塔里木盆地順南區(qū)塊高溫高壓氣井井筒完整性失效機理分析

王永洪 赫英狀 李 斐 路飛飛 鄧寬海 林元華

1. 中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院 2. 西南石油大學(xué)“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室

0 引言

井筒是油氣井生產(chǎn)作業(yè)中油氣的流通通道，其完整性是抵抗結(jié)構(gòu)性破壞、維持井筒 功能的重要屬性，也是提高“三超”（超深、超高溫、超高壓）高含CO2氣井產(chǎn)量的工程保障[1-2]，還是油氣井正常生產(chǎn)作業(yè)的必要前提。

隨著技術(shù)進步，井筒完整性的定義及內(nèi)涵也在不斷被豐富和完善，從1986年挪威 NORSOK 標準第一版的問世，發(fā)展到2013年6 月挪威標準化委員會提出的《鉆井和井筒作業(yè)中的井筒完整性》NORSOK 標準 D-010 第 4版[3]。盡管如此，井筒完整性問題引發(fā)的“石油事故”仍有發(fā)生，如美國有史以來最嚴重的“深水地平線”惡性事故。在此背景下，2010 年 12 月美國石油學(xué)會發(fā)布了 API 65-2《封隔建井中的潛在地層流入》，并把該標準作為API RP90[4]和 API 65 的補充。之后，美國石油學(xué)會于2011 年發(fā)布了 API 96《深水井筒設(shè)計與建井》第1 版[5]；2011～2012年期間，挪威石油工業(yè)協(xié)會先后編寫并發(fā)布了井筒完整性標準《OLF井筒完整性推薦指南》和《深水地平線教訓(xùn)及改進措施》文件；2013 年 6 月，挪威標準化委員會發(fā)布了《在鉆井和井筒作業(yè)中井筒完整性》 NORSOK 標準 D-010 第 4版，即 NORSOK 標準 D-010 的最新版，也是當(dāng)前國際石油界公認并應(yīng)用的井筒完整性標準。

與此同時，國內(nèi)外石油工作者在應(yīng)用上述諸多標準、指南、手冊的同時，還在繼續(xù)研究井筒完整性和井筒屏障問題及其解決方法[6-14]，如黎麗麗等建立了“高壓氣井環(huán)空壓力許可值確定方法”，張智等“基于腐蝕完整性管理理念的含硫氣井井筒完整性設(shè)計方法”、田中蘭等指出了“頁巖氣水平井井筒完整性存在的問題”。以上研究表明：我國已開啟了對井筒完整性的研究和應(yīng)用，并形成了多項關(guān)鍵技術(shù)并有效支撐了油氣田的發(fā)展。然而，當(dāng)前我國油氣田勘探開發(fā)的工況環(huán)境發(fā)生了很大變化，“三超”、嚴重腐蝕、非常規(guī)等高產(chǎn)氣井服役環(huán)境日趨復(fù)雜，且部分“三超”井已出現(xiàn)持續(xù)環(huán)空帶壓等技術(shù)難題，仍需繼續(xù)針對具體井況，研究井筒完整性失效機理。

塔里木盆地順南北坡氣田奧陶系中統(tǒng)鷹山組屬于超深、超高溫、超高壓、中含CO2、低含硫氣藏，氣井完鉆和生產(chǎn)運行期間陸續(xù)出現(xiàn)套管環(huán)空異常帶壓、井口裝置抬升、油管斷裂、套管變形失效等異常情況，給氣井的安全生產(chǎn)帶來風(fēng)險。因此，為超高溫、超高壓氣井井筒完整性及其經(jīng)濟、高效開發(fā)提供技術(shù)支撐，本文通過分析鷹山組氣井環(huán)空帶壓機理、套管變形失效機理及井口抬升機理，找出順南高溫高壓氣井井筒完整性存在的問題，明確影響塔中北坡井筒完整性的主控因素。

1 塔中北坡區(qū)塊溫壓及流體特征

塔中北坡奧陶系儲層儲集空間為裂縫、孔隙、孔洞三種類型，以裂縫型儲集空間為主。該區(qū)主要目的層為鷹山組上段、鷹山組下段，完鉆井深6 655～7 590 m。截至目前，該區(qū)塊共完鉆12口井，為實現(xiàn)分層評價，主要采用五級井身結(jié)構(gòu)，并以?149.2 mm鉆頭揭開主力氣層。

