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    HXD30-1定向井T95套管管體失效原因分析

    2018-03-26 07:39:33朱金智呂拴錄范星輝劉軍嚴秦宏德彭曉剛
    石油管材與儀器 2018年1期
    關(guān)鍵詞:井深內(nèi)壓井段

    朱金智,呂拴錄,,范星輝,劉軍嚴,秦宏德,艾 勇,彭曉剛,申 彪

    (1.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000;2.中國石油大學材料科學與工程系 北京 102249)

    1 現(xiàn)場情況

    HXD30-1定向井二開完鉆井深6 553 m,側(cè)鉆造斜井段4 953.37~5 211.52 m,主要巖性為上泥巖、灰?guī)r和下泥巖。側(cè)鉆造斜井段井眼最大井斜3.72°,最大全角變化率2.41 °/25m,最大井徑擴大率為25.81%。鉆井期間漏失鉆井液1 128.2 m3。

    該井下套管前通井在5 060~6 360 m井段遇阻9次,經(jīng)過反復劃眼才完成通井。

    2015年7月19日下套管至井深1 782 m出口失返,環(huán)空間斷吊灌密度1.31 g/cm3的鉆井液4.7 m3,環(huán)空液面保持在井口。套管下深6 551.28 m,下套管過程沒有遇阻,累計漏失鉆井液516 m3。

    7月21日開始一級正注施工(見表1),最高泵壓11 MPa,未碰壓,施工期間出口未返泥漿, 累計漏失泥漿240 m3。候凝。7月22日上提140 t坐掛200.03 mm套管。

    7月22日13:00反擠固井施工正常。

    表1 一級固井注水泥體積、密度及重量

    7月25日下171.45 mm HJ517G牙輪鉆頭(鉆塞刮壁一體化鉆柱)至井深5 097 m遇阻(第1次遇阻位置)20 t (下套管前通井至井深5 098 m遇阻2次),下鉆至井深5 107.2 m遇阻7.5 t,下鉆至5 111.5 m遇阻11 t,多次上提下放鉆具通過。下鉆至井深6 434 m探得水泥塞面,正常鉆塞至井深6 541 m。對6 417~6 541 m反復刮壁3次,起鉆至5 100~5 119 m上提遇卡最大29 t,下放遇阻最大40 t。起鉆發(fā)現(xiàn)液壓刮壁器刮刀和扶正器嚴重磨損,鉆頭外排齒9個崩掉,鉆頭損壞形貌如圖1所示。

    2015年7月31日,對該井進行了60臂井徑成像測井,發(fā)現(xiàn)5 098.3 m~5 114.6 m井段(段長16.3 m)套管局部存在不同程度擴徑和縮徑(紅色區(qū)域套管內(nèi)徑大,藍色區(qū)域套管內(nèi)徑小)變形,套管擴徑和縮頸對稱分布,如圖2和圖3所示;在5 101.8 m、5 104.8 m和5 111.7 m井深位置套管可能已經(jīng)穿孔,在5 104.3 m井深位置下部套管對稱擴徑和縮徑嚴重,最小內(nèi)徑為158.50 mm(6.24 in)。套管擴徑和縮頸對稱分布,說明該井段套管局部橢圓變形。套管多處穿孔是在鉆塞過程中被鉆頭磨損的結(jié)果。

    圖1 171.45 mm(6 in) HJ517G牙輪鉆頭9個齒斷裂

    圖2 5 098.30~5 114.60 m井段套管失效形貌

    圖3 5 100.56~5 103.56 m井段套管擴徑和縮頸形貌(縮頸和擴徑均對稱分布)

    2 結(jié)果分析

    2.1 套管損壞位置

    該井水泥塞面井深6 434 m,鉆塞在套管段不同井深位置遇阻,實際是鉆頭與套管摩擦干涉的結(jié)果。

    依據(jù)現(xiàn)場施工經(jīng)驗,對于某一實際深度,測井井深大于鉆井深度和套管下井深度。鉆塞井深和下套管井深與測井井深存在差異,雖然測井結(jié)果反映了鉆塞之后套管形貌,但是,測井深度可以確定套管失效位置與接箍相對位置。因此,在確定套管失效位置時應當以測井深度為準。該井鉆塞井深、測井井深及第134~138號套管下井井深見表2。

    測井結(jié)果表明:在5 098.3~5 114.6 m井段(段長16.3 m)套管存在不同程度對稱分布的擴徑和縮徑井段,該井段正好處在開窗側(cè)鉆造斜井段。鉆塞首次遇阻位置是在測井井深5 098.3 m處,該位置在136號套管接箍下方6.148 m處。這說明在井深5 098.3處的套管發(fā)生了變形。

