謝玉銀

(中石油新疆油田分公司工程技術(shù)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(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

風(fēng)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(shù)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(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

風(fēng)城超稠油井區(qū)自投產(chǎn)以來(lái)，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(gè)方面對(duì)該井區(qū)套損的原因進(jìn)行了分析，并在此基礎(chǔ)上提出了套損井的預(yù)防措施。該研究對(duì)于超稠油油藏套損井的研究及預(yù)防具有一定的借鑒意義。

超稠油油藏； 套損；預(yù)防

風(fēng)城油田超稠油井區(qū)為受構(gòu)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(kāi)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(yán)苛的生產(chǎn)條件注定了在生產(chǎn)過(guò)程中套管受到更強(qiáng)的交變熱應(yīng)力的作用，更容易發(fā)生損壞[1～9]。井區(qū)自投產(chǎn)以來(lái)陸續(xù)出現(xiàn)油井套管縮徑、錯(cuò)斷等問(wèn)題，對(duì)生產(chǎn)帶來(lái)了較大影響，造成了一定的經(jīng)濟(jì)損失。因此，研究井區(qū)套損原因，并在此基礎(chǔ)上為預(yù)防套損提出合理化建議，對(duì)于減少超稠油油藏套損、防止環(huán)境污染、促進(jìn)油田現(xiàn)場(chǎng)安全生產(chǎn)及提高開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)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(lái)出現(xiàn)的60口套損井中，只有17口井確定了套損類(lèi)型，其中套管錯(cuò)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(yuǎn)大于射孔孔眼直徑，說(shuō)明套管發(fā)生破損)嚴(yán)重，大顆粒堆積在井筒底端，導(dǎo)致沖砂不下、通井遇阻，難以下入工具判斷每口井的準(zhǔn)確套損類(lèi)型。出大顆粒的因素包括套管錯(cuò)斷、套管破損、炮眼刺大等多種因素，需要進(jìn)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(fù)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(gè)方面進(jìn)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(yīng)力作用

在注蒸汽開(kāi)采過(guò)程中，注蒸汽、停注燜井、采油作業(yè)是交替進(jìn)行的。注蒸汽過(guò)程中，套管內(nèi)產(chǎn)生壓縮熱應(yīng)力，停注燜井周期的降溫過(guò)程中，套管內(nèi)產(chǎn)生拉伸熱應(yīng)力，經(jīng)過(guò)幾次蒸汽吞吐作業(yè)后，套管很容易在壓縮和拉伸熱應(yīng)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(yīng)力給套管造成疲勞損傷，該井區(qū)在固井時(shí)采用預(yù)應(yīng)力固井，固井時(shí)通過(guò)將套管向上提拉一定的距離，給套管施加一個(gè)預(yù)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(yù)應(yīng)力固井時(shí)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(jì)算出它們預(yù)應(yīng)力固井所需井口預(yù)拉力及套管預(yù)拉伸長(zhǎng)度[10]，并與固井時(shí)套管實(shí)際上行距離對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 固井時(shí)套管實(shí)際上行距離與套管計(jì)算預(yù)拉伸長(zhǎng)度對(duì)比表

由表1可知，有8口井預(yù)應(yīng)力固井時(shí)套管實(shí)際上行距離小于套管計(jì)算預(yù)拉伸長(zhǎng)度，占總數(shù)的16.7%。固井時(shí)套管實(shí)際上行距離小于套管計(jì)算預(yù)拉伸長(zhǎng)度表明預(yù)應(yīng)力沒(méi)有提拉到設(shè)計(jì)噸位，固井時(shí)套管實(shí)際上行距離大于套管計(jì)算預(yù)拉伸長(zhǎng)度表明預(yù)應(yīng)力理論上提拉到設(shè)計(jì)噸位。但是，由于砂巖疏松，地錨很難錨死，提拉預(yù)應(yīng)力時(shí)，地錨向上滑移，地錨滑移量和井口套管伸長(zhǎng)無(wú)法準(zhǔn)確估算，導(dǎo)致預(yù)應(yīng)力可能提拉不到設(shè)計(jì)噸位。因此，即使理論上固井時(shí)套管上行距離達(dá)到設(shè)計(jì)值，仍有可能使得預(yù)應(yīng)力不能提拉到設(shè)計(jì)噸位，因此套管還會(huì)在交變熱應(yīng)力的情況下，反復(fù)拉伸和收縮而發(fā)生破損。

