辽河油田套损机理及防治建议
辽河油田火驱井套损综合分析及预防对策研究
辽河油田火驱井套损综合分析及预防对策研究 张守军;罗恩勇;杨尚谕;吴非;董小明;冯春 【摘 要】针对辽河油田存在的火驱井套损的问题,结合火驱井作业工程特点,重点围绕温度条件下套管材质力学特征开展了研究工作,对火驱井套损问题的机理进行了综合分析,提出相应的预防措施。
【期刊名称】《石油管材与仪器》 【年(卷),期】2016(000)004 【总页数】4页(P39-42) 【关键词】稠油;热采井;火驱;套损 【作 者】张守军;罗恩勇;杨尚谕;吴非;董小明;冯春 【作者单位】[1]辽河油田公司曙光采油厂,辽宁盘锦124000;[2]中国石油集团石油管工程技术研究院、石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室,陕西西安710077;[3]宝山钢铁集团,上海201900
【正文语种】中 文 【中图分类】TE358 目前，国内稠油资源主要分布在辽河、新疆、胜利、吐哈及中海油渤海湾，探明储量为170亿吨[1,2]。目前稠油开采方式主要为蒸汽吞吐，蒸汽驱逐渐成熟推广，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)处于试验推广阶段，火驱已开展大规模先导试验。与蒸汽驱及SAGD相比，火驱采收率显著提高，具有其独特的优势。 近年来，随着火驱开发的不断深入和规模的不断扩大，复杂工况条件导致注气井套损加剧的问题日益突出。以辽河油田杜66区块稠油热采井为例，截至2014年底，已证实套管损坏18井次。其中套管缩颈变形9口，破损5口，错断2口，套管变形2口。火驱井套损问题已经影响了火驱区块的深入开发进程。 套管失效是一个受多因素耦合影响的复杂过程，影响因素可分为套管材质因素、套管几何参数因素及其服役环境条件三大类[3，4]。套管材质因素包括材料屈服强度、硬化曲线、残余应力、腐蚀导致的材料性能弱化及材料缺欠、损伤等；几何参数影响因素以外径/厚度比、外径椭圆度、壁厚不均度、腐蚀和磨损导致的厚度局部减薄及几何缺欠等为主；套管服役环境条件包括复杂地质因素(如：泥岩蠕变与膨胀、油层出砂、岩层滑动、岩盐蠕变与塑性变形、地震等)，作业工程因素(如：固井质量、射孔损坏、注水不平衡、大规模增产作业、井眼轨迹弯曲、套管下入变形等)以及井下腐蚀介质环境和温度改变等。 针对火驱井套损问题，结合火驱井作业工程特点，对火驱井套损问题的机理进行综合分析，并提出相应的预防措施对于指导火驱井的深入开发具有重要的意义。 1.1 不同温度条件下套管强度分析 针对火驱工况，选用N80、P110、3Cr-110材质套管，在不同温度条件下进行高温拉伸试验，分析不同材质套管在各温度条件下的屈服强度特征。试验结果如图1～3所示。根据传统的强度设计方法，对塑性材料，以屈服强度为标准，规定许用应力[σ]=σys/n，安全系数n因场合不同可从1.1到2或更大。不同温度下各材质屈服强度对于火驱用套管的选材具有重要意义，在实际工况中套管变形、缩颈等问题均由于材质在实际工况中其环境载荷超过瞬时屈服强度而造成的。 不同温度条件下N80套管高温屈服强度变化曲线如图1所示，由图可以看出，对于N80套管而言，其室温下屈服强度为686 MPa，随温度升高，屈服强度逐渐下降，450℃时已经低于API标准对N80管材屈服强度的最低要求，为550 MPa，当温度超过550℃时，屈服强度剧烈下降。700℃时屈服强度为298 MPa，仅为室温屈服强度的43.4%。 不同温度条件下P110套管高温屈服强度变化曲线如图2所示，从图可以看出，对于P110套管材料，其室温下屈服强度为859 MPa，随温度升高，屈服强度逐渐下降，450℃时已经低于API标准对P110管材屈服强度的最低要求，为743 MPa，当温度超过550℃时，屈服强度剧烈下降。700℃时屈服强度为461 MPa，仅为室温屈服强度的53.6%。 3Cr-110材质在不同温度条件下高温屈服强度变化曲线如图3所示，随温度升高，屈服强度逐渐下降，450℃时已经低于API标准对P110管材屈服强度的最低要求，为732 MPa，当温度超过450℃时，屈服强度继续下降。700℃时屈服强度为588 MPa，为室温屈服强度的71%。 比较三类不同材质的套管可以看出，屈服强度的总体变化规律N80与P110较为相似，当温度低于350℃时均满足API标准对P110管材屈服强度的要求，当温度高于450℃时屈服强度均低于API标准对P110管材屈服强度的最低要求，当温度高于550℃时屈服强度剧烈下降，700℃时屈服强度分别为室温下强度的43.4%和53.6%。