深井超深井钻井技术4.ppt

深井超深井钻井完井技术,西南石油大学油气井工程研究所,2,提纲,一、深井超深井钻井技术发展现状二、深井超深井井身结构三、深井超深井提速钻井技术四、深井超深井井斜控制技术五、深井超深井压力控制技术六、深井超深井钻井复杂事故预防技术七、深井超深井固井技术,3,随着石油工业的迅速发展，出现了许多钻采条件苛刻的高温高压深井、超深井等，并遇到酸性介质环境，如H2S、CO2、Cl-及水。这些腐蚀介质有时单独存在，有时混合存在，对套管使用性能如连接强度、抗挤、耐腐蚀及密封性等提出了高要求。API套管在这些方面的不足已渐渐暴露出来，难以适应石油工业的发展。,七、深井超深井固井技术,1、深井套管柱设计管材选择,4,石油套管的选择一般遵循安全性和经济性两个主要原则。对于深井、超深井套管选择也不例外。要做到这两点一是必须清楚所选择套管使用的井况条件和设计要求；二是必须清楚所选择套管API和非API套管的使用性能和使用条件。,七、深井超深井固井技术,5,（1）腐蚀环境与套管柱设计石油套管腐蚀主要是金属腐蚀与金属开裂，它是套管金属材料和它所处的环境介质之间发生化学或电化学作用而引起的金属损失或应力腐蚀破坏，也包括上述因素与机械因素或其它因素共同作用的结果。套管在井内常见的腐蚀介质有硫化物（如H2S）、二氧化碳（CO2）、氯化物（Cl-），近年来还发现有微生物细菌腐蚀。,七、深井超深井固井技术,6,主要的腐蚀形式有硫化物应力腐蚀开裂SSCC和氢脆CO2腐蚀氯化物应力腐蚀开裂SCC点腐蚀细菌腐蚀尤其以前三者最为常见。环境因素包括腐蚀介质、温度、地层岩性、钻井液等对套管性能或强度的影响，在管柱设计时需要考虑，如温度对螺纹密封性的影响，高温使钻井液中可能产生腐蚀介质等问题。,七、深井超深井固井技术,7,任何腐蚀发生，它不仅和腐蚀介质的类型、浓度等性质相关，还与环境的温度、压力、PH值相关。对于套管腐蚀，它是金属材料、环境条件及使用条件共同作用的结果，只有同时满足发生腐蚀的临界条件才可能形成腐蚀。并非所有遇到腐蚀介质的油、气井都必须选用耐腐蚀套管，而应根据井内具体情况区别对待。如果可借助加缓蚀剂等化学方法可防止，就无须采用耐腐蚀套管。如果非用不可还应注意以下几个问题。,七、深井超深井固井技术,8,影响硫化物应力腐蚀SSCC有冶金、力学和介质环境三个方面的诸多因素。如发生硫化物应力腐蚀开裂的临界应力除与材料强度有关外，还与H2S的分压和温度应力状态密切相关。就SSCC临界应力与H2S分压的关系而言，一般认为，当H2S分压≥0.0035大气压，则有必要考虑SSCC问题。而且不论哪个钢种，临界应力随H2S分压的升高而降低，且钢级越高，临界应力越低。钢的硬度对SSCC也有较大的影响，当HRC≥22时，临界应力下降较快。,七、深井超深井固井技术,9,硫化物产生氢脆与温度也有较大的关系，三种试验研究得出氢脆概率与温度的关系，主要用碳素钢C-Mn系列试验所得。虽然结果有一定的差别，但大多数认为20～80，则氢脆100％发生。另外公认的结论是水在固态（冰）或汽态时不会发生。钻井液的PH值对对硫化氢的腐蚀有抑制作用，PH值越高作用越强，但在研究H2S对钻井液PH值的影响方面，人们只做了有限的工作。,七、深井超深井固井技术,10,CO2腐蚀在常温常压下较弱；CO2溶解于水才具有腐蚀性，干燥的CO2对套管不会产生腐蚀作用。温度对CO2腐蚀速率有较大的影响，从过去研究的温度与CO2腐蚀速率的关系可以得出温度对碳钢的腐蚀速率影响较大，当＜100℃时，随温度升高使CO2腐蚀速率急剧增加，超过100℃后又急剧下降，大于150℃后处于最低水平保持相对稳定。随着Cr含量的提高，温度效应减弱，当Cr＞13％后，腐蚀速处于相对较低的水平。另外CO2分压为3atm时，温度在50～120℃之间，碳钢具有较高的腐蚀速率6mm/y以上。,七、深井超深井固井技术,11,另一问题是高铬钢对硫化物应力腐蚀和氯化物腐蚀有较高的敏感性，在CO2、H2S和Cl-共存的环境里，不能使用高铬Cr钢。对于CO2腐蚀，选用高Cr钢套管虽然可降低腐蚀速率，但腐蚀仍存在，如即使0.5mm/y的腐蚀速率，长时间（如10年）套管壁厚减薄也较大（约5mm），这在管柱设计中也要考虑。,七、深井超深井固井技术,12,目前套管性能数据均是按室温材料屈服强度确定的，当井底温度不高时，按这些性能校核套管强度基本没问题。