蒸汽驅(qū)區(qū)塊油井套損原因分析

摘要：針對(duì)蒸汽驅(qū)油藏開發(fā)過程中油井套損不斷加劇現(xiàn)象，從地質(zhì)、開發(fā)、工程等多方面分析了深入分析了套損產(chǎn)生的原因，并提出了針對(duì)性的預(yù)防治理措施，為提高蒸汽驅(qū)油井開井率及開發(fā)效果提供了技術(shù)借鑒。

關(guān)鍵詞：蒸汽驅(qū);套損原因;高溫;硫化氫腐蝕;防治措施

1基本情況

油田開發(fā)過程中，由于地應(yīng)力、頻繁作業(yè)、硫化氫腐蝕等原因，油井套管發(fā)生變形、破裂以及錯(cuò)斷是普遍現(xiàn)象。油田也常常采取大修、注灰上返、套管補(bǔ)貼，以及側(cè)鉆和更新等措施對(duì)套管損壞井進(jìn)行治理，以恢復(fù)油井產(chǎn)能。

2 套損原因分析

油井套管損壞并不是單一因素影響，往往是多種因素相互影響、綜合作用的結(jié)果。對(duì)于蒸汽驅(qū)油藏來說，由于蒸汽驅(qū)高溫特點(diǎn)，以及次生硫化氫的含量高，使套管損壞的因素較其它方式開發(fā)油藏要高。

2.1泥巖吸水膨脹

一般稠油儲(chǔ)層巖石以泥質(zhì)膠結(jié)為主，粘土礦物相對(duì)含量以蒙脫石為主，其次是高嶺石、伊利石。這類粘土礦物吸水后會(huì)軟化、膨脹，造成的壓力變化對(duì)套管的外部增加壓力，并且隨著時(shí)間的推移，壓力越來越大，當(dāng)壓力增加到套管所能承受的能力時(shí)，就會(huì)發(fā)生套損現(xiàn)象[1]。

2.2地層出砂影響

隨著汽驅(qū)采出程度的增加，儲(chǔ)層砂巖體承載砂粒的負(fù)荷增加，砂粒間的應(yīng)力遭受破壞，膠結(jié)疏松，極易出砂。邊部油藏由于膠結(jié)弱，本身就出砂;主體部位由于采出程度高，砂巖骨架破壞，導(dǎo)致出砂。同時(shí)，套管破裂后又加劇了出砂，而出砂又對(duì)已破壞的套管產(chǎn)生更大破壞，二者相互影響。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，套損井中24%都有不同程度的出砂。

2.3 硫化氫腐蝕影響

高溫蒸汽作用下，油藏中的硫化物極易發(fā)生化合作用而產(chǎn)生大量H2S。H2S極易溶于水后形成弱酸，對(duì)金屬有腐蝕作用[2]。隨著汽驅(qū)受效，區(qū)塊塊油井H2S含量逐漸增加，目前有95%的油井H2S含量超標(biāo)，其中64%的含量在1500 mg/m3以上。H2S在水中溶解度隨溫度增加溶解度逐步降低，在55℃～70℃，隨著溫度的增加，腐蝕程度加劇。

2.4 固井差影響

固井質(zhì)量差直接造成部分套管沒有支撐點(diǎn)，套管受力不均勻，產(chǎn)生應(yīng)力集中，最終會(huì)導(dǎo)致套管彎曲變形、錯(cuò)斷。在注蒸汽高溫條件下，水泥環(huán)會(huì)隨著溫度的升高、下降，產(chǎn)生壓縮、拉伸的應(yīng)力，從而影響固井質(zhì)量，水泥環(huán)松動(dòng)破壞后導(dǎo)致套損。

2.5射孔降低套管強(qiáng)度

油層射孔段套管損壞在套損井中占有很高的比例，射孔致使套管抗擠壓失穩(wěn)強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度降低，也會(huì)引起套管破損。射孔時(shí)射孔彈在一瞬間爆炸，對(duì)套管產(chǎn)生巨大沖擊波，套管突然脹大，使套管在射孔井段中部或非射孔井段相交位置產(chǎn)生變形[3]。

2.6套管材料影響

大部分套管使用的都是N80型號(hào)，占57%，另外還有TP100H、P110及J55型號(hào)。N80套管允許的最大溫度在220℃，而注蒸汽的平均溫度在320℃左右，有的超過了350℃，研究發(fā)現(xiàn)，N80套管因高溫屈服強(qiáng)度降低18%，彈性模量降低38%，抗拉強(qiáng)度降低7%。

