田瑜
摘 要 據錦州採油廠2002年對1976口油井進行的調查統計，套管損壞井524口，占總井數的26.5%。近年投產的錦607區塊套損尤其嚴重，許多生產井在注汽開採僅僅1年的時間就發生套損破壞，嚴重影響油氣生產。因此，針對性的研究套管破壞機理並提出相應措施是迫切需要研究解決的重要問題。綜合考慮這些因素對套管破壞的影響來分析套管破壞過程、研究套管破壞機理，進而提出相應生產保護措施與方案等是減少套管破壞損失與保障油氣生產的關鍵。
關鍵詞 套損 套管破壞機理 工程安全
中圖分類號：TE38 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0745（2020）03-0029-02
1 概述
套損不僅威脅工程安全，而且造成巨大的經濟損失，其中石油天然氣開採中的井下套管破壞損失尤為嚴重，套損已經成為油氣生產的首要災害。初步統計，我國目前有套管損壞井超過15000口，按每口井平均綜合投資200萬元計算，則套損井涉及資產高達300 億元，按照35 %的井屬於錯斷破壞，需要報廢或不得不進行大修的井資產超過100億元，這還不計油井大修停產、報廢后導致的油氣產量下降、影響增產措施實施以及油井污染所造成的經濟損失。[1]錦州採油廠現有套管損壞井524口，占總井數的26.5%，僅在錦45區塊就有278口井發生套管破壞，而且新投產的錦607區塊套損嚴重，對生產構成很大威脅。因此，選取錦州採油廠相鄰的錦25、錦607區塊作為研究對象，從錦25區塊的歷史破壞中總結經驗，深入研究，可以為急需的錦607區塊提供方案，通過套管破裂機理分析，提出相應的防護措施。
2 主要研究內容
在統計的1468口稠油井中，套損井有453口，占統計井數的30.8%，遠高於稀油井的比例，深井注蒸汽壓力與溫度較高是套損的主要原因。油井注蒸汽溫度高達330～345℃。而N-80、7″套管受均勻載荷作用，在無預應力情況下，僅能承受250℃，即使拉預應力完井，也只能承受280℃-300℃。因此，溫度過高導致套管超過安全極限而損壞是主要原因之一。在統計的453口稠油套壞井中，有289口發生在油層部位，占比例63.8%，其原因是油層至封隔器井段，套管直接裸露在高溫蒸汽中，溫度一般都在300℃左右，個別井甚至達到340℃，N-80套管處在屈服狀態，封隔器以下井段為極危險區，套管更易損壞。
套管外水泥環的變質損壞可引起局部井段套管溫度超過安全極限，也會損壞套管，固井質量是防止套損的基礎。在統計的固井質量不合格的26口井中，尤其是在油層部位固井差的井，平均壽命只有3年，最短的僅僅生產5個月就發生了嚴重的套變，致使油井報廢。應探討使用預應力完井來提高油井套管的使用壽命，減少套管損壞的可能性。據不完全統計，採用預應力完井的油井套損比例要低許多。因此，工程質量主要是固井質量與固井技術的選擇，是防止套損的重要工程保障。
油井出砂造成了水平負荷的不均勻，這種不均勻水平負荷是在岩層出砂、或是支撐套管的蓋層坍塌而形成高軸向的壓縮力而產生的，這種情況極易造成套變與錯斷，因此，地層出砂與地層蠕變是套損的最基本原因。另外，工作部位套管的射孔及地層出砂對炮眼附近套管的沖蝕作用，造成內應力集中，也加劇了地層因素的影響。[2]
綜合考慮這些因素對套管破壞的影響來分析套管破壞過程，研究不同生產階段主要影響因素，提出相應生產保護措施是減少破壞損失與保障油氣生產的關鍵。若想實現對以上因素的綜合考慮，藉助大型工程軟體通過有限元模型來模擬分析是現階段唯一可行的研究方法，而進行有限元分析首先需要解決以下幾個技術關鍵：
