套管變形損壞十分嚴重。短命油氣井普遍存在，套變損壞錯斷導(dǎo)致油氣井報廢發(fā)生率高，直接經(jīng)濟損失嚴重。套變錯斷不僅破壞了油田注采井網(wǎng)，制約了增產(chǎn)增注措施的實施，而且還造成了儲量和產(chǎn)量損失。套變事故井修復(fù)成本高，技術(shù)難度大，成功率低。為從根本上解決套損問題，在套管損壞預(yù)防與井筒治理方面，進行了綜合研究工作。開展套損機理研究，開發(fā)推廣高抗擠套管，強化油氣水井的日常管理。采用新工藝、新技術(shù)進行油氣井鉆井與投產(chǎn)措施優(yōu)化，套管使用壽命得到了延長。改變了新井投產(chǎn)不久套變損壞的現(xiàn)狀，井筒壽命超過10年，實現(xiàn)了油田良性開發(fā)和經(jīng)濟效益最大化。因此，研究控制套損方法，提出提高高抗擠套管生產(chǎn)使用壽命措施，具有顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。

2　高抗擠套管變形損壞原因分析

2.1導(dǎo)致高抗擠套管變形損壞的地質(zhì)因素

油田地質(zhì)因素是導(dǎo)致套管變形損壞的最根本原因。從平面分布看，套損井主要集中在復(fù)雜斷塊，斷層多、鹽巖層、鹽膏層、泥巖層厚度大、巖性易蠕動滑移的區(qū)塊。套管變形損壞縱向分布（見圖1）。根據(jù)某油田統(tǒng)計分析1231口套損井資料，套損井段主要集中在射孔段、鹽巖層段。

導(dǎo)致套管損壞的地質(zhì)因素主要表現(xiàn)在以下幾方面：

2.1.1大段鹽巖層、鹽膏層存在，鹽巖層段多，泥膏共存且含鹽純度高

鹽巖層鹽膏層厚度和地層傾角對套管變形損壞影響很大。鹽巖層鹽膏層越厚，地層傾角越大，對套管的擠壓不均載荷越大，套管變形損壞越嚴重。

2.1.2斷層發(fā)育

圖1　套管變形損壞縱向分布圖

斷層穩(wěn)定性差，層間易滑動，剪切力大。尤其是開發(fā)后期注水擴大，導(dǎo)致斷層壓力不平衡和巖層間沿斷層發(fā)生水竄，對套管的擠壓力越來越大。

2.1.3地層出砂嚴重

油層由膠結(jié)性很差的細粉砂組成，隨著出砂量的不斷增大，套管與井壁之間形成空腔，引起出砂部位套管受力狀態(tài)突變?？涨恢屏颂坠芸v向彎曲變形，最后造成地層坍塌擠壞套管。如中原油田文明寨油田，油井套管損壞90%都是發(fā)生在出砂地層。

2.1.4古地應(yīng)力和現(xiàn)代地應(yīng)力異常

主要分布在泥頁巖、泥膏巖地層，裂縫發(fā)育相互重疊，地層穩(wěn)定性差，易水化膨脹，蠕變滑移。古地應(yīng)力異常區(qū)裂縫相對發(fā)育，注入水容易沿裂縫進入泥頁巖層，加速泥頁巖水化膨脹，產(chǎn)生異常高應(yīng)力或剪切力造成套管變形損壞。

2.2加劇高抗擠套管變形損壞的工程因素

2.2.1高壓注水

隨著油田開發(fā)時間延長，產(chǎn)層能量逐步降低，產(chǎn)量隨之下降。為了及時補充產(chǎn)層能量恢復(fù)產(chǎn)能，最有效的辦法就是采用注水工藝。受地層孔隙度和結(jié)垢作用影響，產(chǎn)層吸水能力越來越差，導(dǎo)致注水壓力越來越高，有些油田注水壓力已超過40 MPa。高壓注水導(dǎo)致套管變形損壞甚至錯斷的主要誘因。

2.2.2重復(fù)射孔等進攻性增產(chǎn)措施

由于油層認識不足或工程施工因素，常需要對原射孔井段采取重炮補射增產(chǎn)措施，重炮所實施的重復(fù)射孔極大降低了套管抗擠強度。經(jīng)過試驗評價，常規(guī)射孔導(dǎo)致套管抗擠強度降低約10%，重復(fù)射孔可降低25%左右。套管抗擠強度的降低還與射孔孔密、相位角、炮彈型號等參數(shù)有關(guān)?？酌茉礁?、重炮次數(shù)多、高能深穿透型射孔彈對套管傷害越大。

