热应力补偿器在稠油热采井完井中的应用.doc

热应力补偿器在稠油热采井完井中的应用 李敏 林蓉 (辽河石油勘探局工程技术研究院，邮编124010) 摘要：辽河油田是一个以稠油和超稠油为主的油田，稠油产量占到了原油总产量的70％左右。随着稠油开采时间的 延长，注汽轮次的增加，稠油热采井套管损坏率逐年增加，严重制约了稠油热采井的开发。根据套管损坏机理的研究和 理论计算爰大量的实物实验，得出热采时产生的轴向热应力过大是套管损坏的主要原因之一，根据这一结论，研制开发 了套管热应力补偿器，旨在减小套管在注汽吞吐过程中产生的恶性轴向应力，将热应力减小至套管屈服极限以内，以达 到防止套臂损坏的目的。 关键谲：热应力补偿稠油套管损坏应用研究 李敏(1 967．)1991年毕业于石油大学(华东)矿机专业，辽河石油勘探局工程技术研究院钻井所从事完井工具研 制工作，工程师。 ， 通讯地址：辽宁盘锦辽河石油勘探局工程技术研究院钻井所，电话：0427—7807057，邮编：124010 一、热采井套管损坏调查 “八五”期间通过辽河油田五个地区的稠油区块调查的3860口热采井，发生套管损坏的有489口，占 12．64％。近年来，随着注汽轮次的增加，套损形势更加严峻，如90年开发的洼38块，套损率已离达 40％，杜32块、杜84块也已达到近30％，并且还有发展的趋势。 通过统计分析，热采井套管损坏的基本规律是： a)套管损坏在封隔器附近至油层部位居多，占套损总井数的64．42％。损坏的型式为套管变形、套管错位、 螺纹接头泄漏和脱扣。套管变形占套损总井数的46．42％，套管错位占套损总井数的23．31％，螺纹泄漏脱扣 占16．35％。 b)水泥封固不良或空段，套管易变形。O-400m空段居多，套损率为12．68％，高升油田就是这种情况。 c)油井出砂和套管钢级较低。套管易变形损坏。早期开发的稠油井J55套管居多。 d)随注汽轮次增多，套损增加。 e)油层压降大，亏空程度高，油井出砂围压增大，加剧了套管损坏。 f)射孔完成井的套损率高于先期防砂完井，大约7：3。 二、热采井套管损坏机理分析 + 热采井注蒸汽的平均温度在320℃左右，有的超过350℃，一般注汽压力在12MPa以上，有的高达 17MPa。超过了API N80套管允许最大温度值204℃一220℃。N80套管因高温屈服强度降低约18％，弹 性模量降低约38％，抗拉强度降低7％，以及蒸汽吞吐套管存在残余应力，使套管基本处于屈服状态。 在持续高温和轴向拉应力作用下’套管产生疲劳裂纹和压缩变形，造成套管损坏。 松弛现象使套管螺丝的密封性能受到影响。目前普遍应用的圆扣和偏梯形螺纹耐温极限都在300。C 以下，在高温轴向载荷的作用下，接箍与套管丝扣的径向变形超过允许公差，加上上扣不紧都会造成泄漏 和脱扣。 ’ 残余应力也有较大影响，注汽轮次越多，残余应力越大，而井况和套管性能越来越差。从调查可知， 在前7轮注汽中，套管损坏占81．7％。前三轮注汽过程中套管损坏约占35．4％；第三周期之后，N80套管 残余应力将会达到屈服极限。按温度差提拉预应力和采用特殊螺纹接头是重要的。同时，选定注汽最高 压力和最高温度的最佳值，要均衡注汽不超载也是防治套管损坏的重要措施之一。 123  通过以上分析，我们认为，套管热采时产生的轴向热应力过大是套管损坏的主要原因之一。 三、热应力补偿器研制 八五期间，辽河石油勘探局工程技术研究院、石油大学套管力学教研室、西安管材中心针对辽河油 田套管损坏的情况进行了大量卓有成效的研究和实物实验，采用有限单元法对井筒应力场和位移场进行 了分析研究，计算结果是：在注汽封隔器以下，套管柱所受轴向压缩应力达到760MPa，环向压缩应力接 近300MPa，外壁径向压力接近30MPa，在热注封隔器以上这些压缩应力基本降低一半，而在靠近井口部 位趋向于零，套管柱外壁的剪切应力只有在封隔器附近有明显的数值，最大也只有2MPa左右，其它部位 都很小，不超过1MPa，按最大剪应力屈服条件，其当量应力为702．723MPa(压)。从弹性设计考虑， 使用N80管材屈服极限最低值为562MPa，显然不能满足要求，如果使用PllO管材屈服极限最低值为 773MPa，虽可以满足要求，但也没有多少安全余量，而且使用起来成本也高，接头是否满足要求还有待 实验。为此，我们研究了在热注封隔器附近有效缓解热应力的套管热应力补偿器，开辟了缓解热应力的 新蹊径，增强了防治套管损坏的措施和手段，将热应力缓解为N80套管能承受的应力范围，减少套管损 坏。 根据调查及理论研究成果及实物实验，套管损坏的一大原因是套管受热后受压，冷却后受拉导 致丝扣破坏或套管变形。为此，构想在套管柱恰当位置装上1～2只允许套管具有一定轴向伸缩变形量 的热应力补偿器，将套管内应力值控制在屈服极限范围之内