某井固井試壓套管柱密封失效原因分析

呂拴錄，滕學清，胥志雄，李曉春，楊成新，徐席明，郭洪志，王俊友，張明輝

（1.中國石油大學材料科學與工程系，北京102249；2.塔里木油田，新疆庫爾勒841000；3.斯倫貝謝公司，北京100015）

某井固井試壓套管柱密封失效原因分析

呂拴錄1，2，滕學清2，胥志雄2，李曉春2，楊成新2，徐席明2，郭洪志3，王俊友2，張明輝2

（1.中國石油大學材料科學與工程系，北京102249；2.塔里木油田，新疆庫爾勒841000；3.斯倫貝謝公司，北京100015）

某井在固井試壓時套管柱密封失效，采用擠水泥堵漏措施，試壓時套管柱仍然不密封。對管柱泄漏事故進行調查，對擠水泥堵漏、試壓泄漏和測井檢查結果等進行分析，認為套管磨損而產生縱向穿透裂紋是發生泄漏的直接原因。進一步分析認為，套管磨損既與井身質量有關，也與鉆井工藝有關。提出了防止套管磨損失效的建議。

套管柱；固井；泄漏；分析

套管柱密封失效是油田在固井過程中常見的失效形式之一。套管柱密封失效與套管破裂和螺紋接頭泄漏有關，原因涉及到套管材料質量、接頭上扣轉矩、螺紋脂質量、套管磨損、固井工藝等，是一項復雜的系統工程問題［1-7］。發生套管柱泄漏事故之后，油田通常采用擠水泥的方法進行補救，由于不知道套管泄漏的真正原因，擠水泥并不能堵住套管柱泄漏通道。因此，分析在固井試壓過程中套管柱密封失效的真正原因，才能采取有效預防措施，防止此類事故再次發生。

2011-07-16，某井三開采用了垂直鉆井技術，鉆至井深4 466 m。273.05 mm×13.84 mm套管下至0～4 466 m井段。套管試壓10 MPa，穩壓30 min，沒有漏失。

該井在四開過程中井口不正，套管頭等井口設備嚴重磨損。2011-10-02起鉆檢查發現892～1 457m井段和892～1 457 m井段的鉆桿接頭磨損嚴重。1 457～1 651 m井段的鉆桿接頭耐磨帶有輕微磨損。

2012-01-29，該井下201.7 mm×15.12 mm尾管到6 546.8～4 270.65 m井段。2012-02-28套管試壓，套管內壓力從14.2 MPa降至0，證明套管柱上已經存在很大的穿透壁厚的通道。

2012-03-03—04，經過多次擠水泥，套管內壓從4.1 MPa下降至1.5 MPa。2012-03-19—20，經過多次擠水泥施工，套管內壓從5 MPa下降至3.4 MPa。隨后對該井進行了測井檢查。

1 測井檢查結果

1） 測井時對50～1 450 m井段采用的縱向分辨率為76.20 mm（3.0 in），在1 440～1 807 m井段采用的縱向分辨率為38.1 mm（1.5 in），在1 750～1 800 m井段采用的縱向分辨率為15.24 mm（0.6 in），所測試的全部井段周向分辨率為5°。實際在50～1 450 m井段、1 440～1 807 m井段和1 750～1 800 m井段，探頭獲得的每個測試值是直徑為21.59 mm的圓面積內的平均值。

2） 在50～875 m井段固井質量差，SLG環空基本被大量氣體（紅色）及大量流體（藍色）填充；在875～1 630 m井段整體固井質量好；在1 630～1 807 m井段（人工井底上部177 m井段）固井質量差，有大量連續大串槽，液體充填。

3） 在160～280 m、640～750 m、790～976 m和1 048～1 140 m井段的套管被嚴重磨損。其中，1 069～1 068 m和1 075～1 085 m井段磨損最嚴重（如圖1）。在井深1 076.6 m位置，套管磨損深度達到5.2 mm，套管內徑擴大了11.2 mm。其他井段套管多處平均磨損深度也達到了3～4 mm。

4） 在1 756～1 793.76 m井段采用最高分辨率檢測，未發現套管內壁磨損。

圖1 克深203井測井影像

5） 在1 794.07～1 807.31 m井段套管嚴重磨損。在井深1 800.90 m位置，套管磨損深度達到3.80 mm，套管內徑擴大了3.80 mm。

2 套管柱泄漏原因分析

2.1 固井質量差降低了套管柱密封性能

油氣井固井注水泥作業主要目的是對套管外環空進行有效封隔，防止油氣井鉆井、增產作業和生產過程中的地層流體竄流，并形成完整的水泥環，有效支撐和保護套管。如果固井質量不合格，固井水泥環不連續，在非均勻的應力作用下，套管極易發生變形或損壞。

