高含硫套變井油管內(nèi)襯加固技術(shù)

＊王 希

（中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田川東北作業(yè)分公司 四川 610000）

伴隨著我國油田事業(yè)的現(xiàn)代化發(fā)展，我國的油田勘探、開采作業(yè)如火如荼地進(jìn)行，多個大規(guī)模油田的開發(fā)，不僅滿足了基本的石油資源需求，更是創(chuàng)造了巨大的經(jīng)濟(jì)和社會效益。但一些油田開發(fā)作業(yè)中遇到了高含硫套變井的開發(fā)難題，因為套管損壞，油管的生產(chǎn)通道難以符合正常開發(fā)的現(xiàn)實需求，硫化氫泄露和安全風(fēng)險導(dǎo)致正常的開采作業(yè)難以進(jìn)行。針對高含硫套油管問題，在開采作業(yè)中應(yīng)該做好內(nèi)襯加固，根據(jù)現(xiàn)場的情況選擇最佳的加固方式，保障安全、高效的開發(fā)作業(yè)。

1.油田基本情況

以某油氣田為例，在該氣田平面上分布有大范圍的鹽層，氣藏構(gòu)造剖面上的鹽層沉積厚度非常大，由于此處處于地震頻發(fā)地段，當(dāng)發(fā)生地震災(zāi)害以后，鹽巖層會伴隨著蠕變，這一現(xiàn)象加劇了氣田套管的損壞。根據(jù)井徑測井的相關(guān)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)其套管變形問題非常嚴(yán)重，變形呈現(xiàn)出連續(xù)性的特征，各種變形更多地表現(xiàn)為橢圓狀[1]。經(jīng)由專業(yè)人員對套管的連續(xù)監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)在當(dāng)下的條件下，套管持續(xù)變形未得到有效的控制，如果這一變形得不到有效的控制，油管生產(chǎn)時的通道變得窄小，甚至有時會面臨嚴(yán)重的堵塞問題，這些現(xiàn)象使得在開采作業(yè)進(jìn)行時，存在著套管和有關(guān)錯斷、密封失效、硫化氫泄露等風(fēng)險加劇。

2.套變原因分析

(1)地層上覆泥巖水

以該油氣田為例，此處的套管損壞和套變問題多是由于在開采作業(yè)進(jìn)行時注水壓力不斷提高所造成的。當(dāng)下的油田開采作業(yè)中，平均注水為9.5MPa，根據(jù)現(xiàn)場情況分析，超過此壓力的總共有228口徑，因為注水井的壓力不斷提高，為維持正常的開采作業(yè)，干線壓力也要同步增大，這種情況下，注水井壓力呈現(xiàn)出不均勻的分布條件，單層突進(jìn)的問題難以避免，當(dāng)水竄入上覆泥巖以后，隔層泥巖吸水現(xiàn)象的出現(xiàn)，也就大大改變了泥巖的力學(xué)與應(yīng)力狀態(tài)，泥巖蠕變與滑動使得套管受到了巨大的擠壓作用力或者剪切力，也就增大了變形概率[2]。

(2)層間壓差大，地應(yīng)力分布不均勻

在該氣田的水驅(qū)油環(huán)節(jié)，砂巖巖層膠結(jié)物的性質(zhì)特殊，可能面臨著吸水膨脹和水解的特性。結(jié)合現(xiàn)場調(diào)查，50口吸水剖面中，有9口井油層縱向呈現(xiàn)出非均質(zhì)的特點，根據(jù)厚度分級，在2m以上的油層占據(jù)了大約47.8%，從滲透率分級來分析，0.3mm2以上的油層占據(jù)了44.5%，各個油層的層間滲透率級差最大為49，最小僅僅為6.5，層間矛盾尤為嚴(yán)重。

3.內(nèi)襯加固管設(shè)計

(1)選材及尺寸設(shè)計

針對該油田投產(chǎn)時所掌握的材料腐蝕實驗評價結(jié)果、氣井壓力、溫度、流體性質(zhì)等基本信息，在內(nèi)襯加固技術(shù)的選擇過程中，應(yīng)充分考慮工程現(xiàn)場的相關(guān)參數(shù)，來選擇最佳的加固技術(shù)。內(nèi)襯加固材料的選擇極為關(guān)鍵，通過多個角度的分析，鎳基哈氏合金TP125-G3材料在內(nèi)襯加固方面的優(yōu)勢非常突出[3]。因為這一加固材料的抗外擠強(qiáng)度相對較好，完全可以達(dá)到200MPa以上。根據(jù)現(xiàn)場MID-S測井結(jié)果，考慮在沉井后是否存在持續(xù)變形的風(fēng)險。在現(xiàn)場的內(nèi)襯加固設(shè)計和處理時，專業(yè)人員應(yīng)根據(jù)管材抗外擠壓力公式情況，最終在內(nèi)襯加固施工時，選用的是內(nèi)徑24mm、外徑（38-44.5mm）型號的內(nèi)襯加固管。

