Causas y medidas preventivas de daños en la carcasa de OCTG

Causas y medidas preventivas de daños en la carcasa de OCTG:

Estado del daño en la tubería de revestimiento:

En los últimos años, se detectaron 45 pozos con diferentes grados de daño en la tubería de revestimiento durante el registro de pozos en un bloque determinado, lo que representa aproximadamente el 28,5% del total de pozos. Este número ha experimentado un marcado aumento. Las principales formas de daño en la tubería de revestimiento de OCTG son flexión, contracción, fractura escalonada, ruptura, corrosión y perforación, siendo la deformación por contracción y la fractura escalonada las principales. La tendencia general del daño en la tubería de revestimiento es que el pozo afectado presenta una corta vida útil de bombeo y una gran profundidad de puntos de daño. Modo de daño vertical en la tubería de revestimiento: el daño profundo se caracteriza principalmente por deformación por contracción; el daño superficial, por fractura o ruptura escalonada; y los puntos de cambio de la tubería de revestimiento se concentran cerca de la sección de perforación. Distribución regional horizontal: Los puntos de daño en la tubería de revestimiento se concentran cerca de fallas, elevaciones estructurales y áreas con grandes ángulos de inclinación.

Causas del daño en la tubería de revestimiento de pozos petrolíferos:

1. Factores geológicos del daño en la tubería de revestimiento de pozos petrolíferos

Los factores geológicos son las principales causas del daño en la tubería de revestimiento, incluyendo la tensión tectónica, el deslizamiento entre capas, la expansión de la lutita, la fluencia de la capa de roca salina, el enarenado de la capa de petróleo, el hundimiento del terreno y la compactación de la capa de petróleo.

a. Fluencia por expansión de la lutita, fluencia de la roca salina

Las rocas presentan características de fluencia y relajación de tensiones, y los diferentes tipos de rocas presentan diferentes tipos de fluencia y sus correspondientes grados de fluencia. Las rocas se fluencian incluso en condiciones geológicas naturales. Los minerales arcillosos de la lutita, especialmente la montmorillonita, la illita y la caolinita, se expanden y se fluencian al entrar en contacto con el agua. Dado que la tubería de revestimiento impide esta fluencia y expansión, se genera un esfuerzo cortante en la tubería de revestimiento. Esto aumenta la carga externa sobre la tubería de revestimiento. Con el tiempo, la carga aumentará. Cuando la resistencia a la compresión del revestimiento es inferior a la carga externa, este se comprime, se aplana o incluso se rompe.

b. Presión de la roca circundante

Tras la perforación, aparecen superficies libres en las formaciones rocosas alrededor del pozo, alterando el equilibrio original. Cuando la tensión en el punto de concentración alcanza el límite de fluencia de la roca circundante, se produce deformación plástica. Esta deformación está restringida por el revestimiento y la capa de cemento exterior. Al mismo tiempo, la roca circundante reacciona con el revestimiento, lo que provoca su deformación y daños.

c. Actividad de fallas, movimiento cortical moderno, terremotos y deslizamientos de tierra

La existencia de fallas provoca un desequilibrio de presión entre ellas, lo que permite la formación de canales de agua entre las formaciones rocosas. Cuando coexisten capas de lodo, capas de sal de yeso y fallas, la tensión sobre el revestimiento se vuelve inestable, lo que provoca su deformación y daños. La actividad de fallas se debe a diversos factores. La formación se desplaza horizontalmente a lo largo de la falla, causando daños a gran escala en la capa de petróleo del revestimiento.

2. Factores de ingeniería que influyen en los daños en la tubería de revestimiento de pozos petroleros

a. Razones de fondo de pozo

Las principales razones incluyen la resistencia insuficiente del diseño de la tubería de revestimiento, el sellado deficiente de las roscas durante la construcción y la mala calidad de la cementación, lo que provoca su desgaste durante la perforación. Al introducir la tubería de revestimiento en el pozo, su superficie exterior inevitablemente rozará violentamente con la formación rocosa dura. Si se introduce a la fuerza en el pozo, la tubería de revestimiento sufrirá un desgaste evidente, y la sarta de revestimiento será propensa a la inestabilidad, la flexión y la deformación. Además, tras el desgaste de la tubería de revestimiento, aumenta el área superficial interna, aumenta la superficie de contacto con el medio corrosivo, desaparece la capa de pasivación de la pared interna y el metal interno entra en contacto directo con el medio corrosivo, lo que acelera la velocidad de corrosión de la tubería de revestimiento.

b. Razones de producción

La inyección de agua a alta presión provocará la expansión del volumen de la formación. Cuando la presión se extiende desde el pozo de inyección de agua y la formación rocosa permeable, se genera una gran presión en la interfaz entre la capa de petróleo y la capa límite. Si esta fuerza excede la resistencia de la interfaz, se produce un deslizamiento, lo que causa daños en la tubería de revestimiento de los pozos adyacentes.
El cambio permanente de volumen causado por el relleno sólido durante la fracturación también provoca el deslizamiento de la formación a lo largo de la estratificación.
La producción de arena en la capa de petróleo provoca el efecto combinado del hundimiento de la masa rocosa suprayacente y la suprayacente, acortando la sección del yacimiento, afectando el soporte lateral de la tubería de revestimiento y provocando su deflexión.

