稠油热采井完井设计

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1、稠油热采井完井设计设计内容提纲稠油热采井套管损坏原因分析稠油热采井套管选择稠油热采井套管设计计算内容稠油热采井套管管柱设计稠油热采井套管固井技术稠油热采井防砂技术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3860口热采井，发生套管损坏的有489口，占12.64%洼38块到目前为止套管损坏率巳达40%特油公司有N80套管井299口，已损坏112口，损坏率已达到37%。造成稠油热采井套管损坏的原因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

2、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位移分布曲线井筒剖面热胀时的变形状态蒸汽吞吐轴向应力变化计算采用的井筒温度升高值试样安装示意图套管试样A种：φ177.8×9.19mmTP100HBCSG2根（试验编号为11#，12#）B种：φ177.8×8.05mmN80BCSG2根(试验编号为2#，4#)进口N80套管拉伸试验结果冲击试验结果硬度试验结果套管的变形分析从保持载荷恒定时的位移变化曲线可以看出两

3、种套管变形情况，尤其是N80套管的2#试样在高温及载荷为2447KN的条件下，15分种的压缩保载时其位移最大伸长了0.66mm，而TP100H套管11#试样在高温及载荷为3559KN的条件下，15分种的压缩保载时其位移最大仅伸长0.38mm，可见TP100H套管抗高温变形能力要远好于N80套管。研究结果在载荷相同的条件下，TP100H套管拉伸、压缩位移量明显较N80套管小；位移量相同的条件下，TP100H套管能承受的载荷值明显高于N80套管，这说明两种套管抵抗热应力变形存在一定的差异，TP100H套管明

4、显优于N80套管。套管强度计算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力是不够的，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（1）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

5、弯管段的弯曲应力）。（2）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a高温区管段初始应力应该满足的强度条件b高温区管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件c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套管柱设计如果热采井设计使用的蒸汽温度过高，又缺乏高强度的管材，这种情况下要满足套管柱强度设计的安全条件，可能发生困难。解决这种困难的有效措施在于设法吸收部分热胀变形，降低套管柱上高应力部位的应力值。为

6、了解决这一困难辽河油田研究成功了热应力补偿器。热应力补偿器的作用根据调查及理论研究成果，套管损坏的一大原因是套管受热后受压，冷却后受拉导致丝扣破坏或套管变形。为此，构想在套管柱恰当位置装上1~2只允许套管具有一定轴向伸缩变形量的热应力补偿器，将套管内应力值控制在屈服极限范围之内。热应力补偿器的技术性能a.热应力补偿器作为完井套管柱的一部分，具有与所选套管一致的强度性能；b.热应力补偿器的内径与配合使用的套管内径一致；外径与钻井井径相适应，保证有足够的固井所需的环空间隙，以确保固井质量；c.具有良好的气密

7、性，保证热注、热采和固井过程中不发生泄漏；d.具有热化学稳定性和耐腐蚀性，以保证油井的使用寿命。辽河油田所用热应力补偿器结构示意图热应力补偿器的主要技术性能指标抗拉强度266吨抗挤强度26.9MPa工作温度≤350℃工作压力≤20MPa伸缩量150-500mm最大外径220mm可在350℃和15MPa压力条件下工作500次以上。热采稠油井预应力完井为了减少套管上的热应力，国内外广泛应用了套管提拉预应力技术。在套管提拉预应力上有多种方法，辽河油田最开始搞的是双凝水泥提拉预应力技术和两次注水泥提拉应力技术

8、。由于施工技术复杂，辽河油田先后研究成功了多种地锚简化提拉预应力工作。现在广泛使用的是用辽河油田自己研制的WA-Ⅱ型空心式套管地锚。采用该项技术有效地解决了提拉预应力工艺复杂的技术问题。热采稠油井固井技术根据理论研究的结果及现场调研资料，增加套管外水泥环高度，有利于减少套管损坏，尤其对于热采井油层顶界以上水泥环的高度与保护套管有着直接关系。这就要求热采井固井时把水泥浆返出地面。水泥浆体系的选择低密度水泥浆密度<1.5g/cm3水泥浆析水接近