風城超稠油油藏套管損壞原因分析

謝玉銀

(中石油新疆油田分公司工程技術研究院,新疆 克拉瑪依 834000)

凌晨

(青島中油華東院安全環(huán)保有限公司，山東 青島 266000)

李慧敏

(中石油新疆油田分公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

風城超稠油油藏套管損壞原因分析

謝玉銀

(中石油新疆油田分公司工程技術研究院,新疆 克拉瑪依 834000)

凌晨

(青島中油華東院安全環(huán)保有限公司，山東 青島 266000)

李慧敏

(中石油新疆油田分公司工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

風城超稠油井區(qū)自投產(chǎn)以來，套損井逐漸增多。根據(jù)60口套損井地質(zhì)、生產(chǎn)及完井概況，結(jié)合套損基本情況，從熱采高溫高壓的影響、地層出砂、泥巖的膨脹與蠕變、固井質(zhì)量不合格、射孔5個方面對該井區(qū)套損的原因進行了分析，并在此基礎上提出了套損井的預防措施。該研究對于超稠油油藏套損井的研究及預防具有一定的借鑒意義。

超稠油油藏； 套損；預防

風城油田超稠油井區(qū)為受構造及巖性控制的淺層超稠油油藏， 50℃原油黏度平均12500mPa·s。井區(qū)采用蒸汽吞吐方式開采，注汽溫度為280～330℃，注汽壓力為8～13MPa，均高于普通稠油油藏的注汽溫度和壓力，嚴苛的生產(chǎn)條件注定了在生產(chǎn)過程中套管受到更強的交變熱應力的作用，更容易發(fā)生損壞[1～9]。井區(qū)自投產(chǎn)以來陸續(xù)出現(xiàn)油井套管縮徑、錯斷等問題，對生產(chǎn)帶來了較大影響，造成了一定的經(jīng)濟損失。因此，研究井區(qū)套損原因，并在此基礎上為預防套損提出合理化建議，對于減少超稠油油藏套損、防止環(huán)境污染、促進油田現(xiàn)場安全生產(chǎn)及提高開發(fā)經(jīng)濟效益具有重要意義。

1 井區(qū)套損井概況

該井區(qū)自投產(chǎn)以來出現(xiàn)的60口套損井中，只有17口井確定了套損類型，其中套管錯斷井11口，套管縮徑井6口。其余43口井由于出大顆粒(顆粒直徑遠大于射孔孔眼直徑，說明套管發(fā)生破損)嚴重，大顆粒堆積在井筒底端，導致沖砂不下、通井遇阻，難以下入工具判斷每口井的準確套損類型。出大顆粒的因素包括套管錯斷、套管破損、炮眼刺大等多種因素，需要進一步綜合分析。

2 井區(qū)套損原因分析

造成套損的原因很復雜，根據(jù)60口井的地質(zhì)、生產(chǎn)、完井現(xiàn)狀，結(jié)合套損概況，下面分別從5個方面進行套損原因分析。

2.1熱采高溫高壓的影響

2.1.1蒸汽吞吐形成的交變熱應力作用

在注蒸汽開采過程中，注蒸汽、停注燜井、采油作業(yè)是交替進行的。注蒸汽過程中，套管內(nèi)產(chǎn)生壓縮熱應力，停注燜井周期的降溫過程中，套管內(nèi)產(chǎn)生拉伸熱應力，經(jīng)過幾次蒸汽吞吐作業(yè)后，套管很容易在壓縮和拉伸熱應力的交替作用下發(fā)生疲勞損傷。

為了在一定程度上減輕交變熱應力給套管造成疲勞損傷，該井區(qū)在固井時采用預應力固井，固井時通過將套管向上提拉一定的距離，給套管施加一個預拉力。

根據(jù)該井區(qū)單井固井檔案資料，得到其中48口井預應力固井時套管提拉上行距離。根據(jù)這些井的注汽溫度、井底深度等參數(shù)計算出它們預應力固井所需井口預拉力及套管預拉伸長度[10]，并與固井時套管實際上行距離對比，結(jié)果見表1。