对高温超深井（＞6000m），当地温梯度＞0.025℃／m时，则必须考虑温度对管子实际强度的影响。从材料学的试验可知，温度对屈服强度有影响，如温度达到150℃时，有的钢级屈服强度降低达12.50％。这要求在井内温度较高时，管柱设计要考虑这一因素，附加一定的安全系数。此外，温度对螺纹密封性也有较大的影响。,七、深井超深井固井技术,13,总体上讲，经过淬火回火获得100％索氏体铬钼Cr-Mo钢有助于抗硫化物应力腐蚀，所以在含H2S的油气井里应使用这种低合金钢套管。含9～25％铬Cr的高铬Cr钢对CO2具有很好的耐腐蚀性。含25％以上的镍Ni和铬Cr、钼Mo的高镍Ni合金钢，由于能够抵抗H2S、CO2以及高温使用环境带来的剧烈腐蚀，主要使用在较苛刻条件油、气井内。选用时可根据不同的腐蚀介质选择合适的套管。由于耐腐蚀套管成本较高，故一般价格较普通管高2～4倍。经济性也是一个不容忽视的问题。,七、深井超深井固井技术,14,需说明的是高腐蚀条件下，套管螺纹形式的选择也非常重要，因为大多数套管的高应力区出现在螺纹连接处，所以在易发生氢脆的油、气井内，应选用一些螺纹应力分布较低的特殊螺纹接头。另外螺纹上扣也要严格控制，避免螺纹预紧力偏大。对于多种腐蚀介质共存的油、气井，无论选择何种套管，都应做一些敏感性试验，以确保选择套管的安全性和有效性。石油套管主要针对硫化物应力腐蚀开裂SSCC、CO2腐蚀和氯化物应力腐蚀开裂SCC等三种腐蚀进行材料选择。,七、深井超深井固井技术,15,（2）超高强度套管及应用钢管材料屈服强度超过125Ksi的套管一般称为超高强度套管。过去API标准中曾在5AX列过如V150超高强度套管，后因种种原因在新版5CT中取消，但因其具有较高的强度，仍为各钢管制造厂（公司）保留。更高级别的钢种如美国钢铁公司的RS-140；美钢联公司的EHS-140、UHS-170、X-200；西德曼内斯曼的U-170；法国互鲁瑞克公司的Q-125VY、U-150VY；意大利达尔明公司的Q-125、U150；日本住友金属的SM-125G～155G；日本NKK的NK-125～155；新日铁NT-95DS～150DS；川崎钢铁公司的KO-125V～150V等。,七、深井超深井固井技术,16,在套管选择中应该注意的问题是，能选用低一级钢级的套管，就不选用高一级钢级的套管，主要原因是1高强度套管对表面缺陷较敏感。一般情况下，随着钢级的增高，材料屈服强度的增大，材料的硬度相应变高，而韧性逐渐下降，材料对表面缺陷敏感性增大。如材料的应力集中系数、缺口敏感系数，高钢级较低钢级显示出对缺陷的敏感程度增大。加上高钢级套管生产过程中带来的缺陷（如组织的不均匀性），也是高钢级套管潜在的危险点。,七、深井超深井固井技术,17,2高强度钢对应力腐蚀的敏感性较大。材料屈服强度对H2S应力腐蚀的敏感性有较大的影响，在35℃的0.5％醋酸饱合硫化氢溶液中，测得的屈服强度σs与硫化氢应力腐蚀开裂临界应力之间的关系表明，对高强度钢，随着屈服强度的升高，临界应力和屈服强度的比值下降，即应力腐蚀的敏感性增加，当σs＞588MPa时变得很敏感。这意味着在相同条件下使用高钢级套管发生应力腐蚀开裂的可能性较低钢级大。,七、深井超深井固井技术,18,避免使用高钢级套管从技术上也是可行的。目前我国油田通常依靠增加壁厚，采用厚壁套管来解决强度的不足。但受接箍强度和井眼环空的限制，不能从根本上解决。可行的办法是解决抗挤和抗内压强度，使用低钢级无缝高抗挤或直焊缝高抗挤套管代替高钢级的普通无缝套管。解决抗拉与抗内压强度，使用复合套管柱，如在133/8“套管中下103/8“95/8“复合管柱，95/8“套管中用75/8“7“复合管柱，井口用低钢级、厚壁、大规格、下部用薄壁、小规格。由于超高强度套管一般在超深井等工况较复杂的条件下使用，一旦失效危害巨大，故对其质量要严格保证。,七、深井超深井固井技术,19,（3）高抗挤套管及应用高抗挤套管指具有较高临界挤毁压力的套管，它比同钢级同规格的API套管的临界挤毁压力一般高30～40％左右。和API套管相比，高抗挤套管抗挤强度的提高不是依靠钢级和壁厚的增加，而是通过以下几种措施来提高1提高尺寸精度。随着不圆度和壁厚不均度的增大，套管的临界挤毁压力有逐渐减小的趋势，因此高抗挤套管对这两个指标控制较严，一般不圆度≤0.5％，壁厚不均度≤10％。,七、深井超深井固井技术,20,2改善残余应力。