    表2 鉆塞井深、測井深度及第30、31號套管下井深度 m

    備注:1)括號內(nèi)數(shù)據(jù)是依據(jù)實測數(shù)據(jù)推算的。

    2)依據(jù)測井結(jié)果,首次鉆塞遇阻套管變形磨損位置井深5 098.3 m,該位置在136號套管接箍下方6.148 m(5 098.3~5 092.152 m)處。136號套管測井長度與下套管長度僅差0.048 m,屬于測量誤差,由此判斷該位置沒有斷裂。

    2.2 套管損壞形式及時間

    套管擠毀、爆裂和斷裂均會導致鉆塞遇阻、鉆頭外排齒損壞。下面分別進行分析。

    1)假設(shè)套管承受外壓擠毀

    研究表明[1,2],一旦外壓導致套管擠毀,整根套管會發(fā)生擠毀。實際鉆塞在5 097~5 102 m (5 m)和5 102.0~5 111.5 m(9.5 m)井段間斷遇阻,該井段涉及到136號套管和135號套管。如果第136號套管和135號套管整根擠毀,牙輪鉆頭在鉆至整根擠毀的套管時應當嚴重遇阻。第136號套管長度11.148 m,處在5 090.852~5 102.000 m井段(鉆塞深度),在5 090.852~5 097.000 m(6.148 m)井段沒有遇阻。第135號套管長度為10.693 m,處在5 102.000~5 112.693 m井段(鉆塞深度),在5 111.500~5 112.693 m(1.193 m)井段沒有遇阻,這說明第136號和第135號套管整體擠毀的假設(shè)不成立。

    2)假設(shè)整根套管受內(nèi)壓縱向開裂

    在套管橫向韌性不足的情況下,套管受內(nèi)壓后可能會發(fā)生整體縱向破裂[3]。如果第136號和135號套管整體縱向破裂,牙輪鉆頭外排齒通過整體縱向破裂套管內(nèi)壁不規(guī)則位置時應當一直摩擦干涉遇阻。實際鉆塞僅在5 097~5 102 m(5 m)和5 102.0~5 111.5 m(9.5 m)井段間斷遇阻,而沒有在第136號套管所處的鉆塞深度5 090.852~5 102.000 m(11.148 m)整根套管井段遇阻,也沒有在第135號套管所處的鉆塞深度5 102.000~5 112.693 m(10.693 m)整根套管井段遇阻。另外,失效套管為無縫管,依據(jù)該批套管材料檢驗原始記錄,在0 ℃橫向沖擊功已經(jīng)達到159 J,套管材料韌性這么高,受內(nèi)壓后一般不會發(fā)生整體縱向脆性開裂。這說明第136號和135號套管整體縱向破裂的假設(shè)不成立。

    3)假設(shè)套管受內(nèi)壓過載局部爆裂

    如果在下套管過程中套管破裂,從套管破裂位置會發(fā)生短路[4]。該井下套管至井深1 782 m出口失返,至下套管完,出口一直未返,但井隊采用環(huán)空間斷吊灌鉆井液的方法,保持環(huán)空液面在井口,套管內(nèi)壓和外壓基本保持平衡。沒有內(nèi)外壓差,套管不可能內(nèi)壓過載。因此,可以排除套管在下井過程中由于環(huán)空液面下降而受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

    如果在注水泥過程中套管受內(nèi)壓過載爆裂,套管柱從爆裂位置將短路,泵壓會異常降低。該井固井施工采取正注反擠固井工藝,固井施工連續(xù)順利,沒有發(fā)生泵壓異常降低的情況。這可以排除套管在固井注水泥過程中由于環(huán)空液面下降而受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

    另外,如果套管柱由于受內(nèi)壓過載爆裂,套管爆裂后套管內(nèi)外失去壓差,套管不會發(fā)生第二處爆裂。實際鉆塞在5 097~5 102m(5 m)和5 102.0~5 111.5 m(9.5 m)井段兩處遇阻。這進一步排除了受內(nèi)壓過載爆裂的可能性。

    4)假設(shè)套管斷裂

    如果套管斷裂,套管上下斷口會發(fā)生錯位,測井儀器不可能通過套管斷裂位置[5]。該井測井儀器通過了鉆塞首次遇阻位置,并測到了其下部緊鄰的接箍位置。另外,如果套管斷裂,落魚部分套管柱會下沉,致使上下套管斷口在軸向分開一定距離,即136號套管測井長度應遠大于實際長度。實際136號套管測井長度與下套管長度基本相同。以上證據(jù)說明鉆塞首次遇阻位置套管沒有斷裂,即套管斷裂的假設(shè)不成立。

