趙濱海

(中油遼河油田公司金馬油田公司，遼寧盤錦 124010)

新海27塊水平井套損防控研究

趙濱海

(中油遼河油田公司金馬油田公司，遼寧盤錦 124010)

基于新海27塊注蒸汽開采水平井受力狀況，根據(jù)熱力學(xué)、滲流力學(xué)、固體力學(xué)相關(guān)理論建立熱—流—固耦合方程，計(jì)算、分析、研究水平井蒸汽吞吐過程中井眼附近滲流場、應(yīng)力場和溫度場動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，分析套管溫度、地質(zhì)構(gòu)造等因素對套管應(yīng)力的影響，得出熱采水平井的套損防控建議。

套損機(jī)理;新海27塊;水平井;熱采

前言

新海27塊油藏2004年以來利用水平井技術(shù)開展老油田二次開發(fā)工作，取得了顯著的開發(fā)效果，打開了老油田二次開發(fā)的新局面。該塊二次開發(fā)過程中水平井采取蒸汽吞吐的方式開采，隨著吞吐周期的增加，多次的高溫、高壓循環(huán)作用逐漸增加套管的應(yīng)力疲勞程度，應(yīng)力疲勞是套損的重要誘因之一。為了保證水平井正常生產(chǎn)，確保新海27塊二次開發(fā)效果的延續(xù)，需要開展注蒸汽后套管應(yīng)力損害分析，指導(dǎo)熱采水平井套損防控工作。

1.熱應(yīng)力對套損影響

套損是油田開發(fā)過程中普遍遇到的一大技術(shù)難題，對于熱力采油的油田而言，由于還要考慮高溫蒸汽對套管和地層的影響，所以研究起來更為復(fù)雜。由于蒸汽或熱水等攜帶熱能流體的注入，勢必引起儲(chǔ)層溫度場的變化，改變了油藏流體的粘度、密度等參數(shù)，進(jìn)而引起流體流動(dòng)狀態(tài)的改變;同時(shí)，溫度的改變在巖體及套管內(nèi)產(chǎn)生的熱應(yīng)力也使套管的受力狀態(tài)朝更不利的方向發(fā)展。因此，油藏的熱采開發(fā)過程是一個(gè)典型的熱—流—固耦合過程，根據(jù)熱—固耦合理論、滲流—應(yīng)力耦合理論建立熱—流—固耦合方程，采用Comsol Multiphysics有限元計(jì)算軟件對井筒熱力問題、水平井段儲(chǔ)層粘度及溫度變化情況、套管受到的熱應(yīng)力情況等進(jìn)行數(shù)值模擬和結(jié)果分析。

1.1 熱—流—固耦合方程

該方程有位移邊界、應(yīng)力邊界、滲流場的孔隙壓力邊界和流速邊界、溫度場的各邊界等條件的約束。

1.2 注汽過程中套管應(yīng)力分析

根據(jù)新海27塊二次開發(fā)先期試驗(yàn)井海平1井井身結(jié)構(gòu)和地層資料，建立彎曲段計(jì)算模型，利用熱—流—固耦合方程開展注汽井套管應(yīng)力計(jì)算分析。

1.2.1 套管在實(shí)際條件下的應(yīng)力分析

采用海平1井的實(shí)際地層狀況和注采參數(shù)，計(jì)算出地層最大 Mises應(yīng)力出現(xiàn)在最底部，數(shù)值為46MPa左右，遠(yuǎn)小于套管屈服強(qiáng)度550MPa，因此套管處于安全狀態(tài);而套管產(chǎn)生的應(yīng)力為218MPa～495MPa，其中，進(jìn)入彎管段拐點(diǎn)附近應(yīng)力值最大，達(dá)到495MPa左右，但仍小于套管屈服強(qiáng)度，因此套管處于安全狀態(tài)。