套管生产经过冷矫直后，将产生更大残余应力，在外壁是张应力，在内壁是压应力。这种残余应力的存在，可降低临界挤毁压力，但套管不矫直是不可能的。所以高抗挤套管一般采用热矫工艺改善或降低残余应力来提高临界挤毁压力，热矫温度一般控制在430～450℃。3提高屈服强度。临界挤毁压力与屈服强度成正比，高抗挤套管通常将屈服强度控制在该钢级屈服强度公差的上限附近，保证套管的屈服强度既满足“API”标准，又具有较高抗挤能力。由于屈服强度增加，其屈服比也相应增加，一般屈服强比≥0.88。,七、深井超深井固井技术,21,高抗挤套管由于在不增加钢级和壁厚的条件下，可提高临界抗挤压力，使其在深井、超深井钻井中有着广泛的应用。其主要优点在相同外载条件下使用高抗挤套管较使用同钢级同规格API套管，壁厚可减薄一个规格，从而实现减轻管柱重量、增大井眼环空的目的，这不仅可降低钻井成本，而且对解决深井、超深井中技术、油层套管固井间隙小的问题十分有利。正是由于这些优点，高抗挤套管自问世以来，发展较快。从制造方法上分为无缝高抗挤管和直焊缝高抗挤套管两类，如日本住友金属的SM-TT、NKK的NT-K、新日铁的NT-HS、川崎的KO-T、德国曼内斯曼的MN、墨西哥坦萨的TAC、阿根迁特佳的SD-HC系列属无缝高抗挤套管；新日铁NT-HE、NT-LHE、NT-CYHE属直焊缝高抗挤套管。从钢级上，可供选择的钢级有80Ksi～140Ksi，从外径上，可供选择的规格有41/2“～14“。,七、深井超深井固井技术,22,与无缝普通套管相比，直焊缝套管有以下优点1尺寸（外径、壁厚、圆度等）精度高。一般不超过0.5％，壁厚偏差不超过规定壁厚的-7.5％。2）韧性优良。一般横向夏比（V型缺口）冲击韧性高于27J，纵向是横向的数倍。3抗挤强度比同类API套管无缝高30％～40％，抗内压强度高50％。4抗挤、抗爆性能较高。比同类无缝管价格低10％～5％左右，在相同安全系数条件下，可使用较薄壁厚套管，二者相加使成本下降15％～17％。,七、深井超深井固井技术,23,（4）套管连接螺纹及螺纹选择高压气井、高压深井、超深井、高温高压井中，有的井底压力高达130MPa以上，井口压力也超过90MPa。一般API套管的临界泄漏抗力远远低于此值，难以满足工程要求，所以必须选用具有优良气密封性的特殊螺纹连接的套管。由于不同螺纹结构的套管其密封性并不相同，使得不同结构的特殊螺纹具有不同的适用性，选用应结合井况条件进行。对于异常高压的油、气井的螺纹选择，必须进行全尺寸评价。,七、深井超深井固井技术,24,就石油套管而言，按API标准生产的套管存在许多不足。如圆螺纹套管螺纹连接效率较低，拉伸效率仅为0.6～0.8；圆螺纹和偏梯形螺纹对液体具有一定的密封能力，而对气体密封的可靠性较差；螺纹连接在抗弯曲、抗高温变形方面也显不足这些问题已说明，API套管难以满足一些复杂条件下油、气井的固井要求。作为油田如果仍盲目使用API套管，则必然导致一些恶性事故的发生。针对API螺纹连接性能方面存在的不足，国外从四十年代起开始着手开发特殊螺纹套管，到目前已开发出约百余种不同结构类型的套管。,七、深井超深井固井技术,25,用特殊连接螺纹的套管在结构设计上与API套管有明显的区别，突出的特点有三方面1密封形式。特殊螺纹接头不再单纯依靠螺纹过盈配合及螺纹脂的封堵作用实现密封，普遍增加了主密封结构，如金属或弹性密封结构，从而实现了多级密封（金属、弹性、螺纹、台肩等），这大大提高了螺纹连接的泄漏抗力，使其具有良好的气密封性。2扭矩台肩。普遍增加内外或外扭矩台肩对上扣起主控制作用，克服了API螺纹套管上扣位置和扭矩范围宽对使用性能的影响，使特殊螺纹管的耐粘结性及抗过扭矩能力提高。扭矩台肩的设计有利于提高抗压缩及弯曲变形能力。,七、深井超深井固井技术,26,3螺纹形状。螺纹普遍采用连接效率高的BTC螺纹，但在形状方面作了适当的变化，如承载面角从-25～3,导向面角从10～45。这种设计有助于提高螺纹抗复合载荷的能力，同时兼顾上扣操作的方便性。有的螺纹虽然仍采用APIBTC螺纹，但在加工公差进行了调整，目的减小螺纹干涉量，改善螺纹应力分布，降低峰值应力。,七、深井超深井固井技术,27,特殊螺纹套管性能的主要优点有气密封性好，理论设计密封压力达到管体内屈服压力。除厚壁和无接箍式管外，螺纹连接强度接近管体。耐粘结性好，套管三次、油管十次上卸扣不发生粘结，上扣可靠性提高。耐应力腐蚀开裂。