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    SD油田套損井原因分析及治理對策研究

    2020-06-19 07:26:38
    復(fù)雜油氣藏 2020年1期
    關(guān)鍵詞:損井生產(chǎn)井外壁

    張 磊

    (中國石化華東油氣分公司泰州采油廠,江蘇泰州225300)

    SD油田位于QT凹陷的北部斜坡,是一個被多條斷層復(fù)雜化了的斷塊、斷鼻構(gòu)造。 油田于2011年底投入開發(fā),主要開發(fā)層段為戴一段(Ed1)和阜三段(Ef3),其中戴一段油田含油面積5.53 km2,地質(zhì)儲量280×104t,油藏埋深2 250~2 510 m[1];阜三段油藏含油面積3.82 km2,地質(zhì)儲量260×104t,油藏埋深2 900~3 150 m。 戴一段油藏為中孔中滲油藏,主要采用天然能量和注水開發(fā)相結(jié)合的方式,阜寧組油藏為低孔低滲油藏,主要采用注氣開發(fā)。 SD油田戴南組共有生產(chǎn)井67口,其中采油井52口,注水井15口。 阜寧組油藏共有生產(chǎn)井24口,其中采油井19口,注氣井5口。

    戴南組生產(chǎn)井初期不含水,隨著油田不斷開采含水不斷上升,地層水一方面來自注水井,另一方面來自邊水錐進(jìn)。 地層水氯根含量12 000~16 000 mg/L,總礦化度35 000~38 000 mg/L,SRB含量5~250個/L(37℃),F(xiàn)B含量0~70 個/L。 阜寧組注氣開發(fā),油井基本不含水。

    自2016年11月以來,生產(chǎn)井陸續(xù)出現(xiàn)套損的現(xiàn)象,至2019年3月,累計有12口井出現(xiàn)套損,嚴(yán)重影響了采油時效,增加了作業(yè)成本。 經(jīng)過兩年總結(jié)和摸索,結(jié)合SD油田的生產(chǎn)特點,找到了引起SD油田生產(chǎn)井套損的原因,總結(jié)出適合SD油田預(yù)防套損措施和套損井修復(fù)工藝。

    1 套損井現(xiàn)狀及特點

    2016年11月至2019年3月, 累計有12口井出現(xiàn)套損。 12口套損井完井時間介于2011年1月與2015年12月之間,生產(chǎn)時間3~8年(見表1)。

    表1 SD油田套損井概況

    SD油田套損井具有以下幾個特點:

    (1)套損井均為生產(chǎn)戴南組油藏油井。 在生產(chǎn)阜寧組油藏和戴南組油藏注水井中均未出現(xiàn)套損的情況。

    (2)套損井主要表現(xiàn)為腐蝕套漏,未出現(xiàn)套管縮徑、變形等現(xiàn)象。利用?116 mm通井規(guī)對套漏井通井,均能順利通過,無套管縮徑、變形等。

    (3)套損點井段均位于泵掛深度以下。 除1口井未進(jìn)行找漏作業(yè)外,套損井泵掛深度856~2 227 m,套損點1 973~2 593 m(斜深)。

    (4)套損井段對應(yīng)三垛、戴南組水層,出現(xiàn)套漏之后,生產(chǎn)特征均表現(xiàn)為動液面突漲,含水上升至100%。

    (5)套漏點比較集中。 大部分井套漏段集中在10 m以內(nèi),最長套漏段為70 m。

    (6)SD油田生產(chǎn)井前期,均未采取防腐措施。

    2 套損井原因分析

    為了查找引起套管腐蝕的原因, 在S2-10井套漏后采用單橋塞卡采管柱恢復(fù)生產(chǎn),未配套防腐措施,并下入腐蝕掛環(huán)分別監(jiān)測油管內(nèi)壁和外壁的腐蝕速率。 經(jīng)過5個月生產(chǎn),油管腐蝕穿孔卡采管柱失效。提出油管后,發(fā)現(xiàn)油管外壁有直徑2~5 mm小孔,腐蝕穿孔深度與套漏點深度一致。 對腐蝕穿孔油管縱向剖開, 分別觀察油管內(nèi)壁和外壁的腐蝕情況,發(fā)現(xiàn)油管外壁光滑,除小孔外,腐蝕不明顯(見圖1);而油管內(nèi)壁有大量小孔分布,點腐蝕現(xiàn)象明顯(見圖2)。 通過對腐蝕掛環(huán)分析可知,油管內(nèi)壁平均腐蝕速率6 mm/a,油管外壁平均腐蝕速率0.2 mm/a。由此可知,造成套管腐蝕的原因主要以戴南組地層產(chǎn)液為主,非產(chǎn)層水對套管腐蝕影響較小。

