稠油热采井完井技术

1、稠油热采井完井技稠油热采井完井技术术长城钻探公司工程技术研究院长城钻探公司工程技术研究院20122012年年6 6月月余余 雷雷153232924931636427234351515999深层深层38.38%特深层特深层41.51%中深层中深层20.11%之一之一：油层埋藏深油层埋藏深深层深层9001300m 41.79%特深层特深层13001700m42.56%中深层中深层600900m15.65%156934112745417305063107332448薄互层薄互层15.35%块状块状44.42%中等互中等互层层40.23%薄互层薄互层17.39%块状块状40.03%中等互中等互层层42

2、.58%之二：油层产状类型多之二：油层产状类型多按油藏埋深: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0 050000500001000001000001500001500002000002000002500002500003000003000000 02020404060608080100100120120温度温度粘度 mPa.s粘度 mPa.s938913282795666597910229超稠油超稠油9.18%特稠油特稠油12.99%普通稠油普通稠油77.83%特稠油及超

3、稠油特稠油及超稠油13%普通稠油普通稠油87%原油粘度跨度大，类型多原油粘度跨度大，类型多辽河油田稠油及超稠油套管损坏状况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通过五个地区的稠油区块调查的38603860口热采井，发生套管损坏的有口热采井，发生套管损坏的有489489口，口，占占12.64%12.64% 洼洼3838块到目前为止套管损坏率巳达块到目前为止套管损坏率巳达40%40% 特油公司有特油公司有N80N80套管井套管井299299口，已损坏口，已损坏112112口，损坏率已达到口，损坏率已达到37%37%。 造成稠油热采井套管损坏的原因造成稠油热采井套管损坏的原因

4、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温度对套管性能的影响温度对套管性能的影响 线膨胀系数随温度的变化线膨胀系数随温度的变化 弹性模量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屈服强度随温度的变化 实验表明：实验表明：（N80N80套管在注蒸汽条件下）套管在注蒸汽条件下）屈服强度降低约屈服强度降低约18%18% 弹性模量降低约弹性模量降低约38%38% 抗拉强度降低抗拉强度降低7%7%套管损坏机理套管损坏机理蒸蒸 汽吞吐轴向应力变化汽

5、吞吐轴向应力变化 套管柱全长温度曲线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应力分布曲线 套管柱热胀位移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井筒剖面热胀时的变形状态套管强度计算套管强度计算大量现场实况调查及理论研究结果表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

6、力是不够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。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）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的初始应力（含预拉应力及弯管段的弯曲应

7、力）。应力）。（2 2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的热）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。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高温区管段初始应力应该满足的强度条件条件b高温区管段热应力（残余拉伸应力）高温区管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件应该满足的强度条件c c封隔器附近管段热应力（残余拉伸应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力）应该满足的强度条件 1 1、产

8、生的热应力过大、产生的热应力过大2 2、油井出砂的影响、油井出砂的影响3 3、固井质量的影响、固井质量的影响套损防治措施套损防治措施提高套管强度提高套管强度隔热技术隔热技术(采油工程采油工程)预应力完井预应力完井提高丝扣连接强度提高丝扣连接强度热应力补偿器热应力补偿器防砂防砂提高固井质量提高固井质量1、一级短爪，解决缩经井眼锚定、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、二级长爪，解决松散地层及大肚子 井眼锚定井眼锚定3、上下锚爪依次打开，一级力量不足、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二级自动打开，保证不同井径锚定要求4、双级四爪，强度高，

9、、双级四爪，强度高，180度对衬布度对衬布 置，受力均匀，也保证居中置，受力均匀，也保证居中5、安全机构，保证使用过程安全与可靠、安全机构，保证使用过程安全与可靠预应力双级套管地锚预应力双级套管地锚套损防治措施套损防治措施Specifications规规格格 序序号号技术指标技术指标7实心地锚实心地锚（油层套管）（油层套管）9-5/89-5/8空心地空心地锚锚（技术套管）（技术套管）1主体外径190194 mm285mm2剪销压力57MPa68MPa3最大工作压力1520 MPa1520 MPa4锚爪级数双级单或双5锚爪张开外径600 mm600mm6工具长度30004000mm1500300

10、0mm7主体抗拉强度15002000kN20002500kN8适应井眼210400mm300450mm9主体材质N80，35CrMN80，35CrMo10内 径224.5mm11工作温度35035012连接螺纹BTC/LTCBTC/LTC套损防治措施套损防治措施1 1、油层套管与法兰通过标准套、油层套管与法兰通过标准套管丝扣直接相连，没有橡胶管丝扣直接相连，没有橡胶密封件，耐高温、高压；密封件，耐高温、高压；2 2、有调节装置，便于预应力施、有调节装置，便于预应力施工井口安装固定；工井口安装固定；3 3、设有回注孔，可满足再次对、设有回注孔，可满足再次对环空挤水泥等后续作业。环空挤水泥等后续作

