遼河油田火驅(qū)井套損綜合分析及預(yù)防對策研究

張守軍，羅恩勇，楊尚諭，吳　非，董小明，馮　春

(1.遼河油田公司曙光采油廠　遼寧　盤錦　124000；2.中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點實驗室　陜西　西安　710077；3.寶山鋼鐵集團　上?！?01900)

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·試驗研究·

遼河油田火驅(qū)井套損綜合分析及預(yù)防對策研究

張守軍1，羅恩勇1，楊尚諭2，吳非1，董小明3，馮春2

(1.遼河油田公司曙光采油廠遼寧盤錦124000；2.中國石油集團石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點實驗室陜西西安710077；3.寶山鋼鐵集團上海201900)

針對遼河油田存在的火驅(qū)井套損的問題，結(jié)合火驅(qū)井作業(yè)工程特點，重點圍繞溫度條件下套管材質(zhì)力學(xué)特征開展了研究工作，對火驅(qū)井套損問題的機理進行了綜合分析，提出相應(yīng)的預(yù)防措施。

稠油；熱采井；火驅(qū)；套損

0　引　言

目前，國內(nèi)稠油資源主要分布在遼河、新疆、勝利、吐哈及中海油渤海灣，探明儲量為170億噸[1,2]。目前稠油開采方式主要為蒸汽吞吐，蒸汽驅(qū)逐漸成熟推廣，蒸汽輔助重力泄油(SAGD)處于試驗推廣階段，火驅(qū)已開展大規(guī)模先導(dǎo)試驗。與蒸汽驅(qū)及SAGD相比，火驅(qū)采收率顯著提高，具有其獨特的優(yōu)勢。

近年來，隨著火驅(qū)開發(fā)的不斷深入和規(guī)模的不斷擴大，復(fù)雜工況條件導(dǎo)致注氣井套損加劇的問題日益突出。以遼河油田杜66區(qū)塊稠油熱采井為例，截至2014年底，已證實套管損壞18井次。其中套管縮頸變形9口，破損5口，錯斷2口，套管變形2口。火驅(qū)井套損問題已經(jīng)影響了火驅(qū)區(qū)塊的深入開發(fā)進程。

套管失效是一個受多因素耦合影響的復(fù)雜過程，影響因素可分為套管材質(zhì)因素、套管幾何參數(shù)因素及其服役環(huán)境條件三大類[3，4]。套管材質(zhì)因素包括材料屈服強度、硬化曲線、殘余應(yīng)力、腐蝕導(dǎo)致的材料性能弱化及材料缺欠、損傷等；幾何參數(shù)影響因素以外徑/厚度比、外徑橢圓度、壁厚不均度、腐蝕和磨損導(dǎo)致的厚度局部減薄及幾何缺欠等為主；套管服役環(huán)境條件包括復(fù)雜地質(zhì)因素(如：泥巖蠕變與膨脹、油層出砂、巖層滑動、巖鹽蠕變與塑性變形、地震等)，作業(yè)工程因素(如：固井質(zhì)量、射孔損壞、注水不平衡、大規(guī)模增產(chǎn)作業(yè)、井眼軌跡彎曲、套管下入變形等)以及井下腐蝕介質(zhì)環(huán)境和溫度改變等。

針對火驅(qū)井套損問題，結(jié)合火驅(qū)井作業(yè)工程特點，對火驅(qū)井套損問題的機理進行綜合分析，并提出相應(yīng)的預(yù)防措施對于指導(dǎo)火驅(qū)井的深入開發(fā)具有重要的意義。

1　溫度條件下火驅(qū)井用套管性能分析

1.1不同溫度條件下套管強度分析

針對火驅(qū)工況，選用N80、P110、3Cr-110材質(zhì)套管，在不同溫度條件下進行高溫拉伸試驗，分析不同材質(zhì)套管在各溫度條件下的屈服強度特征。試驗結(jié)果如圖1～3所示。根據(jù)傳統(tǒng)的強度設(shè)計方法，對塑性材料，以屈服強度為標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)定許用應(yīng)力[σ]=σys/n，安全系數(shù)n因場合不同可從1.1到2或更大。不同溫度下各材質(zhì)屈服強度對于火驅(qū)用套管的選材具有重要意義，在實際工況中套管變形、縮頸等問題均由于材質(zhì)在實際工況中其環(huán)境載荷超過瞬時屈服強度而造成的。

