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[摘 要]在超稠油油藏的蒸汽吞吐开发过程中，套管损坏成为制约其高效开发的主要矛盾，根据统计资料，油层射孔井段附近套管损坏比例占套坏井的80%以上。提高油层段套管的强度，是减少油井油层段的套管损坏率的有效手段。经过对比分析研究，对油层内外加厚套管进行了现场实施验证。现场应用效果表明：实施油层外加厚套管后，超稠油套管损坏率明显降低，证明该项技术是防治油层段套管损坏的有效手段。
[关键词]套管损坏 防治 超稠油 外加厚套管 应用
中图分类号：TE256+.2 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）25―0511―02
前言
曙光油田曙一区超稠油产量占总产量的一半，目前主要以蒸汽吞吐开发为主，由于超稠油油藏具有周期生产时间短、吞吐频繁，油藏埋藏浅，地层压实作用弱，易出砂，储层物性好，易发生汽窜等特点，导致油井套坏成为制约油田开发的主要矛盾，为了有效的防治套管损坏的发生，我们在前期采用了预应力完井技术、热力补偿器技术、采用高强度水泥固井且水泥返高至井口，在套管选择上，从普通套管到采用N80、N80+P110，直至采用强度和壁厚更高的TP100H套管，但射孔井段附近套坏现象依然非常严重，经过对比研究和现场实践，通过油层段实施外加厚套管TP120TH，上部采用TP100H的组合方式，取得了较好的效果，值得推广应用。
1、超稠油套坏概况
曙一区超稠油自1986年开始试采，1999年试采成功，2000年投入规模开发，至2011年总井数已经达到1136口。油井随着吞吐轮次的增加，套坏井数已经达到509口，其中油层段套坏达到430口，占套坏总井数的84.5%，严重制约了油井正常生产，成为影响油田开发效果的主要矛盾之一。
2、套坏原因及需解决的问题
2.1 油层射孔段易套坏的原因分析
2.1.1 油井出砂是射孔段附近易发生套坏的首要因素[1]
由于曙一区超稠油油藏埋深较浅，地层压实作用弱，油藏储层物性好，为大孔高渗储层，胶结方式主要以稠油胶结为主，岩性主要以中细砂岩为主，加之原油携砂能力强，这些都客观上为油层出砂创造了条件。出砂后造成射孔井段附近砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，一方面使该处的套管周围因受力不均造成抗挤毁能力下降，另一方面受地层压实作用影响，套管的轴向压力使亏空处套管发生弯曲变形。在上述两个方面的影响下，该处套管易发生套坏。
2.1.2 频繁的高温差变化是射孔段易发生套坏的重要原因[2]
注蒸汽作业对套管的应力产生极大影响，一般油层段平均蒸汽温度在350℃左右，此时套管钢材的最大拉力强度、屈服强度及弹性膜数都明显降低，膨胀率增加。由于超稠油吞吐周期较短，年内吞吐2-3个轮次，同时汽窜现象较为频繁，使得油层段套管在年内至少3-5次的高温差变化。这种套管反复加热、冷却，再加热、冷却，造成钢材的反复疲劳损伤，是油层射孔段附近发生套坏的重要原因。国内外大量实践也证明，油井进行蒸汽吞吐作业较蒸汽驱连续注汽套管损坏严重的多。
2.1.3 射孔后套管强度降低也是射孔段易发生套坏的影响因素
王世圣等人的研究结果表明[3]，射孔后套管的极限承载能力均有不同程度的下降，下降幅度与射孔的密度有关。于永南[4]等人的研究结果表明，在射孔孔眼相当的情况下，孔眼面积增大，射孔套管的抗挤能力降低。但当射孔密度小于20孔/m时，无论采用何种布孔方式（除方孔），套管的抗挤能力降低均不会超过4%；大于20孔/m时，影响则明显增大。因此，射孔后对套管损坏有一定的影响，但通过控制射孔密度和孔眼形状及大小，可以减弱对套管的影响程度，因此，套管射孔对套管有一定影响，但不是决定因素。
