中原油田套管損壞原因分析及對策

中原油田套管損壞原因分析及對策

中原油田是一個復雜的斷裂氣田，氣層埋深，通常為3000-4000m。存在多套鹽層,鹽層厚度大且較發(fā)育,最厚的鹽層達300m以上,而且鹽層又是油氣圈閉的主要蓋層。通過對中原油田套管損壞情況的分析,揭示了套管損壞的六大主要原因:①鹽膏層的蠕變和滑移對套管產(chǎn)生異常高的非對稱性載荷:②套管柱設(shè)計不合理,設(shè)計套管時未考慮鹽膏層的蠕變和滑移對套管產(chǎn)生異常高的非對稱性載荷,鹽膏層段套管柱抗擠強度不足;③射孔對套管強度的削弱;④油層出砂產(chǎn)生空洞惡化了套管的受力狀況;⑤注入水浸入鹽層、泥巖層誘發(fā)了鹽巖、泥巖地層的滑移;⑥腐蝕對套管的破壞,削弱了套管的強度。雖然套管損壞的原因多種多樣,但大部分與鹽層段造成的巨大外擠力有直接關(guān)系。研究成果表明,鹽膏層段最大主應力為167MPa?，F(xiàn)有油層套管P110×10.54mm,最大外擠強度100.2MPa,在經(jīng)過一段時間的應用后,無法抵抗鹽膏層的蠕變和滑移對套管產(chǎn)生異常高的非對稱性載荷,鹽膏層段套管柱抗擠強度不足,是造成套損的主要原因。因此,只有開發(fā)新型高抗擠套管,才能從根本上解決中原油田套損嚴重的問題。1鹽膏層段套管受力分析中原油田自80年代初投入開發(fā)以來,一大批先期投產(chǎn)的生產(chǎn)井、注水井在九十年代中期相繼損壞,套損現(xiàn)象十分嚴重,套損井比例逐年攀升,更新井和大修井比例逐漸加大,加大了鉆井費用,對中原油田油氣產(chǎn)量造成嚴重威脅。因此,延長套管使用壽命,延長生產(chǎn)井壽命,控制成本上升,已是中原油田當前亟待解決的問題。中原油田套管損壞主要表現(xiàn)為:套管漏失、、變形(縮徑、錯斷),導致生產(chǎn)井無法正常生產(chǎn)或徹底報廢。尤其是有鹽膏層的井,套管損壞更為嚴重,且基本集中在鹽層段。在油田開發(fā)后期,鹽膏層蠕變對套管的外擠力逐漸加大,且外擠力為非對稱載荷。鹽膏層對套管外擠力的逐漸增大,一旦套管抗擠能力無法抵抗其所受的外擠力時,套管將被擠毀。對于鹽膏層段套管受力分析,通過大量的實驗計算得出如下結(jié)論:(1)套管所受外載荷與鹽層傾角有關(guān)。在鹽膏層埋深、厚度及套管鋼級、壁厚、外徑相同的條件下,套管所受外載荷與傾角有如下關(guān)系(表1)。從表1可以看出,在鹽膏層段,隨著鹽膏層傾角的增大,套管受到的外擠載荷也增大,從而導致變形量增加,套損比例增大。對P110套管講,屈服極限為755.5MPa。當?shù)貙觾A角為2°到6°時,套管處于彈性變性范圍。當?shù)貙觾A角達到12°時,其最大應力已達到767MPa,大大超出了套管的承載能力。這一計算結(jié)果證明了由于鹽膏層傾角的增大而造成鹽層滑移對套管的損壞的影響是巨大的。濮城油田175口套管損壞井的統(tǒng)計結(jié)果也證明了這一點(表2)。(2)鹽膏層厚度對套損的影響。在地層傾角、套管鋼級、外徑、壁厚相同的條件下,隨著鹽膏層厚度的增大,套管所受的外擠力和最大應力都有所增加,且套管變形量也相應增大(表3)。(3)鹽膏層溶解、蠕動、滑移對套損的影響。鹽膏層溶解造成井眼擴大,形成溶洞;鹽層的流動、滑移、坍塌,使套管受力非均勻性增加,受力狀況惡化,導致套管損壞變形。套損井段存在泥巖、含膏泥巖、油頁巖等夾層。套損段在水泥膠結(jié)差的擴大井眼中缺乏支撐,隨著鹽層溶解和空洞增大。上覆地層在重力的作用下會發(fā)生坍塌,使地層與套管產(chǎn)生部分接觸或點接觸,形成非均勻載荷或點載荷,加速套管損壞。套管損壞與古構(gòu)造地應力和現(xiàn)代地應力密切相關(guān)。根據(jù)地應力研究成果,套損危險區(qū)鹽層段最大主應力可達到167MPa,超過了套管的最大抗擠強度(100.2MPa)。要有效地控制住鹽膏層段套管的損壞,將套管壽命延長到規(guī)定的年限(10年),必須大幅度地提高套管的設(shè)計強度(主要是抗擠強度),才能從根本上延緩生產(chǎn)井套損的速度。2厚壁式抗厚壁套筒的開發(fā)設(shè)計2.1外擠試驗及結(jié)果分析目前對付鹽膏層塑性蠕變對套管的巨大外擠力影響,首先用上覆巖層壓力(0.0231MPa/m)代替下套管時鉆井液密度來計算外擠力,期望提高套管安全性。在工藝上主要采用以下三種方法來提高套管外擠力:(1)雙層套管法。