東辛中油田注水井套損原因與治理對(duì)策

劉廷臻

(中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營(yíng)257061)

東辛中油田注水井套損原因與治理對(duì)策

劉廷臻

(中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營(yíng)257061)

東辛中油田注水井套管損壞日益增多,導(dǎo)致注采系統(tǒng)失調(diào),直接影響油田的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。結(jié)合東辛中油田的實(shí)際生產(chǎn)情況,從地質(zhì)因素、工程施工因素及腐蝕因素分析了套管損壞的原因,并提出了相應(yīng)的預(yù)防治理措施,現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明:取換套和下小套管技術(shù)效果較好,是目前治理套損井的主要措施。

注水井;套管損傷;原因;措施;效果

東辛中油田是一個(gè)投入開(kāi)發(fā)30多年的復(fù)雜斷塊油田,所轄辛10、辛11、辛34、營(yíng)72沙三等13個(gè)開(kāi)發(fā)單元,隨著油田開(kāi)發(fā)時(shí)間不斷延長(zhǎng),特別是高壓注水、大型壓裂、酸化等措施的不斷應(yīng)用,套管的工作環(huán)境不斷惡化,注水井套管損壞日益增多,造成注采井網(wǎng)的二次不完善,直接影響油田的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。東辛中油田現(xiàn)有停注井157口,其中因套管損壞停注井96口,占停注井的61.1%。近幾年來(lái),且每年都有10～15口注水井因?yàn)樘坠軗p壞停注或帶病注水,制約了油田的開(kāi)發(fā)效果。為此分析找出引起注水井套管損壞的原因,采取相應(yīng)的措施,預(yù)防并治理注水井的套管損壞,具有十分重要的意義。

1 注水井套管損壞特征

通過(guò)對(duì)東辛中地區(qū)注水井套損井統(tǒng)計(jì)分類(lèi),套管損壞主要為套管變形、套管錯(cuò)斷、破漏3大類(lèi)。套管損壞時(shí)間一般在轉(zhuǎn)注后4～5 a以?xún)?nèi),其中套管破損漏失占套損井68.8%,主要發(fā)生在套管上部水泥返高以上的未固井井段,套管變形占套損井?dāng)?shù)的25%,套管錯(cuò)斷約占6.2%,這兩類(lèi)情況主要發(fā)生在射孔井段及射孔部位附近的夾層。

2 套管損傷原因分析

結(jié)合東辛中油田復(fù)雜斷塊的的實(shí)際生產(chǎn)情況,從地質(zhì)、工程施工和腐蝕3個(gè)方面分析注水井套管損壞的原因。

2.1 地質(zhì)因素

主要包括斷層活動(dòng)、泥巖蠕變、地層出砂及注水后引起地應(yīng)力變化等。

2.1.1 斷層對(duì)套損井的影響

東辛中油田屬?gòu)?fù)雜斷塊油藏,斷層多,斷塊小,斷塊含油面積小于0.1 km2的復(fù)雜小斷塊74個(gè),且許多斷層不落實(shí)。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中,斷層活動(dòng)是直接造成套管損傷的原因之一,據(jù)統(tǒng)計(jì)近60%套損井都在斷層附近。

2.1.2 泥巖蠕變?cè)斐商坠軗p壞

注水開(kāi)發(fā)后,由于射孔井段一般都是砂巖和泥巖的混層,注入水進(jìn)入地層,泥巖吸水后膨脹和蠕變,改變了泥巖的力學(xué)性質(zhì)和應(yīng)力狀態(tài),從而使泥巖產(chǎn)生位移和變形[1],對(duì)套管施加巨大、不均衡的載荷,擠壓造成套管的錯(cuò)斷或變形。

2.1.3 地層出砂導(dǎo)致套管損壞

地層出砂易導(dǎo)致套管彎曲、變形。地層大量出砂后,在套管外壁形成空洞,當(dāng)出砂形成的空洞較大時(shí),上覆巖層發(fā)生坍塌,套管受到擠壓而彎曲、變形。

