提高高抗擠毀套管井筒生產壽命

張建設（天津鋼管集團股份有限公司技術中心，天津300301）

提高高抗擠毀套管井筒生產壽命

張建設
（天津鋼管集團股份有限公司技術中心，天津300301）

針對在鹽巖、泥巖高應力地質狀況下套管變形錯斷的問題，通過改進套管選材和加工工藝，提高抗擠毀性能、優化鉆井設計、提高完井固井質量、優化投產措施等方法，延長了高抗擠毀套管井筒的生產壽命，滿足了油田勘探開發特殊要求，產生了較高的經濟效益和社會效益。

高抗擠毀套管；地質特征；鹽巖層；井身；固井

1　引言

套管損壞問題嚴重制約油氣生產，降低油氣井生產使用壽命，導致油田產量下降，經濟損失很大。隨著開發時間的延長，國內多數油田逐步進入油田開采中后期，如中原、勝利、江漢、遼河等油田，套管損壞問題更加突出。由于受鹽巖層“塑性蠕變”和高地應力等諸多因素影響，套管變形損壞十分嚴重。短命油氣井普遍存在，套變損壞錯斷導致油氣井報廢發生率高，直接經濟損失嚴重。套變錯斷不僅破壞了油田注采井網，制約了增產增注措施的實施，而且還造成了儲量和產量損失。套變事故井修復成本高，技術難度大，成功率低。為從根本上解決套損問題，在套管損壞預防與井筒治理方面，進行了綜合研究工作。開展套損機理研究，開發推廣高抗擠套管，強化油氣水井的日常管理。采用新工藝、新技術進行油氣井鉆井與投產措施優化，套管使用壽命得到了延長。改變了新井投產不久套變損壞的現狀，井筒壽命超過10年，實現了油田良性開發和經濟效益最大化。因此，研究控制套損方法，提出提高高抗擠套管生產使用壽命措施，具有顯著的經濟效益和社會效益。

2　高抗擠套管變形損壞原因分析

2.1導致高抗擠套管變形損壞的地質因素

油田地質因素是導致套管變形損壞的最根本原因。從平面分布看，套損井主要集中在復雜斷塊，斷層多、鹽巖層、鹽膏層、泥巖層厚度大、巖性易蠕動滑移的區塊。套管變形損壞縱向分布（見圖1）。根據某油田統計分析1231口套損井資料，套損井段主要集中在射孔段、鹽巖層段。

導致套管損壞的地質因素主要表現在以下幾方面：

2.1.1大段鹽巖層、鹽膏層存在，鹽巖層段多，泥膏共存且含鹽純度高

鹽巖層鹽膏層厚度和地層傾角對套管變形損壞影響很大。鹽巖層鹽膏層越厚，地層傾角越大，對套管的擠壓不均載荷越大，套管變形損壞越嚴重。

2.1.2斷層發育

圖1　套管變形損壞縱向分布圖

斷層穩定性差，層間易滑動，剪切力大。尤其是開發后期注水擴大，導致斷層壓力不平衡和巖層間沿斷層發生水竄，對套管的擠壓力越來越大。

2.1.3地層出砂嚴重

油層由膠結性很差的細粉砂組成，隨著出砂量的不斷增大，套管與井壁之間形成空腔，引起出砂部位套管受力狀態突變?？涨恢屏颂坠芸v向彎曲變形，最后造成地層坍塌擠壞套管。如中原油田文明寨油田，油井套管損壞90%都是發生在出砂地層。

2.1.4古地應力和現代地應力異常

主要分布在泥頁巖、泥膏巖地層，裂縫發育相互重疊，地層穩定性差，易水化膨脹，蠕變滑移。古地應力異常區裂縫相對發育，注入水容易沿裂縫進入泥頁巖層，加速泥頁巖水化膨脹，產生異常高應力或剪切力造成套管變形損壞。