通过优化结构，使螺纹连接的应力分布更合理，同时采用耐腐蚀性管材，使套管具有一定的耐腐蚀性。无接箍式特殊螺纹套管，满足小间隙固井、修井和二次开采技术的应用。部分特殊螺纹套管可满足350℃高温注汽单井吞吐开采工艺的需要。,七、深井超深井固井技术,28,（5）套管的抗泄漏设计与螺纹密封脂在深井、超深井钻采条件较复杂的油、气井中，管柱设计除考虑常规的设计因素强度设计外，还要考虑一些特殊因素进行设计。传统管柱设计中，套管只进行强度设计，而不进行螺纹临界密封压力的校核，这使得油、气井的可靠性和使用寿命受到影响，在实际使用过程中强度虽然不出问题，但泄漏却发生了，管柱不仅达不到预期的工作压力，而且经常由此导致油、气井的早期失效事故。,七、深井超深井固井技术,29,上世纪八十年代，世界各地相继开发了一些高温、高压超深井，尤其是气井对螺纹连接的密封性有特殊的要求，国外针对传统管柱设计存在的不足，提出了管柱的载荷和泄漏抗力影响因素设计（LoadandResistanceFactorDesign，简称LRED设计），这种设计是在充分考虑套管性能和使用工况条件下，科学确定出套管实际工作的性能极限（包括强度和螺纹临界泄漏抗力），然后据此作为套管柱设计的主要依据。LRFD设计突出了螺纹密封性的重要性，对提高管柱设计的安全性和可靠性具有重要的意义，目前这种设计正被越来越多的油公司使用，这种方法的技术核心和难点是螺纹临界泄漏抗力的确定。,七、深井超深井固井技术,30,对于API螺纹而言，属锥度螺纹密封，其密封性主要依靠配合螺纹过盈啮合产生的接触压力来获得。同时由于结构设计原因，在啮合螺纹间存在一定的间隙而成为潜在的泄漏通道，必须依靠使用螺纹脂来封堵才能实现密封。所以，螺纹加工公差、上扣控制、螺纹脂和服役条件（拉伸、弯曲、温度等）对密封性有较大的影响。1使用API螺纹脂的API螺纹，对气体的密封能力有限。如对深井中使用的Φ177.8mm，APIBTC螺纹套管的密封性评价中，试验压力仅达到管体内屈服压力的48％～62％，即发生泄漏。2符合APISTD5B螺纹公差的套管密封性有较大的差异，尤其是国产套管问题较多，如对Φ139.77.72mmJ55LCSG套管全尺寸评价试验中观察到密封压力从17.2～34.2MPa不等。,七、深井超深井固井技术,31,3API螺纹在复合载荷（如拉伸＋内压，弯曲＋内压等）作用下的密封性更差。拉伸、弯曲对密封性有较大的降低作用。4温度对API螺纹脂有显著的影响，当温度为120℃时，API螺纹脂密封性下降较快；≥177℃时，API螺纹脂基本失去密封作用。对于特殊螺纹套管，由于增加了弹性和金属密封结构，使其密封性能相对API螺纹有较大的提高，理论设计密封压力接近管体内屈服压力。它主要受结构形式、上扣控制和服役条件影响较大，密封也存在可靠性问题。,七、深井超深井固井技术,32,由于以上原因，螺纹临界密封压力的确定，并不是一个简单的力学问题，本质上是一个涉及诸多影响因素的可靠性问题，它需要借助全尺寸评价试验的方法来确定。提高套管螺纹密封可靠性主要通过选择螺纹形式、提高螺纹加工精度和上扣可靠性、使用合格的螺纹脂等措施来保证，就我国油田的实际情况而言，选用特殊螺纹接头套管或特殊螺纹密封脂是主要途径。,七、深井超深井固井技术,33,特殊螺纹密封脂主要针对按API5A3生产的API螺纹脂存在的不足（如不耐高温、密封可靠性低等）而开发的拟在提高套管螺纹密封性的产品。这种螺纹脂属于非API螺纹脂。目前常见的有美国SealLube和国产的CATTS101螺纹脂。CATTS101是不同于API油基脂螺纹脂的一种以厌氧胶为基体但不同于厌氧胶的特殊密封脂。在上扣过程中，它依靠摩擦产生热量，利用缺氧以及金属表面的活性催化作用，在啮合螺纹间形成既有一定钢性，又有一定弹塑性的聚合物，象无数个弹性密封环一样堵塞了螺纹潜在泄漏通道而形成密封。全尺寸评价试验允CATTS101涂于API螺纹套管可使螺纹连接具有一定的气密封性。CATTS101对API螺纹上扣操作影响也较小，卸扣扭矩较普通螺纹脂略高，卸扣后呈粉末状可用刷子清洗干净。,七、深井超深井固井技术,34,在钻井工程成本构成中，仅套管管材一项费用花费大约占总费用的20％左右，在钻井工程花费上居第二。精确地进行套管柱设计是十分重要的。然而，套管设计方法是有争议和不确定性的。在石油工业中设计因素和载荷考虑变化很大。