張濤 劉偉

【摘要】長(zhǎng)期以來油田開發(fā)伴隨著套管損壞問題。套損井造成注采井網(wǎng)失調(diào)，水驅(qū)動(dòng)用程度低，剩余儲(chǔ)量無法采出，導(dǎo)致動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料錄取困難，措施難度加大，修井頻繁，甚至打更新井，增加了措施費(fèi)及管理費(fèi)，嚴(yán)重影響油田穩(wěn)產(chǎn)及開發(fā)效果。截止2012年底，長(zhǎng)慶油田累計(jì)套損井1700余口，主要分布在隴東老區(qū)、安塞油田和寧夏老油田，套損井最短壽命不足2年，較長(zhǎng)壽命10年以上，套管平均腐蝕率約0.9mm/a。

【關(guān)鍵詞】套損井 治理 探討

1 套管損壞原因及機(jī)理分析

根據(jù)國內(nèi)外油田開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)分析可知，引起套管損壞的因素很多，也很復(fù)雜，歸納起來可以大致分為井身、地質(zhì)、工程技術(shù)、腐蝕、永凍層解凍和再結(jié)凍等因素。 對(duì)于一個(gè)具體的油田或一口井，其中某一類因素很可能是主導(dǎo)因素，其它為次要因素，而更多的是多種因素綜合作用的結(jié)果。陜甘寧盆地下白堊系地層分布廣泛，沉積厚度大，巖性為含大段砂巖的砂泥巖互層，孔隙度打，滲透率高，連通性好，含水豐富，地層承壓能力低，由下而上存在洛河宜君、華池、環(huán)河腐蝕性水層，部分地區(qū)還存在羅漢洞、涇川組。其中以洛河組為主要腐蝕水層，該層孔隙度10-20%，滲透率為數(shù)百毫達(dá)西，水層厚300-400m。自80年代起對(duì)長(zhǎng)慶盆地地層水及注入水水質(zhì)進(jìn)行分析表明洛河層以上淺層主要存在O2腐蝕，洛河層中部以SRB腐蝕、底部以CO₂腐蝕為主，套管外腐蝕普遍存在。特別是在壓力條件下，微量CO₂氣體使洛河水在地下以弱酸性形式存在，腐蝕速率0.7～0.9mm/a，而在地面上以中性水形式存在，腐蝕速率0.4～0.5mm/a，由于其酸性氣體分布不均衡性，導(dǎo)致套管壽命的差異。

2 套損井治理思路及對(duì)策

按照生產(chǎn)實(shí)際情況，套損井治理將按照“兩清楚、兩明確、兩受控”的思路，繼續(xù)“按照受控運(yùn)行，先易后難，穩(wěn)扎穩(wěn)打”的指導(dǎo)思想做好套損井治理工作。

2.1 隔采

隨著油田開發(fā)的深入進(jìn)行，普遍會(huì)遇到油井出水現(xiàn)象。尤其是水驅(qū)油田開發(fā)的中后期，油井出水更是不可避免的。由于油層的不均質(zhì)性以及開發(fā)方案或開采措施不當(dāng)?shù)仍?，使水在橫向上和縱向上推進(jìn)很不均勻，造成油田過早水淹，消耗了地層能量，大大降低了油藏采收率。同時(shí)，由于地層大量出水沖刷地層，造成地層出砂坍塌，使油井停產(chǎn)甚至報(bào)廢。另外，地層水嚴(yán)重腐蝕抽油桿、油管、套管、輸油管線等采油設(shè)備，加重油水分離工作量，增加了采油成本。因此，在油田開發(fā)過程中，發(fā)現(xiàn)油井出水后，要盡快利用各種找水措施確定出水層位，并根據(jù)具體情況采取相應(yīng)的隔水采油措施。

封隔器隔水采油是指油井在多油層開采時(shí)，用封隔器把油井中的出水層位封住，而開采不含水或含水低的層。這種方法簡(jiǎn)單、易行、成本低、收益大、便于推廣。

2.2 隔采施工工序及技術(shù)要求

2.2.1 起出原井管柱

起出原井管柱之前，必須加深油管，目的是試探人工井底的砂面高度，檢查管柱完好程度。

2.2.2 通井

根據(jù)設(shè)計(jì)要求選用合格的通井規(guī)通井，通井深度必須達(dá)到設(shè)計(jì)要求位置或人工井底。

2.2.3 洗井

要求沖至人工井底，記錄時(shí)詳細(xì)描述返出液體的顏色變化、返出物的大小及數(shù)量，沖洗時(shí)泵壓、排量、所用時(shí)間及液量等參數(shù)。

