哈13-12井套管在固井過程中斷裂原因分析

滕學(xué)清，朱金智，呂拴錄，2，謝俊峰，盛 勇

(1.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油大學(xué)材料科學(xué)與工程系 北京 100249)

0 引 言

套管在石油工業(yè)中大量使用，套管起到支撐井壁、封固地層和防坍塌的作用，套管在使用過程中通常要承受幾十甚至上百兆帕的內(nèi)壓或者外壓，還要承受高溫及嚴(yán)酷的腐蝕介質(zhì)作用。套管在固井過程中發(fā)生失效事故會導(dǎo)致側(cè)鉆，或該井報(bào)廢。2013年1月24日，HA13-12井在固井過程中發(fā)生套管失效事故，導(dǎo)致該井側(cè)鉆，造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失。為了確定該井套管失效原因，對HA13-12井的現(xiàn)場井況因素、井下套管狀態(tài)和套管服役情況等進(jìn)行了全面調(diào)查研究，并綜合分析了套管斷裂的原因。

1 現(xiàn)場情況

哈13-12井設(shè)計(jì)井深6 825 m。二開完鉆深度6 666 m。井眼全角變化率如圖1所示。

圖1 狗腿度隨測深變化曲線

2013年1月22日下套管至2 462.6 m時(shí)井口不返泥漿，1月24日11∶47下套管至井深6 657.72 m時(shí)遇阻，大鉤負(fù)荷由2 322 kN下降至1 872 kN，于是上提套管，大鉤負(fù)荷由2 322 kN上升至3 190 kN。接循環(huán)頭開泵上提下放活動套管，大鉤負(fù)荷最大2 800 kN,最小1 800 kN。1月24日13∶30下套管至井深6 658 m。下套管期間環(huán)空及水眼內(nèi)均灌滿密度為1.24 g/cm3的泥漿。

1月24日16∶35進(jìn)行一級固井施工，至17∶50注入密度1.48 g/cm3的水泥漿30 m3，注入密度1.86 g/cm3的水泥漿25 m3，排量1.1 m3/min，泵壓12～10 MPa。至18∶36替漿(1.50 g/cm3)至60 m3時(shí)，泵壓由15.8 MPa突然降為0 MPa，同時(shí)伴有一聲異常響聲由井內(nèi)傳出，說明套管失效。

1月25日二級固井作業(yè)施工正常。

1月29日下全新Φ171.45 mm(6 3/4 in)FX55 PDC鉆頭至井深3 190 m，套管試壓20 MPa合格。鉆塞及附件至井深3 204 m，進(jìn)行分級箍試壓(分級箍位置3 199.63 m)，試壓20 MPa合格。

下鉆探到下塞面井深為4 761 m，鉆塞至井深4 967 m，套管試壓20 MPa合格。

鉆塞至井深5 224 m時(shí)扭矩從7 kN·m增加至10 kN·m，泵壓16 MPa，排量20 L/S，井口返出水泥屑和地層巖屑，其中地層巖屑含量約20%。這說明該位置套管不連續(xù)，鉆頭鉆至垮塌的地層。立即停止鉆塞，上提鉆具循環(huán)鉆井液，并進(jìn)行套管試壓19 MPa，但壓力從19 MPa下降至14.6 MPa。由此判斷，套管柱已經(jīng)發(fā)生泄漏。隨后起鉆檢查，鉆頭外徑171.00 mm，鉆頭本體及切削齒嚴(yán)重磨損，如圖2所示。從鉆頭損壞程度判斷，鉆頭底部與不連續(xù)的套管魚頂發(fā)生了接觸摩擦。

圖2 鉆頭本體及切削齒嚴(yán)重磨損形貌

2月1日下入外徑160 mm、高度310 mm的鉛印，對井下套管失效形貌進(jìn)行檢查，檢查結(jié)果表明，鉛印底部外層有2處明顯弧形凹槽,弧形印痕之間的夾角約為135°，弧形外側(cè)為斜面(分別編為1號和2號，)，如圖3所示。1號印痕沿著徑向呈傾斜凹槽，凹槽徑向長度為50 mm，外壁位置凹槽寬度為36 mm，鉛印中部凹槽寬度為19 mm，外壁位置凹槽軸向深度為30 mm；2號印痕為不規(guī)則縱向溝槽，溝槽軸向深度為86 mm，外壁位置周向?qū)挾葹?2 mm，印痕從外壁向中部呈不規(guī)則弧形,弧長為48 mm。