    5)假設(shè)在注水泥過程中套管過載變形

    如果在注水泥過程中套管受內(nèi)壓過載變形,鉆塞至套管變形位置時會發(fā)生遇阻。該井下鉆還沒有到達水泥塞面就在5 097~5 111.5 m井段多次遇阻,在起鉆過程中又在遇阻井段多次遇卡,鉆塞阻卡井段應是套管嚴重變形井段。

    測井結(jié)果表明,套管變形位置在5 098.3~5 114.6 m開窗側(cè)鉆造斜井段,在4 942~4 967 m井段井徑擴大率最嚴重。

    在造斜井段和井眼擴大井段套管會承受彎曲載荷,有可能使套管發(fā)生橢圓變形。即在注水泥過程中開窗側(cè)鉆造斜井段套管受內(nèi)壓過載變形的假設(shè)成立,2015年7月21日固井注水泥期間開窗造斜井段套管受內(nèi)壓和彎曲過載變形。

    2.3 套管變形原因分析

    2.3.1 鉆塞工藝對套管磨損的影響

    1)鉆頭尺寸對套管磨損的影響

    鉆頭尺寸偏大容易磨損套管。那么,套管磨損與鉆塞鉆頭尺寸有關(guān)嗎?下面予以分析。

    該井鉆水泥塞采用171.45 mm(6 3/4 in)牙輪鉆頭。200.03 mm×10.92 mm TP95 TP-CQ套管內(nèi)徑為178.19 mm,通徑為175.01 mm。鉆頭外徑比套管內(nèi)徑小6.74 mm,比套管通徑小3.56 mm。因此,可以排除由于鉆頭外徑偏大將套管磨損的可能性。也即,套管磨損與鉆塞鉆頭尺寸無關(guān)。

    2)鉆塞鉆具組合和工藝參數(shù)對套管變形的影響

    如上所述,套管在鉆塞之前已經(jīng)變形。因此,鉆塞鉆具組合和工藝參數(shù)對套管變形的影響可以不予考慮。

    2.3.2 固井注水泥過程套管受力分析

    固井水泥候凝時溫度變化大,由于井眼不規(guī)則或固井時存在混漿井段,在水泥封固井段,水泥漿候凝期間放熱不均勻,溫度變化使套管熱脹冷縮,容易導致套管變形破裂[6]。

    該井采用雙級固井施工工藝,一級采用正注水泥固井,二級采用反擠水泥固井。一級固井施工井口始終未返泥漿,說明一級固井井漏,水泥返高不正常,實際有相當一部分液體從4 389~5 009 m二疊系井段的漏失層流失,但井隊采用灌漿方式使環(huán)空液面始終保持在井口。

    不同井深位置溫度不同,套管屈服強度隨著溫度增加而降低。原因是在套管生產(chǎn)過程中,冷加工增加了材料的強度,能量儲存于材料的位錯和缺陷中。在這種情況下冷加工材料不穩(wěn)定,給予適當?shù)臋C會,將回到預變形的狀態(tài)導致能量降低。通過加熱,材料將恢復到更低能量狀態(tài)。不同溫度位置套管屈服強度降低程度不同。在高溫井中,會導致屈服強度減小。隨著溫度升高套管屈服強度降低比例按照0.04%/℃[6]計算,在套管變形位置(5 098.3 m)的溫度會使套管材料屈服強度降低到625 MPa(90.7 ksi)。

    套管所受的復合應力超過材料屈服強度才會發(fā)生失效。在固井注水泥過程中,由于水泥有一定粘稠度,套管內(nèi)壓會產(chǎn)生一定活塞效應,即會產(chǎn)生附加拉伸載荷。

    該井是在固井注水泥期間發(fā)生套管失效事故的,注水泥最高泵壓11 MPa。依據(jù)井漏情況,按照655 MPa(95.0 ksi)鋼級和625 MPa(90.7 ksi)對一級固井期間套管受力計算,結(jié)果為:在注水泥過程中考慮內(nèi)壓產(chǎn)生的活塞效應和全角變化率的情況下,套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時套管變形位置內(nèi)壁復合應力達到655 MPa(95.0 ksi)鋼級材料屈服強度的77.51%,對應的安全系數(shù)為1.29,符合設(shè)計要求的材料三軸應力安全系數(shù)(≥1.25);套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時套管變形位置內(nèi)壁復合應力達到625 MPa(90.7 ksi)鋼級材料屈服強度的81.19%,對應的安全系數(shù)為1.23,不符合該井200.03 mm套管設(shè)計要求的材料三軸應力安全系數(shù)(≥1.25)。