不同溫度條件下N80套管高溫屈服強度變化曲線如圖1所示，由圖可以看出，對于N80套管而言，其室溫下屈服強度為686 MPa，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經(jīng)低于API標(biāo)準(zhǔn)對N80管材屈服強度的最低要求，為550 MPa，當(dāng)溫度超過550℃時，屈服強度劇烈下降。700℃時屈服強度為298 MPa，僅為室溫屈服強度的43.4%。

圖1　不同溫度條件下N80套管高溫屈服強度變化曲線

不同溫度條件下P110套管高溫屈服強度變化曲線如圖2所示，從圖可以看出，對于P110套管材料，其室溫下屈服強度為859 MPa，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經(jīng)低于API標(biāo)準(zhǔn)對P110管材屈服強度的最低要求，為743 MPa，當(dāng)溫度超過550℃時，屈服強度劇烈下降。700℃時屈服強度為461 MPa，僅為室溫屈服強度的53.6%。

圖2　不同溫度條件下P110套管高溫屈服強度變化曲線

3Cr-110材質(zhì)在不同溫度條件下高溫屈服強度變化曲線如圖3所示，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經(jīng)低于API標(biāo)準(zhǔn)對P110管材屈服強度的最低要求，為732 MPa，當(dāng)溫度超過450℃時，屈服強度繼續(xù)下降。700℃時屈服強度為588 MPa，為室溫屈服強度的71%。

圖3　不同溫度條件下3Cr-110套管高溫屈服強度變化曲線

比較三類不同材質(zhì)的套管可以看出，屈服強度的總體變化規(guī)律N80與P110較為相似，當(dāng)溫度低于350℃時均滿足API標(biāo)準(zhǔn)對P110管材屈服強度的要求，當(dāng)溫度高于450℃時屈服強度均低于API標(biāo)準(zhǔn)對P110管材屈服強度的最低要求，當(dāng)溫度高于550℃時屈服強度劇烈下降，700℃時屈服強度分別為室溫下強度的43.4%和53.6%。與N80及P110套管材質(zhì)相比，3Cr-110材質(zhì)在低于450℃時耐熱性與前兩種材質(zhì)相差不大，但當(dāng)溫度高于450℃時耐熱性能較好，700℃時屈服強度為588 MPa，與前兩種材質(zhì)相比屈服強度的下降比例分別提高了27.6%、17.4%。

1.2不同點火工藝對套管材質(zhì)強度影響分析

遼河油田在實際作業(yè)過程中主要有四種不同的點火方式。分別為化學(xué)點火、注蒸汽自燃點火、自主化學(xué)點火及電點火。通過分析擬合四種點火現(xiàn)場采集溫度-時間基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，進行擬合，形成不同點火工藝的井底溫度和時間的函數(shù)關(guān)系曲線。分別選取化學(xué)點火、注蒸汽自燃點火、自主化學(xué)點火、電點火條件下典型的溫度點進行不同材質(zhì)高溫力學(xué)性能模擬研究。

不同點火方式下，3種材質(zhì)強度變化曲線如圖4、圖5所示，可以看出與其它三種點火方式相比較，注蒸汽點火其強化下降最大，化學(xué)點火次之，自主化學(xué)點火和電點火其強度下降相對較為緩和。對于N80材質(zhì)而言，與注蒸汽點火相比較，化學(xué)點火、自主化學(xué)點火及電點火的屈服強度相對分別提高5%、13.6%、15.6%。對于P110材質(zhì)而言，與注蒸汽點火相比較，化學(xué)點火、自主化學(xué)點火及電點火的屈服強度相對分別提高2%、14.7%、20.3%。對于3Cr-110材質(zhì)而言，與注蒸汽點火相比較，化學(xué)點火、自主化學(xué)點火及電點火的屈服強度相對分別提高1%、14.1%、21.8%。

