張守軍，羅恩勇，楊尚諭，吳　非，董小明，馮　春

(1.遼河油田公司曙光采油廠　遼寧　盤錦　124000；2.中國石油集團石油管工程技術研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室　陜西　西安　710077；3.寶山鋼鐵集團　上?！?01900)

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·試驗研究·

遼河油田火驅井套損綜合分析及預防對策研究

張守軍1，羅恩勇1，楊尚諭2，吳非1，董小明3，馮春2

(1.遼河油田公司曙光采油廠遼寧盤錦124000；2.中國石油集團石油管工程技術研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室陜西西安710077；3.寶山鋼鐵集團上海201900)

針對遼河油田存在的火驅井套損的問題，結合火驅井作業工程特點，重點圍繞溫度條件下套管材質力學特征開展了研究工作，對火驅井套損問題的機理進行了綜合分析，提出相應的預防措施。

稠油；熱采井；火驅；套損

0　引　言

目前，國內稠油資源主要分布在遼河、新疆、勝利、吐哈及中海油渤海灣，探明儲量為170億噸[1,2]。目前稠油開采方式主要為蒸汽吞吐，蒸汽驅逐漸成熟推廣，蒸汽輔助重力泄油(SAGD)處于試驗推廣階段，火驅已開展大規模先導試驗。與蒸汽驅及SAGD相比，火驅采收率顯著提高，具有其獨特的優勢。

近年來，隨著火驅開發的不斷深入和規模的不斷擴大，復雜工況條件導致注氣井套損加劇的問題日益突出。以遼河油田杜66區塊稠油熱采井為例，截至2014年底，已證實套管損壞18井次。其中套管縮頸變形9口，破損5口，錯斷2口，套管變形2口?；痱尵讚p問題已經影響了火驅區塊的深入開發進程。

套管失效是一個受多因素耦合影響的復雜過程，影響因素可分為套管材質因素、套管幾何參數因素及其服役環境條件三大類[3，4]。套管材質因素包括材料屈服強度、硬化曲線、殘余應力、腐蝕導致的材料性能弱化及材料缺欠、損傷等；幾何參數影響因素以外徑/厚度比、外徑橢圓度、壁厚不均度、腐蝕和磨損導致的厚度局部減薄及幾何缺欠等為主；套管服役環境條件包括復雜地質因素(如：泥巖蠕變與膨脹、油層出砂、巖層滑動、巖鹽蠕變與塑性變形、地震等)，作業工程因素(如：固井質量、射孔損壞、注水不平衡、大規模增產作業、井眼軌跡彎曲、套管下入變形等)以及井下腐蝕介質環境和溫度改變等。

針對火驅井套損問題，結合火驅井作業工程特點，對火驅井套損問題的機理進行綜合分析，并提出相應的預防措施對于指導火驅井的深入開發具有重要的意義。

1　溫度條件下火驅井用套管性能分析

1.1不同溫度條件下套管強度分析

針對火驅工況，選用N80、P110、3Cr-110材質套管，在不同溫度條件下進行高溫拉伸試驗，分析不同材質套管在各溫度條件下的屈服強度特征。試驗結果如圖1～3所示。根據傳統的強度設計方法，對塑性材料，以屈服強度為標準，規定許用應力[σ]=σys/n，安全系數n因場合不同可從1.1到2或更大。不同溫度下各材質屈服強度對于火驅用套管的選材具有重要意義，在實際工況中套管變形、縮頸等問題均由于材質在實際工況中其環境載荷超過瞬時屈服強度而造成的。

不同溫度條件下N80套管高溫屈服強度變化曲線如圖1所示，由圖可以看出，對于N80套管而言，其室溫下屈服強度為686 MPa，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經低于API標準對N80管材屈服強度的最低要求，為550 MPa，當溫度超過550℃時，屈服強度劇烈下降。700℃時屈服強度為298 MPa，僅為室溫屈服強度的43.4%。