回顾过去，可以看出正向愈加精确的设计和减少保守的方向发展，套管柱设计方法的应用发展大致经历了三个阶段第一阶段基于在最大预期载荷和额定载荷之间保留一个特定余量（即安全系数），采用单向应力设计方法进行套管柱设计。在这一阶段，套管柱的设计安全系数取值得到了完善和规范，也是至今国内使用的（API）设计安全系数。,七、深井超深井固井技术,2、现代套管柱设计方法,35,第二阶段还是基于在最大预期载荷和额定载荷之间保留一个特定余量（即安全系数），只不过采用了双轴应力和三轴应力设计方法来进行套管柱设计。但是，在这一阶段套管柱设计安全系数并未发生改变，实际上是增加了设计的超欲度，目的是保证套管柱的绝对安全。第三阶段基于套管强度和油气井载荷在整个开采期的概率分布，运用概率可靠性设计方法优化套管柱设计。这是上世纪80年代末期以来，英、美等国的大石油公司在套管柱设计技术方面取得的重大进展，所有的研究表明，这种方法能大幅度地节约套管成本。,七、深井超深井固井技术,36,常规套管设计使用确定性方法，即设计最小期望强度超过最大可能载荷，通常要加上一个安全因子，这就增加了额外费用。其实，在大多数情况下，设想的“最坏”的套管不会出现，而且，载荷确实超过强度，套管破坏的情况也很少。这种确定性方法不能回答这个基本问题“失效的可能性有多大”。可靠性设计原理是解决这个问题的方法，在增加安全意识的同时保持成本最低。可靠性设计的目的是用达到预期目的的客关设计代替高于或低于工程的设计。,七、深井超深井固井技术,37,（1）关于套管柱设计的安全系数（安全因子）在1939年以前，管材挤毁设计是基于平均破坏压力之上，其设计因子为1.50。设计因子1.50的来源不可知，但API是在设定井深中使用的平均挤毁值，设计因子1.5，标准挤毁梯度0.5Psi/ft。实际挤毁资料分析表明最小挤毁破裂压力是平均值的75％。这样，当API将额定挤毁值从平均修正到最小时，工程师们把挤毁设计因素减小到75％，即从1.5减到1.125。这个挤毁设计因子已变为工业标准。1951年，Hill回顾了包括载荷考虑和设计因素在内的套管设计实践，制定了操作员测试。这篇文章指出挤毁因子为1.125，管体拉伸设计因子为1.50，接头极限强度因子为2.0，破裂因子在1.10～1.75之间变化，其平均挤毁设计因子为1.50。,七、深井超深井固井技术,38,1954年，Shell在美国石油学会（API）发表了一篇论文，讨论用比通常使用的拉伸和挤毁因子低的设计因子进行管柱现场测试。结果表明两个设计因子能够减少。在这之前，Shell在Oklahoma的Elk城油田使用的设计拉伸因子为1.60，挤毁因子1.00，破裂因子1.33。Shell用8根管柱做实验，拉伸设计因子可低到1.40。虽然在拉伸设计因子为1.40时没有失效，Shell没再继续向下降低拉伸因子，在Elk城油田采用了1.40的拉伸设计因子。更令人惊喜的是，当把被测往复载荷加到管柱浮力上时，实际设计因子可从1.40减少到1.28。,七、深井超深井固井技术,39,在挤毁实验方面，进行了40根管柱实验，均告成功。测试结果表明在未固井段设计因子为0.9或更大，在固井段设计因子为0.75或大一点，管柱均能承载，未失败。这些结果促使Shell在固井段将挤毁设计因子降得更低即0.85；在未注水泥段，挤毁设计因子为1.00。1.33的破裂设计因子没变，因为Shell没做破裂实验。基于油田现场实际实践，设计因子会比以前的设计方法更低。现在的设计还可以更精确。,七、深井超深井固井技术,40,1955年3月，Moody在对38家公司考查的基础上，总结了现在正被使用的套管设计因子。调查显示，70％的挤毁设计是基于1.125的设计因子，大约17％是基于1.00的设计因子。拉伸设计因子在2.00～1.60之间，破裂设计因子在1.33～1.00之间。1978年，Greenip引用挤毁因子1.125，拉伸因子1.80，破裂因子1.10。1986年，SPE的石油钻井工程应用引用破裂因子1.10，挤毁因子1.10，拉伸因子1.60。这样，虽然在孤立的条件下，各设计因子发生了很大变化，如Shell在油田的集中研究，但设计因子已有许多年未改变。,七、深井超深井固井技术,41,管柱设计实验应长期开展，其原因有管柱的金属性能和尺寸都有了提高，无破坏实验和检测技术已更加成熟、可靠。在破裂、挤毁、拉伸和综合载荷下的套管性能和机械行为已能从实验和分析上做更详细的评价。计算机的应用允许在常规基础上进行更复杂计算。