1.1 溫度及壓力特性

儲層之上屬正常壓力系統(tǒng)，地層壓力系數(shù)1.10～1.20；儲層為高壓/超高壓地層，鷹山組上段、下段地層壓力差異大。其中鷹山組上段屬超高溫、高壓儲層，平均溫度：191.7℃/ 6 800 m，平均壓力：79.9 MPa/ 6 800 m；鷹山組下段屬超高溫、超高壓儲層，平均溫度：204 ℃/7 300 m，平均壓力：105.8 MPa/7 300 m。

1.2 流體特征

順南井區(qū)氣體組分中甲烷占94.75%～99.7%，平均相對密度0.597，H2S 含量分布不一，2.64～2368 mg/m3，平均 107 mg/m3；CO2含量1.71% ～18.25%，平均9.16%（表2）。依據(jù)GB/T 26979-2011天然氣藏分類標準，該區(qū)塊井為低含H2S 、中含CO2干氣氣藏。此外，順南井區(qū)地層水pH呈弱酸性，礦化度偏高，其中Cl－含量高達70 650.4 mg/L，對管材的點腐蝕具有促進作用。

2 塔中北坡氣井井筒完整性現(xiàn)狀及失效機理分析

2.1 高溫高壓氣井井筒完整性現(xiàn)狀

根據(jù)現(xiàn)場測試及結(jié)果分析可知，截至目前，塔中北坡順南井區(qū)主要出現(xiàn)了環(huán)空帶壓、套管變形及井口抬升等井筒完整性問題，對塔中北坡含H2S及CO2等腐蝕介質(zhì)的超深高溫高壓氣藏安全、高效開發(fā)構(gòu)成了威脅。在環(huán)空帶壓方面，2016年共對順南井區(qū)的6口井進行了封井作業(yè)，其中封井前3口井出現(xiàn)環(huán)空帶壓，封井后2口井仍出現(xiàn)環(huán)空帶壓（表1）。套管變形失效方面：順南7井和順南501井出現(xiàn)套管變形，其中順南7井的?244.5 mm套管變形，順南501井的?177.8 mm套管變形。井口抬升方面：順南4和順南5-2 2口井出現(xiàn)了井口抬升。

為明確影響井筒完整性的主控影響，提高塔中北坡高溫高壓氣井井筒完整性，降低井控風(fēng)險，實現(xiàn)氣藏的安全、高效開發(fā)，本文基于現(xiàn)場測試結(jié)果，依次對順南井區(qū)的環(huán)空帶壓機理、套管變形機理及井口抬升機理進行系統(tǒng)分析，尤其針對3類封井后仍出現(xiàn)環(huán)空帶壓的故障井。

表1 順南井區(qū)封井前后A、B、C環(huán)空的帶壓情況表

2.2 高溫高壓氣井環(huán)空帶壓機理分析

1）順南4-1井環(huán)空帶壓機理分析

封井前分析：2014年12月4日完鉆，井深6 923 m，完鉆后打塞封井，未進行儲層改造和完井測試。由順南4-1井B、C環(huán)空壓力現(xiàn)場測試曲線可知（圖1），B、C環(huán)空壓力關(guān)系可分為4個階段：①2015年11月，C環(huán)空開始帶壓，且C環(huán)空多次泄壓，B環(huán)空無明顯響應(yīng)，表明B、C環(huán)空溝通不明顯；②165 d后，C環(huán)空泄壓，B環(huán)空快速掉落（1 min），表明B環(huán)空出現(xiàn)帶壓，且竄通通道在井口；③B、C環(huán)空由互不干擾到同時起壓，進一步表明竄通加??；④B環(huán)空壓力逐漸上升并趨向C環(huán)空，表明壓力是由C環(huán)空向B環(huán)空緩慢波及的，其泄漏點可能為井口附近?244.5 mm套管螺紋。

圖1 順南4-1井B、C環(huán)空壓力現(xiàn)場測試曲線圖

封井過程分析：2016年11月，油田公司對順南4-1井進行了3類封井（圖2），基于封井過程的分析可知，封井后井筒試壓合格，C環(huán)空和B環(huán)空仍有帶壓現(xiàn)象，進一步說明泄漏點為井口（0～518 m）?244.5 mm套管螺紋。

