油田套管套損機理及綜合防護技術(shù)研究

油田套管套損機理及綜合防護技術(shù)研究

油田生產(chǎn)帶來不利影響油田生產(chǎn)帶來不利影響在金瓶梅油田12a的開發(fā)過程中，油井管道的結(jié)構(gòu)逐漸惡化，造成的嚴(yán)重破壞對油田生產(chǎn)帶的不利影響。至2001年底,油田停關(guān)井397口,其中套損井82口,占關(guān)井總數(shù)的20.7%。對此,2002年開展油水井套損機理及綜合防護技術(shù)應(yīng)用研究,目的是預(yù)防和減少套管損壞,提高油水井利用率。1對套損傷機的研究1.1長期注采過程中套管失效現(xiàn)象套管本身存在微孔、微縫,螺紋不符合要求,抗剪、抗拉強度低等質(zhì)量問題,在完井后的長期注采過程中,慢慢出現(xiàn)套管損壞現(xiàn)象。固井方面存在鉆井井眼不規(guī)則、井斜、固井水泥不達(dá)標(biāo)、水泥與巖壁膠結(jié)固化不好、注水泥后套管拉抻載荷過大或過小等問題,都將影響固井質(zhì)量,而固井質(zhì)量的優(yōu)劣將直接影響套管完井的質(zhì)量與壽命。1.2對套管破損程度對比射孔造成套管損壞的主要原因有3種:一是出現(xiàn)管外水泥環(huán)的破裂,甚至出現(xiàn)套管破裂現(xiàn)象,特別是無槍身射孔對套管損壞程度更大。二是射孔時,深度誤差過大或者誤射,這對于二次、三次加密井的薄互層尤為重要。誤將薄層中的隔層泥巖、頁巖射穿,將會使泥頁巖受注入水侵蝕膨脹,導(dǎo)致地應(yīng)力變化,最終使套管損壞。三是射孔密度選擇不當(dāng),將會影響套管強度。1.3地層含水量對泥巖結(jié)構(gòu)的控制泥巖是一種不穩(wěn)定的巖類,當(dāng)溫度升高或注入水進入泥巖層時,將改變泥巖的力學(xué)性質(zhì)和應(yīng)力狀態(tài),使泥巖產(chǎn)生位移、變形和膨脹,增加對套管的外部載荷。當(dāng)套管的抗壓強度低于外部載荷時,套管被擠壓變形乃至錯斷。根據(jù)馬克斯威爾非線性理論,在地層含水條件下,泥巖的變形特征由下式描述:ε=[(σ1-σ2)/A]exp(a·W)+[(σ1-σ2)N/B]exp[1/(W0-W)]t(1)式中:ε為地層水平應(yīng)變量;σ1為最大水平主應(yīng)力,kg/cm2;σ2為垂向應(yīng)力,kg/cm2;W0為巖石極限含水,%;W為地層含水量,%;t為水侵時間,h;A,B,a,N為由巖性決定的常數(shù)。由式(1)可知,當(dāng)σ1和σ2相對穩(wěn)定時,泥巖變形量決定于地層含水量變化和水浸時間,當(dāng)含水量增加到極限值W0時,ε為最大,地層變形量最大,易產(chǎn)生地層橫向蠕動變形,使套管受到膨脹力的擠壓,造成套管變形或剪切損壞。1.4進一步的破壞由于油層出砂,首先在炮眼附近形成空洞或坑道,一旦空洞形成,將會造成局部應(yīng)力集中,對油層結(jié)構(gòu)造成進一步的破壞。當(dāng)油層大量出砂后,孔洞進一步擴大,上覆巖層失去支撐,打破了原有平衡,將產(chǎn)生垂向變形,甚至坍塌,使上覆層產(chǎn)生拱形剖面。當(dāng)上覆地層壓力大大超過油層孔隙壓力和巖石骨架結(jié)構(gòu)應(yīng)力時,相當(dāng)一部分應(yīng)力將傳給套管,當(dāng)傳到套管的壓力大于套管的極限強度時,套管失穩(wěn),出現(xiàn)變形或錯斷。1.5管道接帽點出管接再稠油井注汽加熱過程中,套管升溫受熱膨脹,在井口、井底兩端固定情況下,產(chǎn)生的軸向應(yīng)力為壓縮應(yīng)力。當(dāng)它超過屈服點時,套管產(chǎn)生永久變形或塑性變形而損壞。