圖1　不同溫度條件下N80套管高溫屈服強度變化曲線

不同溫度條件下P110套管高溫屈服強度變化曲線如圖2所示，從圖可以看出，對于P110套管材料，其室溫下屈服強度為859 MPa，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經低于API標準對P110管材屈服強度的最低要求，為743 MPa，當溫度超過550℃時，屈服強度劇烈下降。700℃時屈服強度為461 MPa，僅為室溫屈服強度的53.6%。

圖2　不同溫度條件下P110套管高溫屈服強度變化曲線

3Cr-110材質在不同溫度條件下高溫屈服強度變化曲線如圖3所示，隨溫度升高，屈服強度逐漸下降，450℃時已經低于API標準對P110管材屈服強度的最低要求，為732 MPa，當溫度超過450℃時，屈服強度繼續下降。700℃時屈服強度為588 MPa，為室溫屈服強度的71%。

圖3　不同溫度條件下3Cr-110套管高溫屈服強度變化曲線

比較三類不同材質的套管可以看出，屈服強度的總體變化規律N80與P110較為相似，當溫度低于350℃時均滿足API標準對P110管材屈服強度的要求，當溫度高于450℃時屈服強度均低于API標準對P110管材屈服強度的最低要求，當溫度高于550℃時屈服強度劇烈下降，700℃時屈服強度分別為室溫下強度的43.4%和53.6%。與N80及P110套管材質相比，3Cr-110材質在低于450℃時耐熱性與前兩種材質相差不大，但當溫度高于450℃時耐熱性能較好，700℃時屈服強度為588 MPa，與前兩種材質相比屈服強度的下降比例分別提高了27.6%、17.4%。

1.2不同點火工藝對套管材質強度影響分析

遼河油田在實際作業過程中主要有四種不同的點火方式。分別為化學點火、注蒸汽自燃點火、自主化學點火及電點火。通過分析擬合四種點火現場采集溫度-時間基礎數據，進行擬合，形成不同點火工藝的井底溫度和時間的函數關系曲線。分別選取化學點火、注蒸汽自燃點火、自主化學點火、電點火條件下典型的溫度點進行不同材質高溫力學性能模擬研究。

不同點火方式下，3種材質強度變化曲線如圖4、圖5所示，可以看出與其它三種點火方式相比較，注蒸汽點火其強化下降最大，化學點火次之，自主化學點火和電點火其強度下降相對較為緩和。對于N80材質而言，與注蒸汽點火相比較，化學點火、自主化學點火及電點火的屈服強度相對分別提高5%、13.6%、15.6%。對于P110材質而言，與注蒸汽點火相比較，化學點火、自主化學點火及電點火的屈服強度相對分別提高2%、14.7%、20.3%。對于3Cr-110材質而言，與注蒸汽點火相比較，化學點火、自主化學點火及電點火的屈服強度相對分別提高1%、14.1%、21.8%。

圖4　不同點火方式下3種材質套管抗拉強度變化

圖5　不同點火方式下3種材質套管屈服強度變化

1.3套管材料高溫腐蝕室內試驗研究

高溫氧腐蝕試驗在物性測定系統上進行，本實驗選取的恒溫氧化溫度為800℃，在空氣氣氛的加熱爐中進行測試，并在氧化爐上設置了一臺電子天平(可精確到0.1 mg)對合金氧化重量進行實時測量。氧化速度參照GB 13303-91 公式(2)求出。結果如圖6～8所示。

圖6　N80材質800℃空氣介質下氧化質量變化曲線

圖7　P110材質800℃空氣介質下氧化質量變化曲線

通過分析圖6～8中3種材質在800℃空氣介質下氧化質量變化曲線可以看出，三條曲線都出現周期性增重和失重現場，分析認為這與高溫下材質表面氧化皮脫落密切相關，氧化皮脫落后樣品失重，隨時間延長新鮮金屬表面迅速氧化增重。

根據上述實驗結果求得N80、P110、3Cr材質氧化速率分別為14.9 mg/cm2·h、13.8 mg/cm2·h、10.79 mg/cm2·h。與N80及P110材質相比，3Cr材質抗氧腐蝕性能分別提高27.5%、21.7%。分析認為，與N80和P110材質相比，3Cr試樣表面生成了較為致密的Fe2O3氧化物，阻礙了空氣和基體材料的接觸氧化，提高材料的抗氧化性能，可以有效減緩因氧化減薄導致的套管承載能力下降的問題。