固井質(zhì)量顯示：順南4-1井的?244.5 mm套管3 500 m以深固井質(zhì)量差，?177.8 mm套管井口至1 060 m為自由段（圖2）；C環(huán)空取樣結(jié)果顯示：所取試樣均為原油，無天然氣，表明不是來自奧陶系氣藏，而是來自于5 955 m上部地層，且原油沿C環(huán)空水泥環(huán)裂隙上竄，再由井口附近自由段的?244.5 mm套管螺紋處擴散到B環(huán)空，從而導(dǎo)致B環(huán)空和C環(huán)空帶壓。由此證明井口0～518 m自由段?244.5 mm套管螺紋存在泄漏點，并導(dǎo)致B環(huán)空帶壓。

綜上分析可知，順南4-1井B、C環(huán)空封井前后始終帶壓主要是由?244.5 mm套管

3 500 m以深固井質(zhì)量差和井口自由段?244.5 mm套管螺紋存在泄漏點所致；且環(huán)空壓力起源于C環(huán)空5 955 m上部地層，而非奧陶系氣藏，然后再通過C環(huán)空水泥環(huán)裂隙及井口?244.5 mm套管螺紋泄漏點波及B環(huán)空。

2）順南5-2井環(huán)空帶壓機理分析

圖2 順南4-1井封井前后的井身結(jié)構(gòu)及?177.8 mm和?244.5 mm套管固井質(zhì)量圖

圖3 順南5-2井A、B環(huán)空壓力現(xiàn)場測試曲線圖（2015.05～2016.06）

順南5-2井于2015年3月23日完鉆，井深7 141.43 m，測試發(fā)現(xiàn)A環(huán)空帶壓，最高壓力達56 MPa（圖3）。順南5-2井自噴初期油壓最高達78.2 MPa，套壓快速上升，油壓快速下降，油套壓在后期基本一致； B環(huán)空測試183 d后發(fā)現(xiàn)帶壓，壓力緩慢上升，泄壓顯示，A、 B環(huán)空無明顯關(guān)聯(lián)性，另外，B環(huán)空壓力恢復(fù)速度較慢，B環(huán)空泄壓關(guān)井后22 h升至11 MPa。于2016年11，油田公司對順南5-2井實施了3類封井作業(yè)，第一塞面位置5 435 m，塞厚328 m，第二塞面位置576 m，塞厚328 m（圖4）。封井后B環(huán)空單獨帶，且B環(huán)空出氣無液，其氣體性質(zhì)與奧陶系氣藏基本一致。由此可知，B環(huán)空的壓力特征：與A環(huán)空壓力互不干擾；環(huán)空壓力恢復(fù)速度較慢；封井后單獨帶壓；環(huán)空出氣無液，氣體性質(zhì)與奧陶系氣藏基本吻合。

基于現(xiàn)場測試結(jié)果及分析可知，順南5-2井A環(huán)空為密度1.25 g/cm3無固相甲酸鹽（圖5），該井油管外壁甲酸鹽腐蝕嚴重，接頭表面有明顯的腐蝕痕跡和穿孔，甚至在1 194.4 m處油管發(fā)生斷脫，從而導(dǎo)致A環(huán)空壓力快速上升，油壓快速下降，并在自噴后期油套壓基本一致（圖3）；另外，甲酸鹽在高溫（井底附近高達190 ℃）環(huán)境下易分解出H2，造成油管發(fā)生應(yīng)力開裂，氣體可從油管竄至A環(huán)空，進一步加劇了A環(huán)空帶壓。

