深井超深井套管損壞及設(shè)計(jì)

深井超深井套管損壞及設(shè)計(jì)

在我國，在超深井的勘探和開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)了許多復(fù)雜事故（故障超過10%）和長距離（通常超過1年）。由于井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜,套管層次多,井下工況存在較多的不確定性,套管脫扣、螺紋密度失效、磨損、擠毀和腐蝕等事故時(shí)有發(fā)生,給油氣井生產(chǎn)帶來極大的困難及重大經(jīng)濟(jì)損失。分析了深井超深井套管損壞形式及機(jī)理,提出了套管設(shè)計(jì)應(yīng)考慮的一些因素,以便進(jìn)一步改進(jìn)完善深井超深井套管設(shè)計(jì)與評(píng)價(jià)。1超深埋頭損壞機(jī)理casi單孔府交易機(jī)制的casi單元件和明嘉靖塊1.1由軸向力引起的套筒損壞是由軸向力引起的1.1.1旋轉(zhuǎn)軸旋轉(zhuǎn)時(shí)接再壓縮套管所受的軸向拉力主要包括自重產(chǎn)生的軸向拉力、注水泥、注水(汽)、壓裂和酸化等作業(yè)引發(fā)的附加軸向拉力。軸向拉力對(duì)套管破壞的作用機(jī)理較為簡(jiǎn)單,一般是強(qiáng)度破壞,表現(xiàn)為本體斷裂或脫扣斷扣。深井超深井中套管脫扣容易發(fā)生在上部自由段套管和下部封固段套管。旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí),鉆具呈螺旋形撞擊套管,在摩擦力的作用下,會(huì)導(dǎo)致套管接箍的上部緊扣,下部松扣。在井口不正時(shí),旋轉(zhuǎn)的方鉆桿及下接頭多次重復(fù)撞擊、研磨容易造成井口第1根套管磨損及松扣。當(dāng)松扣到一定程度后,在軸向拉伸載荷作用下,套管就會(huì)脫扣。由于上部套管受軸向載荷大,在套管串中,套管脫扣多發(fā)生在上部套管接箍螺紋處。由于井眼曲率、井下高溫的影響,自由段套管均會(huì)彎曲,易導(dǎo)致接箍和套管螺紋發(fā)生徑向錯(cuò)位和變形,從而造成泄露和脫扣。技術(shù)套管鉆水泥塞與膠塞時(shí),由于環(huán)空間隙小、鉆壓過大或轉(zhuǎn)速過高,鉆頭在井底跳動(dòng),產(chǎn)生較大的沖擊扭矩,導(dǎo)致下部套管退扣而脫落。另外影響螺紋連接強(qiáng)度的因素還有:上扣余量、螺紋的加工表面、螺紋涂層、螺紋密封脂和螺紋清潔程度等。1.1.2油藏成巖作用主要是后續(xù)層次套管對(duì)井口表層套管和技術(shù)套管的壓縮及油層枯竭、地層出砂與地質(zhì)變動(dòng)等導(dǎo)致地層壓實(shí),套管自重引起套管軸向失穩(wěn),井口部分套管在壓縮載荷作用下產(chǎn)生屈服破壞,而在未封固段和油層出砂段,由于套管懸空,極易出現(xiàn)軸向失穩(wěn)現(xiàn)象。弱膠結(jié)的疏松砂巖油藏成巖作用相對(duì)較弱,巖石粒度小,開采過程中油層極易出砂。油層出砂后,部分地層的巖石骨架結(jié)構(gòu)遭到破壞,巖石強(qiáng)度降低。而埋藏深部的油層所受的垂向應(yīng)力大,上覆臨層在空間范圍內(nèi)失去巖層的支撐或者支撐力變小,打破了原有的平衡,將引起油藏塌陷、壓實(shí)、地層下沉,并在垂直和水平方向產(chǎn)生較大的位移。套管的壓縮屈服即是由于生產(chǎn)層段較大的垂直變形引起的。伴隨著油藏的塌陷,當(dāng)砂巖的上覆層及下伏層與套管固結(jié)良好,無相對(duì)滑動(dòng)時(shí),該垂向變形就會(huì)將一部分地層壓力轉(zhuǎn)移到套管上,使套管承受很大的軸向力。