基于非均匀载荷的注采井套管损坏机理及抗挤套管校核方法

注采井网套管损坏是油田井筒完整性管理面临的主要难题之一,注采地层套管载荷影响因素复杂,常规基于均匀载荷的套管校核方法不能有效满足全生命周期井筒完整性要求。采用有限元方法模拟了注采过程地层压力、有效应力及位移场特征及变化规律,揭示了目标区块套管损坏机理;建立了注采井网套管外挤载荷计算模型,提出了基于非均匀载荷影响的套管校核方法。研究表明,注采过程受砂泥岩孔渗差异影响,砂岩与泥岩界面产生有效应力差,泥岩地层吸水水化塑变导致套管载荷非均匀性增大,同时砂泥岩交界面产生较大的位移变形,诱发砂泥岩界面处套管挤压变形或剪切破坏。考虑非均匀载荷因素,当套管载荷非均匀系数小于0.9时,套管等效抗外挤安全系数小于1,套管抗挤强度不能满足实际工况需求。综上研究表明,注采井套管设计时应充分考虑非均匀载荷的影响,基于非均匀载荷的套管设计方法可满足全生命周期套管完整性需求,对其他油田注采井套管设计具有指导借鉴意义。     

复合盐层套管外挤压力动态变化规律研究

盐岩地层套管外挤压力通常按上覆岩层压力进行设计。现场资料表明，以此为依据所设计的套管有时仍然不能满足盐层套管抗外挤强度的要求。利用研究区块复合盐岩地层上、下泥岩的岩石力学参数及地应力值，运用数值模拟方法，反演得到盐层地应力，在试验获得盐岩蠕变特性参数基础上，对套管支护的盐层井壁围岩进行蠕变分析，得到盐岩地层套管外挤压力动态变化规律。在构造应力的作用下，盐层的地应力场是非均匀的，盐岩蠕变导致套管受到的外挤压力是动态变化的。对于复合盐岩地层的套管柱设计，应该充分考虑构造应力场的非均匀性、盐岩的蠕变特性以及套管的设计寿命。     

注水开发引起泥岩层套管损坏机理研究

油田注水开发以后,由于泥岩层吸水软化,改变了作用在套管上的非对称外挤蠕变载荷分布而导致套管出现径向缩径变形的损坏现象。通过建立套管—水泥环—围岩的三维有限元数学模型,定量分析了注水开发引起泥岩蠕变对套管的影响,给出了注水开发引起泥岩层套管受蠕变载荷作用而损坏的机理。研究表明:蠕变载荷从0上升到最大的稳定值时间与泥岩的蠕变特性有关,一般约需400 d;当弹性系数由10 GPa降低到6 GPa时,套管所受径向载荷由61.95 MPa增大到68.36 MPa;泥岩吸水软化后,随着泥岩弹性模量的降低,套管外壁的附加载荷会明显增大,即泥岩在较高的注水压力下吸水软化,加剧蠕变载荷分布的非均匀性并加大蠕变载荷值,超过套管的抗外挤能力使套管柱发生径向缩径变形而损坏。     

盐膏层TP140特厚壁套管抗挤特性研究

针对塔里木地区深层的盐膏层塑性流动性强，一般API套管难以满足要求的难题，以塔里木地区应用的TP140V特厚壁盐膏层套管为分析对象，建立了套管、水泥环、地层力学模型，运用有限元方法分析了特厚壁套管在非均匀载荷作用下的抗挤特性。研究表明，在相同非均匀载荷作用下，Φ273.1 mmTP140特厚壁套管较普通套管最大应力降低了36%，特厚壁套管具有更强的抵抗非均匀载荷的能力。但是随着载荷的非均匀程度升高，仍然可能导致套管损坏。因此，应该在有盐膏层的区域准确预测两向水平载荷的大小，为正确选用厚壁套管提供依据；水泥环厚度对套管抗挤性能的影响不大，故盐膏层井段的环空间隙大小均能满足固井质量要求即可。     

