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摘 要 ——曙一区超稠油为疏松砂岩油藏，在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，目前超稠油套管损坏比例占油井总数的40%以上。通过对套管损坏原因的分析，认为通过先期的预应力完井技术、热力补偿器、提高固井质量及高抗挤毁强度套管的应用，在蒸汽吞吐过程中应用真空隔热管、注采一体管柱技术和组合式吞吐技术来建立稳定的温度和压力场来减少和延缓套管损坏，以及最终通过套管修复技术对套坏井的修复，可以有效的解决套管损坏问题。现场应用表明：通过以上技术的有效应用，可以有效减少套坏井对油藏开发的影响，提高油藏开井率，最终实现油藏的高效开发。
关键词——套管 出砂 应力 完井技术 固井 修复
【中图分类号】TE931.2
前言
曙光油田曙一区超稠油为浅层砂岩油藏，目前主要以蒸汽吞吐开发为主，由于其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，导致油井易发生套坏。本文主要通过各种治理方法的研究与探讨，提出一套解决方案，为同类油藏提供借鉴。
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，目前总井数已经达到905口。随着吞吐轮次的增加，套坏率已经达到40%以上，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套坏原因及解决方法
2.1套坏的原因分析
2.1.1 油井出砂是套坏的首要因素[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，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。
2.1.3 射孔后套管强度降低也是套坏的影响因素
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。
2.1.4 工程因素对套管损坏具有很大影响
工程因素造成的套坏主要有[5]：套管的材质问题、固井质量、完井质量问题、封隔器连续卡封位置、氮气隔热井补氮不连续等。
2.2解决方法
根据对套管损坏影响因素的分析，认为要减少套坏的发生及降低套坏对生产的影响，应针对以下几点：
（1）实施套管先期保护技术[6]：主要通过预应力完井技术、热力补偿器应用技术、提高热采井固井质量技术、高抗挤毁套管技术等。
（2）保持生产过程中油层的压力场和温度场的平衡[7]：主要采用真空隔热管、注采一体管柱技术和组合式吞吐技术；
（3）超稠油套损后的修复技术：主要采用TBS筛管修复技术、割缝筛管修复技术、内衬套管固井修复技术、小位移出套固井修复技术。
3 超稠油套管防治技术
3.1 超稠油套管先期保护技术
3.1.1 预应力完井技术
预应力完井技术的基本原理是在套管下入井眼以后给套管一个初始应力，来抵消注蒸汽过程中套管产生的过大热应力。该技术辽河油田自80年代中期开始实施，成功应用了两凝水泥提拉预应力及空心地锚提拉预应力等技术，目前主要采用一次地錨预应力完井技术。
3.1.2 热力补偿器技术
热力补偿器[8]是可对套管在热应力作用下的微量伸缩进行补偿的一种机械装置，完井时在油层上部的一定位置上加装，上下端与套管连接在一起，固井时同时被封固。从实施效果看，实施热力补偿器后可明显缓解热应力对套管的损坏作用，使套管损坏率降低10%以上，套损时间推迟0.6个周期。
3.1.3 提高热采井固井质量技术
注蒸汽井在高温下套管产生热应力，同时，水泥环也随着温度的升高、下降，产生压缩、拉伸应力，如果固井质量不好，水泥环破坏后易发生套坏[2]。在固井时选用的方法为，一是应用加砂水泥浆体系，增强水泥环的抗高温衰减性能和水泥环与套管的胶结强度；二是提高水泥浆的顶替效率，保证固井质量，从而保证水泥石对套管的约束力。在超稠油井中应做到：
（1）选用硅砂做为高温稳定剂，要求水泥石抗压强度≥10MPa（72h），经高温（270℃）养护48h强度不小于20MPa。在低压易漏油井使用耐高温低密度水泥浆。
（2）水泥返高必须到井口。
3.1.3 高抗挤毁强度套管技术