依據(jù)鉛印底部弧形凹槽形貌及測量結(jié)果得出如下結(jié)論：

圖3 鉛印損傷形貌

1)井下200.03 mm套管發(fā)生了斷裂，鉛印的軸線距離套管軸線100 mm，魚頂套管斷口軸線與鉛印軸線相差100 mm，鉛印底部135°圓心角對應(yīng)的扇形區(qū)與套管斷口相交，如圖4所示。

2)與鉛印相交的套管斷口不在同一個(gè)平面，有兩處凸出，一處高出約30 mm，另外一處高出約86 mm。2處凸出斷口為斜斷面，其斷口內(nèi)壁高于外壁，具有拉伸斷裂的特征。

圖4 鉛印與套管斷口相交示意圖

為了確定套管失效位置，2013年2月6日，對該井生產(chǎn)套管進(jìn)行了套后成像測井(IBC)。成像測井結(jié)果如圖5所示。從圖5可見，該井在井深5 221.8 m位置套管管體斷裂，管體斷裂位置在井深5 216.5 m接箍位置向下5.3 m處。

2 結(jié)果分析

2.1 套管損壞位置

圖2所示的鉆塞鉆頭損壞特征表明，在井深5 224 m位置附近，鉆頭底部與斷裂套管魚頂發(fā)生了接觸和摩擦。打鉛印測量結(jié)果表明，套管管體斷裂，部分?jǐn)嗫诰哂欣鞌嗔训奶卣鳌y井結(jié)果表明，在井深5 221.8 m位置套管管體斷裂，管體斷裂位置在井深5 216. 5m接箍位置向下5.3 m處。

2.2 套管損壞時(shí)間

套管拉伸斷裂會發(fā)出很大的響聲，同時(shí)會使套管柱內(nèi)外空間連通，套管柱內(nèi)壓與外壓相同[1-6]。

圖5 測井結(jié)果

2013年1月24日18∶36，在一級固井替漿過程中，泵壓由15.8 MPa突然降至0 MPa，同時(shí)井下傳出異常響聲。這說明此時(shí)套管斷裂。

2.3 套管斷裂原因分析

2.3.1 腐蝕介質(zhì)對套管斷裂的影響

該井二開還沒有鉆到目的層，200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管斷裂時(shí)在泥漿和水泥環(huán)境中，沒有H2S介質(zhì)存在，因此，腐蝕因素不是套管斷裂的主要原因[7-8]。

2.3.2 套管斷裂與井眼狗腿度的關(guān)系

井眼狗腿度越嚴(yán)重，套管受力條件越苛刻[9-13]。在井深5 221.80 m位置200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管管體斷裂，該井段為直井，套管斷裂位置狗腿度并不嚴(yán)重(圖1)。但在井深2 017.8 m和2 027.4 m位置，全角變化率分別達(dá)到7.68°/30 m和7.66°/30 m，在井深4 673.4 m全角變化率達(dá)到6.33°/30 m。斷裂的套管在下入過程中要經(jīng)過以上全角變化率嚴(yán)重的井段，這會使套管承受較大的彎曲載荷。

2.3.3 下套管遇阻過程中套管受力分析

在套管下井過程中，隨著套管柱下井深度增加，套管柱重量越來越大。如果在下套管過程中遇卡，套管會承受額外的附加載荷。下面對下套管遇阻對套管受力的影響進(jìn)行分析。

下套管期間套管環(huán)空及水眼內(nèi)均灌滿密度為1.24 g/cm3的泥漿。下套管至井深6 657.72 m(套管柱浮重為3 277 kN)時(shí)遇阻，處理遇阻事故最大負(fù)荷3 190kN，沒有超過套管柱浮重。在井深5 221.80 m位置套管所受浮重只有707 kN。200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管管體屈服載荷為4 246 kN，在處理遇阻事故期間，5 221.80 m井深位置套管所受拉伸載荷僅有套管管體屈服載荷的16.7%，即在處理下套管遇阻事故期間，套管柱井口部位和5 221.80 m井深位置200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管均沒有過載。

2.3.4 固井注水泥過程中套管受力分析

井漏會使套管環(huán)空液面下降，降低套管外壁平衡壓力，容易導(dǎo)致套管承受內(nèi)壓過載。該井下套管至2 462.60 m時(shí)發(fā)生了井漏，下套管期間套管環(huán)空及水眼內(nèi)均灌滿密度為1.24 g/cm3的泥漿。一級固井之前由于井口失返，開泵13 min頂通，頂通期間共注入鉆井液0.117 m3，由此推算頂通之前環(huán)空液面高度為8.18 m，但頂通期間套管并沒有斷裂。套管斷裂是在頂通、注水泥之后的替漿過程中發(fā)生的，套管斷裂時(shí)環(huán)空液面在井口，即套管外環(huán)空液面井深為零。