2.1.4 高壓注水導(dǎo)致套管損壞

長(zhǎng)期的高壓注水破壞了地層原有的應(yīng)力平衡狀態(tài),套管的受力不均,使套管產(chǎn)生嚴(yán)重的彎曲變形和損壞。東辛中油田的辛34塊斷塊處在注水系統(tǒng)末端,受高壓注水及沿程水質(zhì)變差等因素影響,套管損壞尤其嚴(yán)重,該斷塊共40口注水井,停注的26口注水井,其中22口是套管損壞停注,占停注井的84.6%,導(dǎo)致整個(gè)斷塊的注采井網(wǎng)癱瘓。

2.2 工程施工因素

2.2.1 鉆井

套管質(zhì)量:套管本體、接箍螺紋厚度不均,在完井后的長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中,受生產(chǎn)壓差或注水壓差影響,易造成套管損傷。

固井質(zhì)量:固井質(zhì)量差,水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量差,不連續(xù),使套管承受非均勻載荷而破壞。

2.2.2 施工作業(yè)

射孔施工時(shí),射孔密度選擇不當(dāng),影響套管強(qiáng)度;射孔深度誤差過(guò)大或誤射,將導(dǎo)致地層應(yīng)力變化,最終使套管損壞[1]。

注水井酸化時(shí),由于排酸不及時(shí)會(huì)對(duì)套管產(chǎn)生腐蝕,特別是多次實(shí)施酸化的注水井,加快了套管腐蝕速度,套管損壞尤其嚴(yán)重。

注水井作業(yè)施工過(guò)程中,油管起下操作不當(dāng)使套管產(chǎn)生機(jī)械擦傷,對(duì)油層中上部套管造成損傷。

2.3 腐蝕因素

引起井下套管腐蝕的因素很多,注水井的套管腐蝕,主要是注入水中所含的氯化物及硫酸鹽,溶解氧、二氧化碳引起的電化學(xué)腐蝕及細(xì)菌腐蝕。

通過(guò)對(duì)東辛中油田注入水常規(guī)離子化驗(yàn)資料及水質(zhì)指標(biāo)監(jiān)測(cè)結(jié)果分析發(fā)現(xiàn),辛一污水質(zhì)懸浮物含量、鐵離子嚴(yán)重超C3級(jí)水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn),腐蝕速率遠(yuǎn)高于平均腐蝕速率(表1)。注入水的礦化度、游離二氧化碳和細(xì)菌這3大因素對(duì)套管腐蝕影響較大。

表1 辛一污注入水水質(zhì)分析

2.3.1 礦化度對(duì)腐蝕影響

注水井的注入水中通常含有一定量的氯化物和硫酸鹽,這些鹽類(lèi)對(duì)套管產(chǎn)生不同程度的電化學(xué)腐蝕。東辛中油田辛一污注入水礦化度為45～50 g/ L,主要是氯化鎂水型,氯離子等活性離子破壞管道表面的保護(hù)膜。這樣,被破壞的部分就成為原電池反應(yīng)的陽(yáng)極,而未被破壞的部分就成為陰極。這種電池反應(yīng)的結(jié)果就是在已經(jīng)腐蝕的地方腐蝕更為劇烈,產(chǎn)生點(diǎn)蝕,最終導(dǎo)致套管局部的穿孔。

2.3.2 二氧化碳腐蝕

注入水中二氧化碳的存在會(huì)使污水的p H值產(chǎn)生明顯的下降,使系統(tǒng)的酸性腐蝕更為顯著。水中的游離CO2越多,則形成H2CO3的濃度就越高,而H2CO3電離生成極化劑H+,產(chǎn)生氫取極化反應(yīng)[2]。鐵原子作為電化學(xué)腐蝕的陽(yáng)極,失去部分電子,成為可溶性的鐵離子進(jìn)入溶液中,而氫離子得到電子,結(jié)合成為氫氣。鋼材中的鐵在這種環(huán)境中被大量侵蝕,最終導(dǎo)致套管鋼材被腐蝕損壞。