深井盐层套管非均匀载荷计算与套管设计方法研究

深入分析复杂盐层奈件下套管承受的载荷是盐层套管安全设计的关键。结合中原油田第三系盐膏层地质条件，利用FLAC软件建立了高倾斜韵律盐层的套管载荷分析三维模型，改变套管外的水泥封固奈件，探讨了盐层套管承受的非均匀载荷和套管内的应力分布，提出了盐层套管的设计方法。研究表明：环空水泥胶结不良时盐层容易对套管产生非均匀的挤压载荷；在高倾斜韵律盐层中，套管受到的非均匀载荷更高；盐层的非均匀载荷使套管内切向应力和轴向应力的集中比均匀外挤载荷下高得多；非均匀载荷下套管抗挤安全系数可以依据von Mises屈服准则来确定。     

蠕变地层与油井套管相互作用力学模型

在油井生产过程中,地层的蠕变使套管承受的外部挤压载荷逐渐接近于上覆岩层压力。当套管的外部挤压载荷大于套管的抗挤强度时,套管将产生屈服、变形甚至破裂。目前采用的蠕变地层与套管相互作用的力学模型存在理论上的错误,无法正确计算套管的外部挤压载荷。根据实际建井过程和力学原理,建立了正确的蠕变地层与套管相互作用的力学模型。如果地层不具有蠕变性,地应力不会作用在套管上;如果地层具有蠕变性,且持续时间比较长时,套管所受的外挤载荷为地层的上覆岩层压力。现场检测到的套管非轴对称形变主要是由套管壁厚不均匀、材质不均匀、套管受到刮伤及套管一侧黏土膨胀等因素所致,而不是地层的非均匀地应力造成的。     

盐层套管使用寿命分析

盐层具有流变特性，由于盐层的蠕变会使套管产生一个非常大的非均匀外挤力，使得盐层是套管危险最大的地层。通过取自中原油田盐层的蠕变试验，建立了盐层流变方程，同时分析了套管在非均匀地应力作用下的套管外载及套管在非均匀外载作用下套管的抗外挤强度，并对盐层套管使用寿命进行了分析计算；计算精度可达80％。     

膏盐层局部高抗挤固井工具结构及施工工艺

由于膏盐层具有塑性流动和蠕变频繁的特性,加上强注、强采作业,导致地层压力系统紊乱,造成套管损坏日益严重,严重的套损不仅影响原油的正常开采,还造成巨大的效益损失。为了解决膏盐层的套损问题,设计了局部高抗挤双层套管固井工具。通过有限元分析,对该工具的抗挤能力进行模拟计算,对优化后的工具进行性能评价试验; 优化局部双层组合套管的固井工艺,制定新的固井管串设计方案。该工具已经现场应用14口井次,施工过程顺利,应用效果良好,解决了所钻井套管易变形损坏等问题,延长油气井使用寿命,提高油气开发的综合效益。     

塔北深探井厚膏层蠕动地层钻井技术

1985年以来,地矿部华北石油地质局在塔里木盆地北部钻深探井14口,几乎每口井都不同程度地发现膏盐层,其中有3口井(沙10、沙24、沙42井)钻遇大段膏盐层段。本文分析了钻膏盐层的井身结构特点和套管设计依据,提出套管最大临界外挤载荷可按该井段的上覆岩层压力计算,认为下入高强度的无接箍套管是防止膏盐层蠕动挤毁套管的有效方法;两层尾管重迭封固膏盐层,可显著地提高套管的抗外挤能力;使用双心钻头可防止膏盐层卡钻;用水力扩孔器扩眼可使下部井眼有足够的尺寸,以保证超强度套管的下入;选用高密度的饱和盐水钻井液和控制CI~-含量可有效抵抗盐岩层的塑性流动,保证安全钻井;利用测井资料对地层的蠕变速度进行了计算尝试,通过实践总结出一套科学的钻膏盐层防卡操作技术措施。此外,还探讨了石膏岩层尾管固井工艺。     