与N80及P110套管材质相比，3Cr-110材质在低于450℃时耐热性与前两种材质相差不大，但当温度高于450℃时耐热性能较好，700℃时屈服强度为588 MPa，与前两种材质相比屈服强度的下降比例分别提高了27.6%、17.4%。 1.2 不同点火工艺对套管材质强度影响分析 辽河油田在实际作业过程中主要有四种不同的点火方式。分别为化学点火、注蒸汽自燃点火、自主化学点火及电点火。通过分析拟合四种点火现场采集温度-时间基础数据，进行拟合，形成不同点火工艺的井底温度和时间的函数关系曲线。分别选取化学点火、注蒸汽自燃点火、自主化学点火、电点火条件下典型的温度点进行不同材质高温力学性能模拟研究。 不同点火方式下，3种材质强度变化曲线如图4、图5所示，可以看出与其它三种点火方式相比较，注蒸汽点火其强化下降最大，化学点火次之，自主化学点火和电点火其强度下降相对较为缓和。对于N80材质而言，与注蒸汽点火相比较，化学点火、自主化学点火及电点火的屈服强度相对分别提高5%、13.6%、15.6%。对于P110材质而言，与注蒸汽点火相比较，化学点火、自主化学点火及电点火的屈服强度相对分别提高2%、14.7%、20.3%。对于3Cr-110材质而言，与注蒸汽点火相比较，化学点火、自主化学点火及电点火的屈服强度相对分别提高1%、14.1%、21.8%。 1.3 套管材料高温腐蚀室内试验研究 高温氧腐蚀试验在物性测定系统上进行，本实验选取的恒温氧化温度为800℃，在空气气氛的加热炉中进行测试，并在氧化炉上设置了一台电子天平(可精确到0.1 mg)对合金氧化重量进行实时测量。氧化速度参照GB 13303-91 公式(2)求出。结果如图6～8所示。 通过分析图6～8中3种材质在800℃空气介质下氧化质量变化曲线可以看出，三条曲线都出现周期性增重和失重现场，分析认为这与高温下材质表面氧化皮脱落密切相关，氧化皮脱落后样品失重，随时间延长新鲜金属表面迅速氧化增重。 根据上述实验结果求得N80、P110、3Cr材质氧化速率分别为14.9 mg/cm2·h、13.8 mg/cm2·h、10.79 mg/cm2·h。与N80及P110材质相比，3Cr材质抗氧腐蚀性能分别提高27.5%、21.7%。分析认为，与N80和P110材质相比，3Cr试样表面生成了较为致密的Fe2O3氧化物，阻碍了空气和基体材料的接触氧化，提高材料的抗氧化性能，可以有效减缓因氧化减薄导致的套管承载能力下降的问题。 分析表明火驱井套损模式众多，本研究着重从材质自身角度出发，进行套管损坏机理综合分析，按照其相关性进行分类讨论。 套损模式一：变形、缩颈、断裂及脱扣，是最常见的一类失效模式。对于火驱过程，由套管的高温力学性能的研究结果可知，温度越高套管的强度下降越显著，此时产生的附加压缩和拉伸应力却越发显著，当这种拉伸应力超过了套管管体的强度时，套管就会从内壁发生塑性变形、局部缩径直至最终断裂。这种情况在套管弯曲部位及其应力集中部位体现的更加显著。对于热采套管螺纹连接火驱及采油过程中，温度变化造成热采套管受力由初始的压缩应力转变为拉伸应力。当温度降低过程中，拉伸应力超过了接头的强度，套管接箍就会发生损坏。此外，即使在单轮次火驱注采作业过程中套管未发生失效，在多轮次火驱作业过程中，套管接头螺纹承受反复压缩-拉伸应力作用，经过多次反复拉-压蠕变疲劳，及长时间高温循环作用，套管接头螺纹材质力学性能会出现下降，由于热应力及其它附加应力总和时，套管接头螺纹就会发生损坏，出现断裂、甚至脱扣现象。 套损模式二：螺纹泄漏及其引起的套管错断。在部分火驱工况情况下，管体虽然受到温度影响强度下降及不断提高的热应力影响，但仍未失效。在此情况下，螺纹接头部分因应力集中显著，叠加温度变化及热应力影响，在螺纹部分首先出现泄漏(API圆螺纹最为显著)，套管螺纹泄漏后，热蒸汽进入地层被泥岩夹层吸收，结果泥岩层吸水膨胀造成非均匀外挤载荷增大，地层运动使得套管受到剪切作用，引发套管管体错断。 火驱后套管的热蒸汽泄漏进入地层，如泥岩层，泥岩层吸水膨胀引起地层蠕变。与此同时，相邻的地层由于属性不同很少吸水或者基本不发生蠕变，结果相邻地层间的相对运动施加给套管管体横向的剪切应力，套管的横断面因而受到非均匀的外加载荷挤压。 套损模式三：挤毁及屈曲变形。一方面，热采生产过程中，地层会出砂造成亏空，甚至塌陷，导致发生屈曲变形。