2　驅井套損原因分析

分析表明火驅井套損模式眾多，本研究著重從材質自身角度出發，進行套管損壞機理綜合分析，按照其相關性進行分類討論。

套損模式一：變形、縮頸、斷裂及脫扣，是最常見的一類失效模式。對于火驅過程，由套管的高溫力學性能的研究結果可知，溫度越高套管的強度下降越顯著，此時產生的附加壓縮和拉伸應力卻越發顯著，當這種拉伸應力超過了套管管體的強度時，套管就會從內壁發生塑性變形、局部縮徑直至最終斷裂。這種情況在套管彎曲部位及其應力集中部位體現的更加顯著。對于熱采套管螺紋連接火驅及采油過程中，溫度變化造成熱采套管受力由初始的壓縮應力轉變為拉伸應力。當溫度降低過程中，拉伸應力超過了接頭的強度，套管接箍就會發生損壞。此外，即使在單輪次火驅注采作業過程中套管未發生失效，在多輪次火驅作業過程中，套管接頭螺紋承受反復壓縮-拉伸應力作用，經過多次反復拉-壓蠕變疲勞，及長時間高溫循環作用，套管接頭螺紋材質力學性能會出現下降，由于熱應力及其它附加應力總和時，套管接頭螺紋就會發生損壞，出現斷裂、甚至脫扣現象。

套損模式二：螺紋泄漏及其引起的套管錯斷。在部分火驅工況情況下，管體雖然受到溫度影響強度下降及不斷提高的熱應力影響，但仍未失效。在此情況下，螺紋接頭部分因應力集中顯著，疊加溫度變化及熱應力影響，在螺紋部分首先出現泄漏(API圓螺紋最為顯著)，套管螺紋泄漏后，熱蒸汽進入地層被泥巖夾層吸收，結果泥巖層吸水膨脹造成非均勻外擠載荷增大，地層運動使得套管受到剪切作用，引發套管管體錯斷。

火驅后套管的熱蒸汽泄漏進入地層，如泥巖層，泥巖層吸水膨脹引起地層蠕變。與此同時，相鄰的地層由于屬性不同很少吸水或者基本不發生蠕變，結果相鄰地層間的相對運動施加給套管管體橫向的剪切應力，套管的橫斷面因而受到非均勻的外加載荷擠壓。

套損模式三：擠毀及屈曲變形。一方面，熱采生產過程中，地層會出砂造成虧空，甚至塌陷，導致發生屈曲變形。另一方面由于套管在火驅時溫度極高，壓縮應力升高，但隨溫度升高管體強度降低，加之水泥環在過高的溫度變化條件下會因膨脹系數與管體相差過大，導致固井的水泥環破裂，套管橫向缺少約束成為自由狀態。火驅過程中，由于井口固定，套管熱膨脹受到軸向的壓縮應力，因而在橫向發生屈曲變形。

套損模式四：高溫氧腐蝕，在理想狀態下，火驅井點火后火線向遠端推進，在實際作業過程中不可避免的會產生近井筒燃燒現象，在實際測溫過程中甚至發生在注氣井段上部存在800℃以上高溫導致測井儀器燒壞事故，與燃燒產生的CO2、H2S等尾氣的腐蝕相比較，高溫條件下的氧腐蝕會產生表面氧化脫落現象，削減了套管壁厚，即使降溫后也不能恢復，嚴重降低了套管的強度性能，是導致發生套損的重要原因。

3　套管損壞主控因素及預防對策

從前述研究部分的結果可知， 產生火驅套壞的根本原因是溫度變化導致過大的壓縮或拉伸應力、隨溫度上升材質自身高溫強度下降以及高溫環境下氧腐蝕等惡劣工況對套管壁厚造成的減薄影響。溫度是貫穿于是引起各種環境腐蝕因素和材質性能變化的最主要控制因素。

