辽河油田套损机理及防治建议X文良凡1,高志强1,李海军1,王　磊2,李　锦3(1.中国石油勘探与生产工程监督中心;2.西部钻探钻井工程技术研究院;3.中国石油大学,北京　100000) 摘　要:稠油井经过短周期、多轮次的蒸汽开采,套损的现象非常严重。

通过对辽河油田各个采油厂近10年套损资料的调查,总结了套管损坏的规律;找出了致使套管损坏的各种因素并提出了适用于热采井套损防治的针对性建议,从而降低修井的频率,延长油水井套管正常服役的寿命。

关键词:隔热措施;套管损坏;预应力固井;热应力 中图分类号:T E 358+.4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0057—03 辽河油田以高凝油、稠油、特稠油、稀油区块为主,自1970年辽河盆地石油会战开始,辽河油田不断发展壮大,并成立了锦采、欢采、曙采、兴采等近15家采油厂,经济规模不断扩大。

然而随着生产时间的累积、吞吐轮次的增加以及管材服役条件的恶化,套管损坏的现象日益突出,甚至导致大量油井、注水井进入风险井的行列,直至报废,严重制约着油水井的正常生产。

1　套管损坏分布规律及特点1.1　辽河油田套损统计数据 90年代间,因套管损坏导致的大修井数所占大修总数的40%,并呈逐年递增的趋势,通过对辽河油田各个采油厂近十年大修井进行统计,绘制成如上图。

上图反映了近10年来套损比例居高不下,甚至达到了了63%,而在套损中,变形所占比例最大,破漏和错断次之。

1.2　套管损坏类型套损是埋藏在地层中的油水井套管在地应力与其他各种物理化学因素下发生的变形和损坏,不同的受力状况导致套损的表现形态不一样。

套管变形主要表现在缩径变形、挤扁变形、弯曲变形。

套管损坏形式又可以分为套管错断形态、裂开方式以及腐蚀、磨损等穿孔形式等等。

图3　缩径 图4　挤扁 图5弯曲1.3　套管损坏特点及规律套损类型及特点呈现区域性分布,有些区块以错断为主,有些区块以缩径为主。

比如杜32区块的近20口井,完钻井深均在1100m 左右,套管普遍发生缩径变形,且变形处均位于井深950m 左右。

套管损坏位置呈现普遍性,在射孔井段套损比率最严重,其次就是射孔井段以上部分,射孔段以下套损现象比较罕见,一般出现在出砂比较严重的井。

辽河油田套损以热应力损伤为主,通过蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层及S GD 方式对稠油加热降粘,57　2012年第3期 内蒙古石油化工X收稿日期5作者简介文良凡(),男,在读硕士。

年毕业于长江大学石油工程学院石油工程专业,现从事油气井套损防治方向的工作。

A :2011-12-1:1987-2009同时恶化了套管在油水井中的服役条件,长期承受过高热应力的反复作用。

特别是火烧油层开采方式,超出了套管的承受极限,大大缩短了套管的使用寿命。

据调查,由于热应力的作用,辽河油田套管完好时间平均值还不到4年。

由于砂卡、井下落物需要大修、打捞的井中普遍存在套管变形、扭曲现象。

2　套管损坏原因及分析2.1　地质因素2.1.1　地应力失衡是套损的诱因辽河油田地质构造断块多、油层较分散,而套管所承受的非均质地应力与地震活动、断层活动、泥页岩水化膨胀、岩石蠕变、出砂引起的管柱空洞密切相关。

而套管在失稳状态下,非均质地应力极易使套管发生弯曲变形甚至剪切错断。

如图6、7所示。

2.1.2　油水井出砂量大辽河油田油藏埋深普遍较浅,有些区块地层胶结较差,通过蒸汽加热或火烧油层方式,稠油的粘度大大降低了,稠油的通道打通了。

同时岩层的温度也大大提高了,当岩石所受的应力达到一定强度时就会发生结构破坏,从而产生更多的砂粒,特别是随着吞吐轮次的增加,岩层受反复应力膨胀与压缩,更加加剧了岩石骨架转换成细小颗粒的过程。