另一方面由于套管在火驱时温度极高，压缩应力升高，但随温度升高管体强度降低，加之水泥环在过高的温度变化条件下会因膨胀系数与管体相差过大，导致固井的水泥环破裂，套管横向缺少约束成为自由状态。火驱过程中，由于井口固定，套管热膨胀受到轴向的压缩应力，因而在横向发生屈曲变形。 套损模式四：高温氧腐蚀，在理想状态下，火驱井点火后火线向远端推进，在实际作业过程中不可避免的会产生近井筒燃烧现象，在实际测温过程中甚至发生在注气井段上部存在800℃以上高温导致测井仪器烧坏事故，与燃烧产生的CO2、H2S等尾气的腐蚀相比较，高温条件下的氧腐蚀会产生表面氧化脱落现象，削减了套管壁厚，即使降温后也不能恢复，严重降低了套管的强度性能，是导致发生套损的重要原因。 从前述研究部分的结果可知， 产生火驱套坏的根本原因是温度变化导致过大的压缩或拉伸应力、随温度上升材质自身高温强度下降以及高温环境下氧腐蚀等恶劣工况对套管壁厚造成的减薄影响。温度是贯穿于是引起各种环境腐蚀因素和材质性能变化的最主要控制因素。 相对于蒸汽热采导致的套损，火驱套损的区别在于，火驱过程中极高的温度导致材质屈服强度显著下降，在一个周期或较短周期循环过程中即出现套损[5]。蒸汽热采由于温度相对较低，蠕变疲劳等因素是主控因素，失效主要发生在多周期温度循环过程中。而火驱由于温度相对较高，套损主要发生在超高温阶段和高温向低温变化的阶段，一方面在高温作用下套管屈服强度显著降低，水泥环脱离约束，造成屈曲变形。另一方面，在超高温向低温转变过程中压缩应力变为拉伸应力，温差过大引起的极大的拉伸应力将超过瞬时屈服强度，引起管体、接头失效。此外，高温氧腐蚀造成的壁厚减薄，而造成的整管强度不足也加速了整个失效过程。最后，在转驱前部分井次经多轮蒸汽吞吐造成的材料自身力学性能损伤也是重要原因(强度下降、抗蠕变高温性能降低等)。 温度是火驱井有别于其他热采工况的最主要控制因素，预防对策要围绕温度带来的附加效应出发。根据上述研究成果，建议从套管材质、点火工艺优化、管柱设计、固井质量等以下几方面针对性的开展火驱井套损预防工作。
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化摘要:在油田开采过程中可能会因为高压注水、压裂技术使用不当、防腐蚀措施不到位等原因出现井套损现象，这一问题会直接的影响到油田的水驱开发效果。
本文在对于油田注水井套损的原因进行分析的同时，探讨了可行的油田注水井套损的治理优化策略。
关键词:油田注水；井套损；原因；优化策略1、油田注水井套损的原因分析油田注水井套损的原因有很多，以下从地质原因、高压注水原因、施工作业原因、腐蚀原因等方面出发，对于油田注水井套损的原因进行了分析。
1.1 地质原因油田注水井套损在很多情况下都是因为地质原因所导致。
较为常见的地质因素多包括有断层活动、泥岩蠕变、地层出砂等应力因素。
在这一过程中诸如断层等因素对套损井的影响是深远的，并且在油田的开发过程中断层活动也属于直接造成套管损伤的重要因素。
其次，因为存在着吸水后岩石的膨胀和蠕变的情况，这回在很大程度上改变了泥岩的力学性质和应力状态，最终导致泥岩的位移和变形并导致了套管的变形、损坏地层出砂易导致套管弯曲。
1.2 高压注水原因油田注水井套损与高压注水的不当有着密切的联系。
通常来说高压注水会在很大程度上造成套管损坏。
如果存在这种情况则会在很大程度上破坏原地层的应力平衡，最终使套管应力不均匀和套管的严重变形。
其次，高压注水原还会在很大程度上导致整个断块的注采井网瘫痪，最终影响到油田本身整体的稳定性。
1.3 施工作业原因油田注水井套损多是施工作业不规范所导致。
一般而言工程施工方面的因素有很多，并且在长期完井和开发过程中容易受到生产压差和注水压差的影响，从而造成套管的损坏。
其次，如果存在着固井质量差和水泥环质量差的情况则有可能会造成套管受非均匀载荷破坏。
因此施工人员在施工和射孔过程中应当合理的控制射孔密度，从而能够避免不合理地选择和及时控制套管强度。
1.4 腐蚀原因各种腐蚀因素带来的负面影响是深远的。
因为矿化度会在很大程度上产生腐蚀影响，并且盐类也会对于套管产生不同程度的电化学腐蚀。
油井套损原因及治理研究
油井套损原因及治理研究作者：刘洋来源：《科学与财富》2018年第27期摘要：通过对油田套损井的原因分析、后果评价以及治理方法的研究，总结了油田套损井的治理实施方案。
关键词：套损井；治理一、油井套损原因1）外部因素所谓外部因素就是指油气井投产以后，由于油气井增产措施、修井等造成套管损坏的原因。