2.2.3完井固井質(zhì)量

井眼不規(guī)則，井壁不穩(wěn)定，鹽巖溶解或井壁坍塌形成的大肚子井段，固井質(zhì)量難以保證。鉆井液性能差影響固井頂替效率和水泥環(huán)與井壁的膠結(jié)質(zhì)量。井眼曲率過大，扶正不到位致使完井套管柱難以劇中，水泥環(huán)薄厚不均，最終導(dǎo)致固井質(zhì)量差或者不合格，降低了高抗擠套管井筒抵御地層擠壓能力。隨著地層蠕動地應(yīng)力變化，套管變形損壞機率大大增加。

2.2.4超高壓大型壓裂

目前超高壓大型壓裂施工最高壓力超過了90 MPa。原始地應(yīng)力平衡被打破，地層交界面穩(wěn)定性減弱，層間滑移趨勢加大，單向應(yīng)力集中導(dǎo)致套管擠毀變形。另外，由于地層破碎或者受斷層影響，第二界面固井質(zhì)量差等因素，超高壓壓裂極易造成管外竄通，影響其他非產(chǎn)層應(yīng)力狀態(tài)，導(dǎo)致其他井段套管變形損壞。

2.2.5高抗擠套管質(zhì)量狀況問題

材料強度偏低、沖擊韌性差、壁厚不均度和橢圓度超標、殘余應(yīng)力過大等，都會降低套管的抗擠性能。軋制過程管子表面質(zhì)量，材料熱處理過程組織均勻一致性也是影響抗擠性能的因素。

2.2.6套管設(shè)計選型不合理

套管抗擠強度設(shè)計冗余不足，鋼級、壁厚等參數(shù)匹配不合理。按照上覆巖層壓力常規(guī)抗擠設(shè)計，安全冗余不能完全滿足鹽巖層、鹽膏層等地應(yīng)力異常要求，導(dǎo)致抗擠套管先期變形失效。對地層應(yīng)力認識不足，地層壓力預(yù)測存在誤差，給套管選型設(shè)計帶來了困難。針對高壓注水區(qū)塊，油水井動態(tài)壓力預(yù)測與控制手段有待提高，為套管設(shè)計選型提供可靠參數(shù)。

3　提高高抗擠套管生產(chǎn)使用壽命的措施

3.1高抗擠套管選材及加工制造工藝特點

調(diào)整鋼種合金成分，適當增加鉻、鉬合金含量，改善組織結(jié)構(gòu)，嚴格控制S、P等有害元素含量。提高強度韌性，改善沖擊性能，復(fù)雜鹽巖層高抗擠套管0℃全尺寸沖擊性能達到80 J以上，滿足了超高抗擠性能要求。優(yōu)化熱處理工藝制度，針對高鋼級厚壁套管特點，調(diào)整熱處理工藝和參數(shù)，提高淬透性和組織均勻性。在管子軋制過程中，對管子橢圓度、壁厚不均度、內(nèi)外表面質(zhì)量及時檢測，發(fā)現(xiàn)超標及時調(diào)整軋制工藝和參數(shù)。

3.2高抗擠套管組合設(shè)計改進

根據(jù)鹽巖層、鹽膏層、斷層、泥頁巖等易套損井段特點，分段組合使用高抗擠套管，鹽巖層層間跨度在200m以內(nèi)的，建議直接下高抗擠套管封閉。鹽巖層鹽膏層等高應(yīng)力地層，高抗擠套管設(shè)計選型應(yīng)該兼顧鋼級和壁厚的合理匹配，按油田開發(fā)投產(chǎn)要求確定井筒最小尺寸。優(yōu)先選擇壁厚等級，再根據(jù)地應(yīng)力設(shè)計要求優(yōu)選高鋼級抗擠套管?？紤]深井特殊的井身結(jié)構(gòu)，也可以考慮直連型螺紋或小接箍特殊螺紋連接結(jié)構(gòu)，采用更高鋼級常規(guī)壁厚高抗擠套管，既滿足完井固井要求，又能達到高抗擠強度要求。為防止鹽巖層附近套管損壞，提高鹽巖巖層鹽膏層上下地層交界面附近套管壽命，鹽巖層鹽膏層高抗擠套管封閉點應(yīng)根據(jù)鹽層鹽膏層頂?shù)捉绺飨蛲鈹U展50 m，以確定高抗擠套管入井具體位置。同時根據(jù)鹽巖層段分布情況分段組合高抗擠套管。自1999年以來，中原油田沙1鹽、文九鹽、文23鹽、衛(wèi)城鹽四套鹽層段高抗擠套管設(shè)計均按此原則執(zhí)行，較好地解決了套管變形損壞問題，未發(fā)生高抗擠套管先期失效損壞。譬如為對付鹽層套管變形損壞而推廣使用的外徑Φ152.4 mm、壁厚16.9 mm TP130TT高抗擠套管，經(jīng)過1 000多口井推廣使用，徹底根除了套管變形損壞事故隱患，油氣井生產(chǎn)使用壽命超過10年，目前最早投入使用的井最長生產(chǎn)壽命已達15年。