東辛中油田辛一污注入水二氧化碳50～110 mg/L。圖1為腐蝕速率隨二氧化碳含量變化曲線。從圖1可以看出:二氧化碳含量越高,注入水對(duì)套管的氫極化腐蝕越強(qiáng),腐蝕速率越快,東辛中油田注入水水質(zhì)處于高腐蝕區(qū)。

圖1 腐蝕速率隨二氧化碳含量變化曲線

2.3.3 細(xì)菌腐蝕

注入水中含有多種細(xì)菌,其腐蝕細(xì)菌以鐵細(xì)菌和硫酸鹽還原菌為主。硫酸鹽還原菌是一種厭氧菌,在p H值為5.0～9.0左右,溫度在40～60℃環(huán)境中非?；钴S[2]。目前,油田注水井基本采取正注注水方式,油套管環(huán)空中的水質(zhì)流動(dòng)性較差。在井筒無(wú)氧的環(huán)境中,參與陰極去極化作用,加速腐蝕過(guò)程,這種細(xì)菌可以還原硫酸鹽產(chǎn)生硫化氫,使水中的硫化氫含量提高,造成套管上部的腐蝕。

根據(jù)辛34-13井掛片取樣,測(cè)得辛一污水平均腐蝕速率為0.26 mm/a左右,遠(yuǎn)高于SY/T5329-1994水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的0.076 mm/a。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn):點(diǎn)腐蝕速率為平均腐蝕速率的10倍,這也是東辛中油田注水井套管上部損壞井?dāng)?shù)多的主要原因。

3 預(yù)防治理措施

3.1 預(yù)防措施

3.1.1 提高油層套管強(qiáng)度

選擇合適的套管等級(jí)和壁厚。對(duì)容易發(fā)生變形的巖層段,普通N80/139.7/7.72難以承受不均勻地應(yīng)力的擠壓,對(duì)新鉆井油層上下200 m套管采用鋼級(jí)為P110、壁厚為9.17 mm的套管。通過(guò)采用高鋼級(jí)、大壁厚的套管,提高套管特殊部位的抗擠壓強(qiáng)度,延長(zhǎng)套管使用壽命。

3.1.2 加強(qiáng)固井質(zhì)量,提高水泥漿上返液面

采取有效措施提高固井質(zhì)量,調(diào)整好水泥漿性能,達(dá)到水泥漿硬化后在套管周?chē)纬梢蝗χ旅苓B續(xù)的水泥環(huán),防止注入水沿水泥膠結(jié)不好層帶竄入泥巖層,保證層間互不相竄。

針對(duì)套管漏失主要發(fā)生在套管未固井井段上部的現(xiàn)狀,鉆井完井時(shí)提高水泥漿上返高度至地面,控制水泥漿上返速度,使第一、二界面結(jié)合牢固,降低套管外部腐蝕。

3.1.3 提高注入水質(zhì),減少腐蝕傷害

套管上部損傷主要是由于腐蝕造成的,因此在生產(chǎn)上必須從防止腐蝕入手,減少漏失的發(fā)生。提高注入水的水質(zhì),在注入水加入具有緩蝕、殺菌和防垢綜合性能的化學(xué)保護(hù)液,可抑制硫酸還原菌的繁殖,有效控制注入水中的游離二氧化碳、硫酸還原菌對(duì)套管的腐蝕,從而達(dá)到保護(hù)油套管的目的。