當(dāng)巖層與套管固結(jié)不好時(shí),套管與地層之間產(chǎn)生相對(duì)滑移,也會(huì)對(duì)套管產(chǎn)生很大的軸向摩擦力,從而導(dǎo)致套管壓縮破壞或者彎曲變形。當(dāng)由于膠結(jié)質(zhì)量較差或出砂虧空使套管兩端的軸向壓力超過臨界載荷時(shí),套管將在軸向壓力作用下產(chǎn)生失穩(wěn)破壞。1.2非均布外擠壓力作用下的抗擠強(qiáng)度國內(nèi)外流行的套管抗擠強(qiáng)度設(shè)計(jì)均以有效外擠壓力均勻分布在套管圓周上的假設(shè)為前提條件,即有效外擠壓力按靜水壓力分布規(guī)律計(jì)算。這對(duì)淺井或井下情況不復(fù)雜的井是可行的。深井或井下情況復(fù)雜的井套管柱在井下受到的外擠壓力并不都是均勻分布的,如在鹽巖層等塑性蠕變地層,水泥竄槽、套管偏心等都會(huì)使套管柱受到非均布外擠壓力的作用。研究表明,套管柱受均布外擠壓力作用時(shí)的抗擠強(qiáng)度要比受非均布外擠壓力作用時(shí)的抗擠強(qiáng)度大得多。這是因?yàn)榍罢叻腣onMises準(zhǔn)則,套管發(fā)生擠毀必須整體達(dá)到屈服極限,而后者是局部失穩(wěn)破壞,即不需要套管整體達(dá)到屈服極限就會(huì)破壞。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明,在深井復(fù)雜條件下進(jìn)行套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)時(shí),按上覆巖層壓力計(jì)算有效外擠壓力,結(jié)果仍然會(huì)發(fā)生套管擠毀現(xiàn)象,主要原因之一就是非均布外擠壓力使套管抗擠強(qiáng)度大大降低。如勝利油田的郝科1井,設(shè)計(jì)井深5500m,目的層為孔二段,鉆至設(shè)計(jì)井深后,因沒有鉆達(dá)設(shè)計(jì)目的層而加深鉆探到5807.8lm,但最終因?244.5mm技術(shù)套管被蠕動(dòng)的鹽巖層擠毀被迫完鉆,該井總共耗資近1億元。其鉆井實(shí)踐表明,采用全掏空計(jì)算套管抗擠安全系數(shù)是必要的(尤其是氣井),但對(duì)于蠕變的鹽巖層來講,鉆井時(shí)以鹽膏層地質(zhì)力學(xué)評(píng)價(jià)兩向水平擠壓力差對(duì)設(shè)計(jì)合理厚壁的套管至關(guān)重要。1.3圓螺紋試樣的密封性能深井超深井中內(nèi)壓力對(duì)套管的損壞主要是管體破裂和螺紋泄漏,其中套管接頭泄漏是主要損壞形式。傳統(tǒng)的套管柱設(shè)計(jì)只進(jìn)行強(qiáng)度設(shè)計(jì),而不進(jìn)行臨界密封壓力的校核,使套管在內(nèi)壓力的作用下,可靠性和壽命受到影響。對(duì)API圓螺紋(LCSG)、偏梯形螺紋(BCSG)及特殊螺紋的密封機(jī)理和密封性實(shí)物試驗(yàn)研究表明,API螺紋均為錐度螺紋,設(shè)計(jì)錐度主要為1/16(直徑方向),其密封性主要依靠配合螺紋過盈嚙合產(chǎn)生的接觸壓力來獲得,屬錐度螺紋密封。由于結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的原因,API螺紋嚙合螺紋間存在一定間隙,這些間隙成為潛在的泄漏通道。所以API螺紋的密封性容易受到多種因素的影響,如螺紋脂的干燥程度、加工公差、上扣控制、復(fù)合載荷等。有限元計(jì)算分析表明,套管在不同軸向載荷作用下,螺牙面上的最大接觸壓力隨著軸向拉伸載荷的增大而增大,且呈現(xiàn)出線性關(guān)系。