3.3優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)及井眼軌跡設(shè)計

鹽巖層等高地應(yīng)力井段盡可能考慮增加技術(shù)套管下深，技術(shù)套管封過易套變地層，實現(xiàn)雙層套管加固，有利于保護井筒安全，防止套管變形先期損壞。避免在鹽層段、鹽膏層段或易坍塌井段定向造斜，造斜扭方位避開易這些套變井段。控制鹽層段鹽膏層段井徑擴大率，一般控制不超18%。井斜角盡可能小，嚴格控制全角變化率不超設(shè)計標準。針對淺井可以采用不下技術(shù)套管的直井或小位移定向井結(jié)構(gòu)。中深井也可以考慮簡化套管層次，在保證鉆井作業(yè)安全的情況下，不下技術(shù)套管或減少技術(shù)套管下深，鹽巖層段使用厚壁高抗擠套管。對于深井超深井，井眼尺寸較小，增加高鋼級厚壁直連或小接箍高抗擠套管的使用，滿足高抗擠要求，節(jié)約鉆井成本。優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)及井眼軌跡見圖2。

圖2　優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)及井眼軌跡

3.4提高完井固井質(zhì)量

使用優(yōu)質(zhì)鉆井液和特殊鉆井液體系，保證井眼規(guī)則穩(wěn)定，防止井壁坍塌。譬如鹽層段鉆井采用聚合物飽和鹽水鉆井液體系，有利于井眼穩(wěn)定，防止鹽巖溶解形成大肚子井眼，為保證固井質(zhì)量提供良好井況條件。

采用優(yōu)質(zhì)完井液完井，提高攜砂能力、改善流變性能和泥餅質(zhì)量，穩(wěn)定井壁。鉆遇鹽巖層鹽膏層的井，提高完井液抗鹽污染能力。

套管柱扶正居中，防止偏心。按設(shè)計要求安裝套管扶正器，斜井段、造斜段、鹽層段要按設(shè)計要求加足扶正器，必要時一根一個。

固井大排量紊流頂替，提高頂替效率，做好地層防漏堵漏。對于鉆井施工中易發(fā)生井漏的地層，要采取適當堵漏措施，提高地層抗破漏能力。固井前對地層進行抗漏試驗，并按固井泵壓和排量循環(huán)一周以上。推廣高強高韌水泥漿體系，增強水泥環(huán)抗破碎能力，提高水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量。

固井候凝期間根據(jù)井況不同，確定針對性的候凝措施。針對高壓油氣層、高壓水層、容易井漏、井涌的油氣井，完井候凝期間及時采取特殊措施，包括井口加壓候凝、鄰井停注泄壓、關(guān)井停采等措施，保證固井質(zhì)量。

3.5優(yōu)化油氣井投產(chǎn)措施

優(yōu)化投產(chǎn)措施包括射孔、壓裂、排液等主要工藝措施。

3.5.1優(yōu)化射孔工藝

射孔工藝設(shè)計要考慮套管強度的損失，射孔彈選型、孔密參數(shù)制定對套管抗擠強度降低影響很大。嚴格控制高能深穿透聚能彈使用，盡量避免重復(fù)射孔，孔密不能太大，一般控制在16孔/m。相位角推薦45°或60°，對套管抗擠強度影響最小。

3.5.2優(yōu)化壓裂設(shè)計

根據(jù)油田地質(zhì)特點和井筒套管強度數(shù)據(jù)優(yōu)化壓裂設(shè)計，超高壓大型壓裂施工最高壓力控制在井筒套管抗內(nèi)壓強度的80%以內(nèi)。采取封隔器卡封壓裂、分段壓裂，環(huán)空平衡液控壓壓裂。改進壓裂液流變性，降低摩阻，優(yōu)先選用大口徑油管壓裂管柱。

