[实用新型]一种用于模拟胶结测试的套管组件

说明书

技术领域

本实用新型涉及固井技术中水泥浆与外层套管胶结的研究技术领域，尤其是一种用于模拟胶结测试的套管组件。

背景技术

中国南海莺琼盆地既存在高压，也存在高温，是目前世界海上三大高温高压地区之一。据不完全统计资料，1984年至2011年，我国南海海域共钻高温高压探井25口。从已钻井情况看，大部分井集中在4000m-5000m之间。在已完成的25口井中，温度超过200℃，泥浆比重超过2.20sg以上的超高温高压井有4口。1984-2004年，南海15口高温高压井，中外作业者的作业过程都异常艰辛，固井成功率不高，特别是尾管固井，成功率仅47%。

据统计，东方区块目前共有53口在开发气井，其中44口带压，大部分是油套管带压，但也有表套和技套带压的，比较严重的是：DF1-1-D4（技套带压）以及乐东22-1-A3井（技套带压）。了解水泥环井下环境下失效的力学机理，可以指导有针对性的制定固井技术措施和正确选择后期作业参数，特别是优化水泥环变形参数和破坏参数，从而达到提高固井质量、防止水泥环水力胶结失效的目的，延长高温高压油气井寿命。

在固井中，水泥环对地层的封隔性能对油气井的生产安全、寿命和油田开发效益具有重要意义，具有较高封窜能力的水泥环是安全、环保地开发油层，实现勘探开发效益最大化的重要基础。实际生产经验表明，水泥浆顶替到位后，CBL/VDL测试显示固井质量良好的井，在经历后续的钻进、钻井液密度增加、地层完整性试验、射孔、压裂、温度变化、求产、关井求压等作业后，会导致水泥环与外层套管、水泥环与地层的胶结面产生微缝隙，造成油气井井口窜流、井口环空带压等问题。这一问题造成安全、环保隐患，严重影响产能建设，大大降低勘探开发效益。

这一问题属于固井后的长期气窜问题，在目前技术条件下，常常发生在井下工况条件复杂的高温高压油气井中。造成井口带压的原因主要是井下地层条件变化和后期作业引起的外层套管-水泥环-地层系统的受力状态发生改变，导致环空水泥环应力-应变发生改变，水泥环发生了破坏丧失水力密封性，高压气体通过失效水泥环内部的微裂缝界面逐渐窜移至井口。

现有的模拟应力变化引起固井胶结失效的装置存在如下特点：

1)没有按照实际使用的外层套管加工实验装置；

实验设备在外径和壁厚上与实际外层套管的尺寸不一致。实验设备在设计加工时，没有采用具有实际使用外径和壁厚的外层套管，而是在几何尺寸上按照一定的比例缩小，这与实际工况不同；

2)胶结过程与验窜实验过程分离；

由水泥环胶结到模拟温度-胶结失效实验时的环境发生了改变，具体包括水泥浆的养护环境是否为高温高压、在模拟温度-胶结失效实验时是否加了围压、胶结环境与实验环境是否相互独立。现在设备普遍不能保证水泥浆能在同一套设备内完成胶结并开展温度-胶结失效的实验，这与实际工况不符；

3)不能定量评价气窜；

在模拟温度等因素改变引起水泥环胶结失效，引起气窜的过程中，只是定性检验气窜有无发生，并没有定量检验一定工况改变时造成气窜的量；

4)水泥环长度偏小；

在模拟的水泥环长度方面，普遍小于50cm，长度偏小，在实验中不能较为全面反映实际工况存在的问题；

5)验窜范围不全面；

在验窜方法上，普遍采用的是在水泥环一端注入气体，以另一端能否收集到气体作为判断水泥环与外层套管是否产生微环隙及评价水泥环胶结好坏的标准。不能检测在水泥环高度方向的中间位置产生微环隙而两端胶结良好的工况。

6)实验成本高；

与水泥环胶结的内层外层套管、外层的人造地层或外层套管在一次实验后均报废，造成实验研究成本过高。

7)实验条件参数较低；

不能同时模拟井底静止温度最高160℃，地层孔隙压力6000psi，套管内最高压力载荷10000psi的工况。

实用新型内容

本实用新型解决的技术问题是提供一种用于模拟胶结测试的套管组件，能够模拟套管内压、围压的周期性变化以及气窜流量等，能够实现数据实时采集；能够检测到水泥环的气窜，并进行精确的采集；能够根据不同水泥环力学特性在不同温度下对其胶结失效的影响规律，有针对性的设计适用的韧弹性水泥配方，制定合理的固井技术措施和正确选择作业参数。

为解决上述技术问题，本实用新型提供了一种用于模拟胶结测试的套管组件，其特征在于，

包括内层套管，所述内层套管外侧依次套设有胶套、外层套管、外层釜体，所述外层套管用于支撑所述胶套；