2.2加劇高抗擠套管變形損壞的工程因素

2.2.1高壓注水

隨著油田開發時間延長，產層能量逐步降低，產量隨之下降。為了及時補充產層能量恢復產能，最有效的辦法就是采用注水工藝。受地層孔隙度和結垢作用影響，產層吸水能力越來越差，導致注水壓力越來越高，有些油田注水壓力已超過40 MPa。高壓注水導致套管變形損壞甚至錯斷的主要誘因。

2.2.2重復射孔等進攻性增產措施

由于油層認識不足或工程施工因素，常需要對原射孔井段采取重炮補射增產措施，重炮所實施的重復射孔極大降低了套管抗擠強度。經過試驗評價，常規射孔導致套管抗擠強度降低約10%，重復射孔可降低25%左右。套管抗擠強度的降低還與射孔孔密、相位角、炮彈型號等參數有關。孔密越高、重炮次數多、高能深穿透型射孔彈對套管傷害越大。

2.2.3完井固井質量

井眼不規則，井壁不穩定，鹽巖溶解或井壁坍塌形成的大肚子井段，固井質量難以保證。鉆井液性能差影響固井頂替效率和水泥環與井壁的膠結質量。井眼曲率過大，扶正不到位致使完井套管柱難以劇中，水泥環薄厚不均，最終導致固井質量差或者不合格，降低了高抗擠套管井筒抵御地層擠壓能力。隨著地層蠕動地應力變化，套管變形損壞機率大大增加。

2.2.4超高壓大型壓裂

目前超高壓大型壓裂施工最高壓力超過了90 MPa。原始地應力平衡被打破，地層交界面穩定性減弱，層間滑移趨勢加大，單向應力集中導致套管擠毀變形。另外，由于地層破碎或者受斷層影響，第二界面固井質量差等因素，超高壓壓裂極易造成管外竄通，影響其他非產層應力狀態，導致其他井段套管變形損壞。

2.2.5高抗擠套管質量狀況問題

材料強度偏低、沖擊韌性差、壁厚不均度和橢圓度超標、殘余應力過大等，都會降低套管的抗擠性能。軋制過程管子表面質量，材料熱處理過程組織均勻一致性也是影響抗擠性能的因素。

2.2.6套管設計選型不合理

套管抗擠強度設計冗余不足，鋼級、壁厚等參數匹配不合理。按照上覆巖層壓力常規抗擠設計，安全冗余不能完全滿足鹽巖層、鹽膏層等地應力異常要求，導致抗擠套管先期變形失效。對地層應力認識不足，地層壓力預測存在誤差，給套管選型設計帶來了困難。針對高壓注水區塊，油水井動態壓力預測與控制手段有待提高，為套管設計選型提供可靠參數。

3　提高高抗擠套管生產使用壽命的措施

3.1高抗擠套管選材及加工制造工藝特點

調整鋼種合金成分，適當增加鉻、鉬合金含量，改善組織結構，嚴格控制S、P等有害元素含量。提高強度韌性，改善沖擊性能，復雜鹽巖層高抗擠套管0℃全尺寸沖擊性能達到80 J以上，滿足了超高抗擠性能要求。優化熱處理工藝制度，針對高鋼級厚壁套管特點，調整熱處理工藝和參數，提高淬透性和組織均勻性。在管子軋制過程中，對管子橢圓度、壁厚不均度、內外表面質量及時檢測，發現超標及時調整軋制工藝和參數。