11、业。套损防治措施套损防治措施SPECIFICATION 型号与规范型号与规范规格规格型号型号套管结构套管结构悬挂悬挂载荷载荷耐压级别耐压级别密封形密封形式式耐温性耐温性能能TCH13TCH139 913-3/813-3/89-5/89-5/83003000kN0kN安装后耐安装后耐压级别与压级别与井内套管井内套管相同相同法兰金法兰金属垫环属垫环密封和密封和APIAPI标准螺标准螺纹密封纹密封（BTCBTC）（LTCLTC）耐温耐温370370与法兰与法兰金属垫金属垫环密封环密封及及APIAPI标标准螺纹准螺纹密封相密封相同。同。TCH10TCH107 710-3/410-3/47 725025

12、00kN0kNTCH9TCH97 79-5/89-5/87 72502500kN0kNTCH9TCH96 69-5/89-5/86-6-5/85/82502500kN0kN套损防治措施套损防治措施特特 点：点：具有轴向伸缩功能（伸缩距150mm）； 解决套管局部套管损坏； 预应力完井技术有益补充。套损防治措施套损防治措施技术性能（技术性能（Specifications）规格抗拉强度(kN)抗挤强度(MPa)工作温度()工作压力(MPa)伸缩量(mm)最大外径(mm)内径(mm)扣型(API)循环次数(n)72660 26.935020150219159.4梯形/长圆500套损防治措施套损防治措

13、施 稠油油藏地层胶结疏松，加上注汽热采，热采井出砂比较严重。出砂不但影响油井正常生产，而且加速套管损坏。为此辽河已研制出多种系列适合稠油油藏防砂筛管,防砂粒度中值最小达到0.07mm。套损防治措施套损防治措施金属金属材料预充填筛管结构示意图 辽河油田与天津钢管厂合作开发了TP100H套管，选用热稳定性好的Cr-Mo低合金钢作为套管材料。 N80套管能承受最大热应力不超过518MPa，TP100H至少能承受731MPa热应力，TP100H套管在温度升高到350时屈服强度下降14%,而N80套管屈服强度下降17%。目前TP100H套管在辽河热采井得到普遍应用。套损防治措施套损防治措施试样安装示意图

14、试样安装示意图 套管试样套管试样 A种：种：177.8177.89.19mm TP100H BCSG 29.19mm TP100H BCSG 2根（试验编号为根（试验编号为11#11#，12#12#） B B种：种：177.8177.88.05mm N80 BCSG 28.05mm N80 BCSG 2根根( (试验编号为试验编号为2#2#，4#)4#)进口进口N80N80套管套管拉伸试验结果拉伸试验结果冲击试验结果冲击试验结果套管 试样规格 试验温度 纵向 TP100H 7.510552V 0 97.0 101.0 92.5 N80 510552V 0 84.0 82.0 84.5 硬度试验

15、结果硬度试验结果套管 硬度值（HRC） TP100H 30.0 30.0 29.8 N80 22.3 23.0 22.7 套管的变形分析套管的变形分析 从保持载荷恒定时的位移变化曲线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，尤其是可以看出两种套管变形情况，尤其是N80N80套管的套管的2#2#试样在高温及载荷为试样在高温及载荷为2447KN2447KN的的条件下，条件下，1515分种的压缩保载时其位移最分种的压缩保载时其位移最大伸长了大伸长了0.66mm0.66mm，而，而TP100HTP100H套管套管11#11#试样试样在高温及载荷为在高温及载荷为3559KN3559KN的条

16、件下，的条件下，1515分分种的压缩保载时其位移最大 仅 伸 长种的压缩保载时其位移最大 仅 伸 长0.38mm0.38mm，可见，可见TP100HTP100H套管抗高温变形能套管抗高温变形能力要远好于力要远好于N80N80套管。套管。研研 究究 结结 果果 在载荷相同的条件下，在载荷相同的条件下，TP100HTP100H套套管拉伸、压缩位移量明显较管拉伸、压缩位移量明显较N80N80套管套管小；位移量相同的条件下，小；位移量相同的条件下，TP100HTP100H套管能承受的载荷值明显高于套管能承受的载荷值明显高于N80N80套套管，这说明两种套管抵抗热应力变管，这说明两种套管抵抗热应力变形存