表1 固井時套管實際上行距離與套管計算預拉伸長度對比表

由表1可知，有8口井預應力固井時套管實際上行距離小于套管計算預拉伸長度，占總數(shù)的16.7%。固井時套管實際上行距離小于套管計算預拉伸長度表明預應力沒有提拉到設計噸位，固井時套管實際上行距離大于套管計算預拉伸長度表明預應力理論上提拉到設計噸位。但是，由于砂巖疏松，地錨很難錨死，提拉預應力時，地錨向上滑移，地錨滑移量和井口套管伸長無法準確估算，導致預應力可能提拉不到設計噸位。因此，即使理論上固井時套管上行距離達到設計值，仍有可能使得預應力不能提拉到設計噸位，因此套管還會在交變熱應力的情況下，反復拉伸和收縮而發(fā)生破損。

2.1.2高溫引起套管強度下降

溫度的變化對套管性能參數(shù)都有一定的影響。現(xiàn)行行業(yè)標準[11]給出了 N80 鋼級套管和 P110鋼級套管彈性模量與溫度的關系數(shù)據(jù)，天津鋼管集團股份有限公司給出了TP90H 鋼級套管彈性模量和屈服強度隨溫度變化的數(shù)據(jù)，見圖1和圖2。不管是普通套管還是熱采井專用套管，隨著溫度的升高，套管彈性模量和屈服強度都有所降低。

圖1 不同溫度下N80、P110和TP90H套管鋼材的彈性模量值

2.1.3高溫引起水泥環(huán)強度衰減或碎裂

在高溫蒸汽吞吐生產(chǎn)過程中，井筒將反復多周期經(jīng)受蒸汽產(chǎn)生的高溫，井筒周圍的油井水泥環(huán)在高溫下抗壓強度衰退，滲透率增加，水泥石的穩(wěn)定性和均質(zhì)性遭到破壞，直接影響井筒完整性[12]。

2.1.4高溫使水泥石與套管膠結(jié)脫離

由于套管和固井水泥環(huán)熱膨脹系數(shù)不同，前者高，后者低[13]，套管在升溫過程中發(fā)生徑向膨脹，擠壓水泥環(huán)和地層，水泥環(huán)受到較大的外擠力；在冷卻過程中套管發(fā)生徑向收縮，如果水泥石與套管膠結(jié)質(zhì)量不好，易與套管發(fā)生膠結(jié)脫離。

2.2地層出砂

稠油油藏由于埋藏淺(埋深250～520m)，地質(zhì)膠結(jié)疏松，極易出砂，破壞巖層骨架的應力平衡，對套管產(chǎn)生擠壓或剪切，使套管出現(xiàn)變形或錯斷[14～16]。統(tǒng)計60口套損井出砂情況，每口井均出砂嚴重，平均出砂厚度為18m。在其中有36口井出大顆粒，堆積在井筒底端，嚴重影響生產(chǎn)。

圖2 不同溫度下N80、P110和TP90H套管鋼材的屈服強度值

套損位置處巖性井數(shù)占總井數(shù)的比例/%泥巖712.5泥質(zhì)砂巖1933.9中細砂巖2035.7砂礫巖1017.9

表3 套管-水泥界面膠結(jié)質(zhì)量差的套損井的套損位置及問題情況

2.3泥巖的膨脹與蠕變

注入蒸汽進入到泥巖、泥質(zhì)砂巖夾層或蓋層，或是沿破裂、松動的水泥環(huán)竄至泥巖層，引起泥巖的膨脹與蠕變，從而對套管產(chǎn)生剪切或擠壓，導致套管發(fā)生錯斷或變形[17～19]。根據(jù)套損井套損位置處的巖性統(tǒng)計情況，56口套損位置確定的井中，套損位置處巖性為泥巖或泥質(zhì)砂巖的有26口，占總數(shù)的46.4%，詳見表2。