中国的大部分油气井在投产之前都需要进行压裂或酸化等增产措施，甚至在生产一段时间后进行压裂、酸化，有些井还进行了重复压裂改造，而且随着工艺技术的不断提高，改造规模也越来越大，这些改造措施在很大程度上会影响套管的使用寿命[1]。
（1）射孔作业。
射孔作为压裂、酸化改造之前的一项必不可少的工作，其不适当的工程设计或操作也会造成套管损坏，例如孔密太大降低套管强度，射孔导致套管外水泥环破裂，致使套管破裂，射孔深度过大或设计不精确，错误的将隔夹层泥岩射穿，导致泥岩水花膨胀，导致地应力发生变化，导致套管变形或错断[6]。
（2）压裂酸化作业。
近十几年来，人们从改造低渗透油层效果考虑，油井多采用大型压裂措施，井口压力可达到50～70MPa，油层部位套管压力已达70～100MPa。
常用的N-80套管抗内压强度设计为64.6MPa，而J-55型套管强度仅为21.93～28.4MPa。
这样，套管接箍和丝扣部位以及固井质量差的井段很容易产生破裂。
此外，油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀，有部分井因多次进行酸化施工，从而加快了套管的腐蚀速度，使套管穿孔、漏失。
（3）油井转注及井下工具。
当油井生产到后期，部分油井会转为注水井，而原来的油井水泥返高仅在油层上部200m左右的位置，而正常的注水井水泥返高要求至井口，转注井相对于正常的注水井水泥上返高度不够，上部的套管没有水泥环的保护，全部浸泡在上部的浅层水中。
一方面管外腐蚀严重，另一方面转注后上部套管承受注水压力，与管外腐蚀相互促进，使套管损坏程度加剧。
另外，井下工具对套管内壁的磕碰损伤也会加剧腐蚀，尤其是在井下有封隔器时，封隔器对套管内壁的损坏极其严重。
套损原因分析及措施-于建玮
套损原因分析及措施于建玮测试十大队摘要：随着油田开发的不断深入，套损已经成为影响油田开发的重要因素。
造成套管变形的原因是多种多样的，搞清造成套损的原因，对于预防套损有十分重要的意义。
前言朝阳沟油田经过多年的开采，油水井普遍存在套管损坏的情况。
在以往工程井测试工作中，发现有些井已经是严重的变形与破损，严重影响油田的正常生产。
本文重点分析套管损坏的原因，并提出几点解决措施。
一、套损检查方法我们在平时测井过程可以通过电磁探伤测井，同位素全井找漏，井径仪测井等测井方法对井下管柱进行检测，检查是否存在套管损坏变形等情况。
图1 电磁探伤测井套管变形实例1、电磁探伤测井可在油水井正常生产情况下，在油管内测量套管的壁厚变化及损坏情况，节省了检查套管情况时起、下油管的作业费用，这一特点使得对油、水井井身结构损坏进行普查成为可能。
如图1中，左图存在厚壁与薄壁之间的转变，而右图中显示的是套管变形或者结垢。
2、同位素五参数组合测井可同时录取五条曲线，该方法同位素示踪曲线、油管内流量和井温资料以及压力异常点可以相互印证，查找有套管外漏情况。
3、多臂井径仪测井是套管检验测井过程中应用最为广泛的。
该仪器是一种接触式测量仪器，即通过仪器的测量臂与套管内壁接触，将套管内壁的变化转为井径测量臂的径向位移，通过井径仪内部的机械设计及传递，变为推杆的垂直位移；差动位移传感器将推杆的垂直位移变化转换成电信号。
如图2中992-995米之间存在套管漏损显示。
图2 多臂井径仪套管漏损成果图二、套损原因造成套管损坏的原因很多,也很复杂,归纳起来主要有地质因素、井身因素、生产因素、腐蚀等,但绝大多数套管损坏是多种因素共同作用的结果。
1、地质原因地壳运动（包括断层、沉降）及各种开采活动造成油藏体积发生变化,使得地应力发生变化,从而在地层中形变性质有明显差异的层面产生应力集中,使地层的构造分层,并产生剪切滑移,导致邻井套管遭受非均匀外挤力而发生挠屈变形,甚至错断。
南三区油水井套损原因分析及预防措施
南三区油水井套损原因分析及预防措施南三区油水井是我国石油勘探生产的关键设施，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。
在油水井的运营过程中，由于各种原因导致的套损问题一直是一个较为常见的难题。
为了有效预防和减少南三区油水井套损问题的发生，有必要对套损问题的原因进行深入分析，并制定相应的预防措施。
1. 接口腐蚀在油水井的运行过程中，由于介质的腐蚀作用，套管与管接头之间的接口易受到腐蚀，导致接口腐蚀而套损。
2. 井温井压在井温井压的作用下，套管材料易受到相应的压力和温度影响，容易产生蠕变和疲劳破坏，从而导致套损问题的发生。
