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)

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，根據熱力學、滲流力學、固體力學相關理論建立熱—流—固耦合方程，計算、分析、研究水平井蒸汽吞吐過程中井眼附近滲流場、應力場和溫度場動態變化規律，分析套管溫度、地質構造等因素對套管應力的影響，得出熱采水平井的套損防控建議。

套損機理;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開展老油田二次開發工作，取得了顯著的開發效果，打開了老油田二次開發的新局面。該塊二次開發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、高壓循環作用逐漸增加套管的應力疲勞程度，應力疲勞是套損的重要誘因之一。為了保證水平井正常生產，確保新海27塊二次開發效果的延續，需要開展注蒸汽后套管應力損害分析，指導熱采水平井套損防控工作。

1.熱應力對套損影響

套損是油田開發過程中普遍遇到的一大技術難題，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雜。由于蒸汽或熱水等攜帶熱能流體的注入，勢必引起儲層溫度場的變化，改變了油藏流體的粘度、密度等參數，進而引起流體流動狀態的改變;同時，溫度的改變在巖體及套管內產生的熱應力也使套管的受力狀態朝更不利的方向發展。因此，油藏的熱采開發過程是一個典型的熱—流—固耦合過程，根據熱—固耦合理論、滲流—應力耦合理論建立熱—流—固耦合方程，采用Comsol Multiphysics有限元計算軟件對井筒熱力問題、水平井段儲層粘度及溫度變化情況、套管受到的熱應力情況等進行數值模擬和結果分析。

1.1 熱—流—固耦合方程

該方程有位移邊界、應力邊界、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 注汽過程中套管應力分析

根據新海27塊二次開發先期試驗井海平1井井身結構和地層資料，建立彎曲段計算模型，利用熱—流—固耦合方程開展注汽井套管應力計算分析。

1.2.1 套管在實際條件下的應力分析

采用海平1井的實際地層狀況和注采參數，計算出地層最大 Mises應力出現在最底部，數值為46MPa左右，遠小于套管屈服強度550MPa，因此套管處于安全狀態;而套管產生的應力為218MPa～495MPa，其中，進入彎管段拐點附近應力值最大，達到495MPa左右，但仍小于套管屈服強度，因此套管處于安全狀態。

1.2.2 套管溫度變化對應力場影響

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

表1 改變溫度套管應力計算結果匯總表

1.2.3 地質構造對套管應力影響

考慮到地質構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力的變化情況。

(1)當地層中含有斷層時，注入蒸汽后，在斷層底部地層產生應力集中，最大Mises應力約60MPa，接近地層破裂極限;同時在相應部位套管產生應力集中，最大值達到750MPa，可能導致套損發生。

(2)當地層有傾角時，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，達到1.4cm，同時此處產生應力集中，最大地應力為57MPa，套管最大應力達547MPa，可能導致套損發生。

由此可見，當地層含有傾角和斷層時，在傾角底部、斷層的底部等薄弱地方，地層都會出現不均勻的變形，并且使得套管在相應部位產生很強的應力集中，一旦注入蒸汽后，在高溫與不均勻地應力耦合作用下，套管將產生更大的應力，增加了套管損壞的風險。

2.殘余拉伸應力對套損的影響

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

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

圖1 蒸汽吞吐井殘余應力損壞套管機理示意圖

在海平1井基本數據的基礎上，運用井筒—地層溫度場理論首先計算出井筒—地層溫度場，得到井下套管溫度隨時間變化的關系，根據該關系采用拉伸應力、壓縮應力計算方法可以計算第一吞吐周期殘余應力，再利用拉伸—壓縮單向累計效應理論計算出每個周期的殘余拉伸應力。計算結果如圖2所示。

圖2 套管軸向應力隨時間變化圖

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

3.主要結論及防控建議

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

(2)當地層含有傾角、斷層的時候，在傾角底部、斷層底部等薄弱地方，一旦注入蒸汽后，套管將產生更大的應力，大大增加了套管損壞的風險。建議遇到特殊地質構造時，要提高相應層段的固井質量，以防止地應力、套管熱應力作用耦合造成套損。

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

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Xinhai 27 Block Horizontal Well Casing Damage Prevention and Control Research

ZHAO Bin－hai
(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">文獻標識碼：A

A

1671－3974(2012)03－0058－03

2012－04－01

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