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    孤島油田套損檢測(cè)與修復(fù)技術(shù)配套應(yīng)用

    2018-06-11 16:10:44李桂婷
    智富時(shí)代 2018年3期

    李桂婷

    【摘 要】根據(jù)對(duì)孤島油田套損井損壞現(xiàn)狀的調(diào)查,通過建立套損井?dāng)?shù)據(jù)庫、完善套損檢測(cè)技術(shù)應(yīng)用,弄清了套管損壞特點(diǎn)和套損原因;開展套損井修復(fù)技術(shù)攻關(guān)應(yīng)用,探索出一整套適合輸松砂巖油田高含水開發(fā)后期套損井治理的配套技術(shù),為科學(xué)合理地進(jìn)行套損井綜合治理提供了可靠依據(jù)。

    【關(guān)鍵詞】孤島油田;套管損壞;原因分析;檢測(cè)與治理

    前言:

    孤島油田為大型披覆背斜構(gòu)造正韻律沉積疏松砂巖油藏,主要發(fā)育河流相上第三系館陶組油藏,油層埋藏淺(1100~1400m),成巖作用差,膠結(jié)疏松,非均質(zhì)嚴(yán)重。孤島油田自1968年投入開發(fā)以來,已發(fā)現(xiàn)套損井2241口;套損形式復(fù)雜多樣,治理難度大、費(fèi)用高,套管損壞問題已成為維持油田正常生產(chǎn)和提高經(jīng)濟(jì)效益的嚴(yán)重障礙。

    一、套損特點(diǎn)及套損原因分析

    (一)套損特點(diǎn)

    孤島油田自1975年發(fā)現(xiàn)第一口套損井以來,到2016年底,已發(fā)現(xiàn)套損井2241口,年均新增90口。對(duì)套損井的特點(diǎn)和發(fā)生規(guī)律進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析得出:油井套損多,為1526口,占套損井的68.1%;套彎、套破是套損的主要類型, 二者合計(jì)為1140口,占套損井的50.9%,單井存在兩類及以上或兩處及以上套損井較多,為693口,占套損井的30.9%;套損位置集中在射孔油層及其上10m內(nèi),為1585口,占套損井的70.7%;套損井的平均壽命為14.8年。

    (二)套損原因分析

    1.地層出砂是疏松砂巖油藏套損的主要原因

    由于孤島油田是典型疏松高滲河流相沉積油藏,油層出砂嚴(yán)重。油層大量出砂后,巖石骨架逐漸被破壞,造成地層局部或大面積垮塌,油層中上部出現(xiàn)空洞,在上覆巖層的作用力下,油層中上部套管極易發(fā)生彎曲,進(jìn)而產(chǎn)生套管破斷。

    2.射孔完井是造成套管損壞的重要外在因素

    孤島油水井主要采用套管射孔完井。射孔對(duì)套管和水泥環(huán)產(chǎn)生極大沖擊破壞作用,射孔降低套管強(qiáng)度,形成微裂紋易發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂、疲勞裂紋擴(kuò)展,造成套管破斷。

    3.注水(聚)開發(fā)直接誘發(fā)了套管損壞

    孤島油田水敏礦物(蒙脫石、高嶺石)含量較高,在10%以上,套損伴隨著注水開發(fā)而開始。隨著注入時(shí)間的延長(zhǎng)和注采強(qiáng)度的增大,儲(chǔ)層物性急劇變化,地層和管外竄流嚴(yán)重,固井水泥環(huán)被破壞,井壁應(yīng)力集中而擠毀套管。

    4.高溫高壓注汽加速了套管損壞

    孤島油田共有熱采井1089口,占總井?dāng)?shù)的37.0%,熱采開井918口,占開井?dāng)?shù)的36.9%。注汽過程中,套管在高溫高壓下承受交變熱應(yīng)力,接觸比壓、密封和抗擠抗彎能力降低,易發(fā)生彎曲破斷;同時(shí),熱采區(qū)域無能量補(bǔ)充,地層壓降大,上覆巖石重力對(duì)套管的擠壓力大,套管易損壞。隨著注汽量和注汽輪次的增加,熱采井套損速度加快,孤島油田自1993年發(fā)現(xiàn)第一口熱采套變井以來,已發(fā)現(xiàn)熱采套損井303口,套損率27.8%。

    二、套損檢測(cè)技術(shù)配套應(yīng)用

    套管檢測(cè)是了解井身質(zhì)量和井筒狀況的重要手段,也是制定修井工藝的主要依據(jù)。目前,孤島油田套管檢測(cè)手段已由傳統(tǒng)的通井、打印、薄壁管驗(yàn)套、封隔器找漏向40臂井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等工程測(cè)井技術(shù)發(fā)展,形成了套管壁、管外水泥膠結(jié)、套管竄漏、井身軌跡等四大工程測(cè)井技術(shù),實(shí)現(xiàn)了井下狀況從內(nèi)到外的立體監(jiān)測(cè)。

    三、套損修復(fù)技術(shù)配套應(yīng)用

    孤島油田通過開發(fā)引進(jìn),修套技術(shù)快速發(fā)展,形成了換套、整形、補(bǔ)貼、下小套、堵漏五大系列修套技術(shù),探索出了“上部換套、中部封堵、下部下小套,輕微套變液壓整形,光管井補(bǔ)貼”一整套適合輸松砂巖油田開發(fā)后期套損井綜合治理配套技術(shù)。

    (一)打通道下小套管固井技術(shù)

    對(duì)油層部位及其附近套管損壞井,利用打通道下小套管固井技術(shù)重建完好井眼。打通道下小套是利用銑錐等磨銑工具將損壞套管的凸起銑去,使其基本恢復(fù)原通徑,再在修套部位下入小套管,循環(huán)水泥漿固井形成完好通道。優(yōu)點(diǎn)是新套管強(qiáng)度高;缺點(diǎn)是修井液對(duì)油層有一定污染,雙層套管射孔穿透力弱,影響供液能力。