圖5 油管接頭腐蝕穿孔和外壁甲酸鹽結(jié)晶圖片

在A環(huán)空測試期間，其溫度和壓力波動較大且持續(xù)時間較長，現(xiàn)場數(shù)據(jù)顯示：測試期間井口升溫至66.5 ℃，波動≥34 ℃，折算至2 750 m處實際溫度就已達110 ℃，以下井段存在水泥石強度的明顯衰退；1.73 g/cm3鉆井液和1.25 g/cm3的完井液導(dǎo)致A環(huán)空壓力0～56 MPa波動；此外，固井質(zhì)量顯示?177.8 mm尾管儲層固井質(zhì)量差（圖4）。正是溫度和壓力產(chǎn)生的長期交變載荷及較差的尾管固井質(zhì)量致使環(huán)空?177.8 mm回接套管水泥環(huán)出現(xiàn)了微間隙，并形成了氣竄通道。通過B環(huán)空氣樣分析和壓力特征可知，B環(huán)空壓力來源為奧陶系氣藏。由此可知，B環(huán)空帶壓是奧陶系氣藏的氣體經(jīng)由?177.8 mm回接套管水泥環(huán)微間隙緩慢上竄而形成的，且與圖3中B環(huán)空壓力變化特征吻合。

3）順南7井環(huán)空帶壓機理分析

順南7井于2015年4月11日完鉆，井深7276 m，鉆井過程中對鷹山組上段進行中途測試，完鉆測試時出現(xiàn)油套壓一致，且90 d后出現(xiàn)B環(huán)空帶壓（約18 MPa）（圖6）。于2016年11月開始對順南7井進行三類封井作業(yè)（圖7-a），其中，2#封井水泥塞段為5 001.5～5 201 m，3#封井水泥塞段為4 677～4 977 m，4#封井塞段為602～902 m，封井后油壓和A、B環(huán)空壓力為0，且一直未起壓（圖6），B環(huán)空泄壓后壓力恢復(fù)緩慢，且B環(huán)空氣樣分析結(jié)果顯示，其成分與奧陶系氣藏一致。綜上可知，B環(huán)空帶壓是因A環(huán)空壓力傳遞所致，且B環(huán)空泄漏點很可能為?177.8 mm懸掛器上部套管或分級箍處（ 圖7-b）。

圖6 順南7井A、B環(huán)空壓力現(xiàn)場測試曲線圖

封井作業(yè)發(fā)現(xiàn)：順南7井?88.9 mmBGT2油管在6 159 m處接箍中部出現(xiàn)斷裂，從而導(dǎo)致A環(huán)空快速帶壓，且始終與油壓保持一致（圖6）?；诂F(xiàn)場資料分析發(fā)現(xiàn)，致使該井油管柱斷裂而帶壓的主要原因包括3點：①地層測試過程中環(huán)空保護液采用了無固相甲酸鹽，導(dǎo)致甲酸鹽腐蝕嚴重，接箍上有明顯痕跡；②起下管柱過程中，液壓鉗造成節(jié)箍損傷，其表面出現(xiàn)了明顯的咬痕，加快了油管柱的腐蝕；③來回上提下放封隔器管柱，由于井深，地面懸重反應(yīng)遲鈍，造成封隔器座封期間持續(xù)管柱彎曲，給完井管柱造成一定的應(yīng)力傷害（圖8）。

4）環(huán)空帶壓綜合分析

通過對順南4-2井、順南5-2井和順南7井環(huán)空帶壓分析發(fā)現(xiàn)：導(dǎo)致該區(qū)塊井筒完整性失效原因主要包括油套管柱和水泥環(huán)失效兩方面（表2）。需要攻關(guān)高壓氣井套管柱和水泥石完整性技術(shù)，保障井筒完整性。

2.3 高溫高壓氣井套管變形失效機理分析

1）順南7井?244.5 mmTP155V套管變形及失效機理分析

2014年9月28日12:00間斷劃眼至6 228.51 m后仍無法通過，劃眼期間多次憋停頂驅(qū)，最大下壓150 kN，最多上提450 kN提開（劃眼參數(shù)：鉆壓40 kN，轉(zhuǎn)速40 r/min，排量17 L/s，泵壓11 MPa）；至13:00開井循環(huán)，振動篩處發(fā)現(xiàn)有少量鐵屑返出，且起鉆完發(fā)現(xiàn)：鉆頭報廢，鉆頭切削齒全部崩壞，保徑齒部分損壞（圖9），由此判斷該井下6 227 m處?244.5 mmTP155V套管變形。