这些砂粒随着油流进行了运移,地层亏空使本应由岩石承受的上覆岩层压力转移到了套管柱上,特别是局部过高压应力极易使套管发生失稳错断。

图6　失稳简化模型 图7　非均质地应力作用破坏2.2　工程因素2.2.1　钻井过程中对套管内壁的磨损由于钻柱在井中并不是完全居中,钻杆呈现螺旋形,并与套管内壁有多个接触点,当钻杆旋转时,上返岩屑加大了摩擦系数,加大了套管的磨损,特别是出现憋钻、跳钻,冲击力直接作用在套管内壁上,极易造成套管弯曲,穿孔,埋下安全隐患。

2.2.2　固井质量差直接降低了套管的工作强度现在的固井设计往往需要将水泥上返到地面,而且要进行声幅检测、试压合格,当固井水泥环不均匀、套管与水泥环存在间隙或是水泥返高不合要求时,随着气窜、水窜的加剧,套管的保护作用逐渐降低,直接危害着油水井的持续生产。

固井不合格典型事例辽河油田荣某某井由于水泥返高不够,该井投产不到一年,套管发生了错断和腐蚀,于2002年经历一次大修,并进行了波纹管补贴,由于没有补贴到错断部位,小修遇阻并再也没有找到鱼顶,从2010年11月开始经历了多次磨鞋、打印以及井下电视照明始终未找到鱼顶,打印印痕不清,建议封井处理。

多次修井及后续作业损失了巨大的经济效益。

2.2.3　热采方式是辽河油田套损的主要原因辽河油田热采方式主要包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层以及蒸汽辅助重力驱。

蒸汽驱及蒸汽辅助重力驱,通过注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽,不断地加热油层,从而大大降低了地层原油的粘度。

套管内部产生较大的热应力而膨胀,而套管与水泥环膨胀系数存在较大差异,导致水泥环松动,因此套管比较容易发生套损现象。

火烧油层是通过电或化学等方法使油层温度达到原油燃点,并向油层注入空气或氧气使油层原油持续燃烧。

这种方法的采收率很高,适合高粘度的稠油。

但是由于火烧油层使油层的环境非常恶劣,局部温度可以达到400摄氏度。

有人曾用油管做过实验,经过火烧油层这一工艺后,取出的油管就像经过高温过火工艺一样。

高升采油厂绝大部分区块H 2S 含量都在正常范围内,但采用火烧油层这种开采方式后,很容易引发H 2S 次生灾害,而H 2S 极易使套管发生氢脆破坏。

2010年11月对高升采油厂各个井的测试中,有37%的井号存在着H 2S 含量的报告。

蒸汽吞吐相对于蒸汽驱等热力采油来说更为严重,由于稠油井生产周期短,注气轮次比较频繁,套管承受的不单单是热应力,经过多次热胀冷缩交变应力作用,极易引发应力疲劳破坏。

2.2.4　隔热措施不到位辽河油田很早就采用氮气隔热,而氮气隔热效果并不理想,若再加上补氮不连续,导致套管热胀冷缩。

现在运用效果比较好的真空隔热管与封隔器组合起到了较好的隔热效果,但是在接头部位缺乏隔热保护,而且受到螺纹密封的限制,往往成为薄弱地带,为套损埋下了隐患。

影响隔热管螺纹密封的主要因素就是螺纹类型、螺纹脂质量以及密封圈耐温性能。

尽管隔热管采取了偏梯形螺纹形式,但是过盈仅发生在齿顶与齿底之间,齿侧间隙几乎不受影响,所以偏梯形螺纹泄油通道无法弥合。

螺纹脂在350℃下就会变质,密封性能大大降低,不能承受住20MPa 的气体压力;密封圈也受到了350℃高温的限制。

因此加大对隔热管特殊螺纹,耐高温密封圈及螺纹脂的的研制是降低套损井的有力措施。

2.2.5　注水开发引发的地层滑移及泥页岩水化膨胀水作为润滑剂降低了层系间的摩擦系数,特别是对一些断层来说,打破了注水前受力平衡,导致地层发生滑移,引起套管发生剪切错断。

