海南3斷塊套管損壞原因分析及治理研究

摘 要：海南3斷塊受油井出砂、井身結(jié)構(gòu)、腐蝕等因素的影響，油水井套管損壞情況比較嚴(yán)重。通過(guò)套損原因分析及治理措施研究，為下步套損井治理提供方向。

關(guān)鍵詞：海南3斷塊;腐蝕;套管損壞

1、前言

海南3斷塊受出砂、井身結(jié)構(gòu)、腐蝕等因素的影響，油水井套管損壞情況比較嚴(yán)重，使得作業(yè)和大修工作量及成本增加。目前共有套損井34口，占總井?dāng)?shù)的24.6%。大量套損井的存在，不僅造成固定資產(chǎn)的閑置浪費(fèi)，還會(huì)導(dǎo)致注采不完善，進(jìn)而影響區(qū)塊的高效開(kāi)發(fā)和持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

2、套管損壞原因分析

2.1套損井類型

根據(jù)表1可知海南3斷塊套管變形為主要套損井類型占70.5%，其次為漏失井占26.5%，錯(cuò)段井只占2.9%。

2.2、套損原因分析

2.2.1 斷層影響

目前海南3斷塊斷層兩翼及殲滅處的套損情況見(jiàn)表2、表3由表可知，海南3斷塊斷層殲滅處套損井3口，斷層兩翼附近套損井14口，可以看出斷層附近套變井較多。

2.2.2油層出砂

注水開(kāi)發(fā)油田，砂巖巖層膠結(jié)物易吸水膨脹和水解，在高的采液強(qiáng)度下，產(chǎn)生壓差較大，從而使油層巖石骨架結(jié)構(gòu)破壞，形成油井附近地帶出砂，造成局部應(yīng)力集中，對(duì)油層結(jié)構(gòu)造成破壞。海南3斷塊隨著區(qū)塊含水的升高，出砂日益嚴(yán)重，目前出砂井共有34口，其中套損井有8口，占總套損井?dāng)?shù)的24.2%，可見(jiàn)出砂對(duì)套損井的損壞是一個(gè)重要因素。

2.2.3套管質(zhì)量的影響

目前海南3斷塊主要應(yīng)用的是J55、N80、TP110H、P110四種鋼級(jí)的套管，不同鋼級(jí)套管的抗擠、抗內(nèi)壓和抗拉強(qiáng)度見(jiàn)表4。

J55型號(hào)套管多用于近地表的表層套管，套損率為0。TP100H型號(hào)套管多用于高溫?zé)岵删Ｄ?斷塊2004年起已不再使用。P110型號(hào)套管由于強(qiáng)度高多用于深井段油層套管，目前有套損井2口，套損率為6%，其余套損井均為N80型號(hào)套管，其套損率達(dá)94.2%，可見(jiàn)套管強(qiáng)度是影響套損的重要因素。

2.2.4 腐蝕因素

海南3斷塊地層水礦化度較高，在478 mg/L-22599.9 mg/L之間不等，離子主要有重碳酸氫根、氯、鈉、鉀和少量的硫酸根、碳酸根，極易造成套管腐蝕。目前共有套漏井9口，套損率達(dá)26.5%，是套管損壞的一個(gè)重要因素。套損井漏點(diǎn)深度大多處于298.48-336.24m井段，其水泥返高在360m-2000m之間不等，由于表層套管深度大多在250m左右，使油層套管與地層直接接觸，造成注入水和地層水的不斷侵蝕，發(fā)生腐蝕穿孔。

3、套管損壞的治理研究

針對(duì)海南3斷塊目前套管損壞的狀況，主要采取以下四種方法進(jìn)行治理：

3.1、套管整形

套管變形或錯(cuò)斷后，內(nèi)通徑減小，針對(duì)變形和錯(cuò)斷點(diǎn)以下的各種工藝技術(shù)措施無(wú)法實(shí)施，導(dǎo)致油氣水井停產(chǎn)或報(bào)廢，因此，應(yīng)采取一定的技術(shù)措施進(jìn)行整形擴(kuò)徑，撈盡井下落物后，根據(jù)井況進(jìn)行密封加固修復(fù)或取套修復(fù)，套管整形擴(kuò)徑技術(shù)是套管變形和錯(cuò)斷井修復(fù)的前提和基礎(chǔ)。海南3斷塊共實(shí)施3井次，其中海南25-15、21-15因套管縮徑嚴(yán)重未完全脹開(kāi)，海南10-8脹開(kāi)后一個(gè)月內(nèi)又發(fā)生縮徑，均未修復(fù)成功。

3.2、套管補(bǔ)貼

目前國(guó)內(nèi)外套管補(bǔ)貼工藝主要以機(jī)械式補(bǔ)貼為主，按結(jié)構(gòu)劃分，它又可分為波紋管補(bǔ)貼與襯管補(bǔ)貼兩種形式。本技術(shù)應(yīng)用高強(qiáng)度自鎖式套管補(bǔ)貼工具，該工具主要特點(diǎn)有：①同步自鎖式卡瓦固定;②多級(jí)密封;③無(wú)限連續(xù)延長(zhǎng)補(bǔ)貼;④適合51/2"井眼以上套管;⑤耐高溫，下補(bǔ)貼工具遇阻可適當(dāng)加壓通過(guò)。其工作的可靠性及安全性均達(dá)到相當(dāng)?shù)母叨?，完全可以滿足現(xiàn)場(chǎng)的需求。海南3斷塊采取套管補(bǔ)貼井4井次，成功率100%，具體數(shù)據(jù)如表5所示：

由表可知，套管補(bǔ)貼后，內(nèi)通徑均大于常用油管尺寸￠73mm，不影響油井以后的正常生產(chǎn)和措施實(shí)施，另外恢復(fù)了套損井的產(chǎn)能，為油井的進(jìn)一步挖潛提供了保障。

3.3、取換套

取換套技術(shù)可用來(lái)修復(fù)淺層部位的套管外漏、破裂和變形的套管，是一種徹底的套損井修復(fù)方法。灘海大斜度由于井斜原因，套銑、對(duì)接困難大，補(bǔ)接強(qiáng)度低，導(dǎo)致取換套成功率較低，海南3斷塊僅實(shí)施取換套1井次，但未對(duì)接成功，最后采用全井段襯套完井。

3.4、擠灰堵漏

海南3斷塊套管滲漏以腐蝕穿孔為主，擠灰封堵是首選方案，但現(xiàn)場(chǎng)對(duì)海南27-19、11-3淺層擠灰封堵3-4次，均試壓試不住，擠灰堵漏均失敗，分析為淺層常見(jiàn)套管漏區(qū)域，礦化度高，影響水泥侯凝強(qiáng)度和時(shí)間，雖然經(jīng)過(guò)前期堵漏處理，但擠灰封堵強(qiáng)度嚴(yán)重不足，試壓不能滿足要求。

4、總結(jié)

1、套管補(bǔ)貼技術(shù)是海南3斷塊套損井治理比較成功的主要措施，而液壓整形、取換套、擠灰堵漏技術(shù)成功率低，還需進(jìn)一步研究。

2、套損井綜合治理是一項(xiàng)長(zhǎng)期的工作，應(yīng)通過(guò)開(kāi)展套損監(jiān)測(cè)和跟蹤工作，全面掌握區(qū)塊套損動(dòng)態(tài)，深化套損機(jī)理研究，完善套管防護(hù)與治理技術(shù)，進(jìn)一步提高油氣開(kāi)采潛能，促進(jìn)區(qū)塊的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。

參 考 文 獻(xiàn)

[1]姚洪田，王偉，邊志家.套管