利用非均匀外载数值模拟法优化盐间油藏套管类型

此文从盐间油藏套管损坏现状出发,分析了套管变形井的力学影响参数。利用现有测井资料、岩石力学参数及水力压裂参数建立与垂向地应力、水平地应力和蠕变外载力相关的非均匀载荷计算模型,然后利用非均匀外载与套管屈服强度、套管等效强度及径厚比的转换关系,计算出套管变形状态下的等效破坏栽荷和应具备的抗挤强度,最后优选出适合盐间油藏不同区块的套管类型。通过非均匀外载数值模拟法研究,定量分析了盐间油藏套管损坏的力学机理,形成了一套适合盐间油藏套管优选的理论计算方法,对国内外相似油田也起到了一定的指导作用。     

局部载荷对页岩气井套管变形的影响

对四川盆地长宁区块页岩气水平井固井质量的分析结果认为:压裂过程的温度应力及由套管内压周期性变化导致的局部载荷是页岩气井套管变形的主要因素。为此建立了套管在局部载荷作用下应力计算模型,借助有限元数值方法分析了该区块目前使用的套管在局部载荷作用下的受力与变形情况,并讨论了在局部载荷线性增加时,局部载荷范围、套管壁厚、套管外径对现场使用的P110套管受力与变形的影响。结果表明:①载荷范围为45°时的套管变形最大,增加套管壁厚及减小套管外径有利于减小套管变形;②局部等效载荷为40 MPa时的套管径向变形量为4.8 mm,且套管壁厚应大于13 mm才能保证套管不发生屈服变形。通过对现场页岩气井数据的分析,考虑局部载荷作用,认为该区块目前使用的套管壁厚不能满足要求,需要增加壁厚。结论认为,为防止局部载荷的产生、减小套管变形,需要优化井眼轨道设计以合理钻遇天然裂缝发育的岩层,提高固井质量。该研究成果对于页岩气水平井套管设计具有参考价值。     

超深井用偏梯形螺纹套管适用性研究

针对我国西部超深井固并使用的偏梯形螺纹套管发生螺纹连接处泄漏、接箍及管体破裂与变形等事故，对西部两口超深井在用和拟用的φ177．8mmx13．72mmV-150和φ177．8mmx12．65mmNK-T140两种规格BTC螺纹套管进行了管柱设计验证试验研究。试验条件模拟井下预期的载荷和压力，试验项目包括上卸扣试验、密封试验（介质为水和气两种）、强度极限试验（拉伸、水压爆破、压缩和挤毁）等。结果发现，这两种套管在密封性和强度等方面均与使用条件存在一定差异，特别是难以满足一些异常复杂超深井的要求。建议在高压超深井中用气密封性较好的特殊螺纹接头套管。对于异常高压超深井，在设计时应进行密封设计，对套管进行必要的密封和强度评价试验。     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术

四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。     

TP130TT高抗挤套管的研制与应用

针对中原油田受盐层“塑性流动”和高地应力诸多因素影响造成套管损坏十分严重的事实，开发研制了TP130TT高抗挤套管。测试表明，该套管抗外挤强度应大于许用抗外挤强度167MPa，现场应用245口井，未发现任何套变等套管质量问题，井况较好。     

套管在单轴压缩载荷下的失效规律

针对均匀载荷下套管挤毁失效规律的研究颇多,并已形成了API 5C3和ISO标准;然而,非均匀载荷对套管的挤毁强度也具有显著影响,目前对其套管挤毁失效规律的探索与试验则较少。为此,利用YAW电液伺服压力试验机,开展了无水泥环和含水泥环的P110SS套管局部受到单轴压缩载荷的非均匀挤毁试验,得到了P110SS套管在单轴压缩载荷下的位移变化规律,套管在挤压过程中始终没有出现任何裂纹,表明该套管在变形过程中不会爆裂而发生井下事故;基于套管外壁粘贴电阻应变片测量套管在测试过程中应变的方法,得到了无水泥环和含水泥环的套管局部屈服载荷、局部失稳载荷以及其在单轴压缩载荷下的变形规律和失效机理,分析了水泥环对单轴压缩载荷下套管局部屈服载荷和局部失稳载荷的影响。结论认为,加载过程中刚开始发生屈服的套管,并不代表其失去承载能力或其承载能力下降,相反其承载能力有较大的提高。     