在停注汽后的降溫過程中,套管柱收縮,由壓縮應(yīng)力變?yōu)槔瓘垜?yīng)力。當(dāng)它超過屈服點后,將導(dǎo)致接頭絲扣及本體拉斷破壞(圖1)。由圖2看到,N-80套管在溫度達(dá)到204℃時,開始屈服,在點2處處于塑性變形;在點3處,溫度達(dá)到354℃時,應(yīng)力開始松馳,此時套管接箍的密封性受到嚴(yán)重影響,容易產(chǎn)生刺漏。當(dāng)冷卻后,套管產(chǎn)生極大的拉應(yīng)力,在失去密封的接箍部位,極易發(fā)生脫扣斷裂。1.6油層孔隙壓力mpa的測量注水壓力減小了巖石的抗剪強度,增加了注采壓差,其表達(dá)式為:τ=S0+μσn(2)式中:τ為巖石剪切強度,MPa;σn為巖石受的垂向應(yīng)力,MPa;S0為巖石固有的剪切強度(常數(shù)),MPa;μ為巖石的內(nèi)摩擦系數(shù)。當(dāng)油田注水開發(fā)后,隨注水壓力的升高,油層孔隙中的壓力也相應(yīng)地升高,而巖石的剪切強度隨孔隙壓力的升高而降低,其表達(dá)式為:τ=S0+μ(σn-p)(3)式中:p為油層孔隙中液體壓力,MPa。由式(3)看出,當(dāng)孔隙壓力等于巖石承受的垂向應(yīng)力時,巖石的剪切強度變得很小,一旦受到外力作用,易剪切破裂。1.7井內(nèi)套管磨損嚴(yán)重大型增產(chǎn)措施(如壓裂和酸化)施工,井口壓力常達(dá)到50～70MPa,油層部位套管壓力可達(dá)70～100MPa。常用的N-80套管抗內(nèi)壓設(shè)計強度為64.6MPa,而J-55型套管強度更低,僅為21.93～27.4MPa,這樣套管接箍和絲扣部位以及固井質(zhì)量差的井段很容易產(chǎn)生破裂。油井酸化時,由于排酸不及時造成套管腐蝕,部分井還多次進行酸化施工,從而加快了套管的腐蝕速度,造成套管穿孔、漏失。作業(yè)過程中井下工具對套管的磨損,尤其是在水平井和大斜度井施工中,套管磨損程度更加嚴(yán)重。另外,井下封隔器長時間作用在套管某一位置,使該處套管長時間受到內(nèi)擠壓力而易產(chǎn)生疲勞變形。2組合保護技術(shù)2.1保壓套管抗擠壓強度傳統(tǒng)的設(shè)計套管抗擠強度是采用上覆層的壓力確定套管抗最大外擠力。事實證明,采用此法確定最大外擠力是不合適的,應(yīng)采用泥頁巖蠕變形成不均勻“等效外擠應(yīng)力”作為套管抗最大抗擠強度。同時采用厚壁套管,以增大其抗擠壓強度(圖3)。因為,一個空管對點載荷的承受能力與鋼的強度成正比,與壁厚平方成正比。顯然,為提高承受點載荷能力,增加壁厚比增加強度更為有效。2.2提高水泥熱穩(wěn)定性對于稠油熱采井,固井水泥返到地面,防止全井段注汽過程中套管受熱損壞。采用G級水泥加砂固井,使水泥的耐熱性能大大提高,減少注汽過程中固井水泥受熱破碎而對套管造成的損害。對于深井低滲油藏,采用三開三完工作制度,除保護油層和防止油層污染外,使井徑較為規(guī)則,提高套管承受內(nèi)外擠壓的強度。對側(cè)鉆井,采取下套管前擴眼,提高固井水泥的過流面積,增加套管抗擠壓強度,防止套管外竄槽。2.3管道柱的固井護坡對于稠油熱采井,一是采用一次固井式地錨提拉預(yù)應(yīng)力完井。在斜井預(yù)應(yīng)力固井施工中,為防止套管柱在大曲率井段貼到井壁上,影響固井質(zhì)量,應(yīng)在套管柱上設(shè)扶正器。二是采用偏T型扣套管,提高套管的抗拉強度。2.4通過改進射孔工藝，減少射孔對套筒抗壓縮強度的影響(1)無槍身射孔礦通過射孔槍類型和套管支撐條件對套管抗擠壓強度損害影響的實驗(圖4)。