API長圓螺紋套管接頭最大接觸壓力出現(xiàn)在公扣的根部,并且前4扣的壓力和各種應(yīng)力較大,最有可能發(fā)生黏扣和屈服破壞。隨著軸向壓力的增加,套管螺紋的接觸壓力隨之減小,當(dāng)達(dá)一定值時(shí)套管螺紋的密封會(huì)失效。文獻(xiàn)提供了?139.7mm、不同壁厚的圓螺紋套管密封性影響的實(shí)物試驗(yàn)數(shù)據(jù)。對(duì)于APILCSG套管,在螺紋脂濕潤狀態(tài)下(未烘干)N80型套管壓力達(dá)38MPa未泄漏;J55套管泄漏壓力是26.7MPa,但經(jīng)過烘干12h后,其氣密封性迅速下降,泄漏壓力小于15MPa。彎曲條件下的水壓試驗(yàn)結(jié)果表明,對(duì)于?139.7mm×7.72mmJ55LCSG套管,狗腿度小于(等于)21.57(°)/30m時(shí)具有良好的水密封性能,而當(dāng)狗腿度大于(等于)25(°)/30m后,其水密封性迅速降低,甚至強(qiáng)度也可能出問題。深井用BCSG螺紋套管接頭強(qiáng)度超過100%VME,但其水密封壓力僅為50%~60%VME。由氣體產(chǎn)生的內(nèi)壓和由液體產(chǎn)生的內(nèi)壓對(duì)套管密封作用的影響有很大差別,采用BCSG套管,強(qiáng)度雖然能滿足鉆井的要求,但密封性存在較大的隱患,因此對(duì)于高壓深井、超深井,使用BCSG套管應(yīng)校核其密封壓力。1.4地層傾角和流變性由于上覆巖層的連續(xù)性以及油藏橫截面一般呈透鏡體交錯(cuò)斷面形狀,油藏塌陷、壓實(shí)過程通常表現(xiàn)為向下和向內(nèi)的運(yùn)動(dòng)。當(dāng)上覆巖層中任何地方的剪切應(yīng)力超過層面的膠結(jié)強(qiáng)度時(shí),就會(huì)產(chǎn)生低傾角滑移;另外,較大的地層塌陷還會(huì)在油層或者上覆層中的層理面或斷層上引發(fā)小規(guī)模的滑動(dòng),誘發(fā)斷層的活化,從而引起較嚴(yán)重的剪切破壞,輕則導(dǎo)致套管彎曲變形,重則引發(fā)套管擠毀、錯(cuò)斷。套管的剪切和彎曲問題經(jīng)常發(fā)生在油藏的邊緣、生產(chǎn)層段的上部以及構(gòu)造的臺(tái)肩部位,因?yàn)檫@些地方地層的水平位移和垂直位移較大,最大的剪應(yīng)力也可能集中在這些地方,如圖1所示。原始地層壓力的降低和水的侵蝕,破壞了斷層結(jié)構(gòu)力的相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài),造成斷層蠕動(dòng),且斷層上、下盤往往會(huì)發(fā)生滑動(dòng)位移,對(duì)穿過斷層的套管造成剪切,使得套管變形損壞。地層傾角是影響套管剪切損壞的因素之一,當(dāng)巖層之間有泥頁巖夾層時(shí),巖層容易沿層面或傾角較大的斷層面滑移,根據(jù)庫侖強(qiáng)度準(zhǔn)則,軟弱結(jié)構(gòu)面或軟弱夾層抗剪強(qiáng)度τ可表示為式中,σz為作用于軟弱結(jié)構(gòu)面或軟弱夾層上的豎向地應(yīng)力;Φj、cj分別為軟弱結(jié)構(gòu)面或軟弱夾層內(nèi)摩擦角及內(nèi)聚力。由式(1)可知,隨著地層傾角增大,泥頁巖的黏聚力和內(nèi)摩擦角f減小,當(dāng)超過巖石的內(nèi)摩擦力時(shí),傾斜的地層將在重力作用下沿著斷層面發(fā)生滑移,隨著上覆巖層地層傾角的增大,巖層附加在套管上的側(cè)應(yīng)力也相應(yīng)增加,套管與巖層接觸就會(huì)形成應(yīng)力集中。