相對于蒸汽熱采導致的套損，火驅套損的區別在于，火驅過程中極高的溫度導致材質屈服強度顯著下降，在一個周期或較短周期循環過程中即出現套損[5]。蒸汽熱采由于溫度相對較低，蠕變疲勞等因素是主控因素，失效主要發生在多周期溫度循環過程中。而火驅由于溫度相對較高，套損主要發生在超高溫階段和高溫向低溫變化的階段，一方面在高溫作用下套管屈服強度顯著降低，水泥環脫離約束，造成屈曲變形。另一方面，在超高溫向低溫轉變過程中壓縮應力變為拉伸應力，溫差過大引起的極大的拉伸應力將超過瞬時屈服強度，引起管體、接頭失效。此外，高溫氧腐蝕造成的壁厚減薄，而造成的整管強度不足也加速了整個失效過程。最后，在轉驅前部分井次經多輪蒸汽吞吐造成的材料自身力學性能損傷也是重要原因(強度下降、抗蠕變高溫性能降低等)。

溫度是火驅井有別于其他熱采工況的最主要控制因素，預防對策要圍繞溫度帶來的附加效應出發。根據上述研究成果，建議從套管材質、點火工藝優化、管柱設計、固井質量等以下幾方面針對性的開展火驅井套損預防工作。

1)提高套管材耐熱性能，包括材質的高溫強度、長時間耐熱性能及抗蠕變性能。

2)改進材質抗氧腐蝕性能、生產過程中添加緩蝕劑預防CO2、H2S等尾氣的腐蝕、采用鎢合金進行套管表面改性等。

3)采用特殊螺紋接頭套管，改進套管接頭高溫強度和密封性能。

4)控制點火距離，降低點火溫度。

5)降低單次點火熱容量，采用多次少量點火工藝。

6)優化管柱結構，底部套管采用耐熱鋼材質。

7)提高固井質量、嚴格控制套管質量、控制地層出砂。

4　結　論

1)按照不同失效類型，火驅套壞可分為四種失效模式，產生火驅套壞的根本原因是溫度變化導致過大的壓縮或拉伸應力、隨溫度上升材質自身高溫強度下降以及高溫環境下氧腐蝕等惡劣工況對套管壁厚造成的減薄影響。溫度是貫穿于是引起各種環境腐蝕因素和材質性能變化的最主要控制因素。

2)建議從套管材質、點火工藝優化、管柱設計、固井質量等以下幾方面針對性的開展火驅井套損預防工作。

[1] 鄭水平,程海清.遼河火燒油層技術達到國際水平[J].國外測井技術. 2009，38(6)：74.

[2] 汪子昊,李治平,趙志花.火燒油層采油技術的應用前景探討[J].內蒙古石油化工，2008，10(7)：11-15.

[3] 陳莉娟.注蒸汽后期稠油油藏火驅配套工藝礦場試驗與認識[J].石油鉆采工藝，2014，36(4)：93-96.

[4] 岳磊,田青超.火驅采油套管的試制開發[J].山東冶金，2010，32(3)：52-54.

[5] 李洪乾.熱采井高溫對套管強度的影響[J].鉆采工藝，2011，34(5):90-93.

Failure Analysis on Casing Damage of Combustion Drive Oil Well and Preventive Measures at Liaohe Oilfield

ZHANG Shoujun1, LUO Enyong1, YANG Shangyu2，WU Fei1,DONG Xiaoming3， FENG Chun2

(1.PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin，Liaoning124000,China;2.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructureSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials,Xi′an,Shaanxi710077,China; 3.BaosteelGroupCorporation,Shanghai201900,China)

With view to the casing damage in combustion drive oil well at Liaohe oil filed, the casing mechanical properties under different temperature were studied combining with the features of the operation in combustion drive oil well. The mechanism of casing failure during combustion drive process was discussed, and the preventive measures were given.

heavy oil; thermal well; combustion; casing damage

張守軍，男，1963年生，教授級高級工程師，1986年畢業于江漢石油學院石油工程專業，現從事油田采油工藝技術研究與管理工作。E-mail:luoenyong@petrochina.com.cn

TE358

A

2096-0077(2016)04-0039-04

2016-02-01 編輯：屈憶欣)