高永華 司念亭 （中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司 天津300452）

0 引言

隨著渤海油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)的不斷深入，油水井長(zhǎng)年磨損、腐蝕、受地層塑性變形以及各類(lèi)施工措施的影響，造成的套管損傷問(wèn)題逐漸增多，不僅使油氣產(chǎn)量下降，產(chǎn)層污染，甚至可能導(dǎo)致油水井報(bào)廢。目前，渤海油田油水井套管損傷主要以套管變形、破裂、穿孔等類(lèi)型為主，在生產(chǎn)上直接表現(xiàn)為破漏特征。我們先后在錦州9-3油田、綏中36-1油田發(fā)現(xiàn)幾口套損竄槽油水井，針對(duì)套管堵漏問(wèn)題，根據(jù)不同的井況，制定出一套適應(yīng)不同油水井的套損井綜合治理技術(shù)。

1 技術(shù)簡(jiǎn)介

1.1 套損現(xiàn)象（見(jiàn)表1）

2004年11月，SZ36-1-H28水源井：產(chǎn)水量1 000 m3/d緩慢下降到200 m3/d。

兩次欠載造成停泵故障，檢泵后電泵機(jī)組砂卡過(guò)載故障，期間經(jīng)多次檢泵轉(zhuǎn)變頻生產(chǎn)，產(chǎn)液中仍一直含地層砂。

2007年11月，SZ36-1-C25hf水平“魚(yú)骨刺”型分枝井：產(chǎn)液由240 m3/d上升至270 m3/d，含水由38%上升至48%，此后含水持續(xù)上升到80%，產(chǎn)液也逐漸上升到380 m3/d。2009年2月，該井含水上升至90%，產(chǎn)液穩(wěn)定在370 m3/d。12月含水突升至100%，產(chǎn)液下降，電流、油壓無(wú)明顯變化，期間加密取樣觀測(cè)，總礦化度為8 449 mg/L，氯根含量5 072 mg/L，判斷為注入水，懷疑井下套管存在漏點(diǎn)。

表1 油水井套損現(xiàn)象

2009年4月，JZ9-3W5-2油井：化驗(yàn)含水突然由53%上升到77%，5月手動(dòng)停泵化驗(yàn)含水100%。

2009年8月，SZ36-1-A32同井抽注井：因水層出砂進(jìn)行大修，在重新防砂過(guò)程中，座封館陶水層SC-1R頂部封隔器后，環(huán)空打壓驗(yàn)封時(shí)無(wú)泵壓，懷疑上部套管有破損。

2009年10月，JZ9-3E1-8油井：化驗(yàn)含水由50%上升到95.7%，產(chǎn)液量由74 m3/d上升到140 m3/d，懷疑該井套管某處可能存在破損，導(dǎo)致管外水竄至井內(nèi)。

2010年4月，JZ9-3W4-3油井：產(chǎn)液從290 m3/d上升到430 m3/d，含水由76%升到96%居高不下，推測(cè)上部套損導(dǎo)致館陶組地層水進(jìn)入井筒。

1.2 套管檢測(cè)技術(shù)

針對(duì)各油水井的特點(diǎn)，我們制定了不同的套管找漏檢測(cè)技術(shù)（見(jiàn)表2）：采用RTTS封隔器與定位密封（或堵塞器）配合卡層驗(yàn)漏，確定套損井段；采用氧活化生產(chǎn)測(cè)井檢測(cè)套管外流體竄流，確定套損井段與流量；采用多臂井徑測(cè)井儀檢測(cè)套管壁厚與井徑變化，確定套損井段及預(yù)測(cè)其潛在破損情況。

表2 油水井套損檢測(cè)方法

1.3 堵漏封竄技術(shù)

1.3.1 雙封隔器封堵 在電泵生產(chǎn)管柱中，直接串接下入雙過(guò)電纜封隔器卡封出水層段，恢復(fù)油井生產(chǎn)。JZ9-3W5-2井下入雙過(guò)電纜封隔器成功卡封水層。該技術(shù)應(yīng)用簡(jiǎn)單，作業(yè)時(shí)間短，適用于臨時(shí)性封堵。

1.3.2 套管補(bǔ)貼 將脹管式的套管補(bǔ)貼工具下入井里套管漏點(diǎn)處，打壓座封脹管，使脹管兩端的密封管完全嵌入套管壁上，達(dá)到堵漏目的。

NB35-2-A24井下入脹管式的套管補(bǔ)貼工具，打壓座封后成功封堵井下套管漏點(diǎn)。該種方法缺點(diǎn)是形成了套管內(nèi)的縮徑，為以后一系列的井下作業(yè)造成了復(fù)雜性。

1.3.3 水泥漿堵漏 將一定比重的水泥漿擠入地層縫隙或多空地帶、套管外空洞破漏處等目的層，候凝后在地層或地層和套管之間形成密封帶，達(dá)到封堵套管漏點(diǎn)等目的。SZ36-1-A32和SZ36-1-H28井通過(guò)擠水泥方式堵漏成功。該技術(shù)水泥用量較大，水泥凝固時(shí)間不宜控制。