圖4　不同點火方式下3種材質(zhì)套管抗拉強度變化

圖5　不同點火方式下3種材質(zhì)套管屈服強度變化

1.3套管材料高溫腐蝕室內(nèi)試驗研究

高溫氧腐蝕試驗在物性測定系統(tǒng)上進行，本實驗選取的恒溫氧化溫度為800℃，在空氣氣氛的加熱爐中進行測試，并在氧化爐上設(shè)置了一臺電子天平(可精確到0.1 mg)對合金氧化重量進行實時測量。氧化速度參照GB 13303-91 公式(2)求出。結(jié)果如圖6～8所示。

圖6　N80材質(zhì)800℃空氣介質(zhì)下氧化質(zhì)量變化曲線

圖7　P110材質(zhì)800℃空氣介質(zhì)下氧化質(zhì)量變化曲線

通過分析圖6～8中3種材質(zhì)在800℃空氣介質(zhì)下氧化質(zhì)量變化曲線可以看出，三條曲線都出現(xiàn)周期性增重和失重現(xiàn)場，分析認(rèn)為這與高溫下材質(zhì)表面氧化皮脫落密切相關(guān)，氧化皮脫落后樣品失重，隨時間延長新鮮金屬表面迅速氧化增重。

根據(jù)上述實驗結(jié)果求得N80、P110、3Cr材質(zhì)氧化速率分別為14.9 mg/cm2·h、13.8 mg/cm2·h、10.79 mg/cm2·h。與N80及P110材質(zhì)相比，3Cr材質(zhì)抗氧腐蝕性能分別提高27.5%、21.7%。分析認(rèn)為，與N80和P110材質(zhì)相比，3Cr試樣表面生成了較為致密的Fe2O3氧化物，阻礙了空氣和基體材料的接觸氧化，提高材料的抗氧化性能，可以有效減緩因氧化減薄導(dǎo)致的套管承載能力下降的問題。

2　驅(qū)井套損原因分析

分析表明火驅(qū)井套損模式眾多，本研究著重從材質(zhì)自身角度出發(fā)，進行套管損壞機理綜合分析，按照其相關(guān)性進行分類討論。

套損模式一：變形、縮頸、斷裂及脫扣，是最常見的一類失效模式。對于火驅(qū)過程，由套管的高溫力學(xué)性能的研究結(jié)果可知，溫度越高套管的強度下降越顯著，此時產(chǎn)生的附加壓縮和拉伸應(yīng)力卻越發(fā)顯著，當(dāng)這種拉伸應(yīng)力超過了套管管體的強度時，套管就會從內(nèi)壁發(fā)生塑性變形、局部縮徑直至最終斷裂。這種情況在套管彎曲部位及其應(yīng)力集中部位體現(xiàn)的更加顯著。對于熱采套管螺紋連接火驅(qū)及采油過程中，溫度變化造成熱采套管受力由初始的壓縮應(yīng)力轉(zhuǎn)變?yōu)槔鞈?yīng)力。當(dāng)溫度降低過程中，拉伸應(yīng)力超過了接頭的強度，套管接箍就會發(fā)生損壞。此外，即使在單輪次火驅(qū)注采作業(yè)過程中套管未發(fā)生失效，在多輪次火驅(qū)作業(yè)過程中，套管接頭螺紋承受反復(fù)壓縮-拉伸應(yīng)力作用，經(jīng)過多次反復(fù)拉-壓蠕變疲勞，及長時間高溫循環(huán)作用，套管接頭螺紋材質(zhì)力學(xué)性能會出現(xiàn)下降，由于熱應(yīng)力及其它附加應(yīng)力總和時，套管接頭螺紋就會發(fā)生損壞，出現(xiàn)斷裂、甚至脫扣現(xiàn)象。