測井結果表明該井多井段固井質量不好，有大量連續液體充填的大串槽。這說明水泥環本身不能防止地層流體竄流。該井套管已經泄漏，套管里的流體很容易沿著這些連續的液體串槽流出。如果地層壓力高于套管內壓，地層流體很容易沿著這些連續的液體串槽流入套管。該井多處套管磨損之后發生了橢圓變形，這可能也與固井質量不好，套管受到非均勻載荷有關。

2.2 磨損降低了套管抗內壓能力

磨損會使套管壁厚減薄，降低套管抗內壓能力；磨損會在套管內壁形成縱向劃痕和橫向劃痕，產生嚴重應力集中，導致裂紋產生。

該井固井之后對273.05 mm×13.84 mm套管試壓10 MPa，穩壓30 min，沒有漏失。這說明此時套管完好，沒有穿透裂紋。

測井結果表明，該井273.05 mm×13.84 mm套管內壁嚴重磨損。這必然會降低套管承壓能力，產生裂紋，導致套管泄漏。

2012-02-28T 16：30，對273.05 mm×13.84 mm套管柱和201.7 mm×15.12 mm尾管柱試壓，套管內壓從10 MPa降至9 MPa。說明雖然套管上已經存在微小裂紋，但仍然可以承受9 MPa的內壓。在2012-02-28T 21：16第2次對套管柱試壓，套管內壓從10 MPa降至4.5 MPa。說明套管上的裂紋在不斷擴展，承壓能力從9 MPa降至4.5 MPa。在2012-02-28T 22∶04第3次對套管試壓，套管內壓從14.2 MPa降至0。說明套管經過多次試壓，裂紋不斷擴展，最終已經形成大的縱向裂縫型通道，此時套管承壓能力為零。

套管磨損實際是鉆桿接頭與套管磨損的結果，鉆桿接頭磨損套管的同時，鉆桿接頭也磨損。因此，可以通過檢查鉆桿接頭磨損形貌判斷套管磨損程度。對鉆桿檢查結果表明，在273.05 mm×13.84 mm套管內四開鉆進期間，892～1 457 m井段和892～1 457 m井段的多根鉆桿接頭嚴重磨損。井周成像測井結果表明，套管多處嚴重磨損。這說明套管嚴重磨損后會誘發裂紋，降低套管承壓能力，在內壓載荷作用下裂紋會不斷擴展，最終會形成穿透的裂縫，并導致泄漏。

2.3 套管泄漏的位置測試不準確

測井探頭獲得的每個測試值（剩余壁厚、內徑等）實際是直徑為21.59 mm的圓面積內的平均值，而無法準確測定某點的實際值。也就是說，對于寬度小于21.59 mm的穿透裂紋位置，殘余壁厚應當為零，但測井顯示的殘余壁厚仍然大于零。因此，測井無法準確判定套管穿透裂紋的確切位置。

2.4 材料抗裂紋萌生和擴展的能力

套管材料韌性越高，抵抗裂紋萌生和擴展的能力越強［8-9］。GB9711.3—2005（ISO3183-3：1999）《石油天然氣工業輸送鋼管交貨技術條件 第3部分：C級鋼管》表7規定，壓力鋼管橫向最低沖擊功CVN按下式計算：

式中：σy為材料的屈服強度。

140鋼級的σy＝980 MPa。因此，CVN≥98 J（圓整為100 J）。

塔里木油田企業標準《油管和套管訂貨補充技術條件及使用維護 第3部分：特殊螺紋接頭套管和油管訂貨補充技術條件》規定，140ksi鋼級套管材料韌性應符合表1要求。

表1 套管單個試樣沖擊功要求

國外某公司生產的140 ksi鋼級套管材料韌性符合塔里木油田技術要求（CVN≥1／10最小屈服強度）。該種套管從1990年至今大量使用，沒有發生1起套管開裂或斷裂事故。

廠家提供的該批套管的質量證書沒有材料橫向韌性數據，只有材料縱向0℃的韌性數據，其平均值為93 J，不符合塔里木油田企業標準要求。

該井套管磨損導致套管縱向開裂后發生泄漏。套管橫向沖擊韌性是衡量套管抵抗縱向開裂的重要指標之一，套管縱向沖擊韌性是衡量套管抵抗橫向開裂的重要指標之一。該批套管材料橫向韌性是否符合塔里木油田企業標準有待進一步試驗證實。