统计超稠油套坏井中，射孔段附近套坏比例达到80%以上。射孔套管的抗挤强度的理论分析认为[9]，提高其抗挤毁强度减小射孔段套坏的推荐方案是增加壁厚。 从套管常规性能指标看，N80、TP100H、TP120TH套管管体组织均为回火索氏体，从管体的拉伸性能、冲击、硬度指标均满足生产要求。但从热采模拟试验结果看，TP100H套管在2249KN和3559KN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TP100H套管具有良好的抗高温变形能力。
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。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。
因此在套管选择上，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，已经实施了68口，最高吞吐周期已经达到9周期，平均5.3周期，目前油层外加厚套管出现套坏井仅3口井，且套坏位置均在油层上部的TP100H套管位置，套坏率仅为4.4%， 推荐应用。
3.2 生产过程中的防护措施
3.2.1 采用组合式吞吐技术，避免局部应力过度集中
组合式蒸气吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐来达到改善开发效果的方式。原理是通过相对集中的注汽，建立集中温场，提高了油层注入蒸汽的热利用率，从而达到改善油井生产效果的目的。数值模拟研究结果表明[7]：采用该技术明显改善了油藏温度场、压力场以及饱和度长的分布。该技术实施后的汽窜、出砂得到较好控制，同时使油井射孔段的油藏动用的“均化”，使套管的局部应力集中现象得到较为有效的缓解，从而减少了套坏的发生，提高了油藏的开发效果。该项技术已经在辽河超稠油中得到推广应用。
3.2.2 减少注汽过程中对套管的影响
张毅等研究发现[10]：隔热管柱的接箍位置及封隔器卡封位置的套管壁的温度和热应力均大大高于管体区平均值，该段的套管容易发生套坏。现场中通过采用真空高温隔热管和注采一体管柱可以较好的解决这些问题。
3.3 套损后的修复技术
3.3.1 TBS筛管、割缝筛管修复技术
该项技术是采用全井段防砂方法，将封隔器、筛管等井下配套工具组成防砂管柱，一次性下入井中，形成一个井下防砂管柱结构系统。其原理是通过控制筛网网径和割缝缝宽来来控制允许进入井筒砂粒粒径，达到防砂生产的目的。该项技术已经在曙一区超稠油中广泛应用，2002年以来，年修复油井35井次左右，年增油2.5万吨以上。
3.3.2内衬套管固井修复技术
内衬套管固井修复技术是在修整上部套变部位后，下入N80Φ127mm套管，悬挂在套变部位以上60米左右，进行水泥固井，固井后射开下层系双层套管投产。这样既解决了高部位套变问题，又提高了套管强度，延长了油井使用寿命，与侧钻对比，每口井可减少投入10-15万元。目前已经成功实施3井次。
3.3.3小位移出套固井修复技术
小位移出套固井修复技术是在油层段套坏的油井，由于原套管无法有效修复的情况下，从油层上部出套小位移钻眼，下入尾管固井，射孔生产的一种方式。实施时钻眼深度在50m以内，由于开窗位置在油层顶部，钻遇地层主要为油层，对固井有求不高，甚至可对挖潜厚层油藏实施TBS筛管或割缝筛管完井，不固井，实施费用远低于侧钻。目前该项技术已经成功实施6个井次，最长生产周期已经达到4周期，生产状况良好。
4 现场应用及效果分析
曙一区超稠油目前已经全部实施预应力完井技术，投产新井全部实施热力补偿器技术，固井采用高强度水泥返至井口，套管采用TP100H钢级以上。同时在注汽过程中全面推广应用真空隔热管、注采一体管柱和组合式吞吐技術。以上措施的实施对减缓套管损坏起到了重要作用，2003年新投产井套管损坏周期明显延长1-2周期，套坏比率下降了10.26%。
套管损坏井的修复在TBS、割缝筛管修复的技术上，研究开发出了内衬套管固井修复技术和小位移出套固井修复技术，有效恢复了套损井生产，仅2007年以来已经成功修复油井72井次，累计年增油达5.25万吨。
5 结论
（1）套管的先期保护技术是减少和减缓超稠油井套坏的基础，在超稠油井中应推广应用预应力完井技术、热力补偿器技术、提高固井质量技术和应用高挤毁强度套管；
（2）生产过程中应通过实施真空隔热管、注采一体管柱技术和组合式吞吐技术，减少套管损坏的条件；
（3）TBS、割缝筛管修复的技术、内衬套管固井修复技术和小位移出套固井修复技术，可有效恢复了套损井生产，值的推广应用。
参考文 献：
[1] 万仁溥，等。采油技术手册（修订本，第八分册）[M].