3. 钻井施工质量钻井施工过程中，操作人员的技术水平、设备的质量、施工操作是否规范等因素都会直接影响到套管的质量和使用寿命。
4. 井下工艺操作井下工艺操作不当、操作人员经验不足、设备老化等因素也会导致油水井套损问题的发生。
5. 环境因素南三区油水井所处的地理环境、气候条件、地质构造等因素也会对套管材料产生一定的影响，从而引发套损问题。
6. 维护管理不到位油水井的维护管理不到位、检修周期不合理、维修材料质量问题等因素也会间接导致套损问题的发生。
二、南三区油水井套损预防措施1. 优化套管材料选用高强度、抗腐蚀、耐高温的套管材料，并加强对材料的质量控制，提高套管的抗腐蚀性和耐热性。
2. 定期检测和评估定期对井下套管进行检测和评估，及时发现套损隐患，加强对井下环境的监测，有效预防套损问题的发生。
3. 加强施工质量管理提高施工人员的技术水平，加强对施工设备的管理和维护，确保施工过程中的质量和规范。
4. 优化井下工艺操作加强对井下工艺操作的管理和规范，提高操作人员的操作水平和经验，确保井下工艺操作的安全可靠。
6. 完善维护管理体系建立健全的油水井维护管理体系，制定合理的维护周期和维护计划，确保油水井的安全稳定运行。
油水井套损大修设计和技术要点
3、完井质量 完井质量对套管影响很大，特别是 射孔完井。射孔工艺选择不当，一是会 出现管外水泥环破裂，甚至出现套管破 裂；二是射孔深度误差过大，或者误射 泥页岩隔层(尤其是开发薄互层的二、 三次加密井尤为重要)，将使泥页岩水 浸膨胀，挤压套管。
第一节 套损的原因及预防措施
三是射孔密度选择不当，将会 影响套管强度。比如在特低渗 透的泥砂岩油层采用高密度射 孔完井，长期注水或油井油层 酸化、压裂改造，短时间的高 压也会将套管损坏。
目录
第一节 套损的原因及预防措施 第二节 套管损坏的类型 第三节 大修设计 第四节 套管整形 第五节 套管加固 第六节 套管取换 第七节 技术要点
第一节 套损的原因及预防措施
套损的原因是相当复杂的，国内外 不少学者进行了多方面的研究，虽然观 点各异，但也具有一定的共性，这就为 制定套损预防措施提供了必要的条件。
第一节 套损的原因及预防措施
另外，由于井下作业开发调整等情 况，注水井时关时开，开关不平衡。 钻调整井时关停注水井，这样成片 集中停注，之后又集中齐注，使套 管瞬时应力变化幅度过大，这些都 将影响岩体的稳定，最终将导致套 管损坏。
第一节 套损的原因及预防措施
8、注水井日常管理问题 注水井日常管理是非常重要的，按“六 分四清”要求,应做到注水量清、注水压力清、 分层产液量清、分层含水清，但由于日常对 注水井管理不严,管阀配件损坏，管线漏水且 维护不及时，全井注水时或分层注水量不清， 异常注水井发现不及时、发现后未采取措施 或采取措施不当，造成非油层部位长期进水 水浸，诱发新的套损井。
辽河油田事故分析总结汇报
辽河油田事故分析总结汇报辽河油田事故分析总结汇报一、引言辽河油田是我国重要的石油产区之一，在过去的几十年内，辽河油田取得了令人瞩目的成绩。
然而，近期发生的一系列油田事故引发了广泛的关注和担忧。
本次报告将对辽河油田事故进行分析总结，并提出相关的改进建议，以确保辽河油田的安全和可持续发展。
二、事故概况最近发生在辽河油田的事故主要包括油田设施损坏、油井爆炸和泄漏等。
这些事故造成了严重的环境污染和人身伤害，并对辽河油田的生产和运营造成了重大影响。
三、事故原因分析1. 管理不善：一些事故的发生与油田的管理不善有关，缺乏相应的安全措施和规范。
管理人员对工作人员的培训和指导不足，导致操作不当和错误的判断。
2. 设备老化：部分事故是由于油田设施老化导致的。
由于设备未能及时维护和更新，设备的故障率增加，引发了一系列潜在的问题。
3. 不当操作：一些事故的发生与操作人员的不当行为有关。
缺乏必要的安全意识和培训，操作人员可能会在工作中疏忽大意，造成事故的发生。
4. 缺乏监督：对于辽河油田的监督和检查不力，导致一些潜在的隐患被忽视。
监管部门应加强对油田生产和运营的检查和监测。
四、应对和改进措施1. 强化管理：建立和完善油田的管理体系，加强对油田设施和工作人员的监督和管理，确保操作规范和安全措施的执行。
2. 更新设备：及时对设备进行维护和更新，缩小设备老化带来的安全隐患，提高设备的可靠性和使用寿命。
3. 加强培训：加大对操作人员的培训力度，提高其安全意识和操作技能，降低操作失误的风险。
4. 提升监督：加强油田生产和运营的监督和检查力度，及时发现和解决潜在的安全隐患，确保辽河油田的安全和可持续发展。