(2)內(nèi)襯管沖蝕、節(jié)流和積液模擬分析

①沖蝕分析

伴隨著開采作業(yè)的進(jìn)行，因為在油管內(nèi)伴隨著高速流體的產(chǎn)生，高速流體的存在可能會對管壁和井下工具形成一定的沖蝕作用，如果該沖蝕作用相對明顯，此時的流速就是沖蝕臨界流速。根據(jù)最新研究，美國石油學(xué)會的相關(guān)專家提出了關(guān)于兩相流管道中的沖蝕臨界速度的相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)。通常情況下，根據(jù)油田作業(yè)的實際經(jīng)驗，如果針對的是沒固體顆粒的流體，一個相對保守的取值為連續(xù)流與間歇流分別為C=100、C=125。如果在油管開采作業(yè)的進(jìn)行過程中，已經(jīng)明確了油管基本不存在腐蝕的威脅，或者使用的是緩蝕劑或者防腐蝕合金材料，連續(xù)流C的取值保持在150～200之間，而間歇流最好保持在250左右。如果存在固體顆粒的產(chǎn)生現(xiàn)象，臨界沖蝕流速將有所減小，這種情況下，一般應(yīng)根據(jù)工況條件的具體特征，來進(jìn)行C值的科學(xué)選擇[4]。在沖蝕分析的過程中，利用Pipesim軟件可以有效對內(nèi)襯加固以后的沖蝕情況加以全面模擬，內(nèi)襯加固處理以后，不同產(chǎn)量下內(nèi)襯管的沖蝕情況分析可以在該軟件中模擬獲得，經(jīng)由最終的模擬分析結(jié)果，得到最佳的配產(chǎn)保持在10×104m3/d左右最佳，這種配產(chǎn)條件下，基本上不會伴隨著明顯的沖蝕問題。

②節(jié)流壓降分析

為實現(xiàn)對節(jié)流壓降的準(zhǔn)確分析，在設(shè)計的分析處理過程中，應(yīng)利用管流計算模型來完成，在專業(yè)的模型中，經(jīng)由不同配產(chǎn)時氣井井筒壓力剖面的模擬，也就可以指導(dǎo)實際的開采作業(yè)。根據(jù)現(xiàn)場的模擬結(jié)果，當(dāng)配產(chǎn)為5×104m3/d的條件下時，所獲得的節(jié)流壓差為0.17MPa；當(dāng)配產(chǎn)為10×104m3/d時，節(jié)流壓差為0.32MPa；當(dāng)配產(chǎn)為15×104m3/d時，節(jié)流壓差保持在0.63MPa左右[5]。根據(jù)這些模擬結(jié)果，如果內(nèi)襯管處的節(jié)流壓差相對較小，也就意味著此處的節(jié)流現(xiàn)象相對不明顯，節(jié)流壓差和節(jié)流現(xiàn)象的產(chǎn)生存在著緊密的關(guān)系。

③攜液能力分析

凝析水氣井中伴隨著大量積液的存在，在積液形成的同時，因為天然氣資源的性質(zhì)相對特殊，在井筒上部達(dá)到露點以后，天然氣會大量滯留。一旦在資源開發(fā)過程中，氣井流量降至液體難以滯留的情況下，液體泡沫將會逐步崩落并落到井底，此時，井筒下部的壓力梯度將伴隨著這一系列的現(xiàn)象而呈現(xiàn)劇烈增大的趨勢[6]。氣井開始出現(xiàn)積液現(xiàn)象時，井筒內(nèi)氣井的最低流速就是氣井?dāng)y液臨界流速，此時，其對應(yīng)的流量就是攜液臨界流量。而如果開發(fā)作業(yè)進(jìn)行時，井筒內(nèi)的實際流速低于臨界流速，氣流無法及時將井內(nèi)的全部液體排出。在液滴模型中，如果假定氣體所攜帶的液滴呈圓球形的分布狀態(tài)，在考慮了高速氣流攜帶液滴變形因素的前提下，依據(jù)臨界流速、產(chǎn)量公式，就可以準(zhǔn)確獲得相應(yīng)的計算結(jié)果，依據(jù)最終的計算結(jié)果來輔助開采作業(yè)的推進(jìn)。結(jié)合模型模擬分析，油管內(nèi)下入內(nèi)襯管以后，在同等的產(chǎn)量條件下，井筒過流面積減小就意味著流速的同步增大。