根據(jù)鉆井工程設(shè)計?244.5 mm套管及回接抗外擠按50%掏空校核，管外取鉆井液密度為1.30 g/cm3，管內(nèi)取下開次最低鉆井液密度1.25 g/cm3計算，井深6 227 m套管型號為?244.5 mm×TP155V，天鋼產(chǎn)，壁厚11.99 mm，最大抗外擠壓力為56.5 MPa。2014年9月7日開始測試放壓，油壓開始為68.2 MPa，9月8日倒敞放，倒前油壓7.4 MPa，套壓3.5 MPa；倒后油壓3.9 MPa，套壓3.9 MPa；20 min后進分離器，點火成功，火焰高度80～100 cm，10 min后用?12 mm油嘴敞放時最低油壓1.3 MPa。

圖7 順南7井封井前后的井身結(jié)構(gòu)及固井質(zhì)量

圖8 ?88.9 mm (6.45 mm) BGT2油管接箍中部斷裂

基于套管受力分析可知，套管內(nèi)壓力為井筒氣體壓力19.5 MPa（氣體相對密度0.3計算）與油壓1.3 MPa之和，共20.8 MPa；套管外地層壓力為79.4 MPa（按照三開鉆進時鉆井液密度1.30 g/cm3和設(shè)計理論計算；故套管受到的外擠壓力為58.6 MPa（外地層壓力79.4 MPa減去套管內(nèi)壓力20.8 MPa），大于套管最大抗外擠強度56.5 MPa。此外，該井?244.5 mm套管設(shè)計的抗外擠強度56.5 MPa是在地面常溫不受其它因素干擾情況下的最大值。實際上，位于井下6 227 m處的?244.5 mm套管會受到各種交變應(yīng)力，且6 227 m處井溫高達140 ℃，不僅降低套管材料的屈服性能，而且使套管受到附加軸向力的作用，根據(jù)文獻研究及相關(guān)標準[15-17]計算可知，該溫度條件下，套管抗外擠強度降至少降低10%，從而導(dǎo)致套管真實的最大抗外擠強度小于51 MPa。由此可知，當(dāng)采用?12 mm油嘴敞放時，位于井下6 227 m處的?244.5 mmTP155V套管實際抗擠強度（＜51 MPa）將遠小于其受到的外擠壓力58.6 MPa，致使套管受擠壓而嚴重變形。因此，從該井套管管柱設(shè)計校核分析，?244.5 mm尾管不適合進行高壓氣層測試。

表2 塔中北坡順南井區(qū)環(huán)空帶壓機理表

圖9 劃眼過程中振動篩返出鐵屑及起出鉆頭的磨損形貌

2）順南501井?177.8 mmP110套管變形及失效機理分析

2014年10月7日，順南501井下放鉆具至6 687.3 m加壓6 T，實施?146 mm的鉛模打印，懸重128～134 t；10月8日，起打印管柱，帶出鉛印，檢查鉛印下部有長65 mm×寬25 mm半月形凹槽，鉛印四周有三處擠壓錯裂痕跡，A處裂痕長60 mm、深8 mm，B處裂痕長40 mm、深10 mm，C處裂痕長40 mm、深5 mm（圖10），由此判斷順南501井6 687 m處的?177.8 mmP110套管變形，其變形失效機理如下：

圖10 磨洗返出的鐵屑及鉛模打印后的形貌圖片

套管非均勻磨損：根據(jù)順南501井井史記錄，懸掛于5 731.99 m的?177.8 mm×(12.65 mm)P110套管受后續(xù)?149.2 mm鉆頭由6 890～7 168.56 m鉆進（進尺278.56 m）而磨損，磨損純鉆進時間約為110 h。基于塔里木油田山前實驗及井壁工程測井實踐可知，狗腿度在1°左右的7 000 m深井，鉆進進尺100 m，其懸掛套管的非均勻磨損深度約1 mm。據(jù)此推算，順南501井懸掛?177.8 mm×(12.65 mm)P110套管非均勻磨損深度約3 mm，抗外擠強度降低約24%，由最初的88.9 MPa降低到約69 MPa。因此，為保證下部?177.8 mm套管處于抗外擠壓力的80%以內(nèi)，在井筒全為氣時，井口壓力必須保持不小于38.9 MPa。由此可知，套管非均勻磨損降低的抗擠強度明顯增加了被擠壓而變形的可能性。