1.3.4 化學(xué)堵漏 從地面向井筒內(nèi)注入配好的LHD化學(xué)堵漏劑，將堵漏劑擠入套管破漏位置的環(huán)空間隙及近井地帶的地層孔隙中，駐留并形成具有一定強(qiáng)度和密封性能的封堵段，達(dá)到修補(bǔ)套管破漏的目的。

LHD化學(xué)堵劑具有以下性能：①駐留性好，減少用量，縮短施工周期。LHD堵劑進(jìn)入封堵目標(biāo)層后能夠通過(guò)快速形成牢固的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)有效地駐留在漏失層中，大大減少了堵劑用量，提高施工成功率。②界面膠結(jié)強(qiáng)度高，保證施工效果（見(jiàn)圖1、2），正是上述微觀結(jié)構(gòu)的本質(zhì)區(qū)別使得兩種堵劑的抗沖蝕能力產(chǎn)生了較大區(qū)別（見(jiàn)表3）。③配制的堵漿流動(dòng)性和穩(wěn)定性好，擠注壓力低，固化時(shí)間易于調(diào)整。④LHD堵劑能夠?qū)崿F(xiàn)找漏堵漏施工一體化。由于LHD堵劑在進(jìn)入封堵目標(biāo)層后能快速形成網(wǎng)狀封堵層，使施工壓力明顯升高（上升幅度3～15 MPa），從而能夠在堵漏修復(fù)施工時(shí)及時(shí)發(fā)現(xiàn)漏層，實(shí)現(xiàn)找漏堵漏施工一體化，使該堵劑能用于無(wú)法確定漏層位置的井。而普通堵劑無(wú)法在封堵目標(biāo)層快速形成封堵層，因而無(wú)法找漏。

主要技術(shù)指標(biāo)：施工成功率達(dá)到98.5%；適應(yīng)施工井溫度20～1 600℃；適應(yīng)井深500～3 800 m；施工后48 h，井口試壓承壓能力（封堵強(qiáng)度）為10～35 MPa；有效期3年以上。在渤海油田套損治理的幾口井中，SZ36-1-C25hf、JZ9-3W4-3井使用該化學(xué)堵漏劑成功封堵套損漏點(diǎn)。

圖1 動(dòng)態(tài)養(yǎng)護(hù)條件下新型化學(xué)堵劑-鋼管膠圖

圖2 表面層被溶蝕后露出的新鮮表面

表3 動(dòng)態(tài)條件下膠凝材料固化體膠結(jié)強(qiáng)度試驗(yàn)（高排量）

2 結(jié)論

目前，在渤海油田根據(jù)此綜合治理方法，連續(xù)作業(yè)了一些油水井，對(duì)這些井治理后的效果跟蹤分析，統(tǒng)計(jì)顯示這些油水井治理后日增油435方/天，日增水2 500方/天，綜合治理效果明顯。

圖3 3種封堵技術(shù)對(duì)比

如：SZ36-1C25hf井套管堵漏作業(yè)從2010年4月1日開(kāi)始，到2010年4月28日結(jié)束，整個(gè)作業(yè)時(shí)間26.83 d，除去天氣以及其他情況的影響，有效作業(yè)時(shí)間為14.67天，其中整個(gè)堵漏施工作業(yè)時(shí)間為5.4 d。

截止到2010年12月31日計(jì)量日產(chǎn)液272方，日產(chǎn)油198方，實(shí)現(xiàn)了從2009年12月到現(xiàn)在日產(chǎn)油量0至198方的突破。

我們將以上的3種封堵技術(shù)從工期、施工規(guī)模、有效期、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)、費(fèi)用等幾個(gè)方面進(jìn)行了對(duì)比，如圖3。

綜上所述，4種方法各有優(yōu)缺點(diǎn)，在作業(yè)中，我們針對(duì)不同的油水井可選擇使用不同的封堵方法。隨著渤海油田日益開(kāi)發(fā)的加劇，預(yù)計(jì)每年越來(lái)越多的套損井將會(huì)出現(xiàn)在我們面前。根據(jù)綜合治理的幾口套損井的綜合效果評(píng)比，此綜合治理方法非常適用于渤海油田，具有廣闊的應(yīng)用前景?！?/p>

[1]萬(wàn)仁溥，羅英俊．套管補(bǔ)貼工藝技術(shù)《采油技術(shù)手冊(cè)第五分冊(cè)》修井[J].工具與技術(shù)，1989，6（1）：145-149．

[2]萬(wàn)仁溥，羅英?。捎图夹g(shù)手冊(cè)（第十分冊(cè)）[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1994．

[3]丘宗杰．海上采油工藝新技術(shù)與實(shí)踐[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2009.