崔 輝 李祿勝 蘇飛虎2 王登學(xué)

1.延長(zhǎng)油田股份有限公司志丹采油廠 陜西延安 717500；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司子長(zhǎng)采油廠 陜西延安 717300

隨著國民經(jīng)濟(jì)的持續(xù)且快速的增長(zhǎng)，志丹油田開發(fā)生產(chǎn)技術(shù)和管理方面取得了重大進(jìn)展。同時(shí)，由于油井?dāng)?shù)量逐年增加，油田的套管破損井?dāng)?shù)量也在逐年攀升。但對(duì)套損井的治理手段和管理技術(shù)沒有得到優(yōu)化升級(jí)，使得油田的開發(fā)工作難以長(zhǎng)期進(jìn)行。這一問題嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)，并對(duì)油田造成了較為嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。

1 志丹油田套損井現(xiàn)狀

志丹油田處于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡的中西部，現(xiàn)今構(gòu)造為一平緩西傾單斜。延長(zhǎng)組長(zhǎng)6 油層組為志丹油田主力含油層段，以三角洲前緣沉積為主，油藏的主要類型為巖性油藏及構(gòu)造- 巖性油藏，開發(fā)主力油層為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6 油層組，次為長(zhǎng)2 油層組和侏羅系延10 油層組。絕大部分油井具有低產(chǎn)特征，不同層位石油產(chǎn)量及富集程度有差異。志丹油田在冊(cè)套損套變井為523 口，開井380 口，套損率2.8%。套損穿孔部主要集中在射孔段以上100～500m 之間，以長(zhǎng)度0.1～1.0m 孔洞為主，主要表現(xiàn)為大段連片內(nèi)腐蝕和局部穿孔。

2 套損井套損套變?cè)蚣疤讚p特征

在油田開發(fā)早期，受固井水泥返高不足和洛河組地層水影響，主要以地層水外腐蝕為主；隨著外防腐工藝完善，以及油田開發(fā)進(jìn)入中高含水期，延安、直羅等產(chǎn)層流體礦化度高，含CO2等腐蝕性介質(zhì)，產(chǎn)出液內(nèi)腐蝕加劇，成為該油田套損主要原因。注水井主要由于高礦化度采出水引起套管內(nèi)腐蝕導(dǎo)致套損。三疊系外腐蝕表現(xiàn)為局部區(qū)域礦化度雖高，但CO2、SRB 含量較低，內(nèi)腐蝕相對(duì)輕微，延安組流體是外腐蝕的主要因素；洛河層腐蝕較輕，以點(diǎn)狀腐蝕為主；直羅組均勻腐蝕，腐蝕區(qū)出現(xiàn)蝕坑且分布不集中；延安組腐蝕較嚴(yán)重，以裂縫、穿孔為主。穿孔位置主要位于水泥返高以上，集中在直羅、延安層段（380～1000m），占75%以上。套管平均厚度損傷1.46mm，損傷級(jí)別1、2 級(jí)為主，占92.1%；小段外腐蝕穿孔為主，0.1～0.5m/ 孔段。

3 套損套變機(jī)理分析

志丹油田油區(qū)多處于盆地Ⅰ、Ⅱ類腐蝕區(qū)，套管以腐蝕破漏為主。包括油井套管外洛河水的外腐蝕和長(zhǎng)2 及以上侏羅系產(chǎn)出液的內(nèi)腐蝕；水井套管外洛河水的外腐蝕和注入水中富含腐蝕性離子造成的內(nèi)腐蝕。

3.1 外腐蝕

鄂爾多斯盆地內(nèi)自下而上存在宜君、洛河、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。洛河組孔隙度為10%～30%，滲透率為數(shù)百毫達(dá)西；由西向東水層厚450～250m，埋深1700～0m；向東減薄至安塞直羅一帶尖滅，水源井日產(chǎn)水量100～400m3。洛河層上部淺層以O(shè)2腐蝕為主；洛河層下部以SRB 腐蝕和CO2腐蝕為主。特別是在地層壓力條件下，微量CO2氣體使洛河水在地下以弱酸形式存在，腐蝕速率為0.7～0.9mm/ a。地層水、注入水在地面環(huán)境下主要呈中性，腐蝕速率為0.4～0.5mm/ a。