2.4固井質(zhì)量不合格

由于水泥、鉆井液泥餅、固井前沖洗井壁與套管外清潔程度等問題，往往造成水泥與套管、水泥與巖壁膠結(jié)固化差。通過聲波幅度測井可以認識套管與水泥的膠結(jié)程度[20,21]。由60口套損井的聲幅測井曲線可知，有13口井在套損位置處及附近套管-水泥界面膠結(jié)質(zhì)量差，占總數(shù)的21.7%。以a井、b井、c井為例，它們的套損位置及問題情況見表3，套損位置附近的聲幅測井曲線見圖3。

由表3和圖3可知，這3口井在套損位置處及附近套管-水泥膠結(jié)質(zhì)量差，套管-水泥環(huán)界面膠結(jié)質(zhì)量差也可能是由于水泥充填質(zhì)量不合格造成的，這2種情況綜合作用會導致地層應力直接作用在套管上，出現(xiàn)錯斷、彎曲、縮徑等問題。

2.5射孔對套管的影響

射孔對套管強度影響的主要因素有：射孔過程中多枚射孔彈同時爆炸產(chǎn)生的沖擊波使套管變形，并在局部形成應力集中及殘余應力；孔眼的存在使套管的應力重新分布。但是經(jīng)文獻調(diào)研，國內(nèi)外曾經(jīng)對射孔后的套管在均勻外載下做過擠壓試驗，抗擠強度下降不大，而且射孔對套管的影響與孔密、孔徑、相位角等射孔參數(shù)有關。以?177.8×10.36mm N80套管為例分別對螺旋布孔方式下不同孔密、相位角的射孔套管強度進行分析計算[22～25]，結(jié)果見圖4。

圖3 套管-水泥界面膠結(jié)質(zhì)量差的套損井聲幅測井曲線圖

套損位置與射孔段的關系井數(shù)占比/%位于射孔段以上3355位于射孔段2135位于射孔段以下23無統(tǒng)計數(shù)據(jù)47

圖4 不同相位角下孔密與套管抗擠強度系數(shù)關系

由圖4可知，當相位角為60°時套管強度對孔密變化最不敏感，整體上對套管抗擠強度的影響也最小，抗擠強度降低小于10%。該井區(qū)射孔孔密為20孔/m、螺旋式布孔、60°射孔相位，由以上研究可知，射孔對套管抗擠強度的影響不大。

另外，由表4可知，套損位置基本都在射孔段和射孔段以上，套損位置位于射孔段的占總數(shù)的35%，而套損位置位于射孔段以上的占總數(shù)的55%，要遠大于前者。因此，單由以上分析判定射孔并不是該超稠油油藏套損的主要原因。

3 結(jié)論

1)研究分析表明風城超稠油油藏套損的主要原因有熱采高溫高壓的影響、地層出砂、泥巖的膨脹與蠕變以及固井質(zhì)量不合格，射孔引起套管強度下降也起到了一定的作用，但不是該井區(qū)套損的主要原因。

2)根據(jù)套損原因結(jié)合井區(qū)地層條件、生產(chǎn)措施、鉆完井工藝現(xiàn)狀及現(xiàn)場應用效果情況，可以從以下2個方面來預防套損：①優(yōu)化套管柱結(jié)構設計。在設計套管強度時，不但要滿足熱應力的要求，還要考慮熱采井由于出砂以及泥巖的膨脹和蠕變等對套管造成的剪切和外擠力，因此要特別注意滿足特殊井段的抗擠強度，如泥巖地層井段、射孔段等，必要時可應用特殊鋼級或者厚壁套管提高復雜井段套管的抗擠強度。②提高鉆完井工程質(zhì)量。如鉆井過程中控制井身質(zhì)量，減少井徑擴大率，避免嚴重大肚子、糖葫蘆井眼；進一步提高固井質(zhì)量，防止水泥漿竄槽、井漏、替空或低返；加強預應力固井過程管理，加強地錨現(xiàn)場施工人員培訓和管理，在地錨選型上做深層研究，確保每一口井都能提拉至標準設計噸位；研究適用于井區(qū)的油層防砂技術等等。

[1]張琴. 熱采油井套損機理及防治措施研究[D]. 重慶：重慶大學, 2008.

[2]孫磉礅. 孤東油田稠油熱采井套損機理及防控措施研究[D]. 長沙：中南大學, 2010.