2.2.4 下隔采管柱

（1）在地面將隔采管柱組配好，校核無誤時(shí)按順序逐級(jí)下入井內(nèi)，按下管串標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)格執(zhí)行。

（2）下卡瓦式封隔器（Y211-114）的井，下管柱時(shí)，管柱的上提高度必須小于防座距，一般不得超過0.4m。

（3）下支撐式封隔器（Y111-114）的井，要求人工井底深度準(zhǔn)確、井底清潔、在下隔采鉆具前徹底沖砂，以防下入時(shí)將尾管卡住，發(fā)生井下砂卡事故。

（4）下壓縮式封隔器（Y341-114）的井，下鉆時(shí)勻限速下放，防止因遇阻上提時(shí)封隔器解封而返工。

（5）隔采井為防止因交變載荷引起的管柱蠕動(dòng)導(dǎo)致座封失效，要和油管伸縮節(jié)配套使用。

2.2.5 座封

Y211-114與Y111-114封隔器的座封，在管柱全部下入井內(nèi)之后，安裝好井口，先經(jīng)過座封高度計(jì)算，按所計(jì)算的座封高度下放管柱，然后上拔緊螺絲即可座封；Y341—114封隔器采取液壓座封，座封壓力為20MPa。

2.3 套管補(bǔ)貼

膨脹管修復(fù)套損井技術(shù)是指利用膨脹管的膨脹性能在井下對(duì)套管損壞處進(jìn)行“補(bǔ)貼”和密封，以達(dá)到修復(fù)損壞套管目的。

套管補(bǔ)貼又叫膨脹管技術(shù)，是一種由特殊材料制成、具有良好塑性的金屬鋼管，下入井內(nèi)后通過機(jī)械或液壓的方法在直徑方向膨脹10～30%左右，以滿足不同工藝的要求；同時(shí)，在冷做冷作硬化效應(yīng)下，管材強(qiáng)度和剛性得到提高。

2.3.1 適應(yīng)范圍

各類錯(cuò)斷、破損、變形和腐蝕類套損修復(fù)；高溫注氣井的套損修復(fù)；對(duì)已射孔井段的補(bǔ)貼封堵；鉆井過程中套管的磨損及磨穿的修復(fù)。

2.3.2 膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)特點(diǎn)

工藝簡(jiǎn)單，施工費(fèi)用低；適應(yīng)于多種套損類型井的修復(fù)；修復(fù)后可獲得較大的通徑；懸掛能力強(qiáng)，密封可靠，加固作用明顯；修復(fù)后不影響采油、修井、增產(chǎn)改造等后續(xù)作業(yè)

2.3.3 膨脹管性能參數(shù)

膨脹后，機(jī)械性能達(dá)到API標(biāo)準(zhǔn)J55或N80套管同等鋼級(jí)水平；膨脹施工壓力不高于40MPa；修復(fù)完成后，補(bǔ)貼段密封壓力不低于15MPa，對(duì)于特殊要求井（如高壓注水、注氣井等），密封壓力可達(dá)到35Mpa；膨脹管抗內(nèi)壓可達(dá)45MPa，抗外壓可達(dá)25MPa。

3 現(xiàn)場(chǎng)施工

3.1 白99-1

（1）基本狀況：該井位于白102區(qū)，2004年6月7日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液7.88m³，日產(chǎn)油6.35t，含水4.6%，液面513m；2005.6.15日停井轉(zhuǎn)注，日注采出水25方 。2012年1月發(fā)現(xiàn)該井表套刺漏 ，2012年5月采用封隔器封住洛河段后表層套管不再刺漏。

（2）原因分析：通過分析認(rèn)為該井日注水量大，注入水為采出水具有一定腐蝕性，洛河段一處可能發(fā)生腐蝕穿孔，注入水沿油層與表層套管環(huán)空反上來造成刺漏。

（3）治理對(duì)策：工程測(cè)井確定套損位置后實(shí)施套管補(bǔ)貼，并對(duì)表層套管刺漏處修補(bǔ)。

4 施工步驟

（1）通洗井；

（2）工程測(cè)井結(jié)果顯示，該井1217.65m處套破；

（3）實(shí)施套管補(bǔ)貼；

（4）實(shí)施效果：