3.2 治理措施

3.2.1 套管補(bǔ)貼

對(duì)套損井段進(jìn)行整形或磨銑處理后,下入套管補(bǔ)貼裝置,對(duì)套損井段實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼加固,該技術(shù)可對(duì)套管任意部位進(jìn)行補(bǔ)貼,是一種比較簡(jiǎn)單有效的治理手段,但有效期相對(duì)較短。在X16斷塊實(shí)施3口井,有效率為66.7%。

3.2.2 水泥封堵

水泥封堵技術(shù)是將水泥漿注入井內(nèi)套管破損部位,在套管破損部位與出水層段之間形成一個(gè)永久的水泥隔板,從而修復(fù)套損部位,使注水井恢復(fù)正常生產(chǎn)。水泥封堵技術(shù)具有簡(jiǎn)單有效、費(fèi)用較低等特點(diǎn),具有推廣應(yīng)用價(jià)值。

3.2.3 取換套管

通過(guò)大修施工將損壞套管取出,更換新套管,恢復(fù)注水井的正常注水。取換套管主要用于套損部位較淺的井,一般套損位置在水泥返高以上600 m以?xún)?nèi),是目前應(yīng)用最多的套損治理措施。

3.2.4 下小套管及掛懸掛玻璃鋼小套管

該工藝技術(shù)主要針對(duì)套管多處損傷,且損傷井段長(zhǎng)的注水井,在原井套管內(nèi)下入內(nèi)徑101.6 mm,壁厚6.65 mm的小套管,再配套延時(shí)固井完井技術(shù),恢復(fù)生產(chǎn)。另外,懸掛內(nèi)徑82.5 mm,壁厚10.25 mm的玻璃鋼小套管修套,在東辛中油田實(shí)施一口井,取得良好效果。這兩種技術(shù)具有施工相對(duì)簡(jiǎn)單,有效期長(zhǎng)的特點(diǎn),是治理套管錯(cuò)段、套管變形最有效的方法之一。

3.2.5 定期洗井

強(qiáng)化注水井管理,推行定期洗井制度,采取每季度定期洗井措施,抑制油套環(huán)形空間死水中的硫酸還原菌對(duì)套管的腐蝕。

4 實(shí)施效果

自2005年注水井套損井綜合治理以來(lái),東辛中油田共治理套損井28口,其中取換套18口,占修套井?dāng)?shù)的66.7%,下小套管4口,水泥封堵技術(shù)封串層3口,套管補(bǔ)貼3口。其中取換套和下小套管技術(shù)效果較好,有效期長(zhǎng),成功率高,是目前治理套損井采取的主要措施。

5 結(jié)束語(yǔ)

東辛中油田套管損壞類(lèi)型有套管錯(cuò)斷、套管變形、套破3大類(lèi),主要由地層、工程施工、注入水腐蝕3大因素引起。通過(guò)提高油層套管強(qiáng)度、加強(qiáng)固井質(zhì)量,提高水泥漿上返液面、提高注入水質(zhì)、套管補(bǔ)貼、水泥封堵、取換套管、下小套管固井修套等預(yù)防治理措施的實(shí)施,取得了較好的效果。套損井的日益增多嚴(yán)重影響了油田的開(kāi)發(fā)效果,減少套損井的最好方法不是治理而是預(yù)防,因此,在今后的油水井鉆井完井、各項(xiàng)施工作業(yè)過(guò)程中應(yīng)以預(yù)防措施為主,最大限度地減少對(duì)套管損害的不利因素,從而延長(zhǎng)套管的使用壽命。

[1] 劉合.油田套管損壞防治技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社, 2003:17-47.

[2] 王仲茂,盧萬(wàn)恒.油田油水井套管損壞的機(jī)理和防治[M].北京:石油工業(yè)出版社,1994:115-117.

[責(zé)任編輯] 王艷麗

TE358.4

A

1673-5935(2010)04-0016-03

2010-09-19

劉廷臻(1964-),女,山東安丘人,中國(guó)石化勝利油田分公司東辛采油廠工程師,主要從事油田注水開(kāi)發(fā)管理研究。