稠油熱采井完井設(shè)計(jì)

1、稠油熱采井完井設(shè)計(jì)稠油熱采井完井設(shè)計(jì) 設(shè)計(jì)內(nèi)容提綱設(shè)計(jì)內(nèi)容提綱 稠油熱采井套管損壞原因分析稠油熱采井套管損壞原因分析 稠油熱采井套管選擇稠油熱采井套管選擇 稠油熱采井套管設(shè)計(jì)計(jì)算內(nèi)容稠油熱采井套管設(shè)計(jì)計(jì)算內(nèi)容 稠油熱采井套管管柱設(shè)計(jì)稠油熱采井套管管柱設(shè)計(jì) 稠油熱采井套管固井技術(shù)稠油熱采井套管固井技術(shù) 稠油熱采井防砂技術(shù)稠油熱采井防砂技術(shù) 遼河油田稠油及超稠油套管損壞狀況遼河油田稠油及超稠油套管損壞狀況 通過五個(gè)地區(qū)的稠油區(qū)塊調(diào)查的通過五個(gè)地區(qū)的稠油區(qū)塊調(diào)查的 38603860口熱采井，發(fā)生套管損壞的有口熱采井，發(fā)生套管損壞的有 489489口，占口，占12.64%12.64% 洼洼3838塊到

2、目前為止套管損壞率巳達(dá)塊到目前為止套管損壞率巳達(dá) 40%40% 特油公司有特油公司有n80n80套管井套管井299299口，已損口，已損 壞壞112112口，損壞率已達(dá)到口，損壞率已達(dá)到37%37%。 造成稠油熱采井套管損壞的原因造成稠油熱采井套管損壞的原因 熱采井高溫及溫度劇烈變化是套管 損壞的主要原因 油井出砂也是套管損壞的重要原因 api圓螺紋接頭和偏梯形螺紋接頭 不適合熱采井要求 水泥封固質(zhì)量不好與水泥環(huán)空段套 管易變形 隔熱管和隔熱措施不利影響很大 套管柱全長溫度曲線套管柱全長溫度曲線 套管柱熱脹應(yīng)力分布曲線套管柱熱脹應(yīng)力分布曲線 套管柱熱脹位移分布曲線套管柱熱脹位移分布曲線 井筒剖

3、面熱脹時(shí)的變形狀態(tài)井筒剖面熱脹時(shí)的變形狀態(tài) 蒸蒸 汽吞吐軸向應(yīng)力變化汽吞吐軸向應(yīng)力變化 計(jì)算采用的井筒溫度升高值計(jì)算采用的井筒溫度升高值 試樣安裝示意圖試樣安裝示意圖 套管試樣套管試樣 a種：種：177.8177.89.19mm tp100h bcsg 29.19mm tp100h bcsg 2 根（試驗(yàn)編號(hào)為根（試驗(yàn)編號(hào)為11#11#，12#12#） b b種：種：177.8177.88.05mm n80 bcsg 28.05mm n80 bcsg 2根根 ( (試驗(yàn)編號(hào)為試驗(yàn)編號(hào)為2#2#，4#)4#)進(jìn)口進(jìn)口n80n80套管套管 拉伸試驗(yàn)結(jié)果拉伸試驗(yàn)結(jié)果 試驗(yàn)項(xiàng)目試驗(yàn)項(xiàng)目 抗拉強(qiáng)度抗拉強(qiáng)

4、度 （mpmpa a） 屈服強(qiáng)度屈服強(qiáng)度 （mpmpa a） 延伸率延伸率 （% %） tp100htp100h 958958 955955 961961 844844 855855 858858 23.423.4 2222 23.223.2 試驗(yàn)結(jié)果試驗(yàn)結(jié)果 （室溫）（室溫） n80n80 789789 800800 801801 742742 716716 751751 27.827.8 25.225.2 24.024.0 試驗(yàn)結(jié)果試驗(yàn)結(jié)果* （350350） tp100htp100h 811811 703703 19.019.0 注注* *：拉伸試樣為：拉伸試樣為 19.0519.055