套損模式二：螺紋泄漏及其引起的套管錯斷。在部分火驅(qū)工況情況下，管體雖然受到溫度影響強度下降及不斷提高的熱應(yīng)力影響，但仍未失效。在此情況下，螺紋接頭部分因應(yīng)力集中顯著，疊加溫度變化及熱應(yīng)力影響，在螺紋部分首先出現(xiàn)泄漏(API圓螺紋最為顯著)，套管螺紋泄漏后，熱蒸汽進入地層被泥巖夾層吸收，結(jié)果泥巖層吸水膨脹造成非均勻外擠載荷增大，地層運動使得套管受到剪切作用，引發(fā)套管管體錯斷。

火驅(qū)后套管的熱蒸汽泄漏進入地層，如泥巖層，泥巖層吸水膨脹引起地層蠕變。與此同時，相鄰的地層由于屬性不同很少吸水或者基本不發(fā)生蠕變，結(jié)果相鄰地層間的相對運動施加給套管管體橫向的剪切應(yīng)力，套管的橫斷面因而受到非均勻的外加載荷擠壓。

套損模式三：擠毀及屈曲變形。一方面，熱采生產(chǎn)過程中，地層會出砂造成虧空，甚至塌陷，導(dǎo)致發(fā)生屈曲變形。另一方面由于套管在火驅(qū)時溫度極高，壓縮應(yīng)力升高，但隨溫度升高管體強度降低，加之水泥環(huán)在過高的溫度變化條件下會因膨脹系數(shù)與管體相差過大，導(dǎo)致固井的水泥環(huán)破裂，套管橫向缺少約束成為自由狀態(tài)?；痱?qū)過程中，由于井口固定，套管熱膨脹受到軸向的壓縮應(yīng)力，因而在橫向發(fā)生屈曲變形。

套損模式四：高溫氧腐蝕，在理想狀態(tài)下，火驅(qū)井點火后火線向遠(yuǎn)端推進，在實際作業(yè)過程中不可避免的會產(chǎn)生近井筒燃燒現(xiàn)象，在實際測溫過程中甚至發(fā)生在注氣井段上部存在800℃以上高溫導(dǎo)致測井儀器燒壞事故，與燃燒產(chǎn)生的CO2、H2S等尾氣的腐蝕相比較，高溫條件下的氧腐蝕會產(chǎn)生表面氧化脫落現(xiàn)象，削減了套管壁厚，即使降溫后也不能恢復(fù)，嚴(yán)重降低了套管的強度性能，是導(dǎo)致發(fā)生套損的重要原因。

3　套管損壞主控因素及預(yù)防對策

從前述研究部分的結(jié)果可知， 產(chǎn)生火驅(qū)套壞的根本原因是溫度變化導(dǎo)致過大的壓縮或拉伸應(yīng)力、隨溫度上升材質(zhì)自身高溫強度下降以及高溫環(huán)境下氧腐蝕等惡劣工況對套管壁厚造成的減薄影響。溫度是貫穿于是引起各種環(huán)境腐蝕因素和材質(zhì)性能變化的最主要控制因素。

相對于蒸汽熱采導(dǎo)致的套損，火驅(qū)套損的區(qū)別在于，火驅(qū)過程中極高的溫度導(dǎo)致材質(zhì)屈服強度顯著下降，在一個周期或較短周期循環(huán)過程中即出現(xiàn)套損[5]。蒸汽熱采由于溫度相對較低，蠕變疲勞等因素是主控因素，失效主要發(fā)生在多周期溫度循環(huán)過程中。而火驅(qū)由于溫度相對較高，套損主要發(fā)生在超高溫階段和高溫向低溫變化的階段，一方面在高溫作用下套管屈服強度顯著降低，水泥環(huán)脫離約束，造成屈曲變形。另一方面，在超高溫向低溫轉(zhuǎn)變過程中壓縮應(yīng)力變?yōu)槔鞈?yīng)力，溫差過大引起的極大的拉伸應(yīng)力將超過瞬時屈服強度，引起管體、接頭失效。此外，高溫氧腐蝕造成的壁厚減薄，而造成的整管強度不足也加速了整個失效過程。最后，在轉(zhuǎn)驅(qū)前部分井次經(jīng)多輪蒸汽吞吐造成的材料自身力學(xué)性能損傷也是重要原因(強度下降、抗蠕變高溫性能降低等)。

