馬春暉，李陳若琪，程 康，馮 帥，張虎平

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川 750006）

1 S油田套損井現(xiàn)狀

目前S油田套損油井75口，日損失產(chǎn)能84 t（由115 t下降到31 t），目前在生產(chǎn)55口，無潛力關(guān)井20口。2002年大規(guī)模開發(fā)以來，隨著開發(fā)年限的增加，綜合含水的上升，套管腐蝕程度逐漸加劇，套損油井數(shù)量逐年增加，近三年來增加46口。

S油田套損井典型生產(chǎn)特征：（1）含水突升或是直接上升至100%；（2）含鹽突降；（3）液面突升至一定液面后保持穩(wěn)定。

套損后對油田造成的危害：（1）產(chǎn)能損失大；（2）洛河層套損后，地層水倒灌污染生產(chǎn)層位；（3）套損后，井筒狀況惡化，措施作業(yè)難度增大；（4）錄取地層壓力困難，不能及時掌握地層能力保持狀況。

2 套損原因探討

通過分析歷年來套損井的工程測井、拔套檢查、水質(zhì)分析以及掛片測試等資料，認為油田套管外腐蝕微弱，內(nèi)腐蝕是導(dǎo)致套管破損的主要原因。

（1）套管外腐蝕主要發(fā)生在延安組及上部淺層。洛河水中含有O2和CO2，腐蝕性極強，水泥返高以上的套管長期浸泡在洛河水里，既受井筒中地層水的內(nèi)腐蝕，又受洛河水的外腐蝕。

H2S在水介質(zhì)中與Fe直接反應(yīng)：

CO2溶于水生成H2CO3：

O2與Fe直接反應(yīng)：

（2）套管的內(nèi)腐蝕存在于油井動液面以下。油井隨著開采年限的增加，產(chǎn)水量逐年增加，水中含有大量的鹽，最主要的成分是氯化鈉，極易溶于水，形成強的電解質(zhì)溶液，油層水中含有H2S、CO2及地層水和注入水中各種腐蝕性物質(zhì)，腐蝕介質(zhì)含量高，加劇套管損壞，其主要表現(xiàn)為內(nèi)腐蝕。CO2是普遍的腐蝕源，并伴隨H2S、O2的共同腐蝕，表現(xiàn)形式為嚴重的均勻腐蝕和局部腐蝕，以點蝕為主要破壞形式[1，2]。

3 套損井治理措施

歷年治理情況：目前已治理55口（隔采45口，化學堵漏7口，套管補貼3口），日恢復(fù)產(chǎn)能33 t（由30 t上升到63 t），產(chǎn)能恢復(fù)率67%。

治理思路及流程：套損井治理主要通過隔采措施，恢復(fù)套損井產(chǎn)能；針對隔采有效期短的油井，深化套損井隔采坐封研究，開展雙封隔器及長膠筒封隔器隔采；針對多次隔采無效油井，實施化學堵漏、套管補貼、側(cè)鉆等措施恢復(fù)油井產(chǎn)能。

表1 S油田常規(guī)隔采類型統(tǒng)計表

3.1 套損井隔采

近年套損井治理以常規(guī)隔采為主，包括普通封隔器隔采、雙封隔器隔采、長膠筒封隔器隔采三類（見表1）。根據(jù)套損井的井筒狀況選取封隔器組合方式進行隔采（見圖1）。

圖1 套損井單封隔器改造成雙封隔器示意圖

封隔器選型及優(yōu)化流程：

（1）套損井坐封位置研究：結(jié)合工程測井結(jié)果及井斜數(shù)據(jù)合理確定每口隔采井封隔器坐封位置，確保隔采效果；

（2）封隔器類型優(yōu)選研究：根據(jù)不同井筒情況及前期隔采效果選擇對應(yīng)的封隔器型號及優(yōu)化封隔器的組合。

技術(shù)優(yōu)點：工藝簡單、施工周期短、使用范圍廣、費用低。

技術(shù)缺點：有效期短、頻繁換封增加生產(chǎn)成本、封隔器失效后易卡鉆形成事故隱患。針對大段腐蝕套管密封效果不理想。

3.2 化學堵漏

自針對多次隔采無效油井，采取化學堵漏工藝進行套損井產(chǎn)能恢復(fù)。2017年采用低密度封堵+樹脂水泥封堵液體系，通過先堵后封，提高地層承壓能力的同時有效封堵近井地帶，效果較好（見圖2、圖3）。

技術(shù)特點：熱固性樹脂水泥固化后結(jié)構(gòu)致密，彈性變量大，不易因受外力變形產(chǎn)生界面微間隙，可起到長期有效封隔作用。

圖2 堵劑材料示意圖

圖3 堵漏管柱示意圖

工藝流程：

（1）在套損段底部填砂至套破段底界以下20 m～30 m；

（2）下油管+斜尖至套破段底界，關(guān)環(huán)空，注入化學堵漏封堵液；

（3）油管環(huán)空頂替；

（4）若擠封壓力較低，等停間歇頂替，每等停15 min～30 min擠注100 L～200 L直至起壓明顯，頂替完剩余頂替液；

（5）關(guān)井候凝，起管柱，鉆塞，試壓，沖砂。

生產(chǎn)現(xiàn)狀：T23-21是D井區(qū)一口采油井，1998年8月投產(chǎn)。2017年2月進行工程測井，在1 195.92 m～1 199.67 m、1 206.87 m～1 225.66 m、1 228.94 m～1 472.00 m井段套管普遍存在嚴重腐蝕，套管存在多處穿孔（射孔段1 472 m～1 477 m）。該井自2015年6月發(fā)現(xiàn)套破以來，隔采9次。