    (二)取套換套技術(shù)

    取換套是通過倒扣或切割,把損壞套管取出來,下入新套管與留井套管對(duì)接或焊接,并根據(jù)需要采取固井或不固井方式完井。取換套是修復(fù)套損最徹底的手段,具有其它修套技術(shù)無可比擬的優(yōu)點(diǎn),可以完全恢復(fù)原井的一切技術(shù)指標(biāo)和功能。

    (三)注漿堵漏技術(shù)

    水泥堵漏是傳統(tǒng)的漏點(diǎn)封堵工藝,是將帶有對(duì)應(yīng)添加劑的水泥漿漿擠入漏點(diǎn)外,靠灰漿固結(jié)體實(shí)現(xiàn)漏點(diǎn)的封堵。優(yōu)點(diǎn)是施工簡(jiǎn)單,對(duì)設(shè)備要求低,小修可實(shí)施且實(shí)施后井眼通徑一致,不妨礙后續(xù)施工;缺點(diǎn)是受管外虧空大、水體或管外地層疏松裂隙發(fā)育,堵漿竄失、稀釋嚴(yán)重,在近井處難駐留,封堵成功率低、效果差。

    (四)套管整形技術(shù)

    套管整形是采用機(jī)械或化學(xué)方法對(duì)套管變形部位進(jìn)行沖擊、碾壓擠脹或高能氣體擴(kuò)張復(fù)位,使其基本恢復(fù)原通徑。對(duì)套管毛刺、輕微變形,采用脹管器整形或銑錐磨銑進(jìn)行修復(fù);爆炸整形受老套管井下狀況等影響,藥量難控制,存在炸裂、炸斷套管風(fēng)險(xiǎn),很少單獨(dú)使用,目前主要作為下小套前的預(yù)處理工藝,以簡(jiǎn)化施工,縮短工期。液壓整形技術(shù)是近幾年發(fā)展起來的快速低成本修套技術(shù),主要組件為水力錨、井下液壓增力器和液壓滾珠整形器,工作原理是:地面打液壓,水力錨將整形管柱錨定后,增力器將地面水泥車的液壓轉(zhuǎn)換為作用在整形器內(nèi)脹頭上的向下推力,使整形器上的數(shù)百個(gè)鋼球變徑后以一定的規(guī)律排列并順勢(shì)向下滾動(dòng),將變形套管滾壓為圓形狀態(tài)并恢復(fù)原有通徑,解決了機(jī)械脹管成功率低和爆炸整形裝藥量難控制的問題。

    (五)套管補(bǔ)貼技術(shù)

    補(bǔ)貼是利用膨脹錐以液力、機(jī)械力擠脹實(shí)體膨脹管,使其發(fā)生塑性變形后緊貼在套管內(nèi)壁上,并依靠補(bǔ)貼管兩端的特氟隆橡膠實(shí)現(xiàn)漏點(diǎn)的封閉。優(yōu)點(diǎn)是施工簡(jiǎn)單,小修可實(shí)施且補(bǔ)貼長(zhǎng)度不受限制、封閉可靠(抗內(nèi)壓≥30MPa、抗外壓≥50MPa、懸掛力≥60噸)。缺點(diǎn)一是補(bǔ)貼后套管內(nèi)徑局部縮小(7"套管通徑133mm、5-1/2"套管通徑102mm),影響后期施工和注采工藝實(shí)施;二是以橡膠筒作端部密封件,耐溫低(≤120°),不能在熱采井、深井上使用。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用7口,成功率100%。

    (六)套損修復(fù)技術(shù)應(yīng)用情況

    “十二五”以來,共治理套損井326口,年均54口,成功率91.4%。修復(fù)后投產(chǎn)155口,有效148口,有效率95.5%,平均單井日產(chǎn)油4.0t/d,當(dāng)年累計(jì)產(chǎn)油6.0萬噸;投注114口,有效率100%,平均單井日注水161m3/d,當(dāng)年累計(jì)注水230.3萬方,增加分注井81口、注水層200個(gè)。 四、結(jié)論與建議

    (1)孤島油田套管損壞原因較為復(fù)雜,多為出砂、強(qiáng)化注采所致,目前已形成套管柱和鉆完井優(yōu)化設(shè)計(jì)、油層保護(hù)和防砂優(yōu)化等配套預(yù)防措施。

    (2)孤島油田套損類型、位置復(fù)雜多樣。套損類型主要為彎曲、破裂,套損位置集中在油層及其上部,目前已形成比較完善的井徑成像、超聲波成像、電磁探傷等井筒檢測(cè)以及換套、整形、補(bǔ)貼、下小套、注漿堵漏等套管修復(fù)配套技術(shù)。

    (3)套損防治是老油田挖潛增效的重要途徑,要加大技術(shù)攻關(guān)力度,積極引進(jìn)新技術(shù),尤其要把大通徑套管補(bǔ)貼、深部取換套、低成本堵漏和換井底技術(shù)作為套損井治理的主攻方向,進(jìn)行重點(diǎn)攻關(guān),為套損井深度治理提供技術(shù)支撐。

    【參考文獻(xiàn)】

    [1] 鄒振巍. 套損檢測(cè)技術(shù)在油田的應(yīng)用[J]. 化工設(shè)計(jì)通訊, 2017, 43(12):37-37.

    [2] 崔俊偉, 岳中霞. 套管檢測(cè)技術(shù)在油田開發(fā)中的應(yīng)用與研究[J]. 科學(xué)與財(cái)富, 2016, 8(1).

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