3.2 內(nèi)腐蝕

隨著油田高含水期到來，侏羅系油田由于存在內(nèi)腐蝕，套管損壞逐漸增多，同時(shí)開采三疊系淺層油井的內(nèi)腐蝕也日益顯現(xiàn)。通過開展的近百口油井套管內(nèi)腐蝕掛片試驗(yàn)和電磁探傷檢測(cè)表明，侏羅系高含水油田存在嚴(yán)重內(nèi)腐蝕，腐蝕率在0.8～3mm/ a。在侏羅系油井中腐蝕掛環(huán)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，井筒內(nèi)局部腐蝕速率高達(dá)6.6mm/ a。內(nèi)腐蝕以點(diǎn)蝕形成孔洞損壞為主，孔蝕系數(shù)達(dá)到10 以上，主要是油井產(chǎn)出液中的CO2和SRB、H2S 等腐蝕性物質(zhì)產(chǎn)生的電化學(xué)腐蝕。圖1 為穿孔段與動(dòng)液面、射孔段關(guān)系圖，圖2 為套管內(nèi)動(dòng)液面以下CO2變化示意圖。

圖1 穿孔段與動(dòng)液面、射孔段關(guān)系圖

圖2 套管內(nèi)動(dòng)液面以下CO2 變化示意圖

4 油田套損套變井治理對(duì)策研究

4.1 治理原則

對(duì)于潛力好的油水井（新井初期產(chǎn)能＞2t），以及治理費(fèi)用高的油水井采用新鉆更新井的方式；對(duì)于套損嚴(yán)重但是上部井筒完整的，采用側(cè)鉆的方式治理；潛力較好的油水井（0.8t＜日恢復(fù)產(chǎn)能＜2t）和潛力套損井的修復(fù)，根據(jù)井實(shí)際情況實(shí)施化學(xué)堵漏、補(bǔ)貼修復(fù)、小套修復(fù)、套變井修復(fù)；潛力一般的油水井（日恢復(fù)產(chǎn)能＜0.8t）維持油井正產(chǎn)生產(chǎn)，采用隔采/ 隔注方式治理；對(duì)無潛力油水井進(jìn)行核銷報(bào)廢。

4.2 預(yù)防與治理技術(shù)

4.2.1 叢式井組陰極保護(hù)恢復(fù)技術(shù)

叢式井組陰極保護(hù)是防止或延緩地下、水下金屬構(gòu)筑物電化學(xué)腐蝕，延長(zhǎng)其使用壽命的一項(xiàng)重要技術(shù)措施。原理是通過直流電源與輔助陽極、被保護(hù)體、電解質(zhì)溶液共同構(gòu)成一個(gè)保護(hù)系統(tǒng)；通過直流電源負(fù)極給套管提供保護(hù)電流，使其陰極極化，將原被保護(hù)金屬的氧化腐蝕通過電解質(zhì)轉(zhuǎn)移到輔助陽極，從而防止被保護(hù)體的電化學(xué)腐蝕穿孔。

4.2.2 油管帶入陽極套管內(nèi)防腐技術(shù)

侏羅系油井地層水的礦化度10～120g/ L，富含SRB、CO2及氯根等腐蝕性介質(zhì)，在井筒動(dòng)液面以下套管普遍存在嚴(yán)重內(nèi)腐蝕。雖然部分井通過井口或井下加注緩蝕劑進(jìn)行內(nèi)防腐，但加注緩蝕劑存在定位性差、勞動(dòng)強(qiáng)度大、防腐效果有區(qū)域差異等問題。油管帶入陽極套管內(nèi)防腐技術(shù)是對(duì)現(xiàn)有防腐措施的補(bǔ)充和完善，豐富了套管內(nèi)防腐技術(shù)體系。其基本原理是活潑金屬與不活潑金屬在電解質(zhì)中形成一個(gè)原電池，活潑金屬易失去電子，作為陽極發(fā)生氧化反應(yīng)，優(yōu)先被腐蝕溶解，不活潑金屬作為陰極得到保護(hù)；利用犧牲陽極的陰極保護(hù)原理，犧牲陽極通過油管短節(jié)下入套管內(nèi)腐蝕井段，持續(xù)向套管提供保護(hù)電流，使套管發(fā)生陰極極化得到保護(hù)。防腐裝置必須在動(dòng)液面以下，若沉沒度小于作用范圍（300m），陽極短節(jié)在動(dòng)液面與管串底部均勻分布；為了加深作用范圍，建議篩管下接5 根尾管、懸掛兩支陽極短節(jié)（圖3），其余短節(jié)按照20～40m 的作用范圍依次排列。可選擇重點(diǎn)井下入保護(hù)效果評(píng)價(jià)裝置（圖4）。根據(jù)套管腐蝕程度、保護(hù)范圍、井筒溫度、礦化度，以及預(yù)計(jì)保護(hù)時(shí)間的長(zhǎng)短等來綜合確定。