另外，不同井深位置溫度不同，套管屈服強(qiáng)度隨著溫度增加而降低。原因是在套管生產(chǎn)過程中，冷加工增加了材料的強(qiáng)度，能量儲存于材料的位錯(cuò)和缺陷中。在這種情況下冷加工材料不穩(wěn)定，在一定的條件下，將回到預(yù)變形的狀態(tài)導(dǎo)致能量降低。通過加熱，材料將恢復(fù)到更低能量狀態(tài)。在高溫井中，會導(dǎo)致屈服強(qiáng)度減小，不同溫度位置套管屈服強(qiáng)度降低程度不同。T95套管隨著溫度上升屈服強(qiáng)度降低比例為0.04%/℃[14]，在套管斷裂位置(5 221.80 m)的溫度會使套管材料屈服強(qiáng)度從655 MPa(95 ksi)降低到624 MPa(90.6 ksi)。

在固井注水泥和替液期間，套管會承受較高交變內(nèi)壓載荷。在水泥沒有凝固之前，套管柱不但承受自重產(chǎn)生的拉伸載荷，還要承受交變內(nèi)壓載荷。在固井注水泥過程中套管受力狀態(tài)實(shí)際介于有活塞效應(yīng)和無活塞效應(yīng)之間，按照有活塞效應(yīng)工況計(jì)算的套管受力比較保守。該井是在一級固井施工替漿過程中泵壓達(dá)到15.8 MPa時(shí)發(fā)生了套管斷裂，依據(jù)套管斷裂時(shí)的工況條件，在考慮內(nèi)壓產(chǎn)生的活塞效應(yīng)的情況下，對套管受力情況的計(jì)算結(jié)果表明，套管斷裂位置內(nèi)壁復(fù)合應(yīng)力分別達(dá)到655 MPa(95 ksi)和624 MPa(90.6 ksi)材料屈服強(qiáng)度的75.81%和80.03%，對應(yīng)的安全系數(shù)分別為1.31和1.25，符合油田規(guī)定的三軸應(yīng)力安全系數(shù)大于等于1.25設(shè)計(jì)要求。以上計(jì)算結(jié)果表明，隨著溫度升高，套管屈服強(qiáng)度降低，安全系數(shù)降低，但套管并沒有過載。

2.3.5 原始缺陷對套管斷裂的影響

從以上分析可知，套管在固井過程中沒有過載，這可以排除使用操作不當(dāng)導(dǎo)致套管管體斷裂的因素。如果套管入井之前存在原始缺陷，在固井過程中原始缺陷在井下腐蝕介質(zhì)和固井載荷作用下有可能擴(kuò)展，最終導(dǎo)致套管斷裂[15-18]。

由于該廠這種套管存在原始缺陷，已經(jīng)在HA7-7井發(fā)生一起套管本體泄漏事故[19]。由此推斷，該200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管材料中的原始缺陷可能是其斷裂的主要原因。

2.3.6 套管斷裂事故預(yù)防

該油田套管訂貨標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，套管管體及接箍外觀質(zhì)量應(yīng)符合最新版API Spec 5CT和API Spec 5B的要求，不允許存在裂紋、發(fā)紋、折疊、凹槽等缺陷。以上套管斷裂原因分析表明，該井套管可能由于存在原始缺陷，導(dǎo)致發(fā)生了斷裂事故，為了防止套管再次發(fā)生斷裂事故，應(yīng)當(dāng)對該批剩余的套管進(jìn)行全面檢驗(yàn)，并抽樣進(jìn)行試驗(yàn)分析。最終依據(jù)檢驗(yàn)和試驗(yàn)分析結(jié)果確定如何使用該批套管。同時(shí)，套管生產(chǎn)廠應(yīng)改進(jìn)質(zhì)量，保證供油田的套管不含此類缺陷。

3 結(jié)論及建議

1)2013年1月24日18∶36一級固井施工替漿期間200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管管體斷裂，套管斷裂位置測井井深5 221.80 m，斷口在該套管5 216.50 m接箍下方5.30 m處。

2)套管斷裂導(dǎo)致鉆塞遇阻。

3)200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管材料中的原始缺陷可能是其斷裂的主要原因。

4)建議對該批剩余套管全部進(jìn)行檢測，并抽樣進(jìn)行理化性能試驗(yàn)。最終依據(jù)檢驗(yàn)和試驗(yàn)分析結(jié)果確定如何使用該批套管。

5)建議套管生產(chǎn)廠嚴(yán)格執(zhí)行油田訂貨技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，改進(jìn)產(chǎn)品質(zhì)量，保證供油田的套管不含此類缺陷。