中原油田油水井套管損壞原因分析

中原油田油水井套管損壞原因分析

中原油田于1979年正式投資開發(fā)。從2002年6月底開始，共有5107個生產(chǎn)工所、4068個開井口和1139個關(guān)井。歷年報廢井共1305口,發(fā)現(xiàn)事故井共3081口,其中套管損壞事故井1714口,占事故井總數(shù)的55.6%。隨著油田開發(fā)時間的延長,井下情況不斷惡化,套損井迅速增加,原油產(chǎn)量大幅遞減,造成了重大的經(jīng)濟損失,已威脅到油田的生存和發(fā)展。為此,中原油田自1997年開始,加強了對套損井問題的研究、預(yù)防和治理,經(jīng)過幾年來的努力,初步見到成效,基本上扼制了套損井直線上升的勢頭,井下情況惡化的問題初步得到緩解。1元寶油田葉片損失類型及分布規(guī)律1.1變形井及破漏穿斷井情況中原油田的套損井主要以變形、破漏穿孔、套管錯斷三種形式出現(xiàn)。1123口套損井統(tǒng)計結(jié)果表明,套管變形井765口,占68.1%;套管破漏穿孔井268口,占23.9%;套管錯斷井90口,占8.0%。根據(jù)中原油田的6個區(qū)塊、1102口井的統(tǒng)計結(jié)果,最晚發(fā)生套損的區(qū)塊,油井的平均壽命為8.64a,最早發(fā)生套損的區(qū)塊,油井的平均壽命為5.04a,總平均為7.06a。1.2套損位置及井段分析在平面分布上,套損井主要集中在鹽膏層發(fā)育、地層傾角大、斷層多、易蠕動滑移的復(fù)雜區(qū)塊和長期注采、地層壓力紊亂的調(diào)整井區(qū)塊。如鹽膏層發(fā)育的文東、文南區(qū)塊和調(diào)整井集中的濮城區(qū)塊。據(jù)764口套損井資料統(tǒng)計,套損位置在井口至水泥返高面的有186口井,占24.3%,主要原因是腐蝕破漏;發(fā)生在水泥返高面至生產(chǎn)井段的有258口井,占33.8%,主要原因是固井質(zhì)量差、鹽膏層發(fā)育、套管抗擠強度低;發(fā)生在生產(chǎn)井段的有258口井,占33.8%,主要原因是射孔影響和不合理的增產(chǎn)措施;在生產(chǎn)井段以下有62口井,占8.1%。中原油田一般井深為1700~3600m,油層深度為2100~3500m,套損深度主要集中在2000~2800m,而這一井段主要為鹽膏層、斷層集中段。2管道損壞原因分析2.1地質(zhì)因素2.1.1塑性流動,易受壓迫鹽膏層在一定條件下會發(fā)生溶解、蠕變、滑移或塑性流動,對套管產(chǎn)生相當(dāng)大的外擠載荷,致使套管扁、彎曲、變形甚至錯斷。統(tǒng)計結(jié)果表明,鹽層段發(fā)生套損的比例隨鹽層傾角和厚度增大而增大。2.1.2圍巖探索泥頁巖是一種不穩(wěn)定巖類,在遇水情況下易引起膨脹,在高溫高壓條件下產(chǎn)生蠕變,對套管產(chǎn)生橫向和縱向載荷作用及非均勻的圍巖蠕變外壓,使套管在彎曲、拉伸和非均勻擠壓等多種復(fù)雜載荷作用下而損壞。2.1.3錯誤操作由于注入水和壓裂液侵入斷層,起到潤滑作用,破壞了斷層相對靜止?fàn)顟B(tài),使斷層上下盤產(chǎn)生滑移,從而對穿越斷層的套管造成剪切破壞。2.1.4油砂層處理油層出砂后在套管外壁形成空間,造成上方巖石坍塌,使套管承受不均載荷而損壞。2.2工程因素2.2.1強度套管的應(yīng)用中原油田在常規(guī)套管設(shè)計中,只注意了滿足套管串上部的抗拉應(yīng)力和下部的抗擠強度的需要,將高強度套管用于兩頭,把低強度套管用于中間段。而中原油田的鹽膏層、斷層大多數(shù)都集中在這一井段(2100~2800m),因此套損也多發(fā)生在該井段。2.2.2固井的質(zhì)量差由于套管水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量差,不連續(xù),使套管承受非均勻載荷而損壞。2.2.3套筒的質(zhì)量差因套管本體厚度不均、接箍有裂紋、螺紋加工精度低等質(zhì)量問題,引起井下套管斷裂、脫扣等。2.2.4管受到一定程度的傷害射孔時瞬間爆炸產(chǎn)生的沖擊波必然會使套管受到一定程度的傷害。隨著射孔彈藥量的增加、射孔密度加大、射孔彈不合理的排列和誤射等,加劇了對套管的傷害程度。2.2.5斷層、泥頁地層在注水、壓裂作業(yè)過程中,注入地層的水或壓裂液有時會侵入到鹽膏層、斷層、泥頁巖層段,引起地層的蠕變、流動、滑移和膨脹,導(dǎo)致套管的損壞。另外在注水、壓裂施工過程中措施不當(dāng)(如排量過大、壓力過高、封隔器坐封壓力不對或不使用封隔器)也增加了套管損壞的幾率。2.3因滲發(fā)生破漏的并發(fā)癥腐蝕是造成套管損壞的一個重要因素。