双层组合套管的方案设计与性能评价

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1、维普资讯http://www.cqvip.com(_co蜮醚1f1997年11月Journ要ato墨fSo喜uthwestPetroleumInitu叠弋1N0v1997双层组合套管的方案设计与性能评价√张先普陈继明董(西南石油学院油建系，四川南克637001)(西南石油学院)(华北石油管理局)刘积松鲜思干(中原石油勘探管理局)(四JII石油管理局JIl末开发公司)摘要我国的石油套管损坏井鲍大部分都集中在盐岩、泥(页)岩、膏岩、膏盐岩等软岩地层中。在文中就目前我国复杂地层的套管拄谴计的不告理性进秆了详

2、细的剖析。经过5年多的研究，搞清了超高压地层套管掘坏的机理，在此基础上挺出了在超高压地层使用双层组合套菅的设计方案．特别是局郜双层组告套菅设计方案，井耽各种方案的设计与优选、经济效益评估厦施工工艺进行了详细介绍，得出了使用局部鼠层组告套菅是解袅超高压地层垂菅变形的最佳方案的蛄论。主题词高压油气藏；地层压力；套管挤坏；套菅柱设计；经济评价中国分类号TE826．2刖百对于盐岩、泥(页)岩、膏岩、膏盐岩等软岩地层，由于软岩的高蠕变和高膨胀特性以及地层的滑移影响，在钻井、注水、压裂、酸化等施工过程中，将产生巨

3、大的径向超高压．严重影响钻井施工和油气的正常生产。据中国石油天然气总公司1995年的统计资料表明，全国各油田的套损井总数已超过1万口大关，而绝大部分套损井都集中在盐岩、泥(页)岩、膏岩、膏盐岩等软岩地～层中。范套管损坏已成为我国石油工业发展过程中急需解决的大问题。．fl套管柱设计的不合理性分析九J我国．各油田的套管损坏问题，从套管柱的设计来看，有两大问题：廿．-●1．1软岩地层套管柱强度太弱，致使软岩地层套管损坏增加由于2套管柱设计理论的不完善，直到在80年代中期，老井的套管柱基本上是按单轴应^==)

4、力来设计、的，，。按照这种强度理论，套管拄在中部的应力最小，故可以使用强度较弱的套管．因而80年代-中)期以前的老井中，在中段大量使用的是J55×7．72或N80×7．72套管，按最新的API标准、前苏联的I'OCT标准及我国的SY5322—88标准，套盐套管柱的设计原则是按上覆地层来计算外挤压力的。根据(钻井手册)(甲方)(上册)的推荐，上覆地层的平均压力梯度为￡G=22．55kPa／m·l997一o2—25收稿董事尔男．1963年生．工学碗士，主要从事固体力学教学与科研工作维普资讯http://w

5、ww.cqvip.com西南石油学院学报1997以中原油田为例，在2100m位置(相当于濮-城Sl盐顶面)，地层对套管的外挤压力为4735MPa，也就是说，盐层套管的抗挤毁强度至少要大于此值，但是，中原油田的许多老井套管柱不满足这个条件。以濮城油Et为例，该油田在盐层损坏的有记录的井中，2口为J55X6．98(抗挤毁强度为27．86MPa)，42El为J55×772(抗挤毁强度为33．85MPa)11El为N80×7．72(抗挤毁强度为43．3MPa)，共计55口，占总数的598％。这些井套管柱的V安

6、全系数还不到10，但这是由于．历史的原因所造成的，人们对盐岩、泥岩、膏岩、膏盐岩等软岩地层的认识也要一个过程1．2单层套管难以抵抗盐层的复杂外载我国油田的绝大多数油水井套管柱设计，都是采用这样一种结构：下表层套管封浅层水、支撑井口设备，再下油层套管至井底。这种方案由于去掉了技术套管，因而钻井成本较低。中原、华北、大庆、长庆、大港、辽河等油田广泛采用这种方案。在80年代中期以来，按最新的S．Y5322培8标准，盐层套管柱是按上覆地层压力来设计的，广泛采用的是N80×9．17或P110×917或Pl10×

7、10．54等套管，然而仍有大量套管发生变形。如中原油田95—51井(盐层套管P110x1054)，33—53井(盐层套管N80×9．17)，华北油田晋45—238井(盐层套管Pl10×10．54)等等，这样的例子很多。这样的套管柱应该是足够安全的了，可为什幺还有大量套管变形情况发生呢?这就不得不促使我们重新认识软岩外挤压力这个根本问题。以前国内外普遍认识到软岩地层将产生巨大的径向高压，但这个力有多大还没有一个定量的概念。从1992年开始，在中国石油天然气总公司的大力支持下，西南石油学院先后与华北石油管

8、理局、中原石油勘探局、四川石油管理局川东开发公司进行了联合攻关，研究了华北油田荆丘地区膏盐岩对套管的损坏机理～中原油田盐岩对套管的损坏机理，川东矿区泥岩对套管的损坏机理。首先从套管损坏的统计资料人手，经过大量的统计资料分析、理论分析和数值模拟计算，认清了软岩地层套管损坏的机理，定量计算了套管在软岩地层所承受的外挤压力，如华北油田荆丘地区膏盐岩对套管的外挤压力可达190MPa，中原油田盐岩对套管的外挤压力可达155MPa，因而确定了超高压地层局部双层组合套