五、结论辽河油田事故的发生引起了各方的高度关注和担忧，我们必须认真总结经验教训，从事故中汲取教训，加强对辽河油田的管理和监督，提高安全意识和操作技能，确保辽河油田的安全生产和可持续发展。
只有确保安全，我们才能更好地保护环境、保障人民的利益，并实现辽河油田的可持续发展。
油水井套损原因及治理优化策略分析
油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：油井、注水井套损问题不但会造成注水井网的破坏，也会影响注水产量的稳定，同时还会影响到油田产量。
目前，油井套管的失效主要有变形、断裂和腐蚀穿孔三种类型。
影响油水井套损的主要原因有：地质构造应力、工程设计和腐蚀因子。
在这些影响因素中，“强注强采”扩张对油水井套管的地质构造力及内部压力差异是导致套管失效的主要原因。
针对套损的理论，采用相应的防范措施，降低油水井套损所带来的损失，对于油气藏的开发和设计都有一定的参考价值。
关键词：油水井套损；成因；管理；战略1油水井套损的主要原因1.1泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形研究表明，在储层中，砂泥岩互层段和泥岩段是普遍存在的。
因此，当注入水逐步流向泥岩层时，由于黏土矿物的吸水量增大，会导致泥岩段的成岩胶结力降低，从而使其变形更加明显，并产生大量的非均匀应力，这些应力会影响油水井套管的性能，从而影响油水井的开采效率。
这极大地改变了套管的形状和强度。
1.2射孔原因当前，射孔作为一种重要的完井方式，其产生的高压能够严重破坏水管结构。
此外，射孔过程中，孔眼附近的固井水泥墙会遭到剧烈撞击，导致严重变形，进而大大降低其对套筒的保护；另外，射孔还会导致套筒本身位置的改变，进而导致套损。
1.3腐蚀原因通常情况下，注入的水和产出液中含有强腐蚀性物质，如盐和酸，这些物质可以与套管中的铁发生化学反应，导致套管壁厚减薄，从而降低套管的强度，加剧套管疲劳，甚至可能导致套管渗漏。
通常来说，侵蚀效应对于地面水和注油井矿化度较高的油井中来说更为严重。
1.4井眼周围岩石压力对套损的影响在钻井前，原先地面应力位场中的各岩体处在稳定状态，但是钻井后，由于应力释放，周边岩体形成了临空面，打破了原先的稳定状况，导致周边岩体位置重复布置，使得孔壁上的应力比原先大得多。
当应力集中在一个区域时，它会导致土层产生塑性变化或开裂。
这些变形和破裂由于水泥环的影响，并且由于周边岩体的反作用力的影响。
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辽河油田套损机理及防治建议X文良凡1,高志强1,李海军1,王 磊2,李 锦3(1.中国石油勘探与生产工程监督中心;2.西部钻探钻井工程技术研究院;3.中国石油大学,北京 100000) 摘 要:稠油井经过短周期、多轮次的蒸汽开采,套损的现象非常严重。
通过对辽河油田各个采油厂近10年套损资料的调查,总结了套管损坏的规律;找出了致使套管损坏的各种因素并提出了适用于热采井套损防治的针对性建议,从而降低修井的频率,延长油水井套管正常服役的寿命。
关键词:隔热措施;套管损坏;预应力固井;热应力 中图分类号:T E 358+.4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0057—03 辽河油田以高凝油、稠油、特稠油、稀油区块为主,自1970年辽河盆地石油会战开始,辽河油田不断发展壮大,并成立了锦采、欢采、曙采、兴采等近15家采油厂,经济规模不断扩大。
然而随着生产时间的累积、吞吐轮次的增加以及管材服役条件的恶化,套管损坏的现象日益突出,甚至导致大量油井、注水井进入风险井的行列,直至报废,严重制约着油水井的正常生产。
1 套管损坏分布规律及特点1.1 辽河油田套损统计数据 90年代间,因套管损坏导致的大修井数所占大修总数的40%,并呈逐年递增的趋势,通过对辽河油田各个采油厂近十年大修井进行统计,绘制成如上图。
上图反映了近10年来套损比例居高不下,甚至达到了了63%,而在套损中,变形所占比例最大,破漏和错断次之。
1.2 套管损坏类型套损是埋藏在地层中的油水井套管在地应力与其他各种物理化学因素下发生的变形和损坏,不同的受力状况导致套损的表现形态不一样。
套管变形主要表现在缩径变形、挤扁变形、弯曲变形。
套管损坏形式又可以分为套管错断形态、裂开方式以及腐蚀、磨损等穿孔形式等等。