3 套管磨損的原因

3.1 鉆柱旋轉和起下鉆會導致套管磨損

該井在273.05 mm×13.84 mm套管里純鉆時間為5 187.88 h。在鉆柱與套管柱不同軸的位置，當鉆柱旋轉或起下鉆時兩者必然會發生摩擦，導致鉆桿接頭與套管嚴重磨損。從該井已經發生的鉆桿接頭磨損，套管頭偏磨和防磨套偏磨的情況推斷，套管必然也會嚴重磨損。套管嚴重磨損已經從測井結果得到了證實。

3.2 鉆柱轉速快會加劇套管磨損

轉速越快，鉆柱的轉動慣量越大，鉆柱轉動半徑越大，越容易磨損套管。該井在4 466～6 546 m井段鉆進過程中，多數時間轉速為90～100 r／min。這會增加鉆柱轉動半徑，導致套管磨損。

3.3 套管內徑偏小會加劇套管磨損

鉆柱與套管之間的間隙越小，鉆柱與套管越容易磨損。鉆桿接頭敷焊耐磨帶之后外徑為174.28 mm，273.05 mm×13.84 mm套管內徑245.37 mm，兩者之間徑向單邊間隙為35.55 mm。當鉆柱受到彎曲載荷高速旋轉時，其水平方向的運動軌跡半徑只要大于35.55 mm就會與套管磨損（如圖2）。4 466～6 546.8 m井段的井眼直徑為241.30 mm，鉆頭外徑僅比套管內徑小4.07 mm（245.37－241.30），在該井段鉆井過程中273.05 mm×13.84 mm套管已經發生了嚴重磨損。按照井口到241.30 mm井眼上端的鉆柱長度4 466 m計算，鉆柱與井眼偏斜超過0.000 91°（arctan（0.035 55／（4 466／2））＝0.000 91°），其彎曲弦高超過35.55 mm，套管會發生磨損；按照從井口到241.30 mm井眼下端的鉆柱長度6 546.8 m計算，鉆柱只要與井眼偏斜超過0.000 62°（arctan（0.035 55／（6 546.8／2））＝0.000 62°），其彎曲弦高超過35.55 mm，套管會發生磨損。

如果該井采用273.05 mm×12.57 mm套管，其內徑為247.91 mm，鉆頭外徑比套管內徑小6.62 mm（247.92－241.30），兩者間隙有所增大，在起下鉆過程中鉆頭對套管的磨損程度會減小。鉆桿接頭與套管之間的單邊間隙為36.82 mm。按照井口到241.30 mm井眼上端的鉆柱長度4 466 m計算，鉆柱與井眼偏斜超過0.000 94°（arctan（0.036 82／（4 466／2））＝0.000 94°），套管發生磨損。按照從井口到241.30 mm井眼下端的鉆柱長度6 546.8 m計算，鉆柱只要與井眼偏斜超過0.000 64°（arctan（0.036 82／（6546.8／2））＝0.000 64°），套管發生磨損。

從以上分析可知，在保證套管強度的前提下，為防止或減輕套管磨損，增加套管內徑，增大鉆桿接頭與套管之間的間隙，有利于減少套管柱和鉆柱磨損。

圖2 鉆柱彎曲示意

3.4 井斜及全角變化率對套管磨損的影響

從理論上講，如果井眼與鉆柱同軸線，鉆柱就不會與套管發生摩擦；反之，井眼全角變化率越大，鉆柱與套管越容易磨損。

該井三開在200～5 200 m井段全角變化率符合油田規定，但在井深1 000～1 025 m位置最大井斜2.5°，在井深3 275～3 300 m位置井斜0.18°（如圖3），兩者均已超過了發生磨損的井斜計算值（第3.3節）。該井套管磨損非常嚴重，這與計算結果相同。

圖3 333.40 mm井眼井斜和全角變化率

在0～200 m井段沒有檢測井斜和全角變化率，但井口偏心已經導致防磨套和套管頭嚴重磨損，說明井口偏心非常嚴重。

井口偏心會導致鉆柱運動狀態發生變化，當鉆柱在井口與防磨套碰撞摩擦時，鉆柱受到橫向沖擊力后會發生彎曲，這種載荷會沿著鉆柱向下傳遞，使下部鉆柱彎曲，與套管發生摩擦，導致套管磨損。關于井口偏心對鉆柱運動狀態影響的鉆柱動力學問題有待進一步試驗研究。