（1）有限元分析中，地層-水泥環-套管等有限元整體幾何模型建模方法;（2）熱采注汽產生的熱場與地層應力場之間的熱力耦合作用;（3）套管變形破壞與裂紋擴展過程的有限元破壞過程分析;（4）地層蠕變分析，針對地層因素造成破壞的保護措施;（5）考慮地層和水泥環影響的室內實體模擬典型試驗設計;（6）針對熱采注汽破壞與固井的保護措施的建議方案等。
第一階段：2018年7月-2018年12月。井與區域資料統計分析，統計分析套損井注汽時間與周期、油層出砂、套損情況，確定有限元模型的參數選擇;地層-水泥環-套管的整體三維有限元幾何建模方法，模型參數選擇與加載方式，進行模型試算。採用parasolid建模方式建立合適範圍的地層體模型，應用布爾操作產生井筒位置，定義井筒套管pipe體和環狀水泥固井體;使用ADINA的body切分方法，從地層體中生成實際的地層和斷層模型，實現地層-水泥環-套管的整體三維有限元幾何建模。
第二階段：2019年1月-2019年6月。地層與套管相互作用的情況下的管道變形動力計算，套管變形特點分析，各種影響因素（地層、斷層、外力、套管特性等各種參數）對套管變形的影響分析;多期熱場計算和注汽速率及吞吐量參數，考慮熱力耦合作用的套損井注汽熱采有限元應力分布計算，注汽熱采對套損影響以及防護措施建議等。
第三階段：2019年7 月-2019年10月。地層作用下套管變形特點的破壞試驗，對應有限元模型，建立地層-水泥環-管道試驗模型，設計管道和土體的幾何尺寸、容器、材料特性、動荷載加載方式、應變測量方法;在擬動力試驗機上，通過箱體運動模擬地層錯動，對比試驗和數值計算結果。
3 主要治理措施
對於注水引起的套損，主要由於泥岩吸水膨脹引起，泥岩是一種沉積岩，富含粘土，因此當泥岩和水離子相接觸時，易於發生水化、膨脹、收縮及強度下降等現象。大慶油田和吉林油田的套管損壞主要分布在泥岩層，在泥岩層岩套損比例約占70%，油層占30%左右。主要集中在嫩二段底部標準層，該層泥岩層理性強，容易浸水，並且浸水後強度大大降低。吉林油田泥岩段也是套管發生變形的主要區域。套管變形井段大多集中於泥岩段，該段是泥岩和砂岩的交介面，泥岩質較純、性脆、易碎，泥質含量較高，膠結較疏鬆。套損的根本原因是高壓注水壓力和泥岩浸水，泥岩浸水導致岩石抗剪切強度和內摩擦係數大幅度降低，泥岩蠕變膨脹力擠壓套管。泥質岩石的性質可由吸水而改變，據大慶油田的試驗研究結論，在相對濕度小於50%時，隨著濕度的增加，泥頁岩中的含水量緩慢地增加;此後，泥岩中的含水量隨著環境濕度的增加迅速的增加。泥頁岩的含水量與岩樣中的粘土礦物的含量有關，粘土含量越高泥頁岩含水量越高。泥岩的吸水能力越強，泥岩膨脹越迅速。
套管損壞部位主要發生在油層及上界部位，稠油井中占損壞井數的79.1%，說明錦州採油廠的套管損壞主要與熱采注蒸汽有關，即損壞部位主要位於熱采封隔器附近。稠油井油層部位損壞井比例79.1%明顯高於稀油井的63.3%，也驗證說明了這一點，且套損速度有增加的趨勢。套損區域間較大的地層壓力差異是導致套損的主要原因之一。區域間壓力分布不均衡，較大幅度的突升或突降容易引起區域性套管損壞。而區域間壓力分布不均衡，則主要來源於構造運動及其產生的斷層分布控制的流體活動，因此，構造與斷層是影響套管損壞的基本因素。錦25和錦607區塊套損的主要部位均位於油層。這與大慶油田和吉林油田的套損特點有所不同，其原因在於，大慶油田和吉林油田的套損由注水引起，而錦州採油廠的套損原因則以熱采注蒸汽為主。也正因為如此，在大慶油田和吉林油田，套管損壞與注水量和注水壓力有關，而錦州採油廠的套損卻與累計采液量有關。