3.2高抗擠套管組合設計改進

根據鹽巖層、鹽膏層、斷層、泥頁巖等易套損井段特點，分段組合使用高抗擠套管，鹽巖層層間跨度在200m以內的，建議直接下高抗擠套管封閉。鹽巖層鹽膏層等高應力地層，高抗擠套管設計選型應該兼顧鋼級和壁厚的合理匹配，按油田開發投產要求確定井筒最小尺寸。優先選擇壁厚等級，再根據地應力設計要求優選高鋼級抗擠套管?？紤]深井特殊的井身結構，也可以考慮直連型螺紋或小接箍特殊螺紋連接結構，采用更高鋼級常規壁厚高抗擠套管，既滿足完井固井要求，又能達到高抗擠強度要求。為防止鹽巖層附近套管損壞，提高鹽巖巖層鹽膏層上下地層交界面附近套管壽命，鹽巖層鹽膏層高抗擠套管封閉點應根據鹽層鹽膏層頂底界各向外擴展50 m，以確定高抗擠套管入井具體位置。同時根據鹽巖層段分布情況分段組合高抗擠套管。自1999年以來，中原油田沙1鹽、文九鹽、文23鹽、衛城鹽四套鹽層段高抗擠套管設計均按此原則執行，較好地解決了套管變形損壞問題，未發生高抗擠套管先期失效損壞。譬如為對付鹽層套管變形損壞而推廣使用的外徑Φ152.4 mm、壁厚16.9 mm TP130TT高抗擠套管，經過1 000多口井推廣使用，徹底根除了套管變形損壞事故隱患，油氣井生產使用壽命超過10年，目前最早投入使用的井最長生產壽命已達15年。

3.3優化井身結構及井眼軌跡設計

鹽巖層等高地應力井段盡可能考慮增加技術套管下深，技術套管封過易套變地層，實現雙層套管加固，有利于保護井筒安全，防止套管變形先期損壞。避免在鹽層段、鹽膏層段或易坍塌井段定向造斜，造斜扭方位避開易這些套變井段。控制鹽層段鹽膏層段井徑擴大率，一般控制不超18%。井斜角盡可能小，嚴格控制全角變化率不超設計標準。針對淺井可以采用不下技術套管的直井或小位移定向井結構。中深井也可以考慮簡化套管層次，在保證鉆井作業安全的情況下，不下技術套管或減少技術套管下深，鹽巖層段使用厚壁高抗擠套管。對于深井超深井，井眼尺寸較小，增加高鋼級厚壁直連或小接箍高抗擠套管的使用，滿足高抗擠要求，節約鉆井成本。優化井身結構及井眼軌跡見圖2。

圖2　優化井身結構及井眼軌跡

3.4提高完井固井質量

使用優質鉆井液和特殊鉆井液體系，保證井眼規則穩定，防止井壁坍塌。譬如鹽層段鉆井采用聚合物飽和鹽水鉆井液體系，有利于井眼穩定，防止鹽巖溶解形成大肚子井眼，為保證固井質量提供良好井況條件。

采用優質完井液完井，提高攜砂能力、改善流變性能和泥餅質量，穩定井壁。鉆遇鹽巖層鹽膏層的井，提高完井液抗鹽污染能力。

套管柱扶正居中，防止偏心。按設計要求安裝套管扶正器，斜井段、造斜段、鹽層段要按設計要求加足扶正器，必要時一根一個。

固井大排量紊流頂替，提高頂替效率，做好地層防漏堵漏。對于鉆井施工中易發生井漏的地層，要采取適當堵漏措施，提高地層抗破漏能力。固井前對地層進行抗漏試驗，并按固井泵壓和排量循環一周以上。推廣高強高韌水泥漿體系，增強水泥環抗破碎能力，提高水泥環膠結質量。

固井候凝期間根據井況不同，確定針對性的候凝措施。針對高壓油氣層、高壓水層、容易井漏、井涌的油氣井，完井候凝期間及時采取特殊措施，包括井口加壓候凝、鄰井停注泄壓、關井停采等措施，保證固井質量。

3.5優化油氣井投產措施

優化投產措施包括射孔、壓裂、排液等主要工藝措施。

3.5.1優化射孔工藝

射孔工藝設計要考慮套管強度的損失，射孔彈選型、孔密參數制定對套管抗擠強度降低影響很大。嚴格控制高能深穿透聚能彈使用，盡量避免重復射孔，孔密不能太大，一般控制在16孔/m。相位角推薦45°或60°，對套管抗擠強度影響最小。