2.2 需要解决的问题
根据对套管损坏影响因素的分析，认为要减小油层射孔段套坏的发生，对管材有以下几点要求：
（1）油层段套管必须要有更高的抗挤毁强度；
（2）提高套管在高温下的强度，并保持一定的稳定性；
（3）在提高强度的同时，套管还必须具有足够的韧性，避免射孔开裂。
3、TP120TH性能标准及选择依据[5-8]
根据目前超稠油的套坏现状和对油层段套管的需要，经过认真的调查研究，发现TP120TH外加厚套管材料的高温性能优良，抗挤毁强度优异，并具有优异的射孔性能，认为应用TP120TH外加厚套管可以很好的解决目前油层段套管损坏的问题。
3.1 TP120TH外加厚套管的性能标准
3.1.1 TP120TH外加厚套管的规格
TP120TH外加厚套管壁厚达到17.14mm，是TP100H壁厚（9.19mm）的近两倍，N80壁厚（8.05mm）的两倍多（表3-1），同时保证了套管内径为Φ159.4mm，与TP100H一致，同时采用转换套管，应用偏梯螺纹连接，便于与其它API套管组合使用。其接箍尺寸为Φ215.9mm×19.00mm，变径接箍尺寸为Φ215.9mm×25.00mm。
表3-1 主要规格对比表
参数 TP120TH TP100H N80
外径/mm Φ193.7 Φ177.8 Φ177.8
壁厚/mm 17.14 9.19 8.05
3.1.2 TP120TH外加厚套管材料试验
TP120TH套管与TP100H套管管体组织均为回火索氏体。两种套管的抗拉伸性能见表3-2。TP120TH套管抗拉强度、抗内压强度、抗挤毁强度失效值见表3-3。
表3-2 拉伸试验结果
试验温度 套管类型 抗拉强度/MPa 屈服强度/MPa 延伸率/%
953 858 33.4 室温 TP120TH 951 848 30.8
945 835 33.8
958 844 23.4
室温 TP100H 955 855 22.0
961 858 23.2
表3-3 套管抗拉、抗内压、抗挤试验结果
参数 TP120TH
拉伸至失效/KN 8834
水压爆破失效压力/Mpa 142.9
带接箍的管体挤毁值/Mpa 148.3（21502psi）
不带接箍的管体挤毁值/Mpa 138.1（20022psi）
3.1.3 TP120TH外加厚套管模拟热采试验
TP120TH套管在5403KN和6659KN两种载荷条件下，经过6次拉-压循环，其中拉伸载荷在室温下进行，压缩载荷在350℃下进行，未发生断裂和其它形式的失效。实验充分说明TP120TH套管具有良好的抗高温变形能力。
3.2 TP120TH外加厚套管的选择依据
3.2.1 TP120TH外加厚套管具有更高的抗挤毁强度和高温稳定性
根据试验结果，TP120TH外加厚套管的抗挤毁强度不低于130MPa，较TP100HΦ177.8mm×9.19mm（抗挤毁强度为6020Psi）套管增加了2倍多，是N80Φ177.8mm×8.05mm（抗挤毁强度为5410Psi）套管的近4倍。同时材料具有良好的高温性能，符合目前超稠油油层段防治套坏的要求。
3.2.2 TP120TH外加厚套管具有优异的射孔性能
辽河油田对TP120TH套管的管体和接箍进行了钢靶和水泥靶的射孔试验，试验使用1m弹和127弹，试验结果证明TP120TH套管的射孔性能符合标准要求。
4、现场应用及效果分析[9]
4.1 现场应用情况