[3]高亮. 稠油熱采井套管應力分析[D]. 北京：中國石油大學, 2009.

[4] Kazush Maruyam, Masao Ogasawara, Yasusuke Inoue, et al.An Experimental Study of Casing Performance Under Thermal Cycling Condition[J]. SPE 18776, 1990.

[5] Maharaj G.Thermal Well Casing Failure Analysis [R]. SPE 36143,1996: 651～655.

[6]李賓元. 熱力采油中套管的應力分析[J].西南石油學院學報, 1985, 7(1): 31～40.

[7]崔孝秉，曹玲，張宏．注蒸汽熱采井套管損壞機理研究[J].石油大學學報，1997，21(3)：57～64.

[8] 劉喜林.難動用儲量開發(fā)稠油開采技術[M].北京：石油工業(yè)出版社，2005:103～106.

[9]余雷, 薄岷. 遼河油田熱采井套損防治新技術[A] 中國石油天然氣集團公司2004年鉆井基礎理論研究與前沿技術開發(fā)新進展學術研討會[C].2004:116～118.

[10]羅英俊，萬仁溥.采油技術手冊[M]. (第3版).北京：石油工業(yè)出版社，2005:748～750.

[11]SY/T 5729—1995 ，稠油熱采井固井作業(yè)規(guī)程[S].

[12]李早元, 郭小陽, 楊遠光,等. 新型耐高溫水泥用于熱采井固井初探[J]. 西南石油學院學報, 2001, 23(4):29～32.

[13]趙艷寧, 馬小麗, 逯建華. 八面河油田套損原因淺析及防治對策[J]. 天然氣與石油, 2013, 31(6):60～62.

[14]姜澤菊, 安申法, 趙延茹,等. 稠油熱采井注汽及油層出砂對套管的影響[J]. 石油機械, 2005, 33(7):17～20.

[15]李靜, 林承焰, 楊少春,等. 稠油開發(fā)井套管損壞機理與強度設計問題分析[J]. 石油礦場機械, 2009, 38(1):9～13.

[16]楊秀娟, 楊麗, 賈善坡,等. 熱采井出砂套管損壞機理的有限元分析[J]. 石油礦場機械, 2005, 34(2):19～23.

[17]黃小蘭, 楊春和, 劉建軍,等. 不同含水情況下的泥巖蠕變試驗及其對油田套損影響研究[J]. 巖石力學與工程學報, 2008, 27(S2):3477～3482.

[18]鞠曉光. 宋芳屯油田套損原因及預防措施研究[D]. 大慶:大慶石油學院, 2008.

[19]賀得才, 張宏, 張來斌. 注水開發(fā)油田泥巖層套管蠕變損壞機理研究[J]. 石油機械, 2005, 33(6):17～19.

[20]李新勝, 周俊樂. 聲幅—變密度測井原理及測井解釋方法[J]. 陜西地質(zhì), 2007,25(2)：54～59.

[21]王力. 聲幅測井在固井中的應用[J]. 煤炭技術, 2001, 20(2):21～21.

[22]李明厚, 朱建新, 丁希杰. 射孔對油氣井套管抗擠壓強度的影響[J]. 測井技術, 2005:63～67.

[23] 唐波, 練章華, 劉干,等. 射孔套管抗擠強度理論分析[J]. 石油機械, 2004, 32(12):11～13.

[24] 李明厚, 朱建新, 丁希杰. 射孔對油氣井套管抗擠壓強度的影響[J]. 測井技術, 2005,28(S1):63～67.

[25] 王世圣, 管志川. 射孔對生產(chǎn)套管強度的影響規(guī)律研究[J]. 中國海上油氣, 2005, 17(1):70～72.

[編輯] 易國華

TE931.202

A

1673-1409(2017)17-0044-05

2017-06-10

謝玉銀(1990-)，女，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田地面工程安全、環(huán)保技術方面的研究工作,xieyuyin@petrochina.com.cn。

[引著格式]謝玉銀，凌晨,李慧敏，等.風城超稠油油藏套管損壞原因分析[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(17):44～48.