非均匀载荷对TP130TT套管抗挤强度的影响

认识影响新型套管(TP130TT×152.4mm×16.90mm)的抗挤强度的诸种因素,对正确选用这种套管具有重要的指导意义。采用有限元法,计算和分析了套管缺陷(壁厚不均度、椭圆度)及非均匀载荷等因素对套管抗挤强度的影响规律。计算结果表明,在非均匀外挤载荷作用下,这种套管仍具有较高的抗挤能力;在静水压力的作用下,套管抗挤强度随着其壁厚不均度和椭圆度的增加而降低。     

Ø177.8mm�׹�ֱ�ӿ������꼼��̽��

介绍了在采用１７７．８ｍｍ套管导斜器开窗侧钻６口井的现场经验基础上，研究、总结出直接开窗侧钻新技术。改变传统思维方式，在套管内开窗不用导斜器，仅采用改变铣锥几何尺寸的方法。利用铣锥特定几何尺寸与井下条件谐合产生的斜向力（Ｆｘ）进行１７７．８ｍｍ套管开窗侧钻。最近在中４井１７７．８ｍｍ套管内首次直接开窗侧钻，成功率为１００％。从而使川中石油天然气勘探开发公司在磨溪气田硫化氢腐蚀停产井的修井工作有了新方案     

J55膨胀套管实物试验研究

选取6根Ф139.7 mm(51/2英寸)J55套管,在膨胀锥角5、8和10°及膨胀速度5和10m/min条件下,对其中5根套管内壁做润滑处理后进行实物膨胀试验研究,另外1根套管只做原始抗挤强度试验。结果表明,磷化润滑处理后的套管与心头间的摩擦因数小于牛油石灰润滑处理后套管与心头间的摩擦因数,改善膨胀套管内壁的润滑条件,可以大大减小膨胀液压力;随着摩擦因数的减小,膨胀后套管的轴向缩短率增大,壁厚减薄幅度减小,有利于提高膨胀后套管的抗挤强度;膨胀前套管的抗外挤毁压力为51.3 MPa,膨胀后套管的平均抗外挤毁压力为28.7 MPa,其抗外挤毁压力降低了44.1%。     

温度作用影响套管抗挤强度的定量评价方法——以页岩气水平井大型压裂施工为例

目前通常采用大规模水力压裂的方法对页岩气储层进行改造,由于施工排量大、施工时间长,造成井筒温度下降速度快且幅度大,由温度作用而产生的拉应力会降低套管抗挤强度,不利于安全生产。针对页岩气水平井压裂施工工艺及工况条件,建立了水力压裂时的热传导控制方程,并利用有限差分法对其进行求解,分别探讨了不同井口温度下常规水力压裂和大规模水力压裂时井底温度的变化情况;然后再根据API套管挤毁压力计算公式求得了不同钢级套管在不同温度变化时套管抗挤强度的变化值。结果表明:①较之于常规水力压裂,大型水力压裂时,井底温度变化对套管抗挤强度影响较大且对不同钢级的套管抗挤强度的影响程度也有所不同,其中高钢级套管的抗挤强度受影响较小,而低钢级套管抗挤强度受影响则较大;②当在冬季进行施工及水平井垂深更深时,这种由于温度作用造成套管抗挤强度的降低更为明显。结论认为,在对页岩气水平井大规模水力压裂时,必须考虑因为井底温度变化所造成的套管强度降低的问题,并进行合理的套管设计。