北京：石油工业出版社，1996：331～399。
[2] 万仁溥，等。采油技术手册（精装本）[M].
北京：石油工业出版社，2003：621-625。
关键词——套管 出砂 应力 完井技术 固井 修复
【中图分类号】TE931.2
前言
曙光油田曙一区超稠油为浅层砂岩油藏，目前主要以蒸汽吞吐开发为主，由于其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，导致油井易发生套坏。本文主要通过各种治理方法的研究与探讨，提出一套解决方案，为同类油藏提供借鉴。
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，目前总井数已经达到905口。随着吞吐轮次的增加，套坏率已经达到40%以上，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套坏原因及解决方法
2.1套坏的原因分析
2.1.1 油井出砂是套坏的首要因素[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，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。
2.1.3 射孔后套管强度降低也是套坏的影响因素
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。
2.1.4 工程因素对套管损坏具有很大影响
工程因素造成的套坏主要有[5]：套管的材质问题、固井质量、完井质量问题、封隔器连续卡封位置、氮气隔热井补氮不连续等。
2.2解决方法
根据对套管损坏影响因素的分析，认为要减少套坏的发生及降低套坏对生产的影响，应针对以下几点：
（1）实施套管先期保护技术[6]：主要通过预应力完井技术、热力补偿器应用技术、提高热采井固井质量技术、高抗挤毁套管技术等。
（2）保持生产过程中油层的压力场和温度场的平衡[7]：主要采用真空隔热管、注采一体管柱技术和组合式吞吐技术；
（3）超稠油套损后的修复技术：主要采用TBS筛管修复技术、割缝筛管修复技术、内衬套管固井修复技术、小位移出套固井修复技术。
3 超稠油套管防治技术
3.1 超稠油套管先期保护技术
3.1.1 预应力完井技术
预应力完井技术的基本原理是在套管下入井眼以后给套管一个初始应力，来抵消注蒸汽过程中套管产生的过大热应力。该技术辽河油田自80年代中期开始实施，成功应用了两凝水泥提拉预应力及空心地锚提拉预应力等技术，目前主要采用一次地錨预应力完井技术。
3.1.2 热力补偿器技术
热力补偿器[8]是可对套管在热应力作用下的微量伸缩进行补偿的一种机械装置，完井时在油层上部的一定位置上加装，上下端与套管连接在一起，固井时同时被封固。从实施效果看，实施热力补偿器后可明显缓解热应力对套管的损坏作用，使套管损坏率降低10%以上，套损时间推迟0.6个周期。
3.1.3 提高热采井固井质量技术
注蒸汽井在高温下套管产生热应力，同时，水泥环也随着温度的升高、下降，产生压缩、拉伸应力，如果固井质量不好，水泥环破坏后易发生套坏[2]。在固井时选用的方法为，一是应用加砂水泥浆体系，增强水泥环的抗高温衰减性能和水泥环与套管的胶结强度；二是提高水泥浆的顶替效率，保证固井质量，从而保证水泥石对套管的约束力。在超稠油井中应做到：
（1）选用硅砂做为高温稳定剂，要求水泥石抗压强度≥10MPa（72h），经高温（270℃）养护48h强度不小于20MPa。在低压易漏油井使用耐高温低密度水泥浆。
（2）水泥返高必须到井口。
3.1.3 高抗挤毁强度套管技术
统计超稠油套坏井中，射孔段附近套坏比例达到80%以上。射孔套管的抗挤强度的理论分析认为[9]，提高其抗挤毁强度减小射孔段套坏的推荐方案是增加壁厚。 从套管常规性能指标看，N80、TP100H、TP120TH套管管体组织均为回火索氏体，从管体的拉伸性能、冲击、硬度指标均满足生产要求。但从热采模拟试验结果看，TP100H套管在2249KN和3559KN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TP100H套管具有良好的抗高温变形能力。