結(jié)果表明,當(dāng)使用無槍身射孔槍射孔后,各種綱級的套管內(nèi)徑平均擴大4.7mm,套管均出現(xiàn)裂縫,而使用有槍身射孔時,不論套管的綱級和水泥環(huán)抗壓強度如何,套管內(nèi)徑的擴大基本相同,平均擴大0.35mm,而且不會出現(xiàn)裂縫。(2)抗擠壓強度的降低采用60°相位角射孔,避免直線型孔眼排列。采用60°相位角射孔,套管的抗擠壓強度的降低程度要比相同孔密和孔徑的0°、90°、120°和180°相位角射孔小得多。2.5降低地層裂縫注壓注水井注水壓力應(yīng)嚴(yán)格控制在地層破裂壓力以下,把超過或接近地層破裂壓力的注水壓力降下來,防止由于高壓引起地層碎裂,導(dǎo)致沿不必要的裂縫注水而引起的地應(yīng)力變化,從而減少套損。注水壓力應(yīng)不高于地層破裂壓力:pf=0.223aH+(1.03-a)pr(4)式中:pf為地層的破裂壓力,MPa;H為油層中深,m;pr為地層壓力,MPa;a為破裂常數(shù)。2.6井下封隔器確定在壓裂酸化施工設(shè)計中,為減少套管受施工壓力高和酸液腐蝕的影響,施工管柱采用?88.9mm、N-80外加厚油管,井下封隔器采用Y511可洗井式壓裂封隔器,施工控制排量為5.0m3/min,最高施工壓力不超過80MPa,地面通過套管注入清水打平衡壓力措施,控制套壓在25MPa左右。通過這5項優(yōu)化措施,可以防止高壓對套管的損壞,防止酸液進入封隔器以上的油套環(huán)形空間,施工后加快酸液返排,減少套管腐蝕。2.7地層出砂與壓裂填防砂根據(jù)油井出砂狀況,采取針對性的篩管防砂和壓裂填防砂工藝。篩管防砂是將防砂篩管下入生產(chǎn)層段,阻擋地層出砂,同時增強套管的抗擠壓強度;壓裂填防砂是將石英砂或樹指砂擠入地層,達(dá)到填實地層虧空處的目的,防止地層虧空坍塌擠壞套管;或采取壓裂填防砂和篩管防砂兩者相結(jié)合的措施,使充填地層的礫石擋住地層砂,防砂篩管又擋住充填的礫石,形成一個二級防砂屏障,有效阻止地層出砂。2.8井筒隔熱性能真空隔熱管視導(dǎo)熱系數(shù)可達(dá)0.006～0.012W/(m·℃),與普通隔熱管視導(dǎo)熱系數(shù)相比,隔熱性能提高了10倍,減少了稠油注汽井井筒熱損失,降低了高溫對套管的損壞。3修復(fù)埋溝的方法3.1由多種整形工具進行管路整形對套管輕微縮徑變形,使用沖脹式整形工具、旋轉(zhuǎn)碾壓整形工具、旋轉(zhuǎn)震擊沖脹整形工具等產(chǎn)生上下往復(fù)式、旋轉(zhuǎn)碾壓擠脹式、旋轉(zhuǎn)震擊擠脹式動作,對變形部位的套管做功,從而完成套管整形修復(fù)。3.2液壓密封加固襯管的工作原理首先對套損井段進行磨銑修整,打出足夠大的通徑,然后下入補貼加固襯管,泵車打壓,啟動液壓密封加固器,迫使加固襯管兩端的特殊金屬錨定器脹大,過盈配合擠在被預(yù)定加固部位的套管上,從而達(dá)到修復(fù)套管的目的。3.3側(cè)管道固井鉆具該技術(shù)主要針對嚴(yán)重套損井,特別是套管錯斷井(通徑小于?90mm)。其原理是在套損井的套損點以上固定1個專用斜向器,利用斜向器的導(dǎo)斜和造斜作用,使專用工具(如銑錐等)在套管側(cè)面開窗,形成通向油層的必由通道,然后用側(cè)鉆鉆具斜向鉆至油井設(shè)計深度,下入小套固井射孔完成。4油水利用率通過開展油水井套損機理及綜合防護技術(shù)應(yīng)用研究,健全、完善了套管保護、修復(fù)技術(shù)系列,使金馬油田套損井大大減少,油水井利用率同比增加4.2個百分點。自2002年～2004年9月,共投入資金1175.74×104元,修復(fù)套損井25口,恢復(fù)日產(chǎn)油水平67t,減少大修46井次,減少大修費用1380×104元,累計增產(chǎn)原油28906t,創(chuàng)經(jīng)濟