中原油田套管损坏原因分析及对策

中原油田套管损坏原因分析及对策

中原油田是一个复杂的断裂气田，气层埋深，通常为3000-4000m。存在多套盐层,盐层厚度大且较发育,最厚的盐层达300m以上,而且盐层又是油气圈闭的主要盖层。通过对中原油田套管损坏情况的分析,揭示了套管损坏的六大主要原因:①盐膏层的蠕变和滑移对套管产生异常高的非对称性载荷:②套管柱设计不合理,设计套管时未考虑盐膏层的蠕变和滑移对套管产生异常高的非对称性载荷,盐膏层段套管柱抗挤强度不足;③射孔对套管强度的削弱;④油层出砂产生空洞恶化了套管的受力状况;⑤注入水浸入盐层、泥岩层诱发了盐岩、泥岩地层的滑移;⑥腐蚀对套管的破坏,削弱了套管的强度。虽然套管损坏的原因多种多样,但大部分与盐层段造成的巨大外挤力有直接关系。研究成果表明,盐膏层段最大主应力为167MPa。现有油层套管P110×10.54mm,最大外挤强度100.2MPa,在经过一段时间的应用后,无法抵抗盐膏层的蠕变和滑移对套管产生异常高的非对称性载荷,盐膏层段套管柱抗挤强度不足,是造成套损的主要原因。因此,只有开发新型高抗挤套管,才能从根本上解决中原油田套损严重的问题。1盐膏层段套管受力分析中原油田自80年代初投入开发以来,一大批先期投产的生产井、注水井在九十年代中期相继损坏,套损现象十分严重,套损井比例逐年攀升,更新井和大修井比例逐渐加大,加大了钻井费用,对中原油田油气产量造成严重威胁。因此,延长套管使用寿命,延长生产井寿命,控制成本上升,已是中原油田当前亟待解决的问题。中原油田套管损坏主要表现为:套管漏失、、变形(缩径、错断),导致生产井无法正常生产或彻底报废。尤其是有盐膏层的井,套管损坏更为严重,且基本集中在盐层段。在油田开发后期,盐膏层蠕变对套管的外挤力逐渐加大,且外挤力为非对称载荷。盐膏层对套管外挤力的逐渐增大,一旦套管抗挤能力无法抵抗其所受的外挤力时,套管将被挤毁。对于盐膏层段套管受力分析,通过大量的实验计算得出如下结论:(1)套管所受外载荷与盐层倾角有关。在盐膏层埋深、厚度及套管钢级、壁厚、外径相同的条件下,套管所受外载荷与倾角有如下关系(表1)。从表1可以看出,在盐膏层段,随着盐膏层倾角的增大,套管受到的外挤载荷也增大,从而导致变形量增加,套损比例增大。对P110套管讲,屈服极限为755.5MPa。当地层倾角为2°到6°时,套管处于弹性变性范围。当地层倾角达到12°时,其最大应力已达到767MPa,大大超出了套管的承载能力。这一计算结果证明了由于盐膏层倾角的增大而造成盐层滑移对套管的损坏的影响是巨大的。濮城油田175口套管损坏井的统计结果也证明了这一点(表2)。(2)盐膏层厚度对套损的影响。在地层倾角、套管钢级、外径、壁厚相同的条件下,随着盐膏层厚度的增大,套管所受的外挤力和最大应力都有所增加,且套管变形量也相应增大(表3)。(3)盐膏层溶解、蠕动、滑移对套损的影响。盐膏层溶解造成井眼扩大,形成溶洞;盐层的流动、滑移、坍塌,使套管受力非均匀性增加,受力状况恶化,导致套管损坏变形。套损井段存在泥岩、含膏泥岩、油页岩等夹层。套损段在水泥胶结差的扩大井眼中缺乏支撑,随着盐层溶解和空洞增大。上覆地层在重力的作用下会发生坍塌,使地层与套管产生部分接触或点接触,形成非均匀载荷或点载荷,加速套管损坏。套管损坏与古构造地应力和现代地应力密切相关。根据地应力研究成果,套损危险区盐层段最大主应力可达到167MPa,超过了套管的最大抗挤强度(100.2MPa)。要有效地控制住盐膏层段套管的损坏,将套管寿命延长到规定的年限(10年),必须大幅度地提高套管的设计强度(主要是抗挤强度),才能从根本上延缓生产井套损的速度。2厚壁式抗厚壁套筒的开发设计2.1外挤试验及结果分析目前对付盐膏层塑性蠕变对套管的巨大外挤力影响,首先用上覆岩层压力(0.0231MPa/m)代替下套管时钻井液密度来计算外挤力,期望提高套管安全性。在工艺上主要采用以下三种方法来提高套管外挤力:(1)双层套管法。