圖3 陽極短節(jié)下井示意圖

4.2.3 固體膠囊緩蝕劑技術(shù)

固體膠囊緩蝕劑技術(shù)原理是采用有機(jī)高分子包覆緩蝕劑形成固體膠囊，并將其置于油井的井袋部位，利用固體膠囊壁上的微孔緩慢釋放緩蝕劑；釋放的緩蝕劑會(huì)逐步擴(kuò)散到井筒的原油中，從而達(dá)到一次注入長(zhǎng)期防腐的目的，實(shí)現(xiàn)一次加注藥劑在井底緩慢釋放，降低勞動(dòng)強(qiáng)度、提高藥品利用效率和防護(hù)效果。

4.2.4 液態(tài)樹脂化學(xué)堵漏技術(shù)

傳統(tǒng)的套損井治理手段單一，而化學(xué)修復(fù)技術(shù)特別是采用熱固性樹脂修復(fù)是一種長(zhǎng)期有效治理套損井的方法。熱固性樹脂是一種加熱后產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)，逐漸硬化成型，再受熱也不會(huì)軟化、不能溶解的一種樹脂。其優(yōu)點(diǎn)是耐熱性好，受壓不易變形。

4.2.5 復(fù)合貼堵修復(fù)技術(shù)

復(fù)合貼堵修復(fù)技術(shù)將低成本鋁基鎳合金管，通過加入微晶天然礦粉的高強(qiáng)度貼堵劑，覆貼在套管內(nèi)壁上，一體化實(shí)現(xiàn)大段井筒再造和套損段內(nèi)漏點(diǎn)封堵。其工藝原理圖見圖5。

圖5 復(fù)合貼堵修復(fù)工藝原理圖

4.2.6 小套固井技術(shù)

探索試驗(yàn)套損油井31/ 2″小套管固井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)全井段修復(fù)再造，重塑了井筒完整性，為全井段腐蝕穿孔井有效治理找到新的途徑，為環(huán)境敏感區(qū)套損井安全環(huán)保開發(fā)提供了保障。該項(xiàng)31/ 2″內(nèi)外防腐套管費(fèi)用30 萬元、固井費(fèi)用20 萬元、措施配套費(fèi)30 萬元，每口井施工需要80 萬元。

4.2.7 二次固井技術(shù)

二次固井技術(shù)通過油層套管上的套損或補(bǔ)孔孔眼，將水泥擠入油層套管與井眼的環(huán)形空間，使水泥漿充填空腔和與地層連通的空隙，重新形成新的合格的水泥環(huán)，封堵漏點(diǎn)、隔離套管壁與管外腐蝕介質(zhì)。該項(xiàng)工藝堵劑費(fèi)用2 萬元、技術(shù)服務(wù)費(fèi)10 萬元、措施配套費(fèi)1.5 萬元，每口井施工需要13.5 萬元。

5 結(jié)論

通過對(duì)志丹油田套損井套管防腐與治理技術(shù)進(jìn)行總結(jié)歸納，得到適合志丹油田的治理技術(shù)。通過油水大修治理和無潛力井封堵，全面提升了井筒完整性，有效消除了志丹油田環(huán)境敏感區(qū)安全環(huán)保隱患，助推鄂爾多斯盆地黃土塬地貌綠色發(fā)展。