在鹽膏層段形成局部雙層套管,該段抗外擠強度為內(nèi)外套管之和,抗擠能力大大提高,來抵抗鹽膏層產(chǎn)生的巨大外擠力。(2)標準的API厚壁套管法。采用符合API標準的厚壁套管去對付鹽膏層蠕變所帶來的巨大外擠力。(3)增加水泥環(huán)的厚度。利用水泥環(huán)的彈性模量去抵消一部分外擠力,效果不是很明顯,且不可靠。三種方法在設(shè)計和應用上都有一定的局限性。標準的API厚壁套管法曾在中原油田鹽膏層段大量應用。但由于標準的API厚壁套管(P110×10.54mm)抗擠強度只有100.2MPa,仍然低于中原油田鹽膏層段實測的最大應力值167MPa,其強度無法滿足鹽層段抗外擠要求,套管的損壞是必然的。2.2中原油田鹽膏層段中原油田的開發(fā)井井深一般為3000~4000m,鉆井密度一般在1.2~1.85g/cm3,有多套鹽膏層段。在鹽膏層段下入的油層套管一般為直徑139.7mm、鋼級P110、壁厚10.54mm。套管的抗拉強度為2860kN,抗內(nèi)壓強度為90.7MPa,抗外擠強度為100.2MPa。而中原油田鹽膏層段的最大地應力為167MPa。該類型套管的抗外擠強度不能滿足鹽膏層段的要求。即使是進口的直徑139.7mm、鋼級最高、壁厚最大的T95×12.7mm的套管的抗外擠強度也僅為108.2MPa,低于中原油田鹽膏層段的最大地應力167MPa,因此需要開發(fā)高抗擠的油層套管。2.3tp130tt套管參數(shù)開發(fā)設(shè)計的TP130TT套管抗擠強度(包括螺紋連接部分)不得低于167MPa,抗拉強度、屈服強度及抗內(nèi)壓強度不低于139.7mmP110×10.54mm套管相應指標要求,內(nèi)徑不小于118.6mm,本體外徑152.4mm,壁厚16.90mm,接箍外徑不大于177.8mm。TP130TT套管詳細參數(shù)及與Φ139.7mmP110×10.54mm套管對比見表4。TP130TT套管,為非API規(guī)格套管,其性能達到了有效抵抗鹽膏層巨大外擠力的要求。相對于P110×10.54mm套管,TP130TT套管抗拉強度提高143.7%,管體屈服強度提高144.2%,抗擠強度提高76.3%,抗內(nèi)壓強度提高21.7%,基本達到開發(fā)設(shè)計方案要求。2.4tp130tt高強擠套管段改進套管設(shè)計程序,使其能滿足特殊套管設(shè)計要求。TP130TT高抗擠套管在設(shè)計原則上只應用于鹽膏層段,相對于鹽膏層段上下各擴大50m來確定TP130TT高抗擠套管設(shè)計井段位置。TP130TT高抗擠套管與Φ139.7mm套管上下相連。若技術(shù)套管已封過上部鹽層,則不考慮使用TP130TT高抗擠厚壁套管。研制加工適用于外徑為Φ152.40mm(6″)的專用吊卡、專用上扣設(shè)備工具、套管扶正器及檢驗設(shè)備。3現(xiàn)場應用效果TP130TT高抗擠厚壁套管自2000年12月28日在濮135井首次進行現(xiàn)場應用實驗,至目前已應用300口井以上。由于前期配套技術(shù)比較全面,現(xiàn)場應用情況基本順利,達到了預期的目的,套管全部按要求試壓合格。雖然極個別井某些井段的全角變化率高達5°以上,或最大井斜角高達40°以上,加厚套管TP130TT除2口井下套管遇阻外,其它井下套管基本順利,試壓一次成功?，F(xiàn)場試驗結(jié)果進一步表明,TP130TT套管從開發(fā)到在中原油田鹽膏層段的現(xiàn)場應用,獲得了圓滿成功。TP130TT套管的開發(fā)與應用,填補了國內(nèi)鹽層段無足夠強度的套管可下的空白,為國內(nèi)之首創(chuàng)。此方案鉆井工藝上也沒有大的改變,配套簡便,投入費用很少。從2001年開始,在中原油田含鹽膏層段的生產(chǎn)井上全部應用TP130TT高抗擠厚壁套管,克服了以前鹽膏層段套管抗擠強度不足而又無套管可替代的難題。通過延長生產(chǎn)井壽命,減少更新井口數(shù),按每年新鉆井300口估算,每年可創(chuàng)經(jīng)濟效益11億元,TP130TT高抗擠厚壁套管的投入產(chǎn)出比1∶30.4。在鹽膏層段應用TP130TT高抗擠厚壁套管,對中原油田當前生產(chǎn)和以后的發(fā)展,可帶來巨大的經(jīng)濟效益。4中原油田老區(qū)開發(fā)井(1)高抗擠厚壁套管由于其鋼材的材質(zhì)很硬,其套管串上下連接盡量選用P110鋼級的