哈13-12井套管在固井过程中断裂原因分析

滕学清，朱金智，吕拴录，2，谢俊峰，盛 勇

(1.中国石油塔里木油田公司 新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学材料科学与工程系 北京 100249)

0 引 言

套管在石油工业中大量使用，套管起到支撑井壁、封固地层和防坍塌的作用，套管在使用过程中通常要承受几十甚至上百兆帕的内压或者外压，还要承受高温及严酷的腐蚀介质作用。套管在固井过程中发生失效事故会导致侧钻，或该井报废。2013年1月24日，HA13-12井在固井过程中发生套管失效事故，导致该井侧钻，造成了巨大的经济损失。为了确定该井套管失效原因，对HA13-12井的现场井况因素、井下套管状态和套管服役情况等进行了全面调查研究，并综合分析了套管断裂的原因。

1 现场情况

哈13-12井设计井深6 825 m。二开完钻深度6 666 m。井眼全角变化率如图1所示。

图1 狗腿度随测深变化曲线

2013年1月22日下套管至2 462.6 m时井口不返泥浆，1月24日11∶47下套管至井深6 657.72 m时遇阻，大钩负荷由2 322 kN下降至1 872 kN，于是上提套管，大钩负荷由2 322 kN上升至3 190 kN。接循环头开泵上提下放活动套管，大钩负荷最大2 800 kN,最小1 800 kN。1月24日13∶30下套管至井深6 658 m。下套管期间环空及水眼内均灌满密度为1.24 g/cm3的泥浆。

1月24日16∶35进行一级固井施工，至17∶50注入密度1.48 g/cm3的水泥浆30 m3，注入密度1.86 g/cm3的水泥浆25 m3，排量1.1 m3/min，泵压12～10 MPa。至18∶36替浆(1.50 g/cm3)至60 m3时，泵压由15.8 MPa突然降为0 MPa，同时伴有一声异常响声由井内传出，说明套管失效。

1月25日二级固井作业施工正常。

1月29日下全新Φ171.45 mm(6 3/4 in)FX55 PDC钻头至井深3 190 m，套管试压20 MPa合格。钻塞及附件至井深3 204 m，进行分级箍试压(分级箍位置3 199.63 m)，试压20 MPa合格。

下钻探到下塞面井深为4 761 m，钻塞至井深4 967 m，套管试压20 MPa合格。

钻塞至井深5 224 m时扭矩从7 kN·m增加至10 kN·m，泵压16 MPa，排量20 L/S，井口返出水泥屑和地层岩屑，其中地层岩屑含量约20%。这说明该位置套管不连续，钻头钻至垮塌的地层。立即停止钻塞，上提钻具循环钻井液，并进行套管试压19 MPa，但压力从19 MPa下降至14.6 MPa。由此判断，套管柱已经发生泄漏。随后起钻检查，钻头外径171.00 mm，钻头本体及切削齿严重磨损，如图2所示。从钻头损坏程度判断，钻头底部与不连续的套管鱼顶发生了接触摩擦。

图2 钻头本体及切削齿严重磨损形貌

2月1日下入外径160 mm、高度310 mm的铅印，对井下套管失效形貌进行检查，检查结果表明，铅印底部外层有2处明显弧形凹槽,弧形印痕之间的夹角约为135°，弧形外侧为斜面(分别编为1号和2号，)，如图3所示。1号印痕沿着径向呈倾斜凹槽，凹槽径向长度为50 mm，外壁位置凹槽宽度为36 mm，铅印中部凹槽宽度为19 mm，外壁位置凹槽轴向深度为30 mm；2号印痕为不规则纵向沟槽，沟槽轴向深度为86 mm，外壁位置周向宽度为42 mm，印痕从外壁向中部呈不规则弧形,弧长为48 mm。

依据铅印底部弧形凹槽形貌及测量结果得出如下结论：

图3 铅印损伤形貌

1)井下200.03 mm套管发生了断裂，铅印的轴线距离套管轴线100 mm，鱼顶套管断口轴线与铅印轴线相差100 mm，铅印底部135°圆心角对应的扇形区与套管断口相交，如图4所示。

2)与铅印相交的套管断口不在同一个平面，有两处凸出，一处高出约30 mm，另外一处高出约86 mm。2处凸出断口为斜断面，其断口内壁高于外壁，具有拉伸断裂的特征。

图4 铅印与套管断口相交示意图

为了确定套管失效位置，2013年2月6日，对该井生产套管进行了套后成像测井(IBC)。成像测井结果如图5所示。从图5可见，该井在井深5 221.8 m位置套管管体断裂，管体断裂位置在井深5 216.5 m接箍位置向下5.3 m处。

2 结果分析

2.1 套管损坏位置

图2所示的钻塞钻头损坏特征表明，在井深5 224 m位置附近，钻头底部与断裂套管鱼顶发生了接触和摩擦。打铅印测量结果表明，套管管体断裂，部分断口具有拉伸断裂的特征。测井结果表明，在井深5 221.8 m位置套管管体断裂，管体断裂位置在井深5 216. 5m接箍位置向下5.3 m处。

2.2 套管损坏时间

套管拉伸断裂会发出很大的响声，同时会使套管柱内外空间连通，套管柱内压与外压相同[1-6]。

图5 测井结果

2013年1月24日18∶36，在一级固井替浆过程中，泵压由15.8 MPa突然降至0 MPa，同时井下传出异常响声。这说明此时套管断裂。

2.3 套管断裂原因分析

2.3.1 腐蚀介质对套管断裂的影响

该井二开还没有钻到目的层，200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管断裂时在泥浆和水泥环境中，没有H2S介质存在，因此，腐蚀因素不是套管断裂的主要原因[7-8]。

