深井超深井钻井技术4

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1、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2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

2、井技术1、深井套管柱设计管材选择3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4（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

3、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5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6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

4、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7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

5、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8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9CO2腐蚀在常温常压下较弱；CO2溶解于水才

6、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10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、

7、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11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

8、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12总体上讲，经过淬火回火获得100％