曙一区超稠油的杜84兴隆台、杜813兴隆台和曙127454兴隆台等三个断块，自2003年开始实施TP100H+TP120TH组合套管，即油层段实施外加厚TP120TH套管，上部采用TP100H套管的组合方式，已经实施了268口，最高吞吐周期已经达到9周期，平均5.3周期。
4.2 效果分析
曙一区超稠油套管损坏情况见表4-1。
表4-1 曙一区超稠油不同套管类型套坏井数统计
套管类型 套损率/% 套损平均周期/轮
N80 95.7 4.5
N80+P110 88.0 3.4
TP100H 43.4 4.3
TP100H+TP120TH 4.4 4.3
总计 44.8 4.0
目前油层外加厚套管出现套坏井套坏位置均在油层上部的TP100H套管位置，套坏率仅为4.4%，而实施TP100H套管的套损率已经达到43.4%。统计结果表明，应用油层外加厚TP120TH套管效果明显。
5、结论
经理论研究、室内实验和现场的应用证明，TP120TH外加厚套管的应用是防治油层段套坏的有效手段，适合砂岩超稠油油藏热采井应用，值得的推广应用。
参考文献
[1] 何汉坤等 出砂因素对采油井套管损坏力学分析[J].河南石油.2004，18（2）：50-52
[2] 万仁溥等 采油技术手册（修订本）第八分册 [M].石油工业出版社.2001：331-343
[3] 王世圣等 射孔对生产套管强度的影响规律研究[J].特种油气藏.2002，9（6）：48-50.
[4] 于永南 杨秀娟 射孔套管剩余抗挤能力分析[J].石油大学报（自然科学版）.2004，28（1）：77-84
[5] 宗卫兵 张传友等 非API标准规格TP120TH稠油热采井专用套管的开发[J].天津冶金.2005，1：15-19.
[6] 唐波 练章华等 射孔套管抗挤强度理论分析[J].石油机械.2004，32（12）：11-19
[7] 韩建增 李中华等 特厚壁套管抗挤强度计算及现场应用[J].天然气工业.2003，23（6）.P77-79.
[8] 余雷 薄岷 辽河油田热采井套损防治新技术[J].石油勘探与开发.2005，32（1）：P116-118
[9] 杨立强 TP100H套管在超稠油热采井中的应用[J].特种油气藏.2002，9（6）：48-50.
[关键词]套管损坏 防治 超稠油 外加厚套管 应用
中图分类号：TE256+.2 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）25―0511―02
前言
曙光油田曙一区超稠油产量占总产量的一半，目前主要以蒸汽吞吐开发为主，由于超稠油油藏具有周期生产时间短、吞吐频繁，油藏埋藏浅，地层压实作用弱，易出砂，储层物性好，易发生汽窜等特点，导致油井套坏成为制约油田开发的主要矛盾，为了有效的防治套管损坏的发生，我们在前期采用了预应力完井技术、热力补偿器技术、采用高强度水泥固井且水泥返高至井口，在套管选择上，从普通套管到采用N80、N80+P110，直至采用强度和壁厚更高的TP100H套管，但射孔井段附近套坏现象依然非常严重，经过对比研究和现场实践，通过油层段实施外加厚套管TP120TH，上部采用TP100H的组合方式，取得了较好的效果，值得推广应用。
1、超稠油套坏概况
曙一区超稠油自1986年开始试采，1999年试采成功，2000年投入规模开发，至2011年总井数已经达到1136口。油井随着吞吐轮次的增加，套坏井数已经达到509口，其中油层段套坏达到430口，占套坏总井数的84.5%，严重制约了油井正常生产，成为影响油田开发效果的主要矛盾之一。
2、套坏原因及需解决的问题
2.1 油层射孔段易套坏的原因分析
2.1.1 油井出砂是射孔段附近易发生套坏的首要因素[1]