    2.3.3 井眼質(zhì)量及套管坐掛工藝對套管變形的影響

    井眼全角變化率嚴重,容易使套管承受彎曲載荷。該井開窗造斜井段井斜和全角變化率符合設(shè)計要求,但在4 942~4 967 m側(cè)鉆造斜井段(圖3)井徑擴大率最嚴重,最大井徑擴大率達到59.0%。

    該井下套管前下鉆通井在5 060~6 360 m井段遇阻9次,通井遇阻井段由于井壁嚴重垮塌,井眼不規(guī)則,就無法保證固井質(zhì)量,很容易使套管承受異常彎曲載荷。套管變形位置處正好在5 098.3~5 114.6 m開窗側(cè)鉆造斜井段,這說明井眼質(zhì)量對套管變形有很大影響。

    定向井在下套管過程中摩阻較大,套管柱下部很容易承受壓縮彎曲載荷,在水泥凝固之前應當上提一定載荷坐掛套管,以免下部套管柱承受壓縮彎曲載荷。該井為定向井,實際是在水泥凝固之后上提載荷為145 t坐掛200.03 mm套管的,這就無法消除下部套管柱承受的壓縮彎曲載荷,很容易在開窗側(cè)鉆造斜井段和井徑變大井段導致套管發(fā)生彎曲變形,如圖4所示[7-10]。該井鉆塞遇阻的套管變形井段與下套管前通井遇阻井段位置一致,說明套管變形與井眼質(zhì)量有關(guān)。

    2.4 套管失效預防

    2.4.1 預防固井過程中井漏

    按照現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)和鉆井工藝,要防止在固井過程中二疊系漏失幾乎不可能。因此,要防止套管過載失效,首先應當在固井之前堵漏,提高地層承壓能力。堵漏具體措施為:現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)不變,二開鉆井至二疊系后堵漏,然后再鉆到設(shè)計井深后下套管固井。這樣可以避免在下套管和固井過程中二疊系漏失,防止套管內(nèi)壓過載失效。為了證實這種堵漏工藝實施效果,可以先在幾口井進行試驗,試驗成功之后再大面積推廣。

    圖4 直套管與彎曲套管60臂井徑測井示意圖

    2.4.2 增加下部管柱套管壁厚和鋼級

    套管失效部位在套管柱下部,增加下部管柱套管壁厚和鋼級可以增加套管承載能力[11],有利于防止套管失效事故。

    對200.03 mm×14.20 mm 110套管在固井注水泥過程中井深5 098.3 m失效位置VME應力計算結(jié)果如下:

    在注水泥過程中考慮內(nèi)壓產(chǎn)生的活塞效應的情況下,套管外環(huán)空液面井深為0 m(井口)時變形位置套管內(nèi)壁復合應力分別達到758 MPa(110 ksi)鋼級和711 MPa(103 ksi)鋼級料(因溫度升到降低)屈服強度的49.95%和53.25%,對應的安全系數(shù)分別提高為2.00和1.88。當套管外環(huán)空液面井深處在套管變形位置(5 098.3 m)時,套管內(nèi)壁復合應力分別達到758 MPa(110 ksi)鋼級和711 MPa(103 ksi)(因溫度升到降低)鋼級屈服強度的84.59%和90.16%,對應的安全系數(shù)分別為1.18和1.11。

    以上計算表明,隨著套管壁厚和強度增加,套管承載能力大幅度提高。建議采用200.03 mm×14.20 mm 110套管。

    3 結(jié)論及建議

    1)2015年7月21日,在固井在水泥過程中,入井序號為136號的200.03 mm×10.92 mm T95套管在5 098.3~5 114.6 m井段存在不同程度橢圓變形(對稱分布的擴徑和縮徑變形),套管變形井段正好處在開窗側(cè)鉆造斜井段。首次鉆塞遇阻套管變形位置測井井深5 098.3 m,該位置在136號套管接箍下方6.148 m(5 098.3~5 092.152 m)處。

    2)內(nèi)壓和彎曲等載荷共同導致套管變形。

    3)套管變形導致鉆塞遇阻。

    4)建議在注水泥之后立即按照標準規(guī)定的上提載荷坐掛套管。

    5)建議二開鉆井至二疊系后若發(fā)生井漏,應首先堵漏,然后再鉆到設(shè)計井深后下套管固井。在固井注水泥過程中萬一發(fā)生井漏,應及時補充套管環(huán)空泥漿,確保套管環(huán)空泥漿液面在井口。

    6)建議在4 000 m井深以下,采用200.03 mm×14.20 mm110套管。

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