同时,泥页岩遇水极易发生膨胀,使套管承受过高的挤压应力而缩径挤毁。

6　修井、落物对套管的损伤在现场施工过程中,由于现场监管不力,往往造成落物、下井工具遇卡,包括爆炸整形各种修井工序对套管内壁造成了不可忽视的冲击磨损,这就是大58内蒙古石油化工 2012年第3期　:- 2.2.量打捞井中都需要进行套管整形的原因。

2.2.7　带病生产井比例大通过对辽河油田近10年大修井13312口井统计中,有5955口井存在带病生产的情况,带病生存井占待大修井的44.7%。

这样的后果往往是增加了井下复杂工况,给套损创造了环境。

2.2.8　管材选择不当辽河油田由于埋藏浅,普遍应用N80套管,该套管允许的最大温度变化范围只有204℃,而蒸汽吞吐的平均温度超过320℃,在340℃时,N80套管屈服强度降低18%,弹性模量降低38%,抗拉强度降低7%。

3　套管损坏的防治建议3.1　现今辽河油田主要防治技术现在辽河油田各个采油厂在预防套损上主要是预应力固井、热力补偿器以及射孔段加厚组合套管,而一旦发生套损需要修井时,则主要采取如下措施:若套损只是轻微的变形、扭曲,只需通过梨形挤胀器或爆炸整形即可;若套管发生穿孔、错断,则可以通过波纹管、膨胀管补贴即可;若套损下面情况未知或出砂严重,则往往通过小尺寸尾管完井建立新的通道;若套损距离井口600m 以内时可以通过取换套作业;若套损严重到修井无法找到鱼顶时,则采用侧钻完井即可;若侧钻经济效益差,则直接采取封井措施。

3.2　针对辽河油田现状的建议加大监管力度,在钻井过程中,实时监测套管内壁的磨损情况,采用软件模拟或是加装磁性收集器。

在固井上,严格控制预应力固井提拉应力、水泥质量、水泥上返速度、压力及水泥返高,声幅测量和试压需合格,为套管创造一个良好的保护层。

在隔热措施上,若采用氮气隔热需经常补氮,防止套管热冷不均。

在修井上,要对修井质量严格把关,不能再出现类似于套损补贴位置不当的错误。

另外,提高工作效率,套管一旦发生损坏救治需及时,随着时间的推移,井下复杂情况会恶化,这也大大加大了修井的难度。

在开采方式上,优化组合蒸汽吞吐方案,建立集中温场,尽量减少蒸汽吞吐轮次,提高综合作业周期,进而提高热利用率。

故障井的带病生产会加重套管损坏的速度,不要等到不得不治理时才进行修井维护,得不偿失。

多次小修、大修容易造成水泥环松动,往往是这一段修好了,另外一段又出问题。

在射孔方式上应采取有枪身60°射孔方式,尽量减小对套管强度的破坏。

以邻近井的套损资料为诫,分析总结该区块套损的普遍性与规律性,积极与设计部门反映沟通,改善套管设计。

比如杜32区块固井符合设计,但是出现了在950m 左右普遍缩径变形的现象,就应在该地段采取相应措施来防范套损的发生。

由于高钢级套管的性能受到套管长度的限制,因此对于易套损井使用高钢级的应用效果并不理想,目前辽河油田通过在特殊井段加大壁厚的应用效果比较理想。

辽河油田部分区块出砂比较严重,固井时往往忽略了出砂的影响,导致后期多次冲砂工艺,消耗了大量的人力、物力和财力。

现在很多区块在修井时采用防砂筛管完井。

若固井时就采取防砂措施,也就减少了引发套变以及多次频繁修井的可能性。

运用较为准确的检测技术,比如多臂井径仪,双封隔器验漏系统、井下视像系统、超声波成像检测以及电磁探伤检测,弄清楚套管损坏的类型、程度以及错断的走向。

目前辽河油田在检测上还是比较单一,往往通过多次磨鞋、打印尝试,大部分井都能成功检测,但当套管错断后,这种盲式摸索检测法很容易钻穿套管,进一步增加了寻找鱼顶的困难。