由于曙一区超稠油油藏埋深较浅，地层压实作用弱，油藏储层物性好，为大孔高渗储层，胶结方式主要以稠油胶结为主，岩性主要以中细砂岩为主，加之原油携砂能力强，这些都客观上为油层出砂创造了条件。出砂后造成射孔井段附近砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，一方面使该处的套管周围因受力不均造成抗挤毁能力下降，另一方面受地层压实作用影响，套管的轴向压力使亏空处套管发生弯曲变形。在上述两个方面的影响下，该处套管易发生套坏。
2.1.2 频繁的高温差变化是射孔段易发生套坏的重要原因[2]
注蒸汽作业对套管的应力产生极大影响，一般油层段平均蒸汽温度在350℃左右，此时套管钢材的最大拉力强度、屈服强度及弹性膜数都明显降低，膨胀率增加。由于超稠油吞吐周期较短，年内吞吐2-3个轮次，同时汽窜现象较为频繁，使得油层段套管在年内至少3-5次的高温差变化。这种套管反复加热、冷却，再加热、冷却，造成钢材的反复疲劳损伤，是油层射孔段附近发生套坏的重要原因。国内外大量实践也证明，油井进行蒸汽吞吐作业较蒸汽驱连续注汽套管损坏严重的多。
2.1.3 射孔后套管强度降低也是射孔段易发生套坏的影响因素
王世圣等人的研究结果表明[3]，射孔后套管的极限承载能力均有不同程度的下降，下降幅度与射孔的密度有关。于永南[4]等人的研究结果表明，在射孔孔眼相当的情况下，孔眼面积增大，射孔套管的抗挤能力降低。但当射孔密度小于20孔/m时，无论采用何种布孔方式（除方孔），套管的抗挤能力降低均不会超过4%；大于20孔/m时，影响则明显增大。因此，射孔后对套管损坏有一定的影响，但通过控制射孔密度和孔眼形状及大小，可以减弱对套管的影响程度，因此，套管射孔对套管有一定影响，但不是决定因素。
2.2 需要解决的问题
根据对套管损坏影响因素的分析，认为要减小油层射孔段套坏的发生，对管材有以下几点要求：
（1）油层段套管必须要有更高的抗挤毁强度；
（2）提高套管在高温下的强度，并保持一定的稳定性；
（3）在提高强度的同时，套管还必须具有足够的韧性，避免射孔开裂。
3、TP120TH性能标准及选择依据[5-8]
根据目前超稠油的套坏现状和对油层段套管的需要，经过认真的调查研究，发现TP120TH外加厚套管材料的高温性能优良，抗挤毁强度优异，并具有优异的射孔性能，认为应用TP120TH外加厚套管可以很好的解决目前油层段套管损坏的问题。
3.1 TP120TH外加厚套管的性能标准
3.1.1 TP120TH外加厚套管的规格
TP120TH外加厚套管壁厚达到17.14mm，是TP100H壁厚（9.19mm）的近两倍，N80壁厚（8.05mm）的两倍多（表3-1），同时保证了套管内径为Φ159.4mm，与TP100H一致，同时采用转换套管，应用偏梯螺纹连接，便于与其它API套管组合使用。其接箍尺寸为Φ215.9mm×19.00mm，变径接箍尺寸为Φ215.9mm×25.00mm。
表3-1 主要规格对比表
参数 TP120TH TP100H N80
外径/mm Φ193.7 Φ177.8 Φ177.8
壁厚/mm 17.14 9.19 8.05
3.1.2 TP120TH外加厚套管材料试验
TP120TH套管与TP100H套管管体组织均为回火索氏体。两种套管的抗拉伸性能见表3-2。TP120TH套管抗拉强度、抗内压强度、抗挤毁强度失效值见表3-3。
表3-2 拉伸试验结果
试验温度 套管类型 抗拉强度/MPa 屈服强度/MPa 延伸率/%
953 858 33.4 室温 TP120TH 951 848 30.8
945 835 33.8
958 844 23.4
室温 TP100H 955 855 22.0
961 858 23.2