通過計(jì)算塑性巖層套管損壞過程發(fā)現(xiàn),對(duì)于?139.7mm(壁厚10.54mm)的P110套管,屈服極限為755.5MPa。當(dāng)?shù)貙觾A角從2°增大到6°時(shí),套管處于彈性變化階段,當(dāng)?shù)貙觾A角達(dá)到12°時(shí),套管與巖層接觸面最大應(yīng)力可達(dá)到767MPa,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了套管的屈服強(qiáng)度,最終導(dǎo)致套管縮徑或剪切損壞。1.5套管磨損特性套管磨損在深井、超深鉆井和修井期間是一個(gè)不容忽視的問題,由于深井鉆井時(shí)間長,技術(shù)套管磨損問題突出。套管磨損是由與套管接觸的物體施加給套管的綜合力造成的。在鉆井和修井作業(yè)期間,鉆柱在井中旋轉(zhuǎn)及起下鉆,將不可避免地對(duì)套管柱內(nèi)壁造成磨損,套管磨損主要因素是磨料砂粒、嚴(yán)重狗腿度和粗糙的接頭硬化帶。Bradley和Fontenot對(duì)現(xiàn)場(chǎng)回收的磨損套管試樣進(jìn)行觀測(cè),認(rèn)為大部分磨損是由鉆桿旋轉(zhuǎn),而不是鉆桿的起下鉆造成的。BrunoBest現(xiàn)場(chǎng)觀測(cè)和實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)表明,套管磨損主要?dú)w因于鉆桿工具接頭硬化帶,粗糙的、突出的碳化鎢硬化帶危害最大,光滑的、平整的硬化帶可降低磨損,套管磨損的速率主要取決于接觸力與旋轉(zhuǎn)速度。Williamson采用磨損試驗(yàn)機(jī)研究了套管與鉆柱之間的接觸應(yīng)力對(duì)套管磨損的影響,認(rèn)為接觸應(yīng)力是表征套管磨損速率的控制參數(shù),實(shí)驗(yàn)中還發(fā)現(xiàn),在低壓力下以磨粒磨損為主,在高壓力下以黏著磨損為主。Fontenot和MCEver對(duì)鉆桿往復(fù)移動(dòng)產(chǎn)生套管磨損進(jìn)行研究后也得出與Bradley基本相似的結(jié)論,即鉆桿往復(fù)移動(dòng)對(duì)套管造成的磨損作用要比鉆桿旋轉(zhuǎn)小得多。套管的磨損速度主要取決于接觸力的大小,接觸力越大,對(duì)套管的磨損程度影響越顯著。一般說來,實(shí)際井壁總是彎曲的,狗腿度越大,套管彎曲得越嚴(yán)重,鉆桿在通過這些彎曲套管的地方,鉆桿一側(cè)與套管壁接觸,并產(chǎn)生正壓力,當(dāng)鉆柱拉力一定時(shí),鉆桿與套管壁之間的正壓力隨狗腿度增大而增大,從而加速了鉆桿與套管之間的磨損。同時(shí)在狗腿嚴(yán)重處鉆桿、鋼絲繩、電纜等始終與套管的同一局部接觸,形成局部磨損,使套管的使用性能,特別是抗擠毀和抗內(nèi)壓爆破性能迅速降低。因此,狗腿度對(duì)套管的磨損不容忽視。在深井、超深井中,磨損對(duì)套管使用性能的影響是不容忽視的。因此,套管安全分析時(shí)應(yīng)當(dāng)考慮磨損對(duì)抗擠強(qiáng)度的降低問題。APIBul5C3擠毀壓力公式?jīng)]有考慮磨損對(duì)套管抗擠強(qiáng)度的影響。目前國內(nèi)深井、超深井套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)與校核中,也未考慮套管磨損造成強(qiáng)度降低的問題。國內(nèi)外學(xué)者對(duì)磨損套管剩余強(qiáng)度也開展了相關(guān)的研究,多采用數(shù)值計(jì)算的方法,也有部分采用理論方法,但計(jì)算結(jié)果缺少實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證,在工程中尚未廣泛應(yīng)用。