5、0mm50mm 板狀試樣；板狀試樣； 注注*：為天津鋼管公司提供；：為天津鋼管公司提供； 沖擊試驗(yàn)結(jié)果沖擊試驗(yàn)結(jié)果 套管 試樣規(guī)格 試驗(yàn)溫度 縱向 tp100h 7.510552v 0 97.0 101.0 92.5 n80 510552v 0 84.0 82.0 84.5 硬度試驗(yàn)結(jié)果硬度試驗(yàn)結(jié)果 套管 硬度值（hrc） tp100h 30.0 30.0 29.8 n80 22.3 23.0 22.7 套管的變形分析套管的變形分析 從保持載荷恒定時(shí)的位移變化曲線從保持載荷恒定時(shí)的位移變化曲線 可以看出兩種套管變形情況，尤其是可以看出兩種套管變形情況，尤其是n80n80 套管的套管的2#2#試

6、樣在高溫及載荷為試樣在高溫及載荷為24472447knkn的的 條件下，條件下，1515分種的壓縮保載時(shí)其位移最分種的壓縮保載時(shí)其位移最 大伸長了大伸長了0.660.66mmmm，而而tp100htp100h套管套管11#11#試樣試樣 在高溫及載荷為在高溫及載荷為35593559knkn的條件下，的條件下，1515分分 種的壓縮保載時(shí)其位移最大 僅 伸 長種的壓縮保載時(shí)其位移最大 僅 伸 長 0.380.38mmmm，可見可見tp100htp100h套管抗高溫變形能套管抗高溫變形能 力要遠(yuǎn)好于力要遠(yuǎn)好于n80n80套管。套管。 研 究 結(jié) 果 在載荷相同的條件下，在載荷相同的條件下，tp10

7、0htp100h套套 管拉伸、壓縮位移量明顯較管拉伸、壓縮位移量明顯較n80n80套管套管 ??；位移量相同的條件下，??；位移量相同的條件下，tp100htp100h 套管能承受的載荷值明顯高于套管能承受的載荷值明顯高于n80n80套套 管，這說明兩種套管抵抗熱應(yīng)力變管，這說明兩種套管抵抗熱應(yīng)力變 形存在一定的差異，形存在一定的差異，tp100htp100h套管明套管明 顯優(yōu)于顯優(yōu)于n80n80套管。套管。 套管強(qiáng)度計(jì)算套管強(qiáng)度計(jì)算 大量現(xiàn)場(chǎng)實(shí)況調(diào)查及理論研究結(jié)果大量現(xiàn)場(chǎng)實(shí)況調(diào)查及理論研究結(jié)果 表明，注蒸汽熱采井套管柱發(fā)生強(qiáng)度破表明，注蒸汽熱采井套管柱發(fā)生強(qiáng)度破 壞的主要部位是在封隔器以下的油層

8、段壞的主要部位是在封隔器以下的油層段 及封隔器附近的井段。主要破壞形式為及封隔器附近的井段。主要破壞形式為 拉斷。因此，計(jì)算注蒸汽熱采井套管柱拉斷。因此，計(jì)算注蒸汽熱采井套管柱 的強(qiáng)度，只關(guān)注最大熱載荷及其相應(yīng)的的強(qiáng)度，只關(guān)注最大熱載荷及其相應(yīng)的 熱應(yīng)力是不夠的，應(yīng)該進(jìn)一步關(guān)注吐液熱應(yīng)力是不夠的，應(yīng)該進(jìn)一步關(guān)注吐液 降溫之后的殘余拉伸應(yīng)力。因?yàn)檫@種殘降溫之后的殘余拉伸應(yīng)力。因?yàn)檫@種殘 余拉伸應(yīng)力才是和熱采井套管主要破壞余拉伸應(yīng)力才是和熱采井套管主要破壞 形式直接相關(guān)的。形式直接相關(guān)的。 套管柱上主要的強(qiáng)度危險(xiǎn)區(qū)套管柱上主要的強(qiáng)度危險(xiǎn)區(qū) （1）封隔器以下高溫區(qū)的管段（含直管段）封隔器以下高溫區(qū)的

