盧健

一、概況

石油開發(fā)中心勝凱采油管理區(qū)所轄主力區(qū)塊鄭411、鄭32、坨826區(qū)塊均為特超稠油油藏，油藏埋深1300～1425m，50℃地面原油粘度高達(dá)10-35×104mPa·s。自2006年采取HDCS（水平井+高效油溶性降粘劑+CO2輔助蒸汽吞吐配套技術(shù)）技術(shù)攻關(guān)后，已取得顯著效果，實(shí)現(xiàn)了高效穩(wěn)定開發(fā)。

但是與常規(guī)的稀油開采方式相比，相關(guān)稠油增產(chǎn)措施的實(shí)施，對(duì)套管造成了不同程度的損害。各區(qū)塊先后有近50口水平井在平均投產(chǎn)后1～2年就出現(xiàn)了嚴(yán)重的套損出砂現(xiàn)象，且隨著開發(fā)條件的不斷惡化，該問題日趨嚴(yán)重，嚴(yán)重影響了原油的穩(wěn)產(chǎn)和高產(chǎn)。正確研究認(rèn)識(shí)套管損壞的原因，采取必要的修復(fù)工藝及預(yù)防措施，及時(shí)恢復(fù)套損井正常生產(chǎn)已成為一個(gè)重要課題。

二、套管損壞情況統(tǒng)計(jì)

1、分區(qū)塊套損井統(tǒng)計(jì)分析

對(duì)勝凱有限公司五個(gè)區(qū)塊已投產(chǎn)井和套損井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，經(jīng)資料證實(shí)，投產(chǎn)的202口井中有49口發(fā)生套損，其中鄭411區(qū)塊正常井?dāng)?shù)43口，套損井?dāng)?shù)27口，坨826區(qū)塊正常井?dāng)?shù)25口，套損井?dāng)?shù)15口，套損比例均較大。鄭32區(qū)塊正常井?dāng)?shù)49口，套損井?dāng)?shù)6口，坨154區(qū)塊20口水平井僅有1口發(fā)生套損，利93區(qū)塊沒有套損情況。

2、稠油井套管損壞監(jiān)測(cè)技術(shù)

（1）通井打印

現(xiàn)場(chǎng)是利用管柱下接鉛模打印工具對(duì)通井中遇阻部位打印，對(duì)打印痕跡進(jìn)行分析，已驗(yàn)證、查明、確定套管損傷部位、套管類型、套損程度等，這是目前在勝凱有限公司套損檢查最廣泛使用的方法。

（2）電測(cè)探傷

電磁探傷是與測(cè)井工藝新技術(shù)結(jié)合，利用測(cè)試儀并準(zhǔn)確找到管柱的破損位置、情況。電測(cè)探傷測(cè)井不僅能夠?qū)v向裂縫和橫向裂縫作出判斷，還能探測(cè)出套管以外的鐵磁性物質(zhì)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)井身結(jié)構(gòu)的變形。

3、套損分類及位置

對(duì)套損井經(jīng)過鉛印印痕檢測(cè)、電磁探傷等技術(shù)手段，發(fā)現(xiàn)套損類型主要分為以下四種類型。

由上表可以看出總體來(lái)看破損和套斷是套損的主要形式。同時(shí)對(duì)2008年以來(lái)49口經(jīng)上作業(yè)證實(shí)的套管損壞井的部位進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)。

發(fā)現(xiàn)在1400-1700m井段是套該管損壞易發(fā)生的部位（也就是射孔井段的范圍），在該井段發(fā)生的套該管損壞達(dá)89.7%。

三、水平井套損井原因分析

1、注汽熱采

在多輪次蒸汽吞吐采油過程中，套管承受高溫、高壓引起的交變熱應(yīng)力負(fù)荷影響，容易產(chǎn)生疲勞裂紋和壓縮變形。

2、材質(zhì)

早期發(fā)生錯(cuò)斷的最主要原因就是使用N80材質(zhì)的濾砂管，無(wú)法滿足高溫高壓下注汽需要。目前采用統(tǒng)一的TP110H高強(qiáng)度管材，配套用于降低套管軸向應(yīng)力的多級(jí)熱補(bǔ)償?shù)葍?yōu)化設(shè)計(jì)，已經(jīng)能夠滿足水平井的熱采要求。

3、汽竄

鄭411區(qū)塊和坨826區(qū)塊主要生產(chǎn)層油藏非均質(zhì)性較大，注汽作業(yè)時(shí)汽竄情況突出。而被汽竄井在高溫高壓氣體的強(qiáng)力沖擊下極易損壞。另一方面因汽竄導(dǎo)致被竄井液量突增，井底油層產(chǎn)生較大激動(dòng)，同樣容易造成出砂及套損，據(jù)統(tǒng)計(jì)套損井均有汽竄井史。這也是鄭411區(qū)塊和坨826區(qū)塊套損比例最高的一個(gè)重要原因。

4、出砂

生產(chǎn)過程中因地層膠結(jié)疏松、提液強(qiáng)度過大等原因造成巖層骨架破壞，油井周圍出砂形成空洞，之后由原來(lái)油層承受的重力相當(dāng)一部分轉(zhuǎn)嫁給了套管，超過套管的極限強(qiáng)度時(shí)，產(chǎn)生彎曲變形甚至錯(cuò)斷。