溫度是火驅(qū)井有別于其他熱采工況的最主要控制因素，預(yù)防對策要圍繞溫度帶來的附加效應(yīng)出發(fā)。根據(jù)上述研究成果，建議從套管材質(zhì)、點火工藝優(yōu)化、管柱設(shè)計、固井質(zhì)量等以下幾方面針對性的開展火驅(qū)井套損預(yù)防工作。

1)提高套管材耐熱性能，包括材質(zhì)的高溫強度、長時間耐熱性能及抗蠕變性能。

2)改進材質(zhì)抗氧腐蝕性能、生產(chǎn)過程中添加緩蝕劑預(yù)防CO2、H2S等尾氣的腐蝕、采用鎢合金進行套管表面改性等。

3)采用特殊螺紋接頭套管，改進套管接頭高溫強度和密封性能。

4)控制點火距離，降低點火溫度。

5)降低單次點火熱容量，采用多次少量點火工藝。

6)優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)，底部套管采用耐熱鋼材質(zhì)。

7)提高固井質(zhì)量、嚴(yán)格控制套管質(zhì)量、控制地層出砂。

4　結(jié)　論

1)按照不同失效類型，火驅(qū)套壞可分為四種失效模式，產(chǎn)生火驅(qū)套壞的根本原因是溫度變化導(dǎo)致過大的壓縮或拉伸應(yīng)力、隨溫度上升材質(zhì)自身高溫強度下降以及高溫環(huán)境下氧腐蝕等惡劣工況對套管壁厚造成的減薄影響。溫度是貫穿于是引起各種環(huán)境腐蝕因素和材質(zhì)性能變化的最主要控制因素。

2)建議從套管材質(zhì)、點火工藝優(yōu)化、管柱設(shè)計、固井質(zhì)量等以下幾方面針對性的開展火驅(qū)井套損預(yù)防工作。

[1] 鄭水平,程海清.遼河火燒油層技術(shù)達(dá)到國際水平[J].國外測井技術(shù). 2009，38(6)：74.

[2] 汪子昊,李治平,趙志花.火燒油層采油技術(shù)的應(yīng)用前景探討[J].內(nèi)蒙古石油化工，2008，10(7)：11-15.

[3] 陳莉娟.注蒸汽后期稠油油藏火驅(qū)配套工藝礦場試驗與認(rèn)識[J].石油鉆采工藝，2014，36(4)：93-96.

[4] 岳磊,田青超.火驅(qū)采油套管的試制開發(fā)[J].山東冶金，2010，32(3)：52-54.

[5] 李洪乾.熱采井高溫對套管強度的影響[J].鉆采工藝，2011，34(5):90-93.

Failure Analysis on Casing Damage of Combustion Drive Oil Well and Preventive Measures at Liaohe Oilfield

ZHANG Shoujun1, LUO Enyong1, YANG Shangyu2，WU Fei1,DONG Xiaoming3， FENG Chun2

(1.PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin，Liaoning124000,China;2.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructureSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials,Xi′an,Shaanxi710077,China; 3.BaosteelGroupCorporation,Shanghai201900,China)

With view to the casing damage in combustion drive oil well at Liaohe oil filed, the casing mechanical properties under different temperature were studied combining with the features of the operation in combustion drive oil well. The mechanism of casing failure during combustion drive process was discussed, and the preventive measures were given.

heavy oil; thermal well; combustion; casing damage

張守軍，男，1963年生，教授級高級工程師，1986年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田采油工藝技術(shù)研究與管理工作。E-mail:luoenyong@petrochina.com.cn

TE358

A

2096-0077(2016)04-0039-04

2016-02-01 編輯：屈憶欣)