稠油热采井完井技术2012.ppt

辽河油田稠油及超稠油套管损坏状况 通过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% 洼38块到目前为止套管损坏率巳达40% 特油公司有N80套管井299口，已损坏112口，损坏率已达到37%。 造成稠油热采井套管损坏的原因 热采井高温及温度剧烈变化是套管损坏的主要原因 油井出砂也是套管损坏的重要原因 API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适合热采井要求 水泥封固质量不好与水泥环空段套管易变形 隔热管和隔热措施不利影响很大 套管强度计算 　　　大量现场实况调查及理论研究结果表明，注蒸汽热采井套管柱发生强度破坏的主要部位是在封隔器以下的油层段及封隔器附近的井段。主要破坏形式为拉断。因此，计算注蒸汽热采井套管柱的强度，只关注最大热载荷及其相应的热应力是不够的，应该进一步关注吐液降温之后的残余拉伸应力。因为这种残余拉伸应力才是和热采井套管主要破坏形式直接相关的。 套管柱上主要的强度危险区 （1）封隔器以下高温区的管段（含直管段和弯管段），这里的热胀轴向压力最大，热胀弯矩也可能很大，同时还有固井时留下的初始应力（含预拉应力及弯管段的弯曲应力）。 （2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的热胀轴向压力并非最大，但热胀引起的局部围压能使管壁产生相当大的局部弯曲应力。 稠油热采井套管设计强度条件 a高温区管段初始应力应该满足的强度条件 b高温区管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件 c封隔器附近管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件 套管试样 A种：φ177.8×9.19mm TP100H BCSG 2根（试验编号为11#，12#） B种：φ177.8×8.05mm N80 BCSG 2根(试验编号为2#，4#)进口N80套管 拉伸试验结果 冲击试验结果 硬度试验结果 套管的变形分析 从保持载荷恒定时的位移变化曲线可以看出两种套管变形情况，尤其是N80套管的2#试样在高温及载荷为2447KN的条件下，15分种的压缩保载时其位移最大伸长了0.66mm，而TP100H套管11#试样在高温及载荷为3559KN的条件下，15分种的压缩保载时其位移最大仅伸长0.38mm，可见TP100H套管抗高温变形能力要远好于N80套管。 研 究 结 果 在载荷相同的条件下，TP100H套管拉伸、压缩位移量明显较N80套管小；位移量相同的条件下，TP100H套管能承受的载荷值明显高于N80套管，这说明两种套管抵抗热应力变形存在一定的差异，TP100H套管明显优于N80套管。 长城钻探公司工程院 稠油热采井完井技术 长城钻探公司工程技术研究院 2012年6月 余 雷 辽河稠油资源特点 探明地质储量102237×104t 动用地质储量76208×104t 深层38.38% 特深层 41.51% 中深层 20.11% 之一：油层埋藏深 深层900～1300m 41.79% 特深层1300～1700m 42.56% 中深层600～900m 15.65% 薄互层 15.35% 块状44.42% 中等互层40.23% 薄互层 17.39% 块状40.03% 中等互层42.58% 之二：油层产状类型多 动用地质储量76208×104t 探明地质储量102237×104t 按油藏埋深:中深层、深层、特深层和超深层 按储层厚度:块状、中－厚互层状和薄－中互层状 按原油性质:普通稠油、特稠油和超稠油 按油气水分布:纯油藏、边水油藏、底水油藏和气顶底水油藏 超稠油 9.18% 特稠油12.99% 普通稠油77.83% 特稠油及超稠油 13% 普通稠油87% 原油粘度跨度大，类型多 探明地质储量102237×104t 动用地质储量76208×104t 　　　　温度对套管性能的影响 线膨胀系数随温度的变化 弹性模量随温度的变化 屈服强度随温度的变化 实验表明：（N80套管在注蒸汽条件下） 屈服强度降低约18% 弹性模量降低约38% 抗拉强度降低7% 套管损坏机理 蒸 汽吞吐轴向应力变化 套管柱全长温度曲线 套管柱热胀应力分布曲线 套管柱热胀位移分布曲线 井筒剖面热胀时的变形状态 1、产生的热应力过大 2、油井出砂的影响 3、固井质量的影响 套损防治措施 提高套管强度 隔热技术(采油工程) 预应力完井 提高丝扣连接强度 热应力补偿器 防砂 提高固井质量 1、一级短爪，解决缩经井眼锚定 2、二级长爪，解决松散地层及大肚子 井眼锚定 3、上下锚爪依次打开，一级力量不足 二级自动打开，保证不同井径锚定要求 4、双级四爪，强度高，180度对衬布