李宗錕

(長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100)

0 引 言

蒸汽驅(qū)作為稠油油藏繼蒸汽吞吐之后進(jìn)一步提高采收率的熱采方法，是將高溫蒸汽作為載熱流體和驅(qū)動(dòng)介質(zhì)從注入井持續(xù)注汽，從生產(chǎn)井產(chǎn)油的開采方式。其本質(zhì)是利用注入的熱量和質(zhì)量提高驅(qū)油效率，其驅(qū)油效率高達(dá)80%～90%，最終采收率一般可達(dá)60%。稠油熱采井固井質(zhì)量是保證蒸汽驅(qū)取得良好開發(fā)效果和有效驅(qū)替的前提，由于油井套管損壞，導(dǎo)致蒸汽驅(qū)有效生產(chǎn)期縮短，注采關(guān)系不匹配。30年來，專家學(xué)者對(duì)套管損壞機(jī)理及治理技術(shù)的研究從未間斷，提出了預(yù)應(yīng)力完井、升級(jí)套管強(qiáng)度、升級(jí)固井水泥和改良隔熱管等[1-4]套管損壞防治技術(shù)，雖有效改善油井條件，但并不能從根本解決套管損壞的問題。因此，提出套管掛片技術(shù)，旨在從根本上治理熱采井套管損壞，進(jìn)而提高稠油開發(fā)效果。

1 蒸汽驅(qū)熱采區(qū)塊套管損壞狀況分析

以遼河油田齊40塊為例，該油田于1987年開始實(shí)施蒸汽吞吐開發(fā)，1997年開展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，2006年實(shí)施工業(yè)化蒸汽驅(qū)。截至2018年年底，齊40塊蒸汽驅(qū)井組達(dá)101組，注汽井為174口。其中，籠統(tǒng)注氣井為62口，套管損壞1口；分層注氣井112口，套管損壞112口，占比100%。采油井733口，套管損壞243口，占比33%。通過統(tǒng)計(jì)分析得到3個(gè)基本共識(shí)：①套管損壞平面上分布范圍廣，套管損壞井分布全塊；②套管損壞現(xiàn)象發(fā)生在稠油開采整個(gè)階段，每口套管損壞井都有一個(gè)發(fā)生、發(fā)展、加劇的過程(套管損壞位置在油層上部泥巖占18%，在油層段占68%，在油層下部泥巖占14%)；③套管損壞位置發(fā)生在各種因素變化大且相互重合的區(qū)域，即生產(chǎn)井段與鄰近井段。

2 套管損壞機(jī)理

傳統(tǒng)的套管損壞機(jī)理[5-8]認(rèn)為，油井在蒸汽吞吐過程中套管拉伸與收縮，產(chǎn)生拉力與擠壓力，致使套管拉斷或擠壓變形。其受力分析局限于套管自身的熱膨脹力和冷收縮力，此外，也需要考慮地層溫度、壓力、結(jié)構(gòu)以及套管自身疲勞、腐蝕等因素。蒸汽吞吐后期，特別是蒸汽驅(qū)開采的實(shí)施，套管損壞現(xiàn)象更加嚴(yán)重，傳統(tǒng)的套管損壞機(jī)理及其防治技術(shù)受到越來越多的質(zhì)疑。首先套管自身具有極強(qiáng)的抗拉伸強(qiáng)度，如Ф177.8 P110套管屈服強(qiáng)度為3 963 MPa，不容易拉伸或縱向擠壓變形；其次，套管自身致命弱點(diǎn)在橫向外表面上，其擠毀壓力較低，以Ф177.8 P110套管為例，其橫向擠毀壓力為43 MPa，即橫向擠壓力的存在是導(dǎo)致套管損壞的主要因素之一。傳統(tǒng)理論認(rèn)為套管所受橫向擠壓力是由于地層出砂、泥沙膨脹導(dǎo)致的，但這種情況在稀油井中也很常見，顯然這一理論解釋比較牽強(qiáng)，至少橫向擠壓力的產(chǎn)生不完全是上述原因；而套管疲勞、腐蝕更不是其損壞的主要原因，因?yàn)槌碛烷_發(fā)早期就有套管損壞現(xiàn)象發(fā)生。