我國許多油田都存在腐蝕問題,而中原油田尤為突出。腐蝕的主要后果是使套管本體產(chǎn)生孔洞,最終導(dǎo)致破漏。例如文10-1井起出的158根套管中有90根穿孔,被剖開的一根套管內(nèi)壁有540多個蝕坑,許多蝕坑已接近穿孔。另外,套管絲扣腐蝕對套管的影響也很嚴(yán)重,最終導(dǎo)致絲扣密封失效或脫扣。腐蝕還會降低套管強度,使其在外力作用下更容易發(fā)生損壞。因腐蝕而造成的套管破漏位置多在水泥返高以上的未封固井段。3預(yù)防和處理安裝錯誤3.1tp130tt抗擠厚壁套管抗擠強度在進行抗拉、抗擠強度設(shè)計時,要特別注意滿足鹽膏層、斷層、泥頁巖地層等復(fù)雜井段的抗擠強度的需要,必要時可應(yīng)用特殊厚壁套管或雙層套管來提高復(fù)雜井段套管的抗擠強度,也可考慮下技術(shù)套管封住復(fù)雜井段。設(shè)計時要考慮高壓注水、大型壓裂對套管抗內(nèi)壓強度的要求。中原油田與天津鋼管公司合作,研制開發(fā)了TP130TT高抗擠厚壁套管,其內(nèi)徑為118.6mm,與139.7mm(壁厚10.54mm)套管內(nèi)徑相同,管體外徑為152.4mm,接箍外徑為177.8mm,其抗擠強度為167MPa,超出P110(厚10.54mm)套管抗擠強度63%。一年多來已在中原油田365口井上使用,主要用于鹽膏層段和射孔段,為有效防止套管損壞,延長油水井壽命奠定了良好的基礎(chǔ)。3.2嚴(yán)格控制套管出扣扭矩1)提高井身質(zhì)量,盡量減少井眼狗腿度和井徑擴大率。2)嚴(yán)把套管質(zhì)量關(guān),入井前認(rèn)真檢查、丈量、通徑,不合格的套管嚴(yán)禁入井。嚴(yán)格控制套管上扣扭矩,保證施工質(zhì)量。3)努力提高固井質(zhì)量,防止水泥漿竄槽、井漏、替空或低返。對設(shè)計水泥返高以上的套管自由段,采用低密度水泥漿封固,使水泥返至地面,提高套管抗擠和防腐能力。3.3加強對射孔的管理認(rèn)真校核射孔深度、選擇合適的槍型、確定合理的射孔參數(shù),以減輕射孔對套管的傷害。3.4合理設(shè)計注水參數(shù)，規(guī)范注水操作規(guī)程嚴(yán)格控制注水排量、注水壓力;根據(jù)井內(nèi)套管強度、固井質(zhì)量、投產(chǎn)年限、腐蝕和磨損情況等因素來確定注水參數(shù)。3.5采用封隔器保護套管采取壓裂、酸化、解堵、高壓增注措施時對套管要有保護措施,如合理選擇參數(shù),完善操作規(guī)程,一般情況下壓裂壓力不得超過套管抗內(nèi)壓強度的80%,采用封隔器保護套管等。計量要準(zhǔn)確,嚴(yán)禁將酸液替入套管環(huán)空。3.6加強入井液的管理開展套管防腐工作的研究,加強對套管腐蝕監(jiān)測;采取合理的井身結(jié)構(gòu),盡量減少或避免油層套管暴露在裸眼井段;加強入井液的管理;根據(jù)不同情況,采用化學(xué)防腐、內(nèi)涂層防腐、陰極保護等措施,以減緩套管腐蝕,延長油井壽命。4縮徑變形井治理方案1)對上部套管嚴(yán)重腐蝕穿孔的井,采用先測井后取換套管的工藝技術(shù)。對于技術(shù)套管內(nèi)的套管可采用倒扣或用內(nèi)外割刀直接割取。對于裸眼段的套管,可先套銑,后用外割刀割斷取出套管。取出壞套管后,再下入新套管對扣,完成修復(fù)作業(yè)。2)對于套管縮徑變形的井,采取先整形、段銑、磨銑后加固的工藝技術(shù)。3)對于套管錯斷但仍有?φ70mm以上通道的套損井,采用先整形復(fù)位,后爆炸補貼的工藝技術(shù)。4)對于全井腐蝕嚴(yán)重的井,先除銹酸洗,然后下?φ101.6mm套管,用延遲固井法重新固井,使水泥漿返至油層以上400m左右,使原?φ139.7mm套管為技術(shù)套管,重新用60彈射孔槍補孔,完成修復(fù)作業(yè)。這種方法可使原套損井作為一口新井使用。5)對于縮徑并夾有落物的井,先采取倒扣、套銑、磨銑、段銑、整形等工藝措施,然后再補貼加固。6)對于套管變形嚴(yán)重或斷脫后錯位較大,修復(fù)工具無法通過,用上述方法難以修復(fù)的井,可采取拔套管側(cè)鉆、段銑側(cè)鉆或開窗側(cè)鉆的方法,然后下套管完井。5套損防治和預(yù)防技術(shù)研究1)開展地應(yīng)力與套管損壞關(guān)系的研究,研究中原油田不同區(qū)塊、不同井段地應(yīng)力分布規(guī)律及其與套管損壞關(guān)系。2)堅持預(yù)防為主、防治結(jié)合的原則。在制定開發(fā)方案、進行地質(zhì)和工程設(shè)計、鉆井完井施工、投產(chǎn)作業(yè)及采取增產(chǎn)措施時,必須充分考慮套管的防護問題。3)加強對套管