3.5.3制定特殊的油氣井各種排液限制措施

洗井、替漿、排水、放噴等排液施工要嚴格控制流量，控制井口壓力過大，避免井下壓力激動。尤其是壓裂放回水要嚴格控制回流量。采用射流泵或者螺桿泵排液要嚴格控制流量過大，同時根據(jù)套管抗擠強度數(shù)據(jù)確定動液面深度。

3.6規(guī)范注采生產(chǎn)管理

制定合理的采油工作制度，尤其是嚴格控制電泵深抽、機械采油強度工作參數(shù)，控制合理的動液面，降低采油速度，以防產(chǎn)層能量虧空嚴重，導(dǎo)致地層出砂、坍塌，引發(fā)套管變形損壞。嚴格控制高壓注水，尤其是40MPa以上超高壓注水等進攻性增產(chǎn)措施實施。采取酸化解堵等措施，提高產(chǎn)層吸水能力，實現(xiàn)降壓增注目的。為減少注水對非目的層的影響，對目的層及相鄰井段固井質(zhì)量要進行仔細評價，確定合理的注水壓力和注入量，防止管外水竄。同時采取封隔器卡封保護措施，減少對套管影響。針對固井質(zhì)量較差井段采取水泥封堵防竄措施。

4　實際應(yīng)用效果

提高高抗擠套管生產(chǎn)使用壽命研究是系統(tǒng)工程，牽涉施工環(huán)節(jié)多，工藝復(fù)雜，核心是套管損壞預(yù)防與控制技術(shù)。通過該技術(shù)研究應(yīng)用，油氣井生產(chǎn)使用壽命普遍提高5年以上。尤其是鹽巖層區(qū)塊新投油氣井生產(chǎn)使用壽命由原來2~3年，提高到8年以上。在油田現(xiàn)場取得了很好的效果，經(jīng)濟效益顯著，提高了油氣產(chǎn)量，節(jié)約了鉆井投資，減少了套損井大修費用。實際應(yīng)用效果分析見表1。

表1　實際應(yīng)用效果分析

根據(jù)中原油田事故井統(tǒng)計分析，在全油田發(fā)現(xiàn)的3 309口大小事故井中，各類套損井1 847口，占55.8%。特別是在未推廣高抗擠套管等綜合配套技術(shù)前，每年新發(fā)現(xiàn)套損井200口左右。推廣綜合配套技術(shù)措施，使用TP130TT、TP165V高抗擠套管后，套管先期損壞得到控制，杜絕了新井投產(chǎn)不久發(fā)生套管損壞的現(xiàn)象。油氣井生產(chǎn)壽命延長一倍以上。

5　結(jié)語

鹽巖層、鹽膏層、斷層、泥頁巖等地層是套管變形損壞的主要因素。高壓注水、重復(fù)射孔、超高壓壓裂、固井質(zhì)量差等施工因素是套管變形損壞誘因。套管產(chǎn)品性能和質(zhì)量狀況瑕疵、套管選型設(shè)計不合理也是導(dǎo)致套管先期失效的重要因素。

通過優(yōu)化合金成分、合理選材、改進生產(chǎn)制造工藝等措施，進一步提高產(chǎn)品性能穩(wěn)定性，提高尺寸精度和外觀質(zhì)量，有助于提高套管抗擠性能。

改進套管組合設(shè)計、優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計和井眼軌跡設(shè)計、提高固井完井質(zhì)量、優(yōu)化射孔壓裂投產(chǎn)措施、嚴控高壓超高壓注水和進攻性采油措施實施，是預(yù)防套管變形損壞，延長油氣井生產(chǎn)壽命的根本保障。

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Increasing Service Life of High Anti-collapsing Casing Shaft

ZHANG Jian-she
(Technology Center of Tianjin Pipe [Group] Corporation, Tianjin 300301, China)

Aiming at the problem of casing deformation and breaking under the highly stressed geological conditions of salt bed and mudstone,methods were adopted such as improving thematerial selection and machining process of oil casing,improving anti-collapsing properties,optimizing drilling design,improving the quality of well completion and well cementation and optimizing startup measures.Therefore the service life of high anti-collapsing casing shaftwas prolonged and the special requirements of oil field exploration and developmentweremet.High economic and social effects generated.

high anti-collapsing casing;geological feature;salt bed;well bore;well cementation

10.3969/j.issn.1006-110X.2016.01.001

2015-10-13

2015-11-06

張建設(shè)（1964—），男，本科，高級工程師，主要從事石油管材應(yīng)用技術(shù)研究與服務(wù)工作。