對(duì)遼河油田齊40塊套損機(jī)理進(jìn)行研究主要有以下幾方面：①?gòu)暮暧^上對(duì)套管損壞現(xiàn)象進(jìn)行梳理，如平面分布、縱向分布、發(fā)生時(shí)間等；②對(duì)大量的套管損壞井進(jìn)行研究，如損壞情形(輕微、縮徑遇阻、錯(cuò)裂、損壞)進(jìn)行力學(xué)分析；③應(yīng)用熱力學(xué)、材料力學(xué)原理解釋各種套管損壞現(xiàn)象；④推演油井從注氣開始到套管損壞全部過程，揭示其各種因素變化及其內(nèi)在聯(lián)系；⑤提出套管損壞防治技術(shù)思路。

(1) 注汽井100 ℃套管損壞機(jī)理。蒸汽吞吐1～2周期套管注汽時(shí)，套管受熱產(chǎn)生熱膨脹力F[9](計(jì)算方法見式(1))，其方向與套管和水泥環(huán)之間膠結(jié)阻力f方向相反(其最大值取決于固井方式與質(zhì)量)(圖1)。由圖1受力分析可知，蒸汽吞吐早期，熱膨脹力小于膠結(jié)阻力，因而套管與水泥環(huán)之間沒有相對(duì)運(yùn)動(dòng)，套管保持穩(wěn)定狀態(tài)。

F=247.8ΔtS

(1)

式中：F為熱膨脹力，kN；Δt為溫度變化值，℃；S為套管橫截面積，cm2。

(2) 注汽井260～270 ℃套管損壞機(jī)理。油井開采過程中，一方面油、泥、水浸入套管外膠結(jié)面，使膠結(jié)阻力變??；另一方面井下溫度升高，熱膨脹力增大。由于套管的熱膨脹系數(shù)遠(yuǎn)大于地層的膨脹系數(shù)，故套管掙脫水泥環(huán)上下移動(dòng)，即稠油開發(fā)中后期，注汽段套管在井下會(huì)產(chǎn)生伸縮，伸縮長(zhǎng)度ΔL為：

ΔL=1.18×10-5ΔtL

(2)

式中：ΔL為伸縮長(zhǎng)度，mm；L為受熱長(zhǎng)度，mm。

(3) 熱膨脹力的破壞作用。稠油開發(fā)中后期熱膨脹力大于固井膠結(jié)阻力，注汽套管產(chǎn)生一個(gè)合力p(破壞力)，合力大小為熱膨脹力與固井膠結(jié)阻力的差值。由于套管注汽井段上下相對(duì)固定，加上套管外表面與水泥環(huán)內(nèi)表面不是絕對(duì)平行(假設(shè)二者之間夾角為α)，套管上的破壞力大部分作用在水泥環(huán)的內(nèi)表面上。其分解示意圖如圖2,破壞力通過分解，其大小與方向發(fā)生了根本改變，這就是典型的斜面效應(yīng)。

p′=p/2sinα

(3)

式中：p為熱膨脹力與固井膠結(jié)阻力的差值；p′為套管表面對(duì)水泥環(huán)(或地層)施加的張力；α為p與p′夾角,°。

由式(3)可知，當(dāng)α足夠小時(shí)，p′變得無限大，同理，水泥環(huán)對(duì)套管的擠壓力非常巨大，隨著時(shí)間的累加，套管頻繁處于高溫與地層溫度切換狀態(tài)，反復(fù)伸縮，逐漸被擠壓成輕微變形(不易被發(fā)現(xiàn))、縮徑、斷裂甚至報(bào)廢。

3 套管掛片技術(shù)及實(shí)驗(yàn)研究

以上分析表明，套管損壞的核心因素是油井注汽過程中，套管與水泥環(huán)之間相對(duì)運(yùn)動(dòng)，使套管外壁與水泥環(huán)之間形成斜面效應(yīng)(楔子效應(yīng))，并使熱膨脹力(縱向力)轉(zhuǎn)化成橫向擠壓力且劇烈放大，長(zhǎng)期擠壓套管。要從根本上防治套管損壞，一是要消除或減小破壞力，消除斜面效應(yīng)產(chǎn)生的根源；二是要減小套管的伸縮長(zhǎng)度，減緩斜面效應(yīng)。套管損壞防治技術(shù)可以通過提高固井溫度，減小溫度變化值Δt，目前美國(guó)采用高溫固井溫度可達(dá)200 ℃；也可通過優(yōu)化射孔注汽方案，盡可能減小套管注汽長(zhǎng)度；三是大幅提高固井質(zhì)量，增大膠結(jié)阻力。

3.1 套管掛片技術(shù)