綜上所述，造成套管損壞的原因極其復(fù)雜而且是多方面的，在開發(fā)過程中，套管損壞往往是多種因素共同作用的結(jié)果。套損的類型也隨著損壞的原因不同而有所區(qū)別。因此。正確判斷損壞的類型，采用不同的處理工藝、方法才能有效地修復(fù)套管損壞并提高油汽井利用率。

四、水平井套損井治理及效果分析

1、近端小套管加固

對(duì)于近A點(diǎn)濾砂管挫斷井，根據(jù)挫斷點(diǎn)位置和形態(tài)的分析，以大直徑倒角套管作為挫斷支撐管，配套水平井耐高溫丟手封隔器，對(duì)錯(cuò)斷點(diǎn)進(jìn)行支撐復(fù)位，或采取內(nèi)掛濾砂管和割縫篩管的方式進(jìn)行重防。

該技術(shù)已形成相對(duì)完善的工藝，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐效果良好。

2、遠(yuǎn)端橋塞卡封

針對(duì)遠(yuǎn)端近B點(diǎn)濾砂管破損井，采用耐高溫丟手橋封進(jìn)行卡封防砂，利用已有防砂管實(shí)現(xiàn)整體注汽生產(chǎn)。該方法具有修后內(nèi)通徑較大（通徑Φ140mm）、施工簡(jiǎn)單、施工周期短、成本低、成功率高且可根據(jù)套管變形狀況多點(diǎn)實(shí)施套管補(bǔ)貼的特點(diǎn)。

3、更換套管

對(duì)于油井淺層套管嚴(yán)重套損的可采取取套換套方法進(jìn)行修復(fù)。缺點(diǎn)是施工費(fèi)用高，難度大。因?yàn)樘讚p多發(fā)生在油層井段，所以該方法應(yīng)用很少，僅有1次井例。

4、套管補(bǔ)貼

對(duì)于長(zhǎng)井段破漏井，先利用電磁探傷等技術(shù)找準(zhǔn)套損位置，再對(duì)套管進(jìn)行補(bǔ)貼。該方法雖然密封效果好且通徑大，但存在耐溫耐壓相對(duì)較小，修后回彈，有效期短等缺陷，所以在熱采井套損修復(fù)中應(yīng)用有限。

5、擠固砂劑

對(duì)于套損出砂情況嚴(yán)重，套損難于修復(fù)，機(jī)械防砂難以實(shí)施的油井嘗試采用擠固砂劑的方法。

由上可知，目前根據(jù)套損位置及形態(tài)主要采取的套損修復(fù)方式是下小套管加固及橋塞卡封，另外換套、套管補(bǔ)貼、化學(xué)防砂也得到了一定的應(yīng)用。目前49口套損井大多數(shù)采取了修復(fù)措施，4口套損情況較輕的油井還在帶病生產(chǎn)，24口油井因修復(fù)效果不理想或修復(fù)難度大實(shí)施長(zhǎng)停和封井，其中部分油井打更新井。

五、下步工作

1、做好套管損傷預(yù)防工作

（1）提高鉆井完井施工質(zhì)量，滿足地層應(yīng)力的需要

①提高鉆井固井質(zhì)量，確保油層套管與地層環(huán)空內(nèi)的水泥環(huán)固結(jié)良好。

②采用TP110H鋼級(jí)的套管，對(duì)于設(shè)計(jì)注氣強(qiáng)度大，易出砂油井可嘗試應(yīng)用TP120TH外加厚套管。

③套管螺紋絲扣處上緊上滿，防止套管接頭絲扣處密封失效、損壞。

（2）生產(chǎn)過程中嚴(yán)格施工標(biāo)準(zhǔn)，防止套管損壞

①對(duì)于嚴(yán)重出砂的油層，要注重井筒附近油層骨架的保護(hù)，防止形成虧空帶，保持其對(duì)上覆巖層的支撐能力，因此，必須做好前期人造井壁的化學(xué)防砂，恢復(fù)油層的支撐能力。

②控制油井的采液強(qiáng)度，使之在一個(gè)比較合理的范圍內(nèi)。

③提高作業(yè)施工時(shí)對(duì)套管的保護(hù)措施。

④射孔施工時(shí)，根據(jù)地層的滲透情況射孔孔密盡量一次性完成，避免重復(fù)射孔。

⑤隔熱管及封隔器要確保密封，封隔器盡量下深至油層上界以上5-10米，優(yōu)選最佳注汽參數(shù)。

2、加大對(duì)已發(fā)生套損井的修復(fù)治理力度

（1）繼續(xù)通過等措施對(duì)套損井進(jìn)行治理。

（2）對(duì)難以修復(fù)的套損井，采用不留塞化學(xué)為主的防砂工藝。減少因機(jī)械防砂造成的事故處理難度。

（3）積極引進(jìn)套損井治理的新工藝、新技術(shù)，對(duì)那些控制儲(chǔ)量大，有生產(chǎn)潛力的套損井治理利用，同時(shí)配套完善一體化套損井防砂工藝。