套管損壞與生產因素密不可分。注氣次數與套損井分布有一定關聯，但套損井的分布並不受注氣次數控制，也就是說，套損更多受到采液量和注氣量的影響，而非注氣次數的影響。套損井的注氣壓力比較高，但並非平均注氣壓力高套管就破壞的更厲害。也就是說，注氣溫度會影響到套管損壞，但卻不是與溫度的絕對高低有關。注氣平均壓力具有同樣的特點。因此，從此分析大致可以看出，注氣溫度和注氣壓力會影響到套管的損壞，但可能並沒有我們想像的那麼嚴重。在錦25區塊，出砂井和套損井基本可以對應，而在錦607區塊，出砂井的分布遠多於套損井的分布。這可能與錦607區塊開發比較晚有關，因此，錦607區塊套損的前景不容樂觀。套管外水泥環的變質損壞可引起局部井段套管溫度超過安全極限，也會損壞套管，固井質量是防止套損的基礎。在錦州採油廠2002年統計的固井質量不合格的26口井中，尤其在油層部位固井差的井，平均壽命只有3年，最短僅僅生產5個月就發生了嚴重的套變，致使油井報廢。在存在外力荷載時，溫度荷載對套管破壞的影響很大，套管破壞是外力荷載和溫度荷載的綜合效應造成的。針對錦25和錦607區塊而言，外力荷載主要是地層出砂進而引發的地層蠕變荷載。但對於軸向應變而言，這種影響在一定時間內可以很小，也就是說，除了軸向應變外，在外荷載作用下，溫度荷載對套管損壞的影響很大，其作用是不可忽視的。
參考文獻：
[1] 凌建軍，畢國強，俞江山等，吐哈油田套管損壞機理分析及套管保護技術[J].石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2005，27 （05）： 666-669.
[2] 馮恩山，朱蘇清，黃曉榮，岩石特性與套管損壞關係研究[J].鑽采工藝，2005，28（03）：4-6.
中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦
摘 要 據錦州採油廠2002年對1976口油井進行的調查統計，套管損壞井524口，占總井數的26.5%。近年投產的錦607區塊套損尤其嚴重，許多生產井在注汽開採僅僅1年的時間就發生套損破壞，嚴重影響油氣生產。因此，針對性的研究套管破壞機理並提出相應措施是迫切需要研究解決的重要問題。綜合考慮這些因素對套管破壞的影響來分析套管破壞過程、研究套管破壞機理，進而提出相應生產保護措施與方案等是減少套管破壞損失與保障油氣生產的關鍵。
關鍵詞 套損 套管破壞機理 工程安全
中圖分類號：TE38 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0745（2020）03-0029-02
1 概述
套損不僅威脅工程安全，而且造成巨大的經濟損失，其中石油天然氣開採中的井下套管破壞損失尤為嚴重，套損已經成為油氣生產的首要災害。初步統計，我國目前有套管損壞井超過15000口，按每口井平均綜合投資200萬元計算，則套損井涉及資產高達300 億元，按照35 %的井屬於錯斷破壞，需要報廢或不得不進行大修的井資產超過100億元，這還不計油井大修停產、報廢后導致的油氣產量下降、影響增產措施實施以及油井污染所造成的經濟損失。[1]錦州採油廠現有套管損壞井524口，占總井數的26.5%，僅在錦45區塊就有278口井發生套管破壞，而且新投產的錦607區塊套損嚴重，對生產構成很大威脅。因此，選取錦州採油廠相鄰的錦25、錦607區塊作為研究對象，從錦25區塊的歷史破壞中總結經驗，深入研究，可以為急需的錦607區塊提供方案，通過套管破裂機理分析，提出相應的防護措施。
2 主要研究內容
