稠油熱采井完井設(shè)計課件

1、稠油熱采井完井設(shè)計2021/7/131稠油熱采井完井設(shè)計2021/7/131設(shè)計內(nèi)容提綱稠油熱采井套管損壞原因分析稠油熱采井套管選擇稠油熱采井套管設(shè)計計算內(nèi)容稠油熱采井套管管柱設(shè)計稠油熱采井套管固井技術(shù)稠油熱采井防砂技術(shù)2021/7/132設(shè)計內(nèi)容提綱稠油熱采井套管損壞原因分析2021/7/132遼河油田稠油及超稠油套管損壞狀況通過五個地區(qū)的稠油區(qū)塊調(diào)查的3860口熱采井，發(fā)生套管損壞的有489口，占12.64%洼38塊到目前為止套管損壞率巳達40%特油公司有N80套管井299口，已損壞112口，損壞率已達到37%。2021/7/133遼河油田稠油及超稠油套管損壞狀況通過五個地區(qū)的稠油區(qū)塊調(diào)查

2、的 造成稠油熱采井套管損壞的原因熱采井高溫及溫度劇烈變化是套管損壞的主要原因油井出砂也是套管損壞的重要原因API圓螺紋接頭和偏梯形螺紋接頭不適合熱采井要求水泥封固質(zhì)量不好與水泥環(huán)空段套管易變形隔熱管和隔熱措施不利影響很大2021/7/134 造成稠油熱采井套管損壞的原因熱采井高溫及溫度劇烈變 套管柱全長溫度曲線2021/7/135 套管柱全長溫度曲線2021/7/135 套管柱熱脹應力分布曲線2021/7/136 套管柱熱脹應力分布曲線2021/7/136 套管柱熱脹位移分布曲線2021/7/137 套管柱熱脹位移分布曲線2021/7/137 井筒剖面熱脹時的變形狀態(tài)2021/7/138 井筒

3、剖面熱脹時的變形狀態(tài)2021/7/138蒸 汽吞吐軸向應力變化2021/7/139蒸 汽吞吐軸向應力變化2021/7/139計算采用的井筒溫度升高值2021/7/1310計算采用的井筒溫度升高值2021/7/1310試樣安裝示意圖2021/7/1311試樣安裝示意圖2021/7/1311 套管試樣A種：177.89.19mm TP100H BCSG 2根（試驗編號為11#，12#）B種：177.88.05mm N80 BCSG 2根(試驗編號為2#，4#)進口N80套管2021/7/1312 套管試樣A種：177.89.19mm 拉伸試驗結(jié)果2021/7/1313拉伸試驗結(jié)果2021/7/13

4、13沖擊試驗結(jié)果2021/7/1314沖擊試驗結(jié)果2021/7/1314 硬度試驗結(jié)果2021/7/1315 硬度試驗結(jié)果2021/7/1315 套管的變形分析 從保持載荷恒定時的位移變化曲線可以看出兩種套管變形情況，尤其是N80套管的2#試樣在高溫及載荷為2447KN的條件下，15分種的壓縮保載時其位移最大伸長了0.66mm，而TP100H套管11#試樣在高溫及載荷為3559KN的條件下，15分種的壓縮保載時其位移最大僅伸長0.38mm，可見TP100H套管抗高溫變形能力要遠好于N80套管。2021/7/1316 套管的變形分析 研 究 結(jié) 果 在載荷相同的條件下，TP100H套管拉伸、壓縮

5、位移量明顯較N80套管小；位移量相同的條件下，TP100H套管能承受的載荷值明顯高于N80套管，這說明兩種套管抵抗熱應力變形存在一定的差異，TP100H套管明顯優(yōu)于N80套管。2021/7/1317研 究 結(jié) 果 在載荷相同的條件下，2021/7/13182021/7/13182021/7/13192021/7/1319套管強度計算大量現(xiàn)場實況調(diào)查及理論研究結(jié)果表明，注蒸汽熱采井套管柱發(fā)生強度破壞的主要部位是在封隔器以下的油層段及封隔器附近的井段。主要破壞形式為拉斷。因此，計算注蒸汽熱采井套管柱的強度，只關(guān)注最大熱載荷及其相應的熱應力是不夠的，應該進一步關(guān)注吐液降溫之后的殘余拉伸應力。因為這種

6、殘余拉伸應力才是和熱采井套管主要破壞形式直接相關(guān)的。 2021/7/1320套管強度計算大量現(xiàn)場實況調(diào)查及理論研究結(jié)果表明，注蒸汽套管柱上主要的強度危險區(qū)（1）封隔器以下高溫區(qū)的管段（含直管段和彎管段），這里的熱脹軸向壓力最大，熱脹彎矩也可能很大，同時還有固井時留下的初始應力（含預拉應力及彎管段的彎曲應力）。（2）封隔器附近接箍鄰區(qū)的管段，這里的熱脹軸向壓力并非最大，但熱脹引起的局部圍壓能使管壁產(chǎn)生相當大的局部彎曲應力。 2021/7/1321套管柱上主要的強度危險區(qū)（1）封隔器以下高溫區(qū)的管段（含直管稠油熱采井套管設(shè)計強度條件 a高溫區(qū)管段初始應力應該滿足的強度條件b高溫區(qū)管段熱應力（殘余拉