4.內(nèi)襯加固管抗外擠能力試驗

通常情況下，井下油套管承受著水平外擠壓力，且此壓力作用呈現(xiàn)出非均質(zhì)的狀態(tài)，在該油管內(nèi)襯加固設(shè)計中，此油管短節(jié)規(guī)格為φ88.9mm×6.45mm×300mm，選用的是N80材質(zhì)。內(nèi)襯加固管短節(jié)為35CrMo材質(zhì)，規(guī)格為φ40mm×8mm×250mm，在此基礎(chǔ)上開展了相應(yīng)的模擬分析。為獲得切實可用的試驗?zāi)M結(jié)果，在試驗開展時的夾持力在150kN以內(nèi)的條件下，其油管不存在變形現(xiàn)象，在夾持力達(dá)到了150kN的情況下，油管開始出現(xiàn)了變形現(xiàn)象，在夾持力處于150～520kN之間時，油管抗外擠能力雖然有所增強(qiáng)，但是油管卻存在著持續(xù)變形問題，在達(dá)到520kN時，油管變形開始接觸內(nèi)襯加固管，此時，油管抗外擠能力持續(xù)增強(qiáng)，當(dāng)夾持力為890kN時，內(nèi)襯加固管出現(xiàn)了變形威脅。

5.高含硫套變井增產(chǎn)措施

(1)全井暫堵壓裂技術(shù)

在油井開采作業(yè)進(jìn)行時，根據(jù)油井地質(zhì)條件的分析和動態(tài)情況的掌握，如果全井存在嚴(yán)重的套變問題，且內(nèi)通徑在100mm以內(nèi)，難以直接利用井下工具來完成分層壓裂，全井段打開層數(shù)少、井段少、綜合含水率偏低在505以內(nèi)的情況下，可以利用這一處理技術(shù)，通過該技術(shù)的應(yīng)用，油田開發(fā)產(chǎn)量有所增大。

(2)小直徑封隔器壓裂工藝

在開采作業(yè)進(jìn)行的過程中，如果面臨的是壓裂層的改造，為達(dá)到最佳的改造效果，專業(yè)人員在作業(yè)實施中，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場的具體情況調(diào)查，利用專業(yè)的井下工具來實施卡封。施工作業(yè)進(jìn)行時，針對輕微套變、套變縮徑在100mm以上的井段，可以選用小直徑封隔器壓裂處理的方式最為有效，選用φ102mm、φ95mm型號的封隔器最佳。根據(jù)這一工藝在油田中的應(yīng)用效果，壓裂一次成功率相對較高，累計增油達(dá)到了356t以上。

(3)深度調(diào)剖技術(shù)

因為在該儲層現(xiàn)場存在高滲透層，正是因為這一分布條件，使得注水會直接沿著各個沉積單元的高滲透部位引起突進(jìn)問題，這種條件下，薄差層的吸水情況減弱，上覆巖層出現(xiàn)坍塌的幾率相對較高，對于套管抗拉強(qiáng)度疲勞部位，套管變形問題將難以避免，此時，如果采用常規(guī)的水驅(qū)方式，往往難以利用這一方式來進(jìn)行厚油層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的有效調(diào)整，為克服這一技術(shù)局限，選用聚驅(qū)油調(diào)剖技術(shù)更為合理。

6.結(jié)束語

近年來，我國油田行業(yè)進(jìn)入了新的發(fā)展階段，在現(xiàn)代化的發(fā)展過程中，一些油田企業(yè)在開展生產(chǎn)作業(yè)的過程中，往往會遇到高含硫套變井油管方面的問題，只有做好了內(nèi)襯加固技術(shù)的科學(xué)利用，才能夠保障現(xiàn)場生產(chǎn)作業(yè)的高效、有序進(jìn)行，徹底解決高含硫套變井油管方面所存在的諸多問題，提高開采效率，實現(xiàn)油田增產(chǎn)。