9、管段（含直管段 和彎管段），這里的熱脹軸向壓力最大，和彎管段），這里的熱脹軸向壓力最大， 熱脹彎矩也可能很大，同時(shí)還有固井時(shí)熱脹彎矩也可能很大，同時(shí)還有固井時(shí) 留下的初始應(yīng)力（含預(yù)拉應(yīng)力及彎管段留下的初始應(yīng)力（含預(yù)拉應(yīng)力及彎管段 的彎曲應(yīng)力）。的彎曲應(yīng)力）。 （2 2）封隔器附近接箍鄰區(qū)的管段，這里的）封隔器附近接箍鄰區(qū)的管段，這里的 熱脹軸向壓力并非最大，但熱脹引起的熱脹軸向壓力并非最大，但熱脹引起的 局部圍壓能使管壁產(chǎn)生相當(dāng)大的局部彎局部圍壓能使管壁產(chǎn)生相當(dāng)大的局部彎 曲應(yīng)力。曲應(yīng)力。 稠油熱采井套管設(shè)計(jì)強(qiáng)度條件稠油熱采井套管設(shè)計(jì)強(qiáng)度條件 a高溫區(qū)管段初始應(yīng)力應(yīng)該滿足的強(qiáng)度高溫區(qū)管段初始應(yīng)

10、力應(yīng)該滿足的強(qiáng)度 條件條件 b高溫區(qū)管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng)力）高溫區(qū)管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng)力） 應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件 c c封隔器附近管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng)封隔器附近管段熱應(yīng)力（殘余拉伸應(yīng) 力）應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件力）應(yīng)該滿足的強(qiáng)度條件 套管柱設(shè)計(jì)套管柱設(shè)計(jì) 如果熱采井設(shè)計(jì)使用的蒸汽溫度過如果熱采井設(shè)計(jì)使用的蒸汽溫度過 高，又缺乏高強(qiáng)度的管材，這種情況下高，又缺乏高強(qiáng)度的管材，這種情況下 要滿足套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)的安全條件，可要滿足套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)的安全條件，可 能發(fā)生困難。解決這種困難的有效措施能發(fā)生困難。解決這種困難的有效措施 在于設(shè)法吸收部分熱脹變形，降低套管在于設(shè)法吸收部分熱脹

11、變形，降低套管 柱上高應(yīng)力部位的應(yīng)力值。為了解決這柱上高應(yīng)力部位的應(yīng)力值。為了解決這 一困難遼河油田研究成功了熱應(yīng)力補(bǔ)償一困難遼河油田研究成功了熱應(yīng)力補(bǔ)償 器。器。 熱應(yīng)力補(bǔ)償器的作用熱應(yīng)力補(bǔ)償器的作用 根據(jù)調(diào)查及理論研究成果，套管損壞根據(jù)調(diào)查及理論研究成果，套管損壞 的一大原因是套管受熱后受壓，冷卻后的一大原因是套管受熱后受壓，冷卻后 受拉導(dǎo)致絲扣破壞或套管變形。為此，受拉導(dǎo)致絲扣破壞或套管變形。為此， 構(gòu)想在套管柱恰當(dāng)位置裝上構(gòu)想在套管柱恰當(dāng)位置裝上12只允許套只允許套 管具有一定軸向伸縮變形量的熱應(yīng)力補(bǔ)管具有一定軸向伸縮變形量的熱應(yīng)力補(bǔ) 償器，將套管內(nèi)應(yīng)力值控制在屈服極限償器，將套管內(nèi)應(yīng)

12、力值控制在屈服極限 范圍之內(nèi)。范圍之內(nèi)。 熱應(yīng)力補(bǔ)償器的技術(shù)性能熱應(yīng)力補(bǔ)償器的技術(shù)性能 a. 熱應(yīng)力補(bǔ)償器作為完井套管柱的一部分，具有熱應(yīng)力補(bǔ)償器作為完井套管柱的一部分，具有 與所選套管一致的強(qiáng)度性能；與所選套管一致的強(qiáng)度性能； b. 熱應(yīng)力補(bǔ)償器的內(nèi)徑與配合使用的套管內(nèi)徑一熱應(yīng)力補(bǔ)償器的內(nèi)徑與配合使用的套管內(nèi)徑一 致；外徑與鉆井井徑相適應(yīng)，保證有足夠的固致；外徑與鉆井井徑相適應(yīng)，保證有足夠的固 井所需的環(huán)空間隙，以確保固井質(zhì)量；井所需的環(huán)空間隙，以確保固井質(zhì)量； c. 具有良好的氣密性，保證熱注、熱采和固井過具有良好的氣密性，保證熱注、熱采和固井過 程中不發(fā)生泄漏；程中不發(fā)生泄漏； d. 具