1.2.2 套管溫度變化對應(yīng)力場影響

為研究套管溫度對應(yīng)力場的影響，在實(shí)際井底溫度的基礎(chǔ)上，分別計(jì)算溫度高于及低于實(shí)際井底溫度50℃情況下的應(yīng)力分布(見表1)。結(jié)果表明注入蒸汽后，套管溫度迅速升高，在套管壁上產(chǎn)生了較大的熱應(yīng)力，溫度越高，套管的應(yīng)力越大。

表1 改變溫度套管應(yīng)力計(jì)算結(jié)果匯總表

1.2.3 地質(zhì)構(gòu)造對套管應(yīng)力影響

考慮到地質(zhì)構(gòu)造對套管損壞非常重要，研究地層有傾角、斷層兩種情況下套管應(yīng)力的變化情況。

(1)當(dāng)?shù)貙又泻袛鄬訒r(shí)，注入蒸汽后，在斷層底部地層產(chǎn)生應(yīng)力集中，最大Mises應(yīng)力約60MPa，接近地層破裂極限;同時(shí)在相應(yīng)部位套管產(chǎn)生應(yīng)力集中，最大值達(dá)到750MPa，可能導(dǎo)致套損發(fā)生。

(2)當(dāng)?shù)貙佑袃A角時(shí)，注入蒸汽后，地層z向位移分布不均勻，在傾角的底部，位移較大，達(dá)到1.4cm，同時(shí)此處產(chǎn)生應(yīng)力集中，最大地應(yīng)力為57MPa，套管最大應(yīng)力達(dá)547MPa，可能導(dǎo)致套損發(fā)生。

由此可見，當(dāng)?shù)貙雍袃A角和斷層時(shí)，在傾角底部、斷層的底部等薄弱地方，地層都會(huì)出現(xiàn)不均勻的變形，并且使得套管在相應(yīng)部位產(chǎn)生很強(qiáng)的應(yīng)力集中，一旦注入蒸汽后，在高溫與不均勻地應(yīng)力耦合作用下，套管將產(chǎn)生更大的應(yīng)力，增加了套管損壞的風(fēng)險(xiǎn)。

2.殘余拉伸應(yīng)力對套損的影響

蒸汽吞吐井隨著吞吐輪次的增加，套管溫度多次升降，反復(fù)承受壓縮應(yīng)力和拉伸應(yīng)力的作用，殘余拉伸應(yīng)力逐漸累積，套管發(fā)生損壞的危險(xiǎn)逐漸增大。

殘余拉伸應(yīng)力損壞套管機(jī)理可用圖1表示。圖中A點(diǎn)表示注蒸汽前套管既無壓縮應(yīng)力又無拉伸應(yīng)力的狀態(tài);B點(diǎn)表示套管的屈服點(diǎn)，此時(shí)對應(yīng)的溫度升高值為△Ty，如果溫度升高值小于△Ty，則當(dāng)套管冷卻時(shí)，套管應(yīng)力將恢復(fù)到A點(diǎn)，一旦溫度升高值超過△Ty，即應(yīng)力超過屈服強(qiáng)度，則套管應(yīng)力與溫度升高的關(guān)系曲線呈現(xiàn)BC線，此時(shí)超過屈服點(diǎn)的熱膨脹應(yīng)力通過套管的永久變形而消失掉了。在冷卻過程中，套管表現(xiàn)為彈性特征，在應(yīng)力—溫升曲線上表現(xiàn)為CD線，且CD線平行于AB線。當(dāng)套管溫度下降到△Tt=△Tmax－△Ty時(shí)，應(yīng)力值降低到A點(diǎn)此時(shí)應(yīng)力中和點(diǎn)對應(yīng)的套管溫度將比原始溫度高△Tt，這是套管損壞的根源。一旦這種拉伸應(yīng)力超過了套管的強(qiáng)度，套管就會(huì)發(fā)生損壞。

