页岩气井套管研究现状

2020-04-17门曜旭韩礼红杨尚谕雒设计

云南化工 2020年3期

门曜旭,韩礼红，杨尚谕，雒设计

（1.西安石油大学材料科学与工程学院，陕西西安 710065；2.中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室，陕西西安 710077）

随着科技进步和社会的迅速发展，人们对能源的需求量日渐增加，能源（石油、煤和天然气）传统的开采方式已逐渐不能满足工业发展和社会进步的需要。因此，为了应对日益紧迫的能源危机，更好地满足人们现实生产生活的能源需求，页岩气开发已逐渐成为近年来石油天然气开发的热点。页岩气是有机质吸附于成熟泥页岩、高碳泥页岩中的岩石基质孔隙、裂缝处，并富集、储集和保存了一定商业价值的生物、热解及混合成因的天然气[1]。页岩气类属于非常规天然气，既能以游离态存在于天然的裂缝孔隙中，也能吸附在黏土颗粒、干酪根表面[2]。

近些年，世界各国页岩气开采工作取得了长足进步，页岩气已逐渐成为世界天然气产量增长的主要推动力。截止2018年，全球原油总产量达4.5×108t，其中非常规油占14%；天然气总产量为3.96×1012m3，其中非常规气占比25%。美国的非常规油气已成为油气产量贡献的主体，2018年，美国非常规页岩油、气产量分别占油、气总产量的60%和58%。其中，致密油产量为3.2×108t，页岩气产量6071×108m3。借助页岩油气的开采，美国已迈上能源独立之路[3]。中国的非常规油气历经10年的探索与突破式发展，产量讯速提升。中国非常规油产量占原油总产量的10%，而非常规气占天然气总产量的35%，页岩气产量约为109×108m3，位居世界第二。加拿大和阿根廷页岩气产量分别以53×108m3和43×108m3的产量位居第三和第四位。目前，世界页岩气商业开发领域，也只有美、中、加、阿根廷四个国家实现了商业化开采。从页岩气地质沉积演变规模上看，美国页岩气沉积分布更有优势。在泥盆纪末期第二次海洋生物大灭绝事件中，北美地区形成了规模最大的泥盆系Marcellus页岩气田[4]。北美地区二叠系油气形成了“超级盆地”，页岩油气资源量达186×108t油当量。三叠纪末期，第四次生物大灭绝形成了北美地区侏罗系优质烃源岩Haynesvile页岩。第五次生物大灭绝事件形成了美国白垩系的Eagle Ford页岩油气田[5]。我国也在页岩气井钻探方面取得突破，工业生产初具规模。四川盆地下古生界五峰组-龙马溪组富有机质页岩形成区域页岩气聚集，寒武系筇竹寺组含优质烃源岩、川中安岳地区形成了万亿m3规模的古老碳酸盐岩特大型气田[6]。

1 页岩气的井况特征

目前，中国具已备页岩气开采的关键技术，但对页岩气岩石力学特性了解不深，复杂多变的地质环境使页岩气开采受到限制。如页岩气埋藏较深，气藏分布于边缘地带、部分地区的地腹构造复杂[7]。页岩气水平井套管常受到多级压裂施工、地应力引起的非均布载荷影响，井下套管存在大量变形损伤[8]。水平井体积压裂技术需要套管承受施工时的压力高、排量大、时间长、体积破碎多段反复且持续等复杂工况。据统计，我国2018年新建井油层套管严重损坏变形套变率达到50%，页岩气开采面临重大技术挑战。

1.1 页岩气地质环境复杂

页岩气藏所处的地质环境十分复杂。首先，页岩地层属于沉积岩层，裂隙发育较多。裂隙处常常会因为岩石的剪切错动而造成套管变形或损坏（如图1a）。其次，页岩地质地层作用多变复杂。存在盐岩蠕变流动，泥岩吸水膨胀产生滑移、地层压力反常偏高等诸多不利因素。水化后的黏土，在一定压力下会随时间变化而增加沿层面间的间距，即黏土吸水后会膨胀并在地应力的共同作用下加速蠕变进程，造成了套管损坏。具备倾角的黏土遇水会呈塑性，此时将地层压力施加于套管，使套管承受非均匀载荷（如图1b）作用。最后，自然地质运动如断层断裂、地震破坏、地层沉降、地应力改变等都可能对套管形成损伤。

由黏土浸水膨胀而产生的地层蠕变应力是套管损坏的主要原因之一[5]，黏土水化使得沿层面方向变形增大，并在产生地应力作用同时加速了黏土吸水膨胀的蠕变过程，加大了套管外载变化速度。压裂进入地层的注水也改变地下的应力场分布，迫使地层平衡应力场过程而产生的弹塑性位移会导致套管变形或挤毁。