7、伸應力）應該滿足的強度條件c封隔器附近管段熱應力（殘余拉伸應力）應該滿足的強度條件 2021/7/1322稠油熱采井套管設(shè)計強度條件 a高溫區(qū)管段初始應力應該滿足的強套管柱設(shè)計如果熱采井設(shè)計使用的蒸汽溫度過高，又缺乏高強度的管材，這種情況下要滿足套管柱強度設(shè)計的安全條件，可能發(fā)生困難。解決這種困難的有效措施在于設(shè)法吸收部分熱脹變形，降低套管柱上高應力部位的應力值。為了解決這一困難遼河油田研究成功了熱應力補償器。 2021/7/1323套管柱設(shè)計如果熱采井設(shè)計使用的蒸汽溫度過高，又缺乏高強熱應力補償器的作用 根據(jù)調(diào)查及理論研究成果，套管損壞的一大原因是套管受熱后受壓，冷卻后受拉導致絲扣破壞或套管

8、變形。為此，構(gòu)想在套管柱恰當位置裝上12只允許套管具有一定軸向伸縮變形量的熱應力補償器，將套管內(nèi)應力值控制在屈服極限范圍之內(nèi)。2021/7/1324熱應力補償器的作用 根據(jù)調(diào)查及理論研究成果，套管熱應力補償器的技術(shù)性能a. 熱應力補償器作為完井套管柱的一部分，具有與所選套管一致的強度性能；b. 熱應力補償器的內(nèi)徑與配合使用的套管內(nèi)徑一致；外徑與鉆井井徑相適應，保證有足夠的固井所需的環(huán)空間隙，以確保固井質(zhì)量；c. 具有良好的氣密性，保證熱注、熱采和固井過程中不發(fā)生泄漏；d. 具有熱化學穩(wěn)定性和耐腐蝕性，以保證油井的使用壽命。2021/7/1325熱應力補償器的技術(shù)性能a. 熱應力補償器作為完井套

9、管柱的一部遼河油田所用熱應力補償器結(jié)構(gòu)示意圖 2021/7/1326遼河油田所用熱應力補償器結(jié)構(gòu)示意圖 2021/7/1326熱應力補償器的主要技術(shù)性能指標抗拉強度 266噸抗擠強度 26.9 MPa工作溫度 350工作壓力 20 MPa伸縮量 150-500mm最大外徑 220mm可在350和15MPa壓力條件下工作500次以上。2021/7/1327熱應力補償器的主要技術(shù)性能指標抗拉強度 熱采稠油井預應力完井 為了減少套管上的熱應力，國內(nèi)外廣泛應用了套管提拉預應力技術(shù)。在套管提拉預應力上有多種方法，遼河油田最開始搞的是雙凝水泥提拉預應力技術(shù)和兩次注水泥提拉應力技術(shù)。由于施工技術(shù)復雜，遼河油

10、田先后研究成功了多種地錨簡化提拉預應力工作?，F(xiàn)在廣泛使用的是用遼河油田自己研制的WA-型空心式套管地錨。采用該項技術(shù)有效地解決了提拉預應力工藝復雜的技術(shù)問題。 2021/7/1328熱采稠油井預應力完井 為了減少套管上的熱應力，國內(nèi)外廣熱采稠油井固井技術(shù)根據(jù)理論研究的結(jié)果及現(xiàn)場調(diào)研資料，增加套管外水泥環(huán)高度，有利于減少套管損壞，尤其對于熱采井油層頂界以上水泥環(huán)的高度與保護套管有著直接關(guān)系。這就要求熱采井固井時把水泥漿返出地面。 2021/7/1329熱采稠油井固井技術(shù)根據(jù)理論研究的結(jié)果及現(xiàn)場調(diào)研資料，增水泥漿體系的選擇低密度水泥漿密度&MPa30min稠化時間23小時水泥石抗壓強度10Mpa(

11、72h)2021/7/1330水泥漿體系的選擇低密度水泥漿密度1.5g/cm32021水泥漿封固高度的選擇與實施技術(shù) 依據(jù)現(xiàn)場調(diào)研資料，增加套管外水泥環(huán)的高度，有利于減少套管損壞，尤其對于熱采井油頂以上水泥環(huán)的高度與保護套管有著較直接的關(guān)系。2021/7/1331水泥漿封固高度的選擇與實施技術(shù) 依據(jù)現(xiàn)場調(diào)研資料，增加套熱采稠油井防砂技術(shù) 遼河油田稠油油井一般都是在疏松砂巖地層，因此大部份油井在生產(chǎn)中都伴隨著出砂問題。油井出砂不僅影響油井正常生產(chǎn)，而且從熱采井套管損壞原因調(diào)查分析中可以清楚地看到出砂是導致套管損壞的主要原因之一，因此在稠油熱采井完井中必須考慮油井出砂與防砂問題。 2021/7/1332熱采稠油井防砂技術(shù) 遼河油田稠油油井一般都是在疏松砂巖2021/7/13332021/7/13332021/7/13342021/7/1334金屬金屬材料預充填篩管結(jié)構(gòu)