    圖1 S2-10井腐蝕油管外壁

    圖2 S2-10井腐蝕油管內(nèi)壁

    對S2-10井油管腐蝕殘渣進(jìn)行XRD的定性分析,成分以FeS為主,成因多為硫酸鹽還原菌(SRB)及硫化物腐蝕。

    進(jìn)一步對戴南組和阜寧組正常生產(chǎn)井產(chǎn)出液進(jìn)行化驗分析,檢測表明,戴南組油井產(chǎn)出水中SRB含量較高,且75℃條件下,含量明顯升高,部分井中含有腐生菌(TGB)和鐵細(xì)菌(FB)。 同時部分油井井口可以檢測到H2S,進(jìn)一步證實了硫酸鹽還原菌是SD油田戴一段油藏生產(chǎn)井套管腐蝕的主要原因(見表2)。

    表2 SD油田油井產(chǎn)出液分析統(tǒng)計表

    3 治理對策

    3.1 預(yù)防措施

    3.1.1 優(yōu)選防腐技術(shù)

    通過對比,優(yōu)選生物防腐技術(shù)作為SD油田抑制SRB的主要技術(shù), 其原理是利用投加反硝化細(xì)菌等有益微生物替代SRB,或者是投加生物激活劑,刺激反硝化細(xì)菌生長,去除硫化物,從而達(dá)到控制腐蝕的目的[2-3]。 根據(jù)SD油田油井產(chǎn)液量及含水情況制定加藥制度(見表3)。 除硫菌劑和硫化物抑制劑密度均大于1g/cm3,在油套環(huán)空內(nèi)具有較好的穿透性,不受井斜和沉沒度的影響。尾管加深至生產(chǎn)層位,一方面確保有益菌在預(yù)定位置繁殖,另一方面可通過定期洗井抑制SRB的繁殖。

    表3 生物防腐技術(shù)加藥制度

    3.2 套損井治理措施

    針對SD油田套損井套漏井段短、套管內(nèi)徑相對規(guī)則的特點,優(yōu)選雙封卡采管柱治理套漏井[4-5]。 為提高卡封效果,為后期修井提供良好的井筒條件,選用橋塞作為封隔工具,其中上橋塞為B型橋塞,下橋塞為C型橋塞;對于視吸水指數(shù)大于5 L/(MPa·min)的漏點,先利用水泥擠堵后卡封。 作業(yè)步驟如下:①找漏;②判斷吸水指數(shù),如吸水指數(shù)大于5 L/(MPa·min)則水泥擠堵,小于5 L/(MPa·min)則直接卡封;③擠堵(如條件滿足);④在預(yù)定位置丟手下橋塞;⑤在預(yù)定位置丟手上橋塞, 并將插管與下橋塞密封;⑥下生產(chǎn)管柱。

    4 應(yīng)用效果

    3.1.2 優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)

    針對SD油田油井動液面普遍較高,泵掛較淺的特點,為提高防腐效果,利用3Cr油管將生產(chǎn)管柱的

    4.1 腐蝕速率降低

    為評價生物防腐技術(shù)的應(yīng)用效果,現(xiàn)場采用監(jiān)測硫化物含量及SRB數(shù)量的變化和下腐蝕掛環(huán)兩種監(jiān)測方法。

    監(jiān)測顯示,在應(yīng)用生物防腐技術(shù)后,硫化物含量和SRB數(shù)量明顯下降(見表4)。

    表4 生物防腐技術(shù)實施前后效果對比表

    在S2-10井內(nèi)下入腐蝕掛環(huán),5個月后取出,采用生物防腐技術(shù)后, 油管內(nèi)壁腐蝕速率由6 mm/a,下降至0.3 mm/a。

    4.2 雙封卡采管柱滿足生產(chǎn)需要

    SD油田共有套損井12口,通過雙封卡采治理恢復(fù)生產(chǎn)井11口(1口井因產(chǎn)量低未治理),施工一次成功率100%。 雙封卡采工藝具有三個優(yōu)點:①滿足生物防腐技術(shù)加藥的要求; ②滿足清防蠟的要求;③管柱安全可靠、方便后期作業(yè)。 目前9口井的平均生產(chǎn)時間為8個月, 最長時間生產(chǎn)時間已超過20個月。

    5 結(jié)論

    (1)通過對SD油田套損井生產(chǎn)特征、腐蝕情況的分析,確定了硫酸鹽還原菌是引起套損的主因。

    (2)針對SD油田套損井現(xiàn)狀,從優(yōu)選防腐技術(shù)和套損井修復(fù)兩方面開展治理,應(yīng)用生物防腐技術(shù)和雙封卡采技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用取得了良好效果,通過治理腐蝕速率大大降低,套損井恢復(fù)生產(chǎn),工藝成功率100%。

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