1.2 页岩气套管受温度变化影响

图1 套管剪切变形和地层载荷

页岩气套管受温度变化影响显著。在对套管进行多级体积压裂的过程中由于钻井液的注入，会使得套管周边的温度发生周期性改变[9]。常规开采过程中，套管和水泥石环的温度与井底地层温度相同，处于平衡状态。大规模压裂施工中，随着低温流体的大量注入，套管水泥环附近地层温度降低，变化的温度使地层产生了附加温度应力场。温度变化会对套管产生附加温度应力。随着温度持续升高，套管最大等效应力几乎呈线性增加。初始温度的温差越大，最大附加温度应力越大。通常情况下地层温度环境每变化1℃，套管所受附加温度应力变化可增加2MPa左右。因温度变化引起的附加温度应力值可以依据据下面进行公式估算：

其中，σT为附加温度应力；ΔT为地层温度与平衡温度差。

举例说明，已知某页岩气组地表温度为25℃，井深2968m，若地层温度梯度为3℃/100 m。则井底温度为25+2968/1003=114℃。随着压裂液注入，套管与附近岩石的温度逐渐降低，直至达到温度平衡状态。一段时间后，套管和水泥环附近地层温度逐渐降低，使套管因温差变化所受的附加应力在不断增加。经十几分钟压裂后，地层温度下降到92℃，与周围地层环境温差达22℃，此时的最大温度应力为43.5 MPa。当压裂一小时后，地层温度降到50℃，温差为64℃，此时的附加温度应力为126.4MPa。可以明显看出地层温度从114℃降至50℃的过程中，套管周围的附加温度应力在不断增大。

温度变化还能够对套管与水泥环的受力产生破坏，引起固井质量问题。温度应力可用弹性力学进行求解。研究结果表明[10]，距井眼周围约40mm的地层受温度变化产生的应力最高，达106MPa。压裂施工中，对温度应力与水泥环屈服破坏的结果表明，页岩气压裂过程能够对固井井眼周围的水泥环造成破坏[11]。被破坏的水泥环会丧失封隔压裂液的作用，压裂液在环空中流动会引起固井质量下降和不可预知的套管损伤风险。

2 页岩气套管使用过程中的存在问题

2.1 页岩气井套管屈服变形严重

目前，我国页岩气开发主要是采用工厂式水平井[12-13]其井垂较深，通常在 2 000～3000m，部分页岩气层埋藏深度可达到3500m左右，根据具体地质条件不同，水平段长度也在2 000m左右。假设页岩气井分20级左右压裂（即20个压裂段），单段长度为70m，每段压裂时间为90～180 min，则液量可达1200～2000L/min。大规模地压裂作业，对油层套管的抗压能力是一个巨大考验[14]。研究发现，水平井多级体积压裂过程中的油层套管存在严重的“单点屈服”现象[15]。即现有水平井油套管强度不能满足页岩气压裂作业要求，因体积压裂造成水平井屈服变形而引发的套管变形已成为套损的重要形式之一。现场考察发现，四川页岩气井威远-长宁区块在水平段套管压裂时发生了严重屈服变形。据统计2015年之前，已完成压裂的井有33口，其中有13口井在压裂时套管出现不同程度的变形甚至损坏，因压裂造成的套损率接近40%，严重影响到页岩气田的高效开发。

2.2 页岩气井套管抗挤毁能力不足

套管抗挤毁能力通常采用SY/T 5322-2000《套管柱强度设计推荐方法》进行校核，研究认为该标准推荐的抗挤毁安全系数较低不能满足实际需求，还应考虑两个主要参考因素：温度的影响和非均匀载荷的作用。在非均匀载荷作用下套管的抗挤毁值将会下降20%～30%[16-18]，这种现象在水平井、定向井、丛式井中尤其明显。页岩气套管抗挤毁值还会受到内管壁偏磨、外管壁非均匀载荷的影响。

工程应用表明，套管实际抗挤毁值受地应力引起的非均匀载荷分布影响严重，非均匀载荷作用下套管抗挤毁值明显下降。页岩气进行水平井、定向井及丛式开发时，应尽量避免地层压力的方向性和各向异性作用于套管管体。

2.3 页岩气井面临腐蚀环境

套管腐蚀以电化学腐蚀最为普遍[19]。页岩气井高含CO2、H2S等腐蚀性气体，当气体溶解于压裂液、钻井液等液体环境便会形成HCO3-、CO32-、HSO4-、SO42-等离子，外加钻井压裂施工中不可避免地溶解氧，使得套管易发生局部腐蚀、细菌腐蚀和氢脆。如图2。

