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    蒸汽驅(qū)區(qū)塊油井套損原因分析

    2020-07-23 16:33:36劉軍
    石油研究 2020年6期
    關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)防治措施高溫

    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。

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