圖1 蒸汽吞吐井殘余應(yīng)力損壞套管機(jī)理示意圖

在海平1井基本數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，運(yùn)用井筒—地層溫度場理論首先計(jì)算出井筒—地層溫度場，得到井下套管溫度隨時(shí)間變化的關(guān)系，根據(jù)該關(guān)系采用拉伸應(yīng)力、壓縮應(yīng)力計(jì)算方法可以計(jì)算第一吞吐周期殘余應(yīng)力，再利用拉伸—壓縮單向累計(jì)效應(yīng)理論計(jì)算出每個(gè)周期的殘余拉伸應(yīng)力。計(jì)算結(jié)果如圖2所示。

圖2 套管軸向應(yīng)力隨時(shí)間變化圖

可以看出，在同一輪注汽過程中，隨著蒸汽的注入，套管承受的壓縮應(yīng)力迅速增加，第一輪注汽末期壓縮應(yīng)力達(dá)到－502.8MPa，第一周期生產(chǎn)結(jié)束后殘余拉伸應(yīng)力為19.3MPa;隨著注汽周期的增加，套管殘余拉伸應(yīng)力依次增加，第三輪注汽前套管中的殘余拉伸應(yīng)力為80.7MPa;第四輪注汽前套管中的殘余拉伸應(yīng)130.2MPa，第四輪采油階段結(jié)束后，套管中的殘余拉伸應(yīng)力為183.1MPa。注汽輪次越多，套管的殘余拉伸應(yīng)力累積越大，套管危險(xiǎn)程度越大。在按照目前條件計(jì)算，8個(gè)輪次后，套管可能發(fā)生損壞。

3.主要結(jié)論及防控建議

(1)水平井注入蒸汽后，彎曲井段套管熱受力最為明顯，套管最大應(yīng)力出現(xiàn)在彎曲段的上端。建議在水平井套管柱彎曲段的上端選用高強(qiáng)度套管或者厚壁套管，在井深結(jié)構(gòu)允許條件下，將懸掛器位置調(diào)整到直井段內(nèi)，以減小套管柱彎曲段的上端的局部應(yīng)力，延長套管柱使用壽命。

(2)當(dāng)?shù)貙雍袃A角、斷層的時(shí)候，在傾角底部、斷層底部等薄弱地方，一旦注入蒸汽后，套管將產(chǎn)生更大的應(yīng)力，大大增加了套管損壞的風(fēng)險(xiǎn)。建議遇到特殊地質(zhì)構(gòu)造時(shí)，要提高相應(yīng)層段的固井質(zhì)量，以防止地應(yīng)力、套管熱應(yīng)力作用耦合造成套損。

(3)注汽輪次越多，套管的殘余應(yīng)力累積越大，套管危險(xiǎn)程度越大。建議采用材料抗拉壓循環(huán)性能較好的套管(TP90H)，減少周期注汽產(chǎn)生的殘余拉伸應(yīng)力損傷套管。

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Xinhai 27 Block Horizontal Well Casing Damage Prevention and Control Research

ZHAO Bin－h(huán)ai
(Development Company of Jinma Oilfield，Liaohe Oilfield，Petrochina，Panjin 124010，Liaoning)

Based on the Xinhai27 Block of horizontal well steam injection mining stress condition，according to the thermodynamic，fluid mechanics，solid mechanics theories to build hot fluid－solid coupling equation to calculate，analyze and research the dynamic variation of the seepage field，stress field and temperature field near the well bore in the horizontal well steam soak process，analyze the effects of casing，temperature，geology structure and other factors on casing stress，and then the thermal recovery horizontal well casing damage prevention suggestions are concluded.

casing damage mechanism;Xinhai27 Block;horizontal well;thermal recovery

TE345 < class="emphasis_bold">文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

A

1671－3974(2012)03－0058－03

2012－04－01

趙濱海(1975－)，男，大學(xué)，遼河油田金馬公司生產(chǎn)技術(shù)科副科長，工程師，從事采油生產(chǎn)技術(shù)管理工作。