在盐膏层段形成局部双层套管,该段抗外挤强度为内外套管之和,抗挤能力大大提高,来抵抗盐膏层产生的巨大外挤力。(2)标准的API厚壁套管法。采用符合API标准的厚壁套管去对付盐膏层蠕变所带来的巨大外挤力。(3)增加水泥环的厚度。利用水泥环的弹性模量去抵消一部分外挤力,效果不是很明显,且不可靠。三种方法在设计和应用上都有一定的局限性。标准的API厚壁套管法曾在中原油田盐膏层段大量应用。但由于标准的API厚壁套管(P110×10.54mm)抗挤强度只有100.2MPa,仍然低于中原油田盐膏层段实测的最大应力值167MPa,其强度无法满足盐层段抗外挤要求,套管的损坏是必然的。2.2中原油田盐膏层段中原油田的开发井井深一般为3000~4000m,钻井密度一般在1.2~1.85g/cm3,有多套盐膏层段。在盐膏层段下入的油层套管一般为直径139.7mm、钢级P110、壁厚10.54mm。套管的抗拉强度为2860kN,抗内压强度为90.7MPa,抗外挤强度为100.2MPa。而中原油田盐膏层段的最大地应力为167MPa。该类型套管的抗外挤强度不能满足盐膏层段的要求。即使是进口的直径139.7mm、钢级最高、壁厚最大的T95×12.7mm的套管的抗外挤强度也仅为108.2MPa,低于中原油田盐膏层段的最大地应力167MPa,因此需要开发高抗挤的油层套管。2.3tp130tt套管参数开发设计的TP130TT套管抗挤强度(包括螺纹连接部分)不得低于167MPa,抗拉强度、屈服强度及抗内压强度不低于139.7mmP110×10.54mm套管相应指标要求,内径不小于118.6mm,本体外径152.4mm,壁厚16.90mm,接箍外径不大于177.8mm。TP130TT套管详细参数及与Φ139.7mmP110×10.54mm套管对比见表4。TP130TT套管,为非API规格套管,其性能达到了有效抵抗盐膏层巨大外挤力的要求。相对于P110×10.54mm套管,TP130TT套管抗拉强度提高143.7%,管体屈服强度提高144.2%,抗挤强度提高76.3%,抗内压强度提高21.7%,基本达到开发设计方案要求。2.4tp130tt高强挤套管段改进套管设计程序,使其能满足特殊套管设计要求。TP130TT高抗挤套管在设计原则上只应用于盐膏层段,相对于盐膏层段上下各扩大50m来确定TP130TT高抗挤套管设计井段位置。TP130TT高抗挤套管与Φ139.7mm套管上下相连。若技术套管已封过上部盐层,则不考虑使用TP130TT高抗挤厚壁套管。研制加工适用于外径为Φ152.40mm(6″)的专用吊卡、专用上扣设备工具、套管扶正器及检验设备。3现场应用效果TP130TT高抗挤厚壁套管自2000年12月28日在濮135井首次进行现场应用实验,至目前已应用300口井以上。由于前期配套技术比较全面,现场应用情况基本顺利,达到了预期的目的,套管全部按要求试压合格。虽然极个别井某些井段的全角变化率高达5°以上,或最大井斜角高达40°以上,加厚套管TP130TT除2口井下套管遇阻外,其它井下套管基本顺利,试压一次成功。现场试验结果进一步表明,TP130TT套管从开发到在中原油田盐膏层段的现场应用,获得了圆满成功。TP130TT套管的开发与应用,填补了国内盐层段无足够强度的套管可下的空白,为国内之首创。此方案钻井工艺上也没有大的改变,配套简便,投入费用很少。从2001年开始,在中原油田含盐膏层段的生产井上全部应用TP130TT高抗挤厚壁套管,克服了以前盐膏层段套管抗挤强度不足而又无套管可替代的难题。通过延长生产井寿命,减少更新井口数,按每年新钻井300口估算,每年可创经济效益11亿元,TP130TT高抗挤厚壁套管的投入产出比1∶30.4。在盐膏层段应用TP130TT高抗挤厚壁套管,对中原油田当前生产和以后的发展,可带来巨大的经济效益。4中原油田老区开发井(1)高抗挤厚壁套管由于其钢材的材质很硬,其套管串上下连接尽量选用P110钢级的