在統計的1468口稠油井中，套損井有453口，占統計井數的30.8%，遠高於稀油井的比例，深井注蒸汽壓力與溫度較高是套損的主要原因。油井注蒸汽溫度高達330～345℃。而N-80、7″套管受均勻載荷作用，在無預應力情況下，僅能承受250℃，即使拉預應力完井，也只能承受280℃-300℃。因此，溫度過高導致套管超過安全極限而損壞是主要原因之一。在統計的453口稠油套壞井中，有289口發生在油層部位，占比例63.8%，其原因是油層至封隔器井段，套管直接裸露在高溫蒸汽中，溫度一般都在300℃左右，個別井甚至達到340℃，N-80套管處在屈服狀態，封隔器以下井段為極危險區，套管更易損壞。
套管外水泥環的變質損壞可引起局部井段套管溫度超過安全極限，也會損壞套管，固井質量是防止套損的基礎。在統計的固井質量不合格的26口井中，尤其是在油層部位固井差的井，平均壽命只有3年，最短的僅僅生產5個月就發生了嚴重的套變，致使油井報廢。應探討使用預應力完井來提高油井套管的使用壽命，減少套管損壞的可能性。據不完全統計，採用預應力完井的油井套損比例要低許多。因此，工程質量主要是固井質量與固井技術的選擇，是防止套損的重要工程保障。
油井出砂造成了水平負荷的不均勻，這種不均勻水平負荷是在岩層出砂、或是支撐套管的蓋層坍塌而形成高軸向的壓縮力而產生的，這種情況極易造成套變與錯斷，因此，地層出砂與地層蠕變是套損的最基本原因。另外，工作部位套管的射孔及地層出砂對炮眼附近套管的沖蝕作用，造成內應力集中，也加劇了地層因素的影響。[2]
綜合考慮這些因素對套管破壞的影響來分析套管破壞過程，研究不同生產階段主要影響因素，提出相應生產保護措施是減少破壞損失與保障油氣生產的關鍵。若想實現對以上因素的綜合考慮，藉助大型工程軟體通過有限元模型來模擬分析是現階段唯一可行的研究方法，而進行有限元分析首先需要解決以下幾個技術關鍵：
（1）有限元分析中，地層-水泥環-套管等有限元整體幾何模型建模方法;（2）熱采注汽產生的熱場與地層應力場之間的熱力耦合作用;（3）套管變形破壞與裂紋擴展過程的有限元破壞過程分析;（4）地層蠕變分析，針對地層因素造成破壞的保護措施;（5）考慮地層和水泥環影響的室內實體模擬典型試驗設計;（6）針對熱采注汽破壞與固井的保護措施的建議方案等。
第一階段：2018年7月-2018年12月。井與區域資料統計分析，統計分析套損井注汽時間與周期、油層出砂、套損情況，確定有限元模型的參數選擇;地層-水泥環-套管的整體三維有限元幾何建模方法，模型參數選擇與加載方式，進行模型試算。採用parasolid建模方式建立合適範圍的地層體模型，應用布爾操作產生井筒位置，定義井筒套管pipe體和環狀水泥固井體;使用ADINA的body切分方法，從地層體中生成實際的地層和斷層模型，實現地層-水泥環-套管的整體三維有限元幾何建模。
第二階段：2019年1月-2019年6月。地層與套管相互作用的情況下的管道變形動力計算，套管變形特點分析，各種影響因素（地層、斷層、外力、套管特性等各種參數）對套管變形的影響分析;多期熱場計算和注汽速率及吞吐量參數，考慮熱力耦合作用的套損井注汽熱采有限元應力分布計算，注汽熱采對套損影響以及防護措施建議等。
第三階段：2019年7 月-2019年10月。地層作用下套管變形特點的破壞試驗，對應有限元模型，建立地層-水泥環-管道試驗模型，設計管道和土體的幾何尺寸、容器、材料特性、動荷載加載方式、應變測量方法;在擬動力試驗機上，通過箱體運動模擬地層錯動，對比試驗和數值計算結果。
3 主要治理措施