2.3.2 套管断裂与井眼狗腿度的关系

井眼狗腿度越严重，套管受力条件越苛刻[9-13]。在井深5 221.80 m位置200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管管体断裂，该井段为直井，套管断裂位置狗腿度并不严重(图1)。但在井深2 017.8 m和2 027.4 m位置，全角变化率分别达到7.68°/30 m和7.66°/30 m，在井深4 673.4 m全角变化率达到6.33°/30 m。断裂的套管在下入过程中要经过以上全角变化率严重的井段，这会使套管承受较大的弯曲载荷。

2.3.3 下套管遇阻过程中套管受力分析

在套管下井过程中，随着套管柱下井深度增加，套管柱重量越来越大。如果在下套管过程中遇卡，套管会承受额外的附加载荷。下面对下套管遇阻对套管受力的影响进行分析。

下套管期间套管环空及水眼内均灌满密度为1.24 g/cm3的泥浆。下套管至井深6 657.72 m(套管柱浮重为3 277 kN)时遇阻，处理遇阻事故最大负荷3 190kN，没有超过套管柱浮重。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套管管体屈服载荷为4 246 kN，在处理遇阻事故期间，5 221.80 m井深位置套管所受拉伸载荷仅有套管管体屈服载荷的16.7%，即在处理下套管遇阻事故期间，套管柱井口部位和5 221.80 m井深位置200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管均没有过载。

2.3.4 固井注水泥过程中套管受力分析

井漏会使套管环空液面下降，降低套管外壁平衡压力，容易导致套管承受内压过载。该井下套管至2 462.60 m时发生了井漏，下套管期间套管环空及水眼内均灌满密度为1.24 g/cm3的泥浆。一级固井之前由于井口失返，开泵13 min顶通，顶通期间共注入钻井液0.117 m3，由此推算顶通之前环空液面高度为8.18 m，但顶通期间套管并没有断裂。套管断裂是在顶通、注水泥之后的替浆过程中发生的，套管断裂时环空液面在井口，即套管外环空液面井深为零。

另外，不同井深位置温度不同，套管屈服强度随着温度增加而降低。原因是在套管生产过程中，冷加工增加了材料的强度，能量储存于材料的位错和缺陷中。在这种情况下冷加工材料不稳定，在一定的条件下，将回到预变形的状态导致能量降低。通过加热，材料将恢复到更低能量状态。在高温井中，会导致屈服强度减小，不同温度位置套管屈服强度降低程度不同。T95套管随着温度上升屈服强度降低比例为0.04%/℃[14]，在套管断裂位置(5 221.80 m)的温度会使套管材料屈服强度从655 MPa(95 ksi)降低到624 MPa(90.6 ksi)。

在固井注水泥和替液期间，套管会承受较高交变内压载荷。在水泥没有凝固之前，套管柱不但承受自重产生的拉伸载荷，还要承受交变内压载荷。在固井注水泥过程中套管受力状态实际介于有活塞效应和无活塞效应之间，按照有活塞效应工况计算的套管受力比较保守。该井是在一级固井施工替浆过程中泵压达到15.8 MPa时发生了套管断裂，依据套管断裂时的工况条件，在考虑内压产生的活塞效应的情况下，对套管受力情况的计算结果表明，套管断裂位置内壁复合应力分别达到655 MPa(95 ksi)和624 MPa(90.6 ksi)材料屈服强度的75.81%和80.03%，对应的安全系数分别为1.31和1.25，符合油田规定的三轴应力安全系数大于等于1.25设计要求。以上计算结果表明，随着温度升高，套管屈服强度降低，安全系数降低，但套管并没有过载。

2.3.5 原始缺陷对套管断裂的影响

从以上分析可知，套管在固井过程中没有过载，这可以排除使用操作不当导致套管管体断裂的因素。如果套管入井之前存在原始缺陷，在固井过程中原始缺陷在井下腐蚀介质和固井载荷作用下有可能扩展，最终导致套管断裂[15-18]。

由于该厂这种套管存在原始缺陷，已经在HA7-7井发生一起套管本体泄漏事故[19]。由此推断，该200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管材料中的原始缺陷可能是其断裂的主要原因。

2.3.6 套管断裂事故预防

该油田套管订货标准规定，套管管体及接箍外观质量应符合最新版API Spec 5CT和API Spec 5B的要求，不允许存在裂纹、发纹、折叠、凹槽等缺陷。以上套管断裂原因分析表明，该井套管可能由于存在原始缺陷，导致发生了断裂事故，为了防止套管再次发生断裂事故，应当对该批剩余的套管进行全面检验，并抽样进行试验分析。最终依据检验和试验分析结果确定如何使用该批套管。同时，套管生产厂应改进质量，保证供油田的套管不含此类缺陷。

3 结论及建议

1)2013年1月24日18∶36一级固井施工替浆期间200.03 mm×10.92 mm T95 BC套管管体断裂，套管断裂位置测井井深5 221.80 m，断口在该套管5 216.50 m接箍下方5.30 m处。

2)套管断裂导致钻塞遇阻。

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

4)建议对该批剩余套管全部进行检测，并抽样进行理化性能试验。最终依据检验和试验分析结果确定如何使用该批套管。

5)建议套管生产厂严格执行油田订货技术标准，改进产品质量，保证供油田的套管不含此类缺陷。