套管掛片就是在普通套管上按一定間距焊嵌若干組(每組3片)金屬片。其原理是根據(jù)套管黏砂技術(shù)并受建筑螺紋鋼筋啟示[10]，將套管由原來貼在井壁上改為釘在井壁上，其目的就是讓套管“生根長(zhǎng)刺”，增強(qiáng)其與水泥環(huán)之間的膠結(jié)強(qiáng)度，大幅提高套管膠結(jié)阻力(圖3)。掛片高為70 mm，寬分為70、35 mm2種，厚度為4.5 mm，焊接2孔直徑為6 mm。套管每個(gè)部位掛片3塊，按360 °均勻分布，每段間隔200～1 500 mm(每段錯(cuò)位分布)。掛片弧度緊貼套管外壁，材質(zhì)與母體相同。采用氬弧焊工藝，焊嵌后，單片掛片破壞強(qiáng)度為10～12 t，完全滿足套管質(zhì)量要求。

圖3 掛片套管示意圖Fig.3 The schematic diagram of coupon casing

3.2 套管掛片技術(shù)實(shí)驗(yàn)

根據(jù)以上構(gòu)想制作了各種類型(不同長(zhǎng)度和掛片密度)的掛片套管，并進(jìn)行了大量實(shí)驗(yàn)。一方面是掛片套管自身性能實(shí)驗(yàn)，如掛片過程對(duì)套管形態(tài)影響；另一方面是掛片套管固井膠結(jié)強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)，通過抗拉強(qiáng)度對(duì)比驗(yàn)證其膠結(jié)強(qiáng)度。但受實(shí)驗(yàn)技術(shù)條件限制，部分實(shí)驗(yàn)未完成或完成不徹底，如掛片對(duì)套管本體傷害狀況未測(cè)試，抗拉強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)拉力值控制在50 kN以內(nèi)。

3.2.1 套管掛片后變形情況

表1是3組長(zhǎng)度為1 500 mm套管的撓度測(cè)量數(shù)據(jù)，表1表明套管掛片后撓度公差基本保持不變，掛片后套管未變形。

表1 撓度測(cè)量數(shù)據(jù)Table 1 The deflection measurement data

3.2.2 膠結(jié)強(qiáng)度測(cè)試

實(shí)驗(yàn)用掛片套管采用Ф127 mmN80套管，井筒用Ф177 mmN80套管模擬。套管膠結(jié)強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)實(shí)際上是抗拉強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過程是將實(shí)驗(yàn)樣品固定在拉力臺(tái)上，將固井套管拉出，得到其最大拉力值，即為套管的膠結(jié)力(表2)。

表2 掛片間距縮短抗拉強(qiáng)度對(duì)比實(shí)驗(yàn)Table 2 The tensile strength comparison experimentwith reduction in coupon spacing

外套管有效長(zhǎng)度為0.3 m，內(nèi)徑為178 mm；內(nèi)套管有效長(zhǎng)度為0.3 m，外徑為127 mm，經(jīng)過36 h候凝后，由表2可知，掛片套管(1組掛片與2組掛片)其膠結(jié)阻力均大于5.0 kN，單根套管膠結(jié)力為177.00 kN。運(yùn)用式(1)(Ф127 mm套管本體橫截面積為24.5 cm2)，可以計(jì)算出Δt為290 ℃，考慮原始固井溫度為35 ℃，掛片套管可以承受井下溫度不低于325 ℃，即掛片套管完全可以抵御井下325 ℃的高溫。而普通套管實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為2.35 kN，單根膠結(jié)力為78.00 kN，Δt值為128 ℃，井下最高耐溫值只有163 ℃。將膠結(jié)后的掛片套管加熱至200、250 ℃，重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)，其膠結(jié)強(qiáng)度基本無變化。

4 結(jié) 論

(1) 套管與水泥環(huán)之間相對(duì)運(yùn)動(dòng)，使套管外壁與水泥環(huán)之間形成斜面效應(yīng)(楔子效應(yīng))，并使熱膨脹力(縱向力)轉(zhuǎn)化成橫向擠壓力且劇烈放大，長(zhǎng)期擠壓套管。套管損壞機(jī)理揭示了稠油井套管損壞的真實(shí)過程，并完整解釋了齊40塊蒸汽吞吐井、汽驅(qū)井等套管損壞的各種現(xiàn)象。

(2) 套管掛片技術(shù)改變了傳統(tǒng)的固井膠結(jié)方式，大幅提高套管膠結(jié)力，可以實(shí)現(xiàn)從根本上防治套管損壞，為稠油熱采油藏實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)提供堅(jiān)實(shí)保障。