對於注水引起的套損，主要由於泥岩吸水膨脹引起，泥岩是一種沉積岩，富含粘土，因此當泥岩和水離子相接觸時，易於發生水化、膨脹、收縮及強度下降等現象。大慶油田和吉林油田的套管損壞主要分布在泥岩層，在泥岩層岩套損比例約占70%，油層占30%左右。主要集中在嫩二段底部標準層，該層泥岩層理性強，容易浸水，並且浸水後強度大大降低。吉林油田泥岩段也是套管發生變形的主要區域。套管變形井段大多集中於泥岩段，該段是泥岩和砂岩的交介面，泥岩質較純、性脆、易碎，泥質含量較高，膠結較疏鬆。套損的根本原因是高壓注水壓力和泥岩浸水，泥岩浸水導致岩石抗剪切強度和內摩擦係數大幅度降低，泥岩蠕變膨脹力擠壓套管。泥質岩石的性質可由吸水而改變，據大慶油田的試驗研究結論，在相對濕度小於50%時，隨著濕度的增加，泥頁岩中的含水量緩慢地增加;此後，泥岩中的含水量隨著環境濕度的增加迅速的增加。泥頁岩的含水量與岩樣中的粘土礦物的含量有關，粘土含量越高泥頁岩含水量越高。泥岩的吸水能力越強，泥岩膨脹越迅速。
套管損壞部位主要發生在油層及上界部位，稠油井中占損壞井數的79.1%，說明錦州採油廠的套管損壞主要與熱采注蒸汽有關，即損壞部位主要位於熱采封隔器附近。稠油井油層部位損壞井比例79.1%明顯高於稀油井的63.3%，也驗證說明了這一點，且套損速度有增加的趨勢。套損區域間較大的地層壓力差異是導致套損的主要原因之一。區域間壓力分布不均衡，較大幅度的突升或突降容易引起區域性套管損壞。而區域間壓力分布不均衡，則主要來源於構造運動及其產生的斷層分布控制的流體活動，因此，構造與斷層是影響套管損壞的基本因素。錦25和錦607區塊套損的主要部位均位於油層。這與大慶油田和吉林油田的套損特點有所不同，其原因在於，大慶油田和吉林油田的套損由注水引起，而錦州採油廠的套損原因則以熱采注蒸汽為主。也正因為如此，在大慶油田和吉林油田，套管損壞與注水量和注水壓力有關，而錦州採油廠的套損卻與累計采液量有關。
套管損壞與生產因素密不可分。注氣次數與套損井分布有一定關聯，但套損井的分布並不受注氣次數控制，也就是說，套損更多受到采液量和注氣量的影響，而非注氣次數的影響。套損井的注氣壓力比較高，但並非平均注氣壓力高套管就破壞的更厲害。也就是說，注氣溫度會影響到套管損壞，但卻不是與溫度的絕對高低有關。注氣平均壓力具有同樣的特點。因此，從此分析大致可以看出，注氣溫度和注氣壓力會影響到套管的損壞，但可能並沒有我們想像的那麼嚴重。在錦25區塊，出砂井和套損井基本可以對應，而在錦607區塊，出砂井的分布遠多於套損井的分布。這可能與錦607區塊開發比較晚有關，因此，錦607區塊套損的前景不容樂觀。套管外水泥環的變質損壞可引起局部井段套管溫度超過安全極限，也會損壞套管，固井質量是防止套損的基礎。在錦州採油廠2002年統計的固井質量不合格的26口井中，尤其在油層部位固井差的井，平均壽命只有3年，最短僅僅生產5個月就發生了嚴重的套變，致使油井報廢。在存在外力荷載時，溫度荷載對套管破壞的影響很大，套管破壞是外力荷載和溫度荷載的綜合效應造成的。針對錦25和錦607區塊而言，外力荷載主要是地層出砂進而引發的地層蠕變荷載。但對於軸向應變而言，這種影響在一定時間內可以很小，也就是說，除了軸向應變外，在外荷載作用下，溫度荷載對套管損壞的影響很大，其作用是不可忽視的。
參考文獻：
[1] 凌建軍，畢國強，俞江山等，吐哈油田套管損壞機理分析及套管保護技術[J].石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2005，27 （05）： 666-669.
[2] 馮恩山，朱蘇清，黃曉榮，岩石特性與套管損壞關係研究[J].鑽采工藝，2005，28（03）：4-6.
中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦
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