3.5.2優化壓裂設計

根據油田地質特點和井筒套管強度數據優化壓裂設計，超高壓大型壓裂施工最高壓力控制在井筒套管抗內壓強度的80%以內。采取封隔器卡封壓裂、分段壓裂，環空平衡液控壓壓裂。改進壓裂液流變性，降低摩阻，優先選用大口徑油管壓裂管柱。

3.5.3制定特殊的油氣井各種排液限制措施

洗井、替漿、排水、放噴等排液施工要嚴格控制流量，控制井口壓力過大，避免井下壓力激動。尤其是壓裂放回水要嚴格控制回流量。采用射流泵或者螺桿泵排液要嚴格控制流量過大，同時根據套管抗擠強度數據確定動液面深度。

3.6規范注采生產管理

制定合理的采油工作制度，尤其是嚴格控制電泵深抽、機械采油強度工作參數，控制合理的動液面，降低采油速度，以防產層能量虧空嚴重，導致地層出砂、坍塌，引發套管變形損壞。嚴格控制高壓注水，尤其是40MPa以上超高壓注水等進攻性增產措施實施。采取酸化解堵等措施，提高產層吸水能力，實現降壓增注目的。為減少注水對非目的層的影響，對目的層及相鄰井段固井質量要進行仔細評價，確定合理的注水壓力和注入量，防止管外水竄。同時采取封隔器卡封保護措施，減少對套管影響。針對固井質量較差井段采取水泥封堵防竄措施。

4　實際應用效果

提高高抗擠套管生產使用壽命研究是系統工程，牽涉施工環節多，工藝復雜，核心是套管損壞預防與控制技術。通過該技術研究應用，油氣井生產使用壽命普遍提高5年以上。尤其是鹽巖層區塊新投油氣井生產使用壽命由原來2~3年，提高到8年以上。在油田現場取得了很好的效果，經濟效益顯著，提高了油氣產量，節約了鉆井投資，減少了套損井大修費用。實際應用效果分析見表1。

表1　實際應用效果分析

根據中原油田事故井統計分析，在全油田發現的3 309口大小事故井中，各類套損井1 847口，占55.8%。特別是在未推廣高抗擠套管等綜合配套技術前，每年新發現套損井200口左右。推廣綜合配套技術措施，使用TP130TT、TP165V高抗擠套管后，套管先期損壞得到控制，杜絕了新井投產不久發生套管損壞的現象。油氣井生產壽命延長一倍以上。

5　結語

鹽巖層、鹽膏層、斷層、泥頁巖等地層是套管變形損壞的主要因素。高壓注水、重復射孔、超高壓壓裂、固井質量差等施工因素是套管變形損壞誘因。套管產品性能和質量狀況瑕疵、套管選型設計不合理也是導致套管先期失效的重要因素。

通過優化合金成分、合理選材、改進生產制造工藝等措施，進一步提高產品性能穩定性，提高尺寸精度和外觀質量，有助于提高套管抗擠性能。

改進套管組合設計、優化井身結構設計和井眼軌跡設計、提高固井完井質量、優化射孔壓裂投產措施、嚴控高壓超高壓注水和進攻性采油措施實施，是預防套管變形損壞，延長油氣井生產壽命的根本保障。

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Increasing Service Life of High Anti-collapsing Casing Shaft

ZHANG Jian-she
(Technology Center of Tianjin Pipe [Group] Corporation, Tianjin 300301, China)

Aiming at the problem of casing deformation and breaking under the highly stressed geological conditions of salt bed and mudstone,methods were adopted such as improving thematerial selection and machining process of oil casing,improving anti-collapsing properties,optimizing drilling design,improving the quality of well completion and well cementation and optimizing startup measures.Therefore the service life of high anti-collapsing casing shaftwas prolonged and the special requirements of oil field exploration and developmentweremet.High economic and social effects generated.

high anti-collapsing casing;geological feature;salt bed;well bore;well cementation

10.3969/j.issn.1006-110X.2016.01.001

2015-10-13

2015-11-06

張建設（1964—），男，本科，高級工程師，主要從事石油管材應用技術研究與服務工作。