现场可能出现的载荷情况计算将更精确。这归于各个地层区域经验的积累和在井控、钻漏失层、下放管柱等现场操作上有普遍提高。,七、深井超深井固井技术,42,（2）可靠性分析方法应用于套管柱设计的思路所有套管柱设计方法的前提是套管成本和设计可靠性的平衡。换句话说，给定条件下正确的套管柱设计不仅是可靠的，而且是经济的。通过调查套管柱已找到了更经济的套管柱设计方法，这个管柱几乎超过了公司或工程师指定的设计因子。不幸的是这个设计因子所建立的基础不是很好，尽管设计因子已传下来许多年，但仅有少数油公司做分析作为有效利用。,七、深井超深井固井技术,43,关于设计变量的应用与简单考虑存在着这些疑难问题1.20的设计因子要比1.10的设计因子更可靠，但没法定量知道其可靠性是怎样提高的。而且，如果1.01是能接受的，1.00也能接受，又怎能说0.99不可能接受0.98也不可能接受等等在一定的环境中，1.00或更小（如0.85）的设计因子被用于挤毁设计。由于强度和载荷相当，在这样的设计中意味着1.00的设计因子无安全。然而，由于保守既建立在强度也建立在载荷之中，即使1.00的设计因子也包含了一个安全余量。,七、深井超深井固井技术,44,常使用高拉伸设计因子1.8是考虑了不直接包括在载荷计算中其它因素的作用。例如，弯曲、动力载荷，三维考虑、磨损，注水泥载荷，井眼阻力等等因素是存在的，但也许在简单设计中未考虑。然而，如果这些附加载荷用更加全面的管柱设计技术进行分析，这些设计因子将成比例地减少。事实上，在过去几年里载荷和应力分析已大大提高，但设计因子几乎没变。如果在设计中，设计因子真正被考虑提供一个具体的可靠性数值，则公布的额定值作调整。由于API将平均失效变为最小抗挤，当挤毁设计因子从1.50修正到1.125时要调整，最近相似的调整还没有进行。,七、深井超深井固井技术,45,（3）套管的受载考虑在现代套管柱设计中，套管柱应能抵抗在整口井的寿命中作用于套管柱上的各种载荷而不失效。作用于套管柱上的载荷分下列作业工况产生钻井作业温度载荷从静态到钻进动态由于钻井液的循环，套管柱上将产生温度变化，产生温度应力。漏失在钻进过程中如果发生井漏、将会降低套管的抗外挤能力。溢流井控在发生益流后进行压井作业，将有可能产生高的内压。关井井内钻井液喷空后关井，将产高内压，长期关井也将产生高内压。套管磨损套管磨损将使套管强度降低。弯曲在弯曲井段的套管将产生附加的弯曲应力塑性岩层塑性岩层对套管产生高的外挤载荷，同时，由于地应力的作用，这个外挤载荷是不对称，它会降低套管的抗挤强度。动载下套管作业、活动套管、摩阻。,七、深井超深井固井技术,46,测试作业温度载荷在测试作业中，不同的工况（求产、放喷、压井、关井）在套管柱上会产生不同的温度剖面。掏空诱喷。关井油管或封隔器泄漏时，对套管的抗内压极为不利。憋压测试压井后憋压对套管柱抗内压产生。失稳由于温度的变化，套管柱可能在未注水泥井段发生失稳弯曲。,七、深井超深井固井技术,47,增产作业温度载荷由于连续向地层注入低温流体，套管柱上的温度将发生变化。压裂载荷压裂作业有可能在井下产生高内压载荷。采油作业温度载荷采油期间将在套管柱上产生不同于前述的温度剖面。抽空采油后期地层亏空，将降低套管柱的抗挤能力，与此同时，油层的岩石也会加大对套管的侧向作用力。塑性岩层同钻井作业地层措动地塌陷、地震将导致地层措动，引起套管柱破坏。在套管柱设计中，还有一项因素是需要考虑的，那就是腐蚀问题。需要根据腐蚀流体在井内的相态和温度，来选择需要的套管管材。,七、深井超深井固井技术,48,深井/高温高压井，对水泥浆体系，隔离液以及固井设计要求更加严格。小环空间隙，施工压力及井下压力高。封固段长，泥浆清洗困难。井眼不规则泥浆清洗及安全下入套管难。地质情况、井身结构复杂在钻井过程中通常有漏失较小的破裂压力，地层压力窗口窄较小的环空间隙，较高的施工压力,固井目的封隔油、气、水和易塌地层,七、深井超深井固井技术,3、深井注水泥技术,49,固井难点地层压力较高，解决固井后环空气窜问题打钻时及下套管前发生漏失，防止固井时发生漏失井深，地层压力与破裂压力窗口狭窄小间隙，施工压力，摩擦阻力及井下压力高高温高压井，对水泥浆体系要求高施工排量小，水泥浆，隔离液以及泥浆之间的密度差小，顶替效率低。