2.1.2高溫引起套管強(qiáng)度下降

溫度的變化對(duì)套管性能參數(shù)都有一定的影響?，F(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[11]給出了 N80 鋼級(jí)套管和 P110鋼級(jí)套管彈性模量與溫度的關(guān)系數(shù)據(jù)，天津鋼管集團(tuán)股份有限公司給出了TP90H 鋼級(jí)套管彈性模量和屈服強(qiáng)度隨溫度變化的數(shù)據(jù)，見(jiàn)圖1和圖2。不管是普通套管還是熱采井專(zhuān)用套管，隨著溫度的升高，套管彈性模量和屈服強(qiáng)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(qiáng)度衰減或碎裂

在高溫蒸汽吞吐生產(chǎn)過(guò)程中，井筒將反復(fù)多周期經(jīng)受蒸汽產(chǎn)生的高溫，井筒周?chē)挠途喹h(huán)在高溫下抗壓強(qiáng)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(guò)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(guò)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(yīng)力平衡，對(duì)套管產(chǎn)生擠壓或剪切，使套管出現(xiàn)變形或錯(cuò)斷[14～16]。統(tǒng)計(jì)60口套損井出砂情況，每口井均出砂嚴(yán)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(yán)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(qiáng)度值

套損位置處巖性井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的比例/%泥巖712.5泥質(zhì)砂巖1933.9中細(xì)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(wèn)題情況

2.3泥巖的膨脹與蠕變

注入蒸汽進(jìn)入到泥巖、泥質(zhì)砂巖夾層或蓋層，或是沿破裂、松動(dòng)的水泥環(huán)竄至泥巖層，引起泥巖的膨脹與蠕變，從而對(duì)套管產(chǎn)生剪切或擠壓，導(dǎo)致套管發(fā)生錯(cuò)斷或變形[17～19]。根據(jù)套損井套損位置處的巖性統(tǒng)計(jì)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(jiàn)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(wèn)題，往往造成水泥與套管、水泥與巖壁膠結(jié)固化差。通過(guò)聲波幅度測(cè)井可以認(rèn)識(shí)套管與水泥的膠結(jié)程度[20,21]。由60口套損井的聲幅測(cè)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(wèn)題情況見(jiàn)表3，套損位置附近的聲幅測(cè)井曲線見(jiàn)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(huì)導(dǎo)致地層應(yīng)力直接作用在套管上，出現(xiàn)錯(cuò)斷、彎曲、縮徑等問(wèn)題。

2.5射孔對(duì)套管的影響

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

圖3 套管-水泥界面膠結(jié)質(zhì)量差的套損井聲幅測(cè)井曲線圖

套損位置與射孔段的關(guān)系井?dāng)?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(wú)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)47

圖4 不同相位角下孔密與套管抗擠強(qiáng)度系數(shù)關(guān)系

由圖4可知，當(dāng)相位角為60°時(shí)套管強(qiáng)度對(duì)孔密變化最不敏感，整體上對(duì)套管抗擠強(qiáng)度的影響也最小，抗擠強(qiáng)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(duì)套管抗擠強(qiáng)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(yuǎn)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(fēng)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(qiáng)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(chǎng)應(yīng)用效果情況，可以從以下2個(gè)方面來(lái)預(yù)防套損：①優(yōu)化套管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。在設(shè)計(jì)套管強(qiáng)度時(shí)，不但要滿(mǎn)足熱應(yīng)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(duì)套管造成的剪切和外擠力，因此要特別注意滿(mǎn)足特殊井段的抗擠強(qiáng)度，如泥巖地層井段、射孔段等，必要時(shí)可應(yīng)用特殊鋼級(jí)或者厚壁套管提高復(fù)雜井段套管的抗擠強(qiáng)度。②提高鉆完井工程質(zhì)量。如鉆井過(guò)程中控制井身質(zhì)量，減少井徑擴(kuò)大率，避免嚴(yán)重大肚子、糖葫蘆井眼；進(jìn)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(qiáng)預(yù)應(yīng)力固井過(guò)程管理，加強(qiáng)地錨現(xiàn)場(chǎng)施工人員培訓(xùn)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(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)噸位；研究適用于井區(qū)的油層防砂技術(shù)等等。

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[編輯] 易國(guó)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(shù)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(fēng)城超稠油油藏套管損壞原因分析[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(17):44～48.