图3 缩径 图4 挤扁 图5弯曲1.3 套管损坏特点及规律套损类型及特点呈现区域性分布,有些区块以错断为主,有些区块以缩径为主。
比如杜32区块的近20口井,完钻井深均在1100m 左右,套管普遍发生缩径变形,且变形处均位于井深950m 左右。
套管损坏位置呈现普遍性,在射孔井段套损比率最严重,其次就是射孔井段以上部分,射孔段以下套损现象比较罕见,一般出现在出砂比较严重的井。
辽河油田套损以热应力损伤为主,通过蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层及S GD 方式对稠油加热降粘,57 2012年第3期 内蒙古石油化工X收稿日期5作者简介文良凡(),男,在读硕士。
年毕业于长江大学石油工程学院石油工程专业,现从事油气井套损防治方向的工作。
A :2011-12-1:1987-2009同时恶化了套管在油水井中的服役条件,长期承受过高热应力的反复作用。
特别是火烧油层开采方式,超出了套管的承受极限,大大缩短了套管的使用寿命。
据调查,由于热应力的作用,辽河油田套管完好时间平均值还不到4年。
由于砂卡、井下落物需要大修、打捞的井中普遍存在套管变形、扭曲现象。
2 套管损坏原因及分析2.1 地质因素2.1.1 地应力失衡是套损的诱因辽河油田地质构造断块多、油层较分散,而套管所承受的非均质地应力与地震活动、断层活动、泥页岩水化膨胀、岩石蠕变、出砂引起的管柱空洞密切相关。
而套管在失稳状态下,非均质地应力极易使套管发生弯曲变形甚至剪切错断。
如图6、7所示。
2.1.2 油水井出砂量大辽河油田油藏埋深普遍较浅,有些区块地层胶结较差,通过蒸汽加热或火烧油层方式,稠油的粘度大大降低了,稠油的通道打通了。
同时岩层的温度也大大提高了,当岩石所受的应力达到一定强度时就会发生结构破坏,从而产生更多的砂粒,特别是随着吞吐轮次的增加,岩层受反复应力膨胀与压缩,更加加剧了岩石骨架转换成细小颗粒的过程。
这些砂粒随着油流进行了运移,地层亏空使本应由岩石承受的上覆岩层压力转移到了套管柱上,特别是局部过高压应力极易使套管发生失稳错断。
图6 失稳简化模型 图7 非均质地应力作用破坏2.2 工程因素2.2.1 钻井过程中对套管内壁的磨损由于钻柱在井中并不是完全居中,钻杆呈现螺旋形,并与套管内壁有多个接触点,当钻杆旋转时,上返岩屑加大了摩擦系数,加大了套管的磨损,特别是出现憋钻、跳钻,冲击力直接作用在套管内壁上,极易造成套管弯曲,穿孔,埋下安全隐患。
2.2.2 固井质量差直接降低了套管的工作强度现在的固井设计往往需要将水泥上返到地面,而且要进行声幅检测、试压合格,当固井水泥环不均匀、套管与水泥环存在间隙或是水泥返高不合要求时,随着气窜、水窜的加剧,套管的保护作用逐渐降低,直接危害着油水井的持续生产。
固井不合格典型事例辽河油田荣某某井由于水泥返高不够,该井投产不到一年,套管发生了错断和腐蚀,于2002年经历一次大修,并进行了波纹管补贴,由于没有补贴到错断部位,小修遇阻并再也没有找到鱼顶,从2010年11月开始经历了多次磨鞋、打印以及井下电视照明始终未找到鱼顶,打印印痕不清,建议封井处理。
多次修井及后续作业损失了巨大的经济效益。
2.2.3 热采方式是辽河油田套损的主要原因辽河油田热采方式主要包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层以及蒸汽辅助重力驱。
蒸汽驱及蒸汽辅助重力驱,通过注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽,不断地加热油层,从而大大降低了地层原油的粘度。
套管内部产生较大的热应力而膨胀,而套管与水泥环膨胀系数存在较大差异,导致水泥环松动,因此套管比较容易发生套损现象。
火烧油层是通过电或化学等方法使油层温度达到原油燃点,并向油层注入空气或氧气使油层原油持续燃烧。
这种方法的采收率很高,适合高粘度的稠油。
但是由于火烧油层使油层的环境非常恶劣,局部温度可以达到400摄氏度。
有人曾用油管做过实验,经过火烧油层这一工艺后,取出的油管就像经过高温过火工艺一样。
高升采油厂绝大部分区块H 2S 含量都在正常范围内,但采用火烧油层这种开采方式后,很容易引发H 2S 次生灾害,而H 2S 极易使套管发生氢脆破坏。
2010年11月对高升采油厂各个井的测试中,有37%的井号存在着H 2S 含量的报告。
蒸汽吞吐相对于蒸汽驱等热力采油来说更为严重,由于稠油井生产周期短,注气轮次比较频繁,套管承受的不单单是热应力,经过多次热胀冷缩交变应力作用,极易引发应力疲劳破坏。