无钻杆胶塞，泥饼较厚，易替空,河坝1井5“尾管,七、深井超深井固井技术,深井/高温高压井带来的问题,地层压力与破裂压力之间的窗口非常小,各种液体之间的密度差很小,降低泵速,较低的流变性从而降低当量循环密度,泥浆清洗有效层流较长的稠化时间较稀的液体（较低的流变性）稳定的水泥浆,,,,,,,高温,水泥浆体系的敏感性与稳定性,,,套管居中度,,,,七、深井超深井固井技术,51,较小的水泥浆量剪切速率/混配能量对水泥浆性能的影响泥浆顶替/井眼清洗高的环空摩擦阻力压差高的地表井口压力以及井下环空压力防漏失材料薄的水泥环井的安全性,流变性–水泥浆必须稀必须拥有较小的剪切敏感性密度控制必须精确必须稳定–无自由水/分层拥有良好的降失水控制拥有良好的机械整体性增进的柔韧性--FlexSTONE,小井眼/小间隙固井挑战性,七、深井超深井固井技术,通过把各种重要参数输入CemCADE*软件后进行模拟,七、深井超深井固井技术,53,水泥灰执行单一功能固化,需要能够被悬浮在携带液体中,水泥灰被用来固化水被用来达到所需的水泥浆的性质,用更多的水会得到更低的密度更低的粘度,好的水泥浆性能好的机械强度,但同时你也会得到更长的工作时间更低的压裂强度更高的渗透性,传统固井水泥浆,七、深井超深井固井技术,54,设计一种新型水泥,只需要更少量的水几种不同大小的颗粒以一定比例相混合利用固体颗粒的性质来决定水泥浆及固化后水泥的性质,CemCRETE*固井技术,七、深井超深井固井技术,55,,,CemCRETE,传统油井水泥,传统油井水泥和CemCRETE体系性能比较,七、深井超深井固井技术,56,高性能的低密度水泥浆.,,,低温固井用水泥桨快速凝固.,密度范围0.90-1.56SG井底循环温度范围27–232degC,密度范围0.96-1.62SG井底循环温度范围4–27degC,CemCRETE*体系家族（第一系）,七、深井超深井固井技术,57,,密度范围从17ppg到24ppg2-2.88SG更低的泵送摩阻更高的泵速更低的候凝时间/更低的固井费用Ex8,000psi55.2MPa在8小时更高的抗压强度在24小时内能达到14,000Psi96.6MPa,,DensCRETE*的表现,七、深井超深井固井技术,58,DensCRETE与铁矿粉加重体系对比,与传统的铁矿粉加重体系对比DensCRETE*体系具有以下优点固相成分得到提高，更高的抗压强度固相粒度的优化，相同比重下更好的流变性能需要更少的降失水剂来达到同样的降失水效果需要更少的防气窜添加剂来达到同样防气窜的效果水泥浆性能对密度的敏感度降低，对现场混拌设备的要求可以适当放宽，同时设计水泥浆性能的均匀性可更好保障水泥浆密度可根据情况在现场进行调整，当水泥浆密度需要适量加重的时，可通过增加加重材料来调整。,,七、深井超深井固井技术,59,普通水泥,DensCRETE*,DensCRETE*高强度射孔表现对比,七、深井超深井固井技术,60,12ppg1.44sg的LiteCRETE与15.8ppg1.89sg的纯水泥的表现对比,用于生产套管固井时的渗透率对比,用于造斜水泥塞时的抗压强度对比,LiteCRETE*的表现,七、深井超深井固井技术,61,,普通水泥,LiteCRETE*,LiteCRETE*射孔与普通水泥表现对比,七、深井超深井固井技术,62,粒子尺寸分布比较大粒子的平均直径.～5m,凝固后的水泥24小时压裂强度2305psi85F良好的气密性渗透性.04D,14lb/gal1.68sg水泥浆PV55cpsYield4lbf/100sqft.失水5mL/30min*泥饼厚度5mm,在狭窄间隙中影响挤水泥成功的因素水泥粒子尺寸必须比间隙小3-5倍,SqueezeCRETE*体系性能,七、深井超深井固井技术,WelldispersedMicro-cement,SqueezeCRETEtechnology,Injectionpoints,,,SqueezeCRETE*比任何系统的穿透性都强,七、深井超深井固井技术,64,能忍受压力及温度的剧烈变化更具耐久性极高温度下的稳定性,,CemSTONE,FlexSTONE,DuraSTONE,,,侧钻开窗专用水泥,,极高的抗冲击能力,CemSTONE*体系家族（第二系）,七、深井超深井固井技术,65,温度变化引起的应力应变会导致水泥产生裂缝固井后继续钻进时,使用不同密度的泥浆会破坏前次固井水泥的胶结地层的构造应力可能回完全破坏固井水泥油气井投入生产后地层的变化会引起微环空Micro-annulus,,,,