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。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。
因此在套管选择上，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，已经实施了68口，最高吞吐周期已经达到9周期，平均5.3周期，目前油层外加厚套管出现套坏井仅3口井，且套坏位置均在油层上部的TP100H套管位置，套坏率仅为4.4%， 推荐应用。
3.2 生产过程中的防护措施
3.2.1 采用组合式吞吐技术，避免局部应力过度集中
组合式蒸气吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐来达到改善开发效果的方式。原理是通过相对集中的注汽，建立集中温场，提高了油层注入蒸汽的热利用率，从而达到改善油井生产效果的目的。数值模拟研究结果表明[7]：采用该技术明显改善了油藏温度场、压力场以及饱和度长的分布。该技术实施后的汽窜、出砂得到较好控制，同时使油井射孔段的油藏动用的“均化”，使套管的局部应力集中现象得到较为有效的缓解，从而减少了套坏的发生，提高了油藏的开发效果。该项技术已经在辽河超稠油中得到推广应用。
3.2.2 减少注汽过程中对套管的影响
张毅等研究发现[10]：隔热管柱的接箍位置及封隔器卡封位置的套管壁的温度和热应力均大大高于管体区平均值，该段的套管容易发生套坏。现场中通过采用真空高温隔热管和注采一体管柱可以较好的解决这些问题。
3.3 套损后的修复技术
3.3.1 TBS筛管、割缝筛管修复技术
该项技术是采用全井段防砂方法，将封隔器、筛管等井下配套工具组成防砂管柱，一次性下入井中，形成一个井下防砂管柱结构系统。其原理是通过控制筛网网径和割缝缝宽来来控制允许进入井筒砂粒粒径，达到防砂生产的目的。该项技术已经在曙一区超稠油中广泛应用，2002年以来，年修复油井35井次左右，年增油2.5万吨以上。
3.3.2内衬套管固井修复技术
内衬套管固井修复技术是在修整上部套变部位后，下入N80Φ127mm套管，悬挂在套变部位以上60米左右，进行水泥固井，固井后射开下层系双层套管投产。这样既解决了高部位套变问题，又提高了套管强度，延长了油井使用寿命，与侧钻对比，每口井可减少投入10-15万元。目前已经成功实施3井次。
3.3.3小位移出套固井修复技术
小位移出套固井修复技术是在油层段套坏的油井，由于原套管无法有效修复的情况下，从油层上部出套小位移钻眼，下入尾管固井，射孔生产的一种方式。实施时钻眼深度在50m以内，由于开窗位置在油层顶部，钻遇地层主要为油层，对固井有求不高，甚至可对挖潜厚层油藏实施TBS筛管或割缝筛管完井，不固井，实施费用远低于侧钻。目前该项技术已经成功实施6个井次，最长生产周期已经达到4周期，生产状况良好。
4 现场应用及效果分析
曙一区超稠油目前已经全部实施预应力完井技术，投产新井全部实施热力补偿器技术，固井采用高强度水泥返至井口，套管采用TP100H钢级以上。同时在注汽过程中全面推广应用真空隔热管、注采一体管柱和组合式吞吐技術。以上措施的实施对减缓套管损坏起到了重要作用，2003年新投产井套管损坏周期明显延长1-2周期，套坏比率下降了10.26%。
套管损坏井的修复在TBS、割缝筛管修复的技术上，研究开发出了内衬套管固井修复技术和小位移出套固井修复技术，有效恢复了套损井生产，仅2007年以来已经成功修复油井72井次，累计年增油达5.25万吨。
5 结论
（1）套管的先期保护技术是减少和减缓超稠油井套坏的基础，在超稠油井中应推广应用预应力完井技术、热力补偿器技术、提高固井质量技术和应用高挤毁强度套管；
（2）生产过程中应通过实施真空隔热管、注采一体管柱技术和组合式吞吐技术，减少套管损坏的条件；
（3）TBS、割缝筛管修复的技术、内衬套管固井修复技术和小位移出套固井修复技术，可有效恢复了套损井生产，值的推广应用。
参考文 献：
[1] 万仁溥，等。采油技术手册（修订本，第八分册）[M].
北京：石油工业出版社，1996：331～399。
[2] 万仁溥，等。采油技术手册（精装本）[M].
北京：石油工业出版社，2003：621-625。