2.2.4 隔热措施不到位辽河油田很早就采用氮气隔热,而氮气隔热效果并不理想,若再加上补氮不连续,导致套管热胀冷缩。
现在运用效果比较好的真空隔热管与封隔器组合起到了较好的隔热效果,但是在接头部位缺乏隔热保护,而且受到螺纹密封的限制,往往成为薄弱地带,为套损埋下了隐患。
影响隔热管螺纹密封的主要因素就是螺纹类型、螺纹脂质量以及密封圈耐温性能。
尽管隔热管采取了偏梯形螺纹形式,但是过盈仅发生在齿顶与齿底之间,齿侧间隙几乎不受影响,所以偏梯形螺纹泄油通道无法弥合。
螺纹脂在350℃下就会变质,密封性能大大降低,不能承受住20MPa 的气体压力;密封圈也受到了350℃高温的限制。
因此加大对隔热管特殊螺纹,耐高温密封圈及螺纹脂的的研制是降低套损井的有力措施。
2.2.5 注水开发引发的地层滑移及泥页岩水化膨胀水作为润滑剂降低了层系间的摩擦系数,特别是对一些断层来说,打破了注水前受力平衡,导致地层发生滑移,引起套管发生剪切错断。
同时,泥页岩遇水极易发生膨胀,使套管承受过高的挤压应力而缩径挤毁。
6 修井、落物对套管的损伤在现场施工过程中,由于现场监管不力,往往造成落物、下井工具遇卡,包括爆炸整形各种修井工序对套管内壁造成了不可忽视的冲击磨损,这就是大58内蒙古石油化工 2012年第3期 :- 2.2.量打捞井中都需要进行套管整形的原因。
2.2.7 带病生产井比例大通过对辽河油田近10年大修井13312口井统计中,有5955口井存在带病生产的情况,带病生存井占待大修井的44.7%。
这样的后果往往是增加了井下复杂工况,给套损创造了环境。
2.2.8 管材选择不当辽河油田由于埋藏浅,普遍应用N80套管,该套管允许的最大温度变化范围只有204℃,而蒸汽吞吐的平均温度超过320℃,在340℃时,N80套管屈服强度降低18%,弹性模量降低38%,抗拉强度降低7%。
3 套管损坏的防治建议3.1 现今辽河油田主要防治技术现在辽河油田各个采油厂在预防套损上主要是预应力固井、热力补偿器以及射孔段加厚组合套管,而一旦发生套损需要修井时,则主要采取如下措施:若套损只是轻微的变形、扭曲,只需通过梨形挤胀器或爆炸整形即可;若套管发生穿孔、错断,则可以通过波纹管、膨胀管补贴即可;若套损下面情况未知或出砂严重,则往往通过小尺寸尾管完井建立新的通道;若套损距离井口600m 以内时可以通过取换套作业;若套损严重到修井无法找到鱼顶时,则采用侧钻完井即可;若侧钻经济效益差,则直接采取封井措施。
3.2 针对辽河油田现状的建议加大监管力度,在钻井过程中,实时监测套管内壁的磨损情况,采用软件模拟或是加装磁性收集器。
在固井上,严格控制预应力固井提拉应力、水泥质量、水泥上返速度、压力及水泥返高,声幅测量和试压需合格,为套管创造一个良好的保护层。
在隔热措施上,若采用氮气隔热需经常补氮,防止套管热冷不均。
在修井上,要对修井质量严格把关,不能再出现类似于套损补贴位置不当的错误。
另外,提高工作效率,套管一旦发生损坏救治需及时,随着时间的推移,井下复杂情况会恶化,这也大大加大了修井的难度。
在开采方式上,优化组合蒸汽吞吐方案,建立集中温场,尽量减少蒸汽吞吐轮次,提高综合作业周期,进而提高热利用率。
故障井的带病生产会加重套管损坏的速度,不要等到不得不治理时才进行修井维护,得不偿失。
多次小修、大修容易造成水泥环松动,往往是这一段修好了,另外一段又出问题。
在射孔方式上应采取有枪身60°射孔方式,尽量减小对套管强度的破坏。
以邻近井的套损资料为诫,分析总结该区块套损的普遍性与规律性,积极与设计部门反映沟通,改善套管设计。
比如杜32区块固井符合设计,但是出现了在950m 左右普遍缩径变形的现象,就应在该地段采取相应措施来防范套损的发生。
由于高钢级套管的性能受到套管长度的限制,因此对于易套损井使用高钢级的应用效果并不理想,目前辽河油田通过在特殊井段加大壁厚的应用效果比较理想。
辽河油田部分区块出砂比较严重,固井时往往忽略了出砂的影响,导致后期多次冲砂工艺,消耗了大量的人力、物力和财力。
现在很多区块在修井时采用防砂筛管完井。
若固井时就采取防砂措施,也就减少了引发套变以及多次频繁修井的可能性。
运用较为准确的检测技术,比如多臂井径仪,双封隔器验漏系统、井下视像系统、超声波成像检测以及电磁探伤检测,弄清楚套管损坏的类型、程度以及错断的走向。
目前辽河油田在检测上还是比较单一,往往通过多次磨鞋、打印尝试,大部分井都能成功检测,但当套管错断后,这种盲式摸索检测法很容易钻穿套管,进一步增加了寻找鱼顶的困难。