地層非均勻擠壓：現(xiàn)有API及SY等石油管抗擠強度計算與設(shè)計標準（API TR5C3），皆假設(shè)套管受到均勻的靜水外壓，然而，實測數(shù)據(jù)顯示：順南501井套管在井下6 680 m以深實際受到的是非均勻地應(yīng)力，且文獻研究表明：東西向與南北向地應(yīng)力不均勻系數(shù)越大，套管的抗外擠強度降低得越多。由此可知，順南501井套管受到的非均勻地應(yīng)力進一步增加了套管被擠毀而變形的風(fēng)險。

超高溫儲層：根據(jù)表1可知，順南501井屬于超高溫地層，地溫梯度2.81℃/100 m，井底溫度高達193 ℃，在該溫度條件下，下部?177.8 mm套管材料力學(xué)性能急劇退化，如材料屈服強度和抗拉強度，從而明顯降低?177.8 mm套管的抗擠強度，增加了套管被擠壓而變形的風(fēng)險。

安全系數(shù)及井口壓力難以確定：套管抗外壓強度安全系數(shù)及井口壓力控制難以確定的原因包括以下兩點：①前述套管磨損深度、地應(yīng)力不均勻系數(shù)、套管材料因高度而退化的力學(xué)性能難以確定，且現(xiàn)有的計算標準不能考慮高度、非均勻磨損及地應(yīng)力對抗擠強度的影響；②目前，關(guān)于套管的抗外擠強度安全系數(shù)的標準很不統(tǒng)一，如挪威石油工業(yè)井筒完整性標準D010要求套管抗外擠強度安全系數(shù)大于1.1，美國德克薩斯A&M大學(xué)的課件要求外擠強度安全系數(shù)大于1.125，萬仁溥主編《采油工程手冊》[18]中提出套管抗外擠強度安全系數(shù)最高可取1.25；SY/T6581《高壓油氣井測試技術(shù)規(guī)程》[19]中要求1.40，而塔里木庫車克深9等超深井實際抗外擠安全系數(shù)控制在1.8左右。

由此可知，現(xiàn)有的標準及規(guī)范不能考慮非均勻磨損及地應(yīng)力對套管抗擠強度的影響，所給出的安全系數(shù)標準也很不統(tǒng)一，而順南501井的復(fù)雜工況，即高溫、非均勻磨損及其受到的非均勻地應(yīng)力不僅顯著降低了順南501井6 680 m處?177.8 mm套管的抗擠強度，而且增加了套管抗擠強度安全系數(shù)及井口壓力準確控制的難度，從而導(dǎo)致該井?177.8 mm套管在井口回壓控制較低時極易被擠壓而變形。

2.4 高溫高壓氣井井口抬升機理分析

順南4井因生產(chǎn)時井口溫度升高，熱效應(yīng)作用下套管發(fā)生伸長和井口抬升，現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)顯示：順南4井儲層屬于超高溫高壓（地溫梯度2.81℃/100 m，井底溫度高達184 ℃），于2013年6月采用?7 mm油嘴求產(chǎn)9 h，油壓60 MPa，套壓（50 MPa），產(chǎn)量達40.7×10 m3/d，井溫變化為38～88℃，溫差50 ℃，井口裝置抬升83 mm，?339.7 mm套管（0～500 m）和?177.8 mm套管（0～835 m）井口附近固井質(zhì)量差（圖11）。

圖11 順南4井井口抬升情況及固井質(zhì)量圖

表層套管、技術(shù)套管、油層套管在井口處由井口裝置固定并連接在一起?；谡n題組前期研究結(jié)果[20]可知井口裝置抬升機理：即各層套管在井口附近存在著未被水泥環(huán)有效固定的自由段，這些自由段由無固井段和水泥環(huán)膠結(jié)失效段兩部分組成，且在高溫高壓高產(chǎn)氣井生產(chǎn)過程中，各層套管自由段會發(fā)生顯著地軸向變形，正是這些套管自由段的軸向變形直接導(dǎo)致了井口裝置的抬升 （圖12）[21]。研究顯示：套管軸向應(yīng)力與自由套管長度和產(chǎn)量密切相關(guān)，而井口裝置抬升高度隨著套管自由段及產(chǎn)量的增加而急劇增加，且對生產(chǎn)自由套管長度的變化最敏感，技術(shù)套管次之，表層套管最小（圖13）。