1.6套管的選取國內(nèi)對(duì)套管腐蝕的研究還不系統(tǒng),研究主要集中在不同條件下腐蝕介質(zhì)對(duì)材料的腐蝕規(guī)律及防腐措施上。現(xiàn)有的套管選材方法多是首先確定套管所處的腐蝕環(huán)境,預(yù)計(jì)其原因,像CO2腐蝕、H2S腐蝕、Cl-腐蝕以及CO2+H2S腐蝕等,然后根據(jù)具體的事故原因初選相應(yīng)鋼級(jí)的套管,再通過實(shí)驗(yàn)對(duì)所選套管進(jìn)行比較和校核,選出適應(yīng)性較好的套管。腐蝕對(duì)套管強(qiáng)度的影響規(guī)律在國內(nèi)研究不多,對(duì)于CO2腐蝕和H2S腐蝕套管的選材沒有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。2在設(shè)計(jì)井超深度管柱時(shí)，應(yīng)考慮因素的因素2.1彈性常數(shù)對(duì)試樣外擠力的影響在套管設(shè)計(jì)中,套管的安全可靠程度,關(guān)鍵是外載大小的計(jì)算及安全系數(shù)的選取。但由于深井超深井套管層次較多,如按標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)往往難以選擇出符合要求的套管,如川西北地區(qū),按API規(guī)定的安全系數(shù)標(biāo)準(zhǔn),超深井?244mm和?178mm套管抗擠安全系數(shù)都達(dá)不到API標(biāo)準(zhǔn)的要求,目前超深井的套管設(shè)計(jì)只能按“重視抗拉,照顧抗擠,考慮抗崩”的原則進(jìn)行。但經(jīng)過多口井的應(yīng)用,也未出現(xiàn)安全問題,表明外載的計(jì)算和套管柱設(shè)計(jì)方法需要做相應(yīng)的改進(jìn)。地層彈性參數(shù)對(duì)由地應(yīng)力引起的套管外擠載荷有較大影響。圖2、圖3為某油田地層彈性參數(shù)對(duì)套管外擠載荷大小的影響?？梢钥闯?套管外擠力隨地層彈性模量增加而減小,隨地層泊松比增加而減小。目前的套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)中,技術(shù)套管的外擠力按管外液柱壓力或上覆巖層壓力進(jìn)行計(jì)算,未考慮地層彈性參數(shù)的影響。如果考慮不同的地層彈性常數(shù),則某深度處套管外擠力值不同,處于圖中給出的現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)外擠力的橫線上方的點(diǎn),實(shí)際值比計(jì)算值大,不安全。而在橫線下方的點(diǎn)是安全的。當(dāng)彈性模量較大的時(shí)候,與現(xiàn)行設(shè)計(jì)的套管外擠力相差較大,過于安全,這也是目前很多深井超深井套管安全系數(shù)小于1但鉆井過程中未發(fā)生擠毀,而有的安全系數(shù)大于1卻發(fā)生擠毀事故的原因之一。所以,在進(jìn)行套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)時(shí),應(yīng)該考慮實(shí)際地層因素的影響,針對(duì)實(shí)際地層的彈性模量和泊松比來設(shè)定安全系數(shù),使套管柱的強(qiáng)度設(shè)計(jì)更為合理。2.2荷的影響和抗腐蝕能力設(shè)計(jì)深井超深井油套管柱精確設(shè)計(jì)及管材合理選用,直接關(guān)系到油氣井的安全和壽命。