表3-3 套管抗拉、抗内压、抗挤试验结果
参数 TP120TH
拉伸至失效/KN 8834
水压爆破失效压力/Mpa 142.9
带接箍的管体挤毁值/Mpa 148.3（21502psi）
不带接箍的管体挤毁值/Mpa 138.1（20022psi）
3.1.3 TP120TH外加厚套管模拟热采试验
TP120TH套管在5403KN和6659KN两种载荷条件下，经过6次拉-压循环，其中拉伸载荷在室温下进行，压缩载荷在350℃下进行，未发生断裂和其它形式的失效。实验充分说明TP120TH套管具有良好的抗高温变形能力。
3.2 TP120TH外加厚套管的选择依据
3.2.1 TP120TH外加厚套管具有更高的抗挤毁强度和高温稳定性
根据试验结果，TP120TH外加厚套管的抗挤毁强度不低于130MPa，较TP100HΦ177.8mm×9.19mm（抗挤毁强度为6020Psi）套管增加了2倍多，是N80Φ177.8mm×8.05mm（抗挤毁强度为5410Psi）套管的近4倍。同时材料具有良好的高温性能，符合目前超稠油油层段防治套坏的要求。
3.2.2 TP120TH外加厚套管具有优异的射孔性能
辽河油田对TP120TH套管的管体和接箍进行了钢靶和水泥靶的射孔试验，试验使用1m弹和127弹，试验结果证明TP120TH套管的射孔性能符合标准要求。
4、现场应用及效果分析[9]
4.1 现场应用情况
曙一区超稠油的杜84兴隆台、杜813兴隆台和曙127454兴隆台等三个断块，自2003年开始实施TP100H+TP120TH组合套管，即油层段实施外加厚TP120TH套管，上部采用TP100H套管的组合方式，已经实施了268口，最高吞吐周期已经达到9周期，平均5.3周期。
4.2 效果分析
曙一区超稠油套管损坏情况见表4-1。
表4-1 曙一区超稠油不同套管类型套坏井数统计
套管类型 套损率/% 套损平均周期/轮
N80 95.7 4.5
N80+P110 88.0 3.4
TP100H 43.4 4.3
TP100H+TP120TH 4.4 4.3
总计 44.8 4.0
目前油层外加厚套管出现套坏井套坏位置均在油层上部的TP100H套管位置，套坏率仅为4.4%，而实施TP100H套管的套损率已经达到43.4%。统计结果表明，应用油层外加厚TP120TH套管效果明显。
5、结论
经理论研究、室内实验和现场的应用证明，TP120TH外加厚套管的应用是防治油层段套坏的有效手段，适合砂岩超稠油油藏热采井应用，值得的推广应用。
参考文献
[1] 何汉坤等 出砂因素对采油井套管损坏力学分析[J].河南石油.2004，18（2）：50-52
[2] 万仁溥等 采油技术手册（修订本）第八分册 [M].石油工业出版社.2001：331-343
[3] 王世圣等 射孔对生产套管强度的影响规律研究[J].特种油气藏.2002，9（6）：48-50.
[4] 于永南 杨秀娟 射孔套管剩余抗挤能力分析[J].石油大学报（自然科学版）.2004，28（1）：77-84
[5] 宗卫兵 张传友等 非API标准规格TP120TH稠油热采井专用套管的开发[J].天津冶金.2005，1：15-19.
[6] 唐波 练章华等 射孔套管抗挤强度理论分析[J].石油机械.2004，32（12）：11-19
[7] 韩建增 李中华等 特厚壁套管抗挤强度计算及现场应用[J].天然气工业.2003，23（6）.P77-79.
[8] 余雷 薄岷 辽河油田热采井套损防治新技术[J].石油勘探与开发.2005，32（1）：P116-118
[9] 杨立强 TP100H套管在超稠油热采井中的应用[J].特种油气藏.2002，9（6）：48-50.