稠油热采井套管损坏机理分析及预防对策研究

吴迪

摘 要：由于地质因素和工程因素的影响，随着生产时间的延长，油水井不可避免的会出现套管损坏。套损后直接影响油水井产能，更严重的后果是直接导致油水井停产、报废，制约了油田的开发效果。为此本文主要对稠油热采井套管损坏的机理进行分析，并针对性地提出相应的预防对策，最大限度减少对套管损害的不利因素，从而延长套管的使用寿命。

关键词：热采井;套管损坏;机理分析;预防对策

0 引言

稠油热采套管损坏井的日益增多严重影响了油田的开发效果，本着预防为主的方针，研究套管损坏的机理，确定引起套管损坏的原因及损坏类型，制定配套的防护措施，尽可能地减缓套管损坏速度，延长油水井使用寿命，提高油田后期开发的经济效益;进而研究套损修复技术，采取针对性的工艺技术进行综合治理，逐步提高套损井治理率和修复成功率，使停产和带病生产的套损井达到正常生产的目的。

1 套管损害机理分析

对于稠油热采井，热应力作用应该是造成其套管损坏的主要原因。超稠油热采井注蒸汽的平均温度在340℃左右，有的超过350℃。当热采井在首次注入300℃的高温蒸汽后，封隔器附近的套管将产生700MPa以上的压应力，该值高于一般套管材料的许用值，这是造成套管损坏的最直接因素。

高温高压和冷热交替是造成蒸汽吞吐井套管损坏的主要原因。油井进行蒸汽吞吐作业比蒸汽驱连续注汽套管损坏更严重，蒸汽吞吐区块注汽温度高，注入压力大，高压冲蚀、高温热应力以及多轮次导致的温度场剧烈变化，热应力造成套管受压缩、受拉伸，再压缩、再拉伸反复疲劳损伤，对热采井的套管及水泥环的完整性均影响较大。

材质越差损坏就严重，早期的热采井部分采用J55套管，其损坏率比较高;后来采用壁厚8.05mm的N80钢级套管，其允许最大温度变化只有204℃，仍难以满足热采工艺技术要求，超过一定时间和轮次以后，套管将因疲劳而损坏。后来经过研究的深入，不断提高完井套管钢级和壁厚，加厚套管的抗挤毁能力明显提高，具有更好的承载能力，套损率也逐年下降，套损得到较好的控制。

固井水泥耐温级别低，即使水泥封固很好也难以承受300℃以上的高温，温度升高后水泥石强度降低，渗透率增加。渗入水受热汽化膨胀造成了套管与水泥环之间松动滑移而受到压缩应力，当超过其压缩极限时，使水泥石开裂与破碎，从而使套管失去保护而损坏。

射孔完井是套管损坏的一个因素。在射孔段和射孔段上下部，由于应力集中，造成套管抗挤压强度降低，加剧套管损坏的程度。

未合理实施提拉预应力完井。稠油热采过程中套管受热伸长，容易引起套管损坏，提拉预应力可以减少部分热应力对套管的损坏，部分油田近年开始推广提拉预应力完井。但是由于地锚失效、提拉力不够等原因，导致该完井方式未能有效发挥预防套损的作用。

2 预防对策

套损最根本的原因就是高温和出砂。稠油热采井管柱强度和结构的设计，应主要致力于解决过高的热应力和地层出砂两大难题，所以应该提高管柱强度并优化管柱的结构设计。

提高完井套管钢级和壁厚。加厚套管的有效应力小于普通壁厚套管，抗挤毁能力明显提高，使得套管具有更好的承载能力。

采用更高耐温级别的固井水泥。G级加砂水泥耐温性能达不到热采井高温注汽要求，应开展耐高温（320℃以上）固井水泥浆体系研究（铝酸盐）。质量要求高标准，要求注蒸汽固井水泥具有良好的热物理性，即高温下有较高的压缩强度、抗拉强度及导热系数。

开展新型完井地锚研究、提高完井提拉预应力以及加强钻井监督力度，同时进行早期防砂，并对水泥环本身进行措施保护。理论上研究提拉预应力可以减少部分热应力对热采井完井套管的损坏，统计数据表明与区块总体水平相比该完井方式套损率有所降低，但是效果并不明显。

选择密封紧实的热注封隔器并严格控制注汽参数，定期检查封隔器是否密封有效，以免因为封隔器失效使得热量损失，从而对其上的套管部分造成热损害，通过对井筒进行一些隔热措施以减少对套管的损害

通过对套损井进行普查结果汇总分析，之前被应用于现场的热力补偿器完井对预防热采井套损作用不大，可以适当取消热补完井方式。同时在调查中发现少数未投产的新井即发生了套损，所以在投产前加强完井管材检验力度也显得尤为重要。

3 结语

综上所述，随着部分油田套损井数的日益增加，作者认为减少套损井的最好方法不是治理而是预防，进而对于套管损坏的机理进行了系统全面的分析，并针对性的提出相应的预防对策，尽可能减轻热采对油层套管的损坏程度，延长稠油井的寿命，对提高稠油热采的经济效益及如何预防热采井的套管损坏具有一定的指导意义。

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