图2 页岩气N80套管CO2腐蚀

2.4 页岩气压裂固井有隐患

页岩气多级压裂施工具有泵压大、压裂液注入量大、注入压裂液流速度快的特点[20-21]。压裂过程中，井眼附近的套管、水泥环、地层的温度会随着多级压裂施工产生周期性变化，产生明显周期变化的还有温度应力和井筒内压力，使得第一或第二界面间易产生微环隙而影响水泥环密封。数据表明，页岩气井压裂过程中套管内压范围变化较大，可由15 MPa逐渐升高到65～85 MPa，极易导致水泥环缺失和套管损坏。

3 应对页岩气套管使用问题及工况的措施

3.1 应对套管屈服变形严重问题

合理选用高强度套管。在易引起套损井段（如水平井、泥岩层、断层）附近，选用高强度套管。页岩气应根据实际地应力测试数据来合理选择套管钢级、壁厚及抗外挤强度，确保套管具有足够的屈服强度和抗外挤强度。

采用双层组合套管[22]。针对套损应力具有一次性的特点，在非油层套管易发生变形井段处采用双层套管组合，既提高套管强度、固井质量，又预留出应力释放空间，可有效防止套管因屈服变形损坏。

设计合理的注采井网。注采井网的合理选择是延迟水淹、防止套损坏的重要方法。如可采用行列注采井网和菱形注采井网。行列注采油水井排方向与油层主裂缝方向平行，当注入水沿裂缝突进时，使得相邻水井之间拉成水线，均衡渗透入油井排中去，如此防止了裂缝水过早渗透至软弱层；菱形注采井网采用面积注水方的式时，油水井排方向和主裂缝错开一定角度，延迟了裂缝方向油井过早水淹，合理的注采井网能将注水压力保持在地层破裂压力以下，防止套损发生。

3.2 应对套管抗挤毁值下降问题

通过提升套管钢级满足抗挤强度要求。深井中套管既要考虑提高管柱抗拉强度，还应考虑抗外挤能力。举例来说明，地压梯度在22kPa/m左右，一般情况下，若深井为6 000m则地层破裂压力可达到 132MPa。根据API Bull 5C3估算，以Φ177.8mm套管为例，Q125钢级中Φ177.8 mm×12.65mm规格套管的抗挤毁保证值在100 MPa。即使使用壁厚为13.72mm规格的套管其抗挤毁保证值也只有116.5MPa，并达不到安全要求。若将钢级强度提升到150，其抗挤毁强度则可达到137.9MPa，高钢级套管满足抗挤毁要求。

通过提高硬化指数增强套管抗挤能力。ISO/TR 10400-2007[23]指出，调质处理后的抗挤毁套管材料拉伸应力曲线上有明显屈服阶段。对套管生产而言，应着眼提高回火温度和矫直温度来降低残余应力（残余应力低于屈服强度的15%）。此外，API指出最初的挤毁失效破坏都产生于套管内壁，抗挤毁套管不仅需要调质热处理来达到强度要求，还应采用外淋内喷处理工艺使套管内外表面同步相变，提高淬透深度和均匀化组织，达到提高硬化指数来强化套管抗挤毁能力的目的。

3.3 应对腐蚀环境造成的套管损伤

如果遇到高含硫化氢、二氧化碳等腐蚀环境页岩气区块，套管不仅要有良好的力学性能，还应具备一定的耐腐蚀性[24]。可选择优质耐腐蚀套管钢，比如高频直缝焊管钢或含碳-锰-钼系列的低合金热轧钢管、铬铁素不锈钢管等。套管连接螺纹部分可以使用特殊螺纹来密封并隔绝腐蚀介质。在节约成本的情况下，可以用直接隔离法。即使套管表面形成具有耐腐蚀覆盖层隔离套管与腐蚀介质，例如喷涂耐腐蚀涂层、形成致密钝化化膜等。

3.4 应对压裂施工和固井安全防护

控制压裂施工、增强固井安全防护。为防止页岩气体积压裂而导致的固井失效，应保证压裂液的有效封隔，确保压裂液在水泥环环空中流动。当压裂液注入裂缝发育的页岩时，页岩裂缝起裂就会使井眼周围的地层岩石滑动，若此时恰巧水泥环缺失而未能对井眼形成有效封固，导致水泥环被地应力挤压在套管壁上，对失去水泥环保护的套管外壁产生严重损伤。

应注意套管与水泥环接触面间径向应力与界面胶结作用。在较高的水压和套管水泥环轴向拉力复杂作用下，由接触面水泥环屈服变形产生的环空微环隙为高压流体进入提供了通道。页岩气水平井段较长，好的水平段固井比垂井更加困难。威远段页岩气固井显示，水平井段出现了严重的固井质量问题。