圖12 井口裝置抬升機理圖

圖13 套管自由段長度與井口抬升高度的相關(guān)性圖

結(jié)合順南4井的具體工況及井口裝置抬升機理分析可知順南4井在高達40×10 m3/d的產(chǎn)量下：①基于圣維南的變形協(xié)調(diào)原理可知，由于水泥環(huán)和套管材料的彈性變形能力差異較大，在受到因溫度變化而產(chǎn)生的軸向載荷會發(fā)生不協(xié)調(diào)變形，從而導(dǎo)致井口附近固井質(zhì)量差的?339.7 mm套管（0～500 m）和?177.8 mm套管（0～835 m）周圍膠結(jié)面滑脫破壞，出現(xiàn)滑移現(xiàn)象，增加套管自由段長度；②溫度場變化（溫差50 ℃）產(chǎn)生附加軸向應(yīng)力（?339.7 mm套管因溫度產(chǎn)生的附加軸向力為164.6 t，?244.5 mm套管因溫度產(chǎn)生的附加軸向力為114.9 t，?177.8 mm套管因溫度產(chǎn)生的附加軸向力為78.9 t）導(dǎo)致各層套管自由段軸向熱膨脹引起井口抬升；③較高的油壓（60 MPa）和套壓（50 MPa）會對井口處的井口裝置產(chǎn)生端部效應(yīng)，從而造成井口裝置的抬升；④井筒溫度升高會導(dǎo)致環(huán)空保護液體積膨脹同時也會導(dǎo)致油管體積膨脹，從而使得套管承受附加的軸向力及軸向變形，導(dǎo)致井口抬升。

3 總結(jié)

1）基于塔中北坡順南區(qū)塊12口已完鉆井的溫度、壓力、流體特征及現(xiàn)場測試結(jié)果及分析，弄清了環(huán)空帶壓、套管變形失效及井口抬升機理：其中環(huán)空帶壓主要是井筒實體完整性和機械結(jié)構(gòu)完整性失效而引發(fā)的，具體為甲酸鹽腐蝕及環(huán)境開裂導(dǎo)致的油管穿孔斷裂、套管及接箍泄漏和固井質(zhì)量差的水泥環(huán)在交變T、P下失效而導(dǎo)致的；套管變形失效主要是超高溫超高壓復(fù)雜地層下套管柱強度設(shè)計不夠合理導(dǎo)致的，具體是由超高溫、非均勻套管磨損和非均勻載荷導(dǎo)致材料強度性能下降及安全系數(shù)和井口壓力難以確定而引起的；井口抬升主要是由超高溫、高產(chǎn)及井口溫差大導(dǎo)致井口附近固井質(zhì)量較差的水泥環(huán)與套管出現(xiàn)滑移（相對滑動），出現(xiàn)自由段軸向伸長而引起的。

2）建議開展特殊螺紋接頭在井下實際工況下的氣密封實驗，考慮內(nèi)壓與外壓共同作用的試驗載荷條件，以評價更苛刻條件下特殊接頭密封性；依據(jù)ISO 15156標準，對于H2S、CO2共存的酸性環(huán)境，同時考慮井筒管材由H2S引發(fā)的硫化物應(yīng)力腐蝕開裂和H2S、CO2共同作用導(dǎo)致的電化學(xué)腐蝕；針對典型環(huán)空帶壓氣井進行實時監(jiān)測、診斷測及井下找漏檢測，必要時可采用增加環(huán)空保護液返深的方法來有效控制環(huán)空壓力。

3）針對超高溫導(dǎo)致的套管變形問題，建議該區(qū)塊盡量采用熱穩(wěn)定性好（屈服強度、熱膨脹系數(shù)及彈性模量隨溫度變化小）的厚壁高鋼級套管，并根據(jù)套管材料力學(xué)性能隨溫度的變化規(guī)律（如屈服強度折減系數(shù)）、擠毀性能隨非均勻載荷及磨損的變化規(guī)律及溫度引起的附加熱載荷給出滿足順南區(qū)塊氣井套管柱設(shè)計；此外，針對井口抬升問題，還需提高各層套管固井質(zhì)量并合理控制各層套管自由段長度，尤其生產(chǎn)套管，優(yōu)化設(shè)計氣井產(chǎn)量，以確?，F(xiàn)場套管柱在超高溫超高壓高產(chǎn)氣井中的使用安全。