3. Factores de corrosión que causan daños en la tubería de revestimiento de pozos petroleros

La corrosión en la tubería de revestimiento de pozos petroleros se refiere a la reacción del azufre, el CO₂, el H₂S presente en el petróleo crudo y el gas natural, y diversas sustancias corrosivas presentes en el agua de formación y el agua de inyección con iones de hierro o ferrosos en la tubería, corroyendo así el cuerpo de la tubería. Las condiciones para la corrosión de la tubería de revestimiento incluyen la temperatura, la presión, la concentración de iones ferrosos y la presencia de bacterias reductoras en el agua de formación, la mayoría de las cuales están relacionadas con la acción de las bacterias reductoras de sulfato. La corrosión de la tubería de revestimiento se produce principalmente en soluciones de revestimiento con alta mineralización y bajo pH. El impacto de la corrosión en el daño de la tubería de revestimiento se manifiesta principalmente en las siguientes dos formas de daño:

(1) La corrosión causa fugas en la parte superior de la tubería de revestimiento. Desde una perspectiva mecánica, el daño de la tubería de revestimiento causado por fuerzas externas no se manifiesta como fugas, sino que la corrosión final causa fugas.

(2) La corrosión debilita el espesor de la pared de la tubería de revestimiento, reduce su resistencia y causa daños. Bajo la acción de la corrosión, la pared de la tubería de revestimiento se adelgaza gradualmente, total o parcialmente, su resistencia se reduce y aumenta la probabilidad de sufrir daños por fuerzas externas.

Método de inspección de daños en la tubería de revestimiento:

Durante el registro normal, se pueden utilizar registros de detección de fallas electromagnéticas, detección de fugas isotópicas en pozos completos, registros con calibrador y otros métodos para inspeccionar la tubería de fondo de pozo y verificar si está dañada o deformada.

(1) El registro de detección de fallas electromagnéticas permite medir la variación del espesor de la pared y el daño de la tubería de revestimiento en condiciones normales de producción en pozos de petróleo y agua, ahorrando el costo de la verificación del estado de la tubería y su funcionamiento. Esta característica permite realizar un estudio de daños estructurales en pozos de petróleo y agua. La tubería presenta una transición entre paredes gruesas y delgadas, y la tubería de revestimiento se deforma o se descascara.

(2) El registro combinado de cinco parámetros isotópicos permite registrar cinco curvas simultáneamente. Con este método, la curva del trazador isotópico, los datos de caudal y temperatura del pozo en la tubería, y los puntos de anomalía de presión se verifican mutuamente para detectar fugas en la tubería de revestimiento.

(3) El registro con calibrador multibrazo es el método más utilizado en el proceso de registro de inspección de tuberías de revestimiento. Este instrumento es un instrumento de medición de contacto, es decir, su brazo de medición contacta la pared interna de la tubería de revestimiento, convirtiendo la variación de la pared interna en el desplazamiento radial del brazo de medición del calibrador y, posteriormente, en el desplazamiento vertical de la varilla de empuje mediante el diseño mecánico y la transmisión dentro del instrumento. El sensor de desplazamiento diferencial convierte la variación del desplazamiento vertical de la varilla de empuje en una señal eléctrica, indicando así la fuga en la tubería de revestimiento.

Medidas preventivas para daños en la tubería de revestimiento de pozos petrolíferos:

1. Control razonable de la presión de inyección de agua

Durante el proceso de inyección de agua a alta presión en el yacimiento petrolífero, a medida que la presión de inyección de agua aumenta, también aumenta el nivel de presión de la formación. Cuando la presión de formación supera la presión crítica, se produce un deslizamiento relativo entre las formaciones, lo que provoca la deformación de la tubería de revestimiento, especialmente en zonas con intercapas de lodolita o fallas. El daño a la tubería de revestimiento puede ocurrir en fragmentos. Además, la inyección prolongada de agua a alta presión aumenta la tasa de daño a la tubería de revestimiento bajo la acción de cargas de alta presión a largo plazo. Controlar la presión de formación dentro de la presión crítica o dentro del 70% de la resistencia al colapso de la tubería de revestimiento puede ralentizar la ocurrencia de daños.

2. Controlar razonablemente la diferencia de presión de producción y mantener el equilibrio entre inyección y producción

Debido al desequilibrio entre inyección y producción, la red de pozos se refuerza en una gran área en la etapa posterior, y la conectividad entre capas es deficiente, lo que genera tensión adicional desde la zona de alta presión hacia la de baja presión, lo que induce el deslizamiento de la formación y causa la deformación de la tubería de revestimiento, especialmente en la zona de alta presión. El daño a la tubería de revestimiento es particularmente grave.

3. Optimizar el plan de perforación y transformación del yacimiento

Cualquier proceso y calidad de fracturación ácida y perforación tiene un impacto importante en la vida útil del revestimiento. La perforación o fracturación ácida repetida reducirá considerablemente la resistencia a la extrusión del revestimiento y acelerará su daño y deformación. Realice la fracturación y la fracturación ácida en el yacimiento y determine la presión de construcción. Esta no debe superar el 80% de la resistencia antiextrusión del revestimiento.

4. Mejorar las herramientas de fondo de pozo para evitar el desgaste del revestimiento

Debido a razones de diseño o construcción, es frecuente que se produzcan caídas de objetos, atascos y bloqueos en las tuberías, etc., que deben ser rescatados y rectificados. Esto inevitablemente causará desgaste de la pared de la tubería de revestimiento y reducirá su resistencia. Se recomienda mejorar las herramientas de perforación e instalar un dispositivo de enderezamiento durante el proceso de perforación y rectificado para reducir el desgaste excéntrico y proteger la tubería de revestimiento.

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