除了通常的考慮因素外,還應(yīng)該注意以下幾個(gè)方面:(1)接頭強(qiáng)度設(shè)計(jì)。常規(guī)三軸應(yīng)力方法只考慮管體的強(qiáng)度,對(duì)于接頭強(qiáng)度考慮不夠,由于接頭性能受螺紋質(zhì)量和結(jié)構(gòu)形式的影響,在復(fù)合載荷作用下,其實(shí)際失效形式較為復(fù)雜,載荷有可能低于其管體強(qiáng)度,但超過接頭的強(qiáng)度。目前設(shè)計(jì)方法沒有充分考慮接頭的強(qiáng)度,接頭部位存在事故隱患。當(dāng)接頭為薄弱點(diǎn)時(shí),設(shè)計(jì)趨于危險(xiǎn)。(2)密封設(shè)計(jì)。影響油套管密封設(shè)計(jì)的主要因素包括螺紋臨界泄漏抗力、復(fù)合載荷、壓力介質(zhì)、壓力等級(jí)、溫度,其中螺紋臨界泄漏抗力是最重要的因素,也是最難解決的。泄漏抗力的確定并不是一個(gè)簡(jiǎn)單的力學(xué)問題,而是一個(gè)涉及諸多因素的可靠性問題,尤其是受到井下載荷的影響,如拉伸、壓縮、彎曲、溫度對(duì)密封性的影響較大,所以單純理論計(jì)算無法實(shí)現(xiàn),比較科學(xué)的方法是通過實(shí)物實(shí)驗(yàn)?zāi)M井下工況來確定。(3)抗腐蝕能力設(shè)計(jì)。針對(duì)高含H2S、天然氣的強(qiáng)腐蝕性和氣藏異常高壓的特點(diǎn),研究強(qiáng)酸性氣體腐蝕作用對(duì)套管強(qiáng)度及絲扣密封性的影響,研究適合腐蝕條件下的新型套管管材,研究腐蝕環(huán)境(特別是三高氣井)套管柱載荷預(yù)測(cè)模型、強(qiáng)度計(jì)算模型和設(shè)計(jì)安全系數(shù),建立基于綜合安全系數(shù)和安全概率的三高氣井套管柱設(shè)計(jì)方法和技術(shù)規(guī)范,開發(fā)三高氣井套管柱設(shè)計(jì)軟件。3套管柱結(jié)構(gòu)可靠性分析國內(nèi)現(xiàn)行的套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)是采用安全系數(shù)法的大小來評(píng)價(jià)套管柱的安全可靠性。在設(shè)計(jì)實(shí)踐中,將套管強(qiáng)度與施加于套管上的外載視為確定量,它們是基本設(shè)計(jì)變量或設(shè)計(jì)參數(shù)的函數(shù),對(duì)于所設(shè)計(jì)的套管柱,考慮到計(jì)算模型及設(shè)計(jì)變量和參數(shù)的不確定性可能引起的誤差,引入一個(gè)安全系數(shù)加以處理。安全系數(shù)是總結(jié)以往的設(shè)計(jì)實(shí)踐得出的,它反映了一定的統(tǒng)計(jì)特性,對(duì)于不同類型的井或不同的套管類型,安全系數(shù)取值有一個(gè)很大的變化范圍。實(shí)踐表明,這種安全系數(shù)既不能保證所設(shè)計(jì)套管的絕對(duì)安全,也無法給出套管柱具體的安全可靠程度,其不足之處主要表現(xiàn)在以下方面。(1)把各種參數(shù)都當(dāng)作定值,沒有分析參數(shù)的隨機(jī)變化特性。(2)安全系數(shù)沒有與定量的套管可靠度聯(lián)系。由于把設(shè)計(jì)參數(shù)視為定值,沒有分析各種參數(shù)的離散程度對(duì)套管可靠度的影響,使套管的安全程度具有不確定性,所以安全系數(shù)的大小不能代表結(jié)構(gòu)的可靠度。(3)由于安全系數(shù)的確定沒有經(jīng)過理論分析,而只是根據(jù)經(jīng)驗(yàn)確定,難免有較大的主觀隨意性,從可靠性的角度看,傳統(tǒng)的安