4 擠水泥堵漏應用范圍

4.1 適用于封堵大的孔洞及裂縫

擠水泥堵漏是非常成熟的封堵技術，在我國油田已經大量使用。但根據水泥特性，擠水泥堵漏適用于封堵大的孔洞及裂縫。

4.2 封堵裂紋泄漏的效果不佳

套管泄漏時流體會從裂縫漏出。擠水泥過程中水泥會填充裂縫中間較寬的部分，而裂縫尖端為很細的裂紋，水泥不可能填充進去，只能粘附在其內壁部位。擠水泥后套管內壁裂縫尖端較細的裂紋部分粘附的水泥在鉆水泥塞過程中受到震動等載荷容易脫落，會使泄漏通道再次暢通。也就是說，擠水泥可暫時堵住套管裂紋較粗的部位，卻無法堵住裂縫兩尖端較細的裂紋部位；擠水泥只能使套管泄漏通道變小，而無法完全封堵泄漏通道。因此，采用擠水泥的方法封堵套管裂紋效果不佳。

2012-02-28T 16：30套管試壓結果表明，套管承壓能力為0。經過2次擠水泥封堵作業，對不同井段實施了水泥封堵之后，套管承壓能力略有提高。第1次擠水泥堵漏后套管承壓能力從0增加至2.4 MPa，第2次擠水泥堵漏后套管承壓能力從0增加至3.4 MPa。擠水泥堵漏結果表明，套管泄漏通道沒有完全封堵，套管柱上仍然存在殘留的泄漏通道。也即，擠水泥只能稍微提高套管泄漏抗力，而無法封堵較細的裂紋。

5 套管柱密封完整性分析

該井為高壓氣井，要求套管柱必須具有氣密封能力。因此，設計選用了273.05 mm×13.84 mm氣密封套管作為技術套管。

檢測結果表明，273.05 mm×13.84 mm氣密封套管柱多處磨損，且存在穿透裂紋。擠水泥堵漏結果表明，堵漏之后套管柱上仍然存在穿透裂紋，液體密封能力只有3.4 MPa。也即，該層技術套管柱密封完整性存在問題，根本不具備氣密封能力。這就要求該井完井管柱和生產套管柱必須具備很好的密封性能，確保其密封完整性。否則，氣體很容易漏到273.05 mm×13.84 mm套管之外。

6 結論

1） 該井在固井試壓作業過程中，因為273.05 mm×13.84 mm套管已磨損并產生縱向穿透裂紋，發生泄漏，導致套管柱密封失效。

2） 套管柱密封失效過程為：套管磨損后壁厚減薄→產生縱向裂紋→裂紋承受內壓不斷擴展→導致套管柱泄漏。

3） 建議廠家對套管制造工藝技術進行研究，提高套管抗磨性能，提高套管抗裂紋萌生和擴展的性能。

4） 建議進一步提高鉆井井身質量，減小井斜和全角變化率。

5） 建議進一步提高固井質量。

7） 建議對井口偏心導致鉆柱運動狀態變化的鉆柱動力學問題進行研究。

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Cause Analysis of Casing String Leakage during Cement Pressure Test in One Well

LV Shuan-lu1，2，TENG Xue-qing2，XU Zhi-xiong2，LI Xiao-chun2，YANG Cheng-xin2，XU Xi-ming2，GUO Hong-zhi3，WANG Jun-you2，ZHANG Ming-hui2
（1.Material Science and Engineering Department，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Tarim Oil Field，Korla 841000，China；3.Schlumberger，Beijing 100015，China）

The casing string leaked during cement pressure test in one well.It was shown per pressure test that casing string was still leaking after squeezing cement to block up leakage.Logging well operation was applied to check casing string later.Based on investigating on casing string leakage accident，and analyzing on the result of squeezing cement to block up leakage，leakage in pressure test and logging well result，it is thought of that the casing string leaked after casing worn and longitudinally cracked.It is found per more analyzing that casing worn is not only related to well body quality，but also related to drilling technology.Some suggestions to prevent casing from being worn are put forward.

casing string；well cementing；leakage；analysis

TE931.207

A

10.3969／j.issn.1001-3482.2014.12.013

1001-3482（2014）12-0051-05

2014-07-19

呂拴錄（1957-），男，陜西寶雞人，教授級高級工程師，1983年畢業于西安交通大學金屬材料專業，中國機械工程學會失效分析分會失效分析專家，E-mail：lvshuanlu＠163.com。