,,怎样延长固井寿命,即使成功的固井作业也会受到损害,七、深井超深井固井技术,66,,水泥,,,套管,地层,,,,,,,,,,,,,,,气或液窜,A,A’,,,FlexSTONE*“韧性”水泥的需要,七、深井超深井固井技术,67,设计基础及通常属性与其他CemCRETE*技术相同可以按需要进行设计的膨胀且具有韧性,从而能很好地抵抗地下各种条件的变化，包括温度变化压力变化振动和冲击构造应力,FlexSTONE*–“韧性”水泥,增产作业后保证地下层位的封隔延长注蒸汽油井的生产寿命在应力大及腐蚀严重的地下情况下延长油井寿命防止环空气体及液体的窜槽有效防止钻进及完井时产生的微小裂缝,七、深井超深井固井技术,68,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,0,0.5,1,1.5,2,2.5,3,3.5,Saltcement,Foam,Plaster,FlexSTONE,,可压缩的,膨胀率,FlexSTONE*“韧性”水泥的扩展性,可以按需要进行设计的膨胀且具有韧性,从而能很好地抵抗地下各种条件的变化,包括温度变化,压力变化,振动和冲击,构造应力,七、深井超深井固井技术,69,设计基础及通常属性与其他CemCRETE技术相同更能抵抗振动机械冲击钻进的破坏构造应力,DuraSTONE*–“耐久”水泥,多层位的地下封固减少水泥候凝时间造斜及开窗情况下防止水泥脱落及粉碎射孔作业保证精确性及完整性较软产层的固井封固,七、深井超深井固井技术,70,冲击试验,,,,,,,,0.6m,,m8.5kg,Sample5x5x5cm,,Blowof50N.m,,,,96次撞击,G级水泥6次撞击,DuraSTONE,DuraSTONE*“耐久”水泥,设计基础及通常属性与其他CemCRETE技术相同更能抵抗振动机械冲击钻进的破坏构造应力,七、深井超深井固井技术,71,特点先进的纤维和水泥浆混合解决漏失问题使用工程设计，达到优化的尺寸惰性对稠化时间无影响对强度发展无影响对所有的固井添加剂的兼容性与CemCRETE*体系合在一起使用会得到极好的效果由于粒子尺寸工程分布的原因达到更好的封堵效果较低的流变性,应用适用于破裂,裂缝,岩石中的小空腔,和渗透性层位对温度限制的要求能高到4500F适用于水泥塞和初级固井作业中不用于泥浆的应用中好处使用表面活性剂增强亲水性能易于操作在混合水中纤维不会结块一旦搅拌，纤维会很好的分散在初级固井作业中解决漏失问题,CemNET*体系,七、深井超深井固井技术,72,干燥的纤维粘结在一起易于操作并加入到水泥浆中在混合水中纤维不会结块一旦搅拌，纤维会很好的分散高的泵送效率使用表面活性剂增强亲水性能在漏失层表面形成纤维网络,CemNET*作用原理,七、深井超深井固井技术,73,泥浆清理不干净（微环空）,自由水的存在,液柱压力不足,水泥的完整性,可能导致气窜的原因,七、深井超深井固井技术,74,水泥浆凝结过程中的四个阶段,水泥凝固过程中的气体侵入,七、深井超深井固井技术,75,作用原理乳胶粒子接合所形成的薄膜把水化后的水泥粒子结合起来，使得水泥石不具备渗透性，防止气窜。GASBLOK体系是目前世界上最为行之有效的防气窜体系。,GASBLOK水泥浆体系,七、深井超深井固井技术,76,,,温度适用范围（井底循环温度）,,,,D500,D600G,D700,32-160oF,150-250oF,0-71oC,66-121oC,250-375oF,121-190oC,高温,中温,低温,,10.5–16.4ppg,8.0–23.0ppg,8.0–23.0ppg,密度适用范围,1.26–1.97SG,0.96–2.76SG,0.96–2.76SG,GASBLOK水泥浆体系,七、深井超深井固井技术,77,高CO2/H2S含量气井固井,高CO2/H2S含量对油气井的危害对井下设备，管线产生腐蚀CO2与水泥成分C-S-H组分发生反应，降低水泥石的强度强度的衰减随温度的升高而增大，只可减缓，无法阻止如窜到地面，将产生严重的污染问题，威胁人员与生产的安全。,对策水泥干灰组分中增加CaCO3的含量减缓反应的发生增大固相含量，减小水泥石基质的渗透性减小水泥石组分中的CaOH2与CO2接触的机会最佳方案CemCRETEDensCRETEGASBLOK*,七、深井超深井固井技术,78,,套管附件对于固井的成功起着重要的作用四川地区常见