2.7汽竄影響

汽驅(qū)開發(fā)中汽竄現(xiàn)象也是影響套損的重要因素。汽竄井在高溫高壓的作用下，套管內(nèi)吸外壓，造成套管局部應(yīng)力集中而發(fā)生套損。

3 套損防治對(duì)策

3.1預(yù)防對(duì)策

（1）、通過使用較高鋼級(jí)和壁厚較大套管材料，提高套管的抗壓強(qiáng)度，延長(zhǎng)套管使用壽命。

（2）、嚴(yán)格鉆井監(jiān)督檢查，確保固井質(zhì)量合格。固井時(shí)，建議使用抗壓能力強(qiáng)的優(yōu)質(zhì)水泥進(jìn)行固井，對(duì)固井質(zhì)量進(jìn)行嚴(yán)格的試壓檢查，確保固井后井口沒有漏氣現(xiàn)象。

（3）、優(yōu)化射孔的孔徑、孔密、相位角等參數(shù)，同時(shí)要避免重復(fù)射孔，降低射孔對(duì)套管抗壓強(qiáng)度的影響。

（4）、對(duì)出砂嚴(yán)重的區(qū)域，可采取先期防砂，保護(hù)好油層，加強(qiáng)油層骨架的穩(wěn)定性，降低出砂幾率，從而減輕出砂對(duì)套管的損害。

3.2套損井防治技術(shù)

（1）防砂方面

做法一、優(yōu)化泵型，適時(shí)采用抗砂泵、攜砂泵?？股氨每梢杂行Х乐股傲＿M(jìn)入泵筒與柱塞之間的間隙，能大幅度的延長(zhǎng)檢泵周期;攜砂泵在不砂埋的情況下，可以攜砂生產(chǎn);作業(yè)過程中盡可能實(shí)施撈砂;生產(chǎn)過程中要合理控制液量，避免出砂加劇。

做法二：通過實(shí)施化學(xué)樹脂防砂，介質(zhì)進(jìn)入目的層后，分散并吸附在沙子表面，在地層條件下固化，在套管外地層中形成不熔化、不溶解的阻砂井壁，并且具有一定的有滲透性。

（2）防高溫方面

做法一：調(diào)整工作制度，對(duì)于已發(fā)生汽竄的油井實(shí)施降沖次、摻水生產(chǎn)，緩解汽竄影響;對(duì)于目前溫度上升、有汽竄趨勢(shì)的油井，也可以起到防止過早汽竄的目的。

做法二：開展注汽井動(dòng)態(tài)調(diào)控，下調(diào)注汽量，減少高溫發(fā)生頻次，降低高溫對(duì)套管的損害，同時(shí)起到一定增油效果。

（3）側(cè)鉆、大修等治理方面：對(duì)套損深度、類型、時(shí)間等及時(shí)跟蹤，客觀分析套損對(duì)生產(chǎn)影響，充分論證側(cè)鉆大修等技術(shù)可行性;精細(xì)剩余油潛力分析，客觀措施后經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，從而合理制定套損井治理對(duì)策。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）高溫高壓是區(qū)塊油井套損產(chǎn)生的最主要因素，油層出砂、H2S腐蝕也加劇了套損的程度。

（2）作業(yè)區(qū)通過加強(qiáng)日常管理，有針對(duì)性的實(shí)施防砂、防高溫的措施，可以有效緩解套管損壞的加劇程度。

（3）加強(qiáng)套損機(jī)理研究，認(rèn)清套損原因及規(guī)律，應(yīng)用套損井檢測(cè)技術(shù)，探識(shí)精通內(nèi)壁腐蝕和套損形態(tài)，為預(yù)防、治理套損提供依據(jù)。

參考文獻(xiàn)

[1] 趙艷寧等.八面河油田套損原因淺析及防治對(duì)策[J].天然氣與石油，2013，31（6）：60.

[2] 孫飛飛.貝301區(qū)塊套損原因分析與預(yù)防[J].化學(xué)工程與裝備，2014，6：107～108.

[3] 徐國(guó)鑫.稠油熱采井套管損壞狀況及原因分析[J].西部探礦工程，2012，1：89 ～90.

作者簡(jiǎn)介：

劉軍（1978.10—），男，工程師，2004年畢業(yè)于東北師范大學(xué)“公司管理”專業(yè)，2005年畢業(yè)于華東石油大學(xué)“石油工程”專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)和管理工作。