13、有熱化學(xué)穩(wěn)定性和耐腐蝕性，以保證油井的具有熱化學(xué)穩(wěn)定性和耐腐蝕性，以保證油井的 使用壽命使用壽命。 遼河油田所用熱應(yīng)力補(bǔ)償器結(jié)構(gòu)示意圖 熱應(yīng)力補(bǔ)償器的主要技術(shù)熱應(yīng)力補(bǔ)償器的主要技術(shù) 性能指標(biāo)性能指標(biāo) 抗拉強(qiáng)度抗拉強(qiáng)度 266噸噸 抗擠強(qiáng)度抗擠強(qiáng)度 26.9 mpampa 工作溫度工作溫度 350350 工作壓力工作壓力 20 20 mpampa 伸縮量伸縮量 150-500 150-500mmmm 最大外徑最大外徑 220 220mmmm 可在可在350350和和1515mpampa壓力條件下工作壓力條件下工作500500次以上次以上。 熱采稠油井預(yù)應(yīng)力完井熱采稠油井預(yù)應(yīng)力完井 為了減少套管上

14、的熱應(yīng)力，國內(nèi)外廣泛應(yīng)為了減少套管上的熱應(yīng)力，國內(nèi)外廣泛應(yīng) 用了套管提拉預(yù)應(yīng)力技術(shù)。在套管提拉預(yù)應(yīng)力用了套管提拉預(yù)應(yīng)力技術(shù)。在套管提拉預(yù)應(yīng)力 上有多種方法，遼河油田最開始搞的是雙凝水上有多種方法，遼河油田最開始搞的是雙凝水 泥提拉預(yù)應(yīng)力技術(shù)和兩次注水泥提拉應(yīng)力技術(shù)。泥提拉預(yù)應(yīng)力技術(shù)和兩次注水泥提拉應(yīng)力技術(shù)。 由于施工技術(shù)復(fù)雜，遼河油田先后研究成功了由于施工技術(shù)復(fù)雜，遼河油田先后研究成功了 多種地錨簡(jiǎn)化提拉預(yù)應(yīng)力工作?，F(xiàn)在廣泛使用多種地錨簡(jiǎn)化提拉預(yù)應(yīng)力工作?，F(xiàn)在廣泛使用 的是用遼河油田自己研制的的是用遼河油田自己研制的wa-型空心式套型空心式套 管地錨。采用該項(xiàng)技術(shù)有效地解決了提拉預(yù)應(yīng)管地錨。采

15、用該項(xiàng)技術(shù)有效地解決了提拉預(yù)應(yīng) 力工藝復(fù)雜的技術(shù)問題。力工藝復(fù)雜的技術(shù)問題。 熱采稠油井固井技術(shù)熱采稠油井固井技術(shù) 根據(jù)理論研究的結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)調(diào) 研資料，增加套管外水泥環(huán)高度， 有利于減少套管損壞，尤其對(duì)于熱 采井油層頂界以上水泥環(huán)的高度與 保護(hù)套管有著直接關(guān)系。這就要求 熱采井固井時(shí)把水泥漿返出地面。 水泥漿體系的選擇水泥漿體系的選擇 低密度水泥漿密度低密度水泥漿密度 &mpa30min 稠化時(shí)間稠化時(shí)間23小時(shí)小時(shí) 水泥石抗壓強(qiáng)度水泥石抗壓強(qiáng)度10mpa(72h) 水泥漿封固高度的選擇與實(shí)施技術(shù)水泥漿封固高度的選擇與實(shí)施技術(shù) 依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研資料，增加套依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研資料，增加套 管外水泥環(huán)的高度，有利于減管外水泥環(huán)的高度，有利于減 少套管損壞，尤其對(duì)于熱采井少套管損壞，尤其對(duì)于熱采井 油頂以上水泥環(huán)的高度與保護(hù)油頂以上水泥環(huán)的高度與保護(hù) 套管有著較直接的關(guān)系套管有著較直接的關(guān)系。 熱采稠油井防砂技術(shù)熱采稠油井防砂技術(shù) 遼河油田稠油油井一般都是在疏松遼河油田稠油油井一