套損井工程測井后套破段較長，達到243 m，試劑壓力大，采取如下措施：（1）采用下封隔器、填砂分段堵漏；（2）采用低排量間隔擠注的方法，提高堵漏效果。

圖4 套管補貼示意圖

3.3 套管補貼

針對措施隔采無效套損井，實施套管補貼。以“重塑有效坐封井段”為目的，對“腐蝕嚴重、隔采難度大、隔采周期短”套損井實施套管補貼，降低后期生產(chǎn)維護費用。

工藝原理：利用地面高壓泵打壓，壓力傳遞至膨脹頭，迫使膨脹頭從鋼制膨脹管中穿過，達到擴張膨脹管、修復(fù)受損套管的目的（見圖4）。

機械性能：實體膨脹管膨脹后，機械性能良好，隨著管體的屈服強度增加，抗擠強度也隨著增加，技術(shù)真正實現(xiàn)石油工程要求。

特點：操作簡單方便，用橡膠筒密封，懸掛力度大，不易松動脫落，密封可靠，耐高溫，適用于套管損壞的任意井深。

補貼材料：新型無縫鋼管、ERW直縫焊管。

存在問題：（1）成功率低：對套損段整形、磨銑，刮削處理，處理精度不夠，貼補時易卡死；（2）措施費用高。

生產(chǎn)現(xiàn)狀：Y42-29是B井區(qū)一口采油井，2003年5月投產(chǎn)。2012年11月進行工程測井發(fā)現(xiàn)：（1）993.9 m～996.5 m 嚴重變形并套破；（2）1 609.45 m、1 423.48 m、1 317.51 m、1 305.77 m處存在穿孔現(xiàn)象；（3）1 620.00 m～1 631.00 m、1 766.71 m～1 767.71 m也存在嚴重內(nèi)腐蝕，實施套管補貼前隔采生產(chǎn)（見圖5）。

膨脹管補貼情況：（1）膨脹管：1 745 m～1 752 m，長度7 m，最大內(nèi)徑Φ107 mm；（2）補貼：膨脹初始啟動壓力為28 MPa，噸位降30 kN，繼續(xù)打壓至40 MPa，噸位再次下降30 kN，上提管柱鉆具懸重變化由200 kN下降到 150 kN，補貼成功；（3）磨銑堵頭：下 Φ102 mm×0.20 m平底磨鞋+螺桿泵體4.40 m磨至1 757.84 m，磨鉆完畢；（4）通井：下Φ100 mm×1.45 m通井規(guī)通井至人工井底；（5）對補貼管試壓：下Y111-90 mm封隔器試壓，打壓坐封，油套打壓25 MPa～30 MPa，停泵觀察壓降情況，30 min壓降小于0.5 MPa試壓合格，膨脹管補貼密封效果達到完井技術(shù)要求（見圖6）。

3.4 套損井側(cè)鉆

因套管腐蝕等原因無法正常生產(chǎn)，但上部套管完好的套損井，儲量動用程度低，有較大挖潛價值；砂體發(fā)育穩(wěn)定、油層厚度大且井網(wǎng)控制程度高，剩余油富集程度高。

圖5 施工工序

套損井通過實施側(cè)鉆，以滯油區(qū)為靶向，改變地下滲流場和壓力場，達到動用剩余油、恢復(fù)套損井產(chǎn)能的目的。

圖6 典型井Y42-29套管補貼示意圖

4 認識及結(jié)論

（1）電化學腐蝕是影響套損的主要因素，主要表現(xiàn)為套管內(nèi)腐蝕。套管的內(nèi)腐蝕存在于油井動液面以下，CO2是普遍的腐蝕源，并伴隨H2S、O2的共同腐蝕，以點蝕為主要破壞形式。

（2）外腐蝕發(fā)生在延安組及上部淺層，CO2、O2腐蝕是主要根源。

（3）隨著開發(fā)時間的延長，套損井數(shù)逐年增加，井況進一步復(fù)雜化，治理難度越來越大。

（4）封隔器隔采工藝還是目前套破井的主要治理手段，但有效期短、封隔器失效將會形成事故隱患，且頻繁換封也增加了生產(chǎn)成本。

（5）針對多次隔采無效油井，采取化學堵漏、套管補貼、側(cè)鉆等方式治理套損井、恢復(fù)油井產(chǎn)能。

［1］齊國森.吳起油田油套管腐蝕與防治［D］.西安：西安石油大學，2015.

［2］周宗強.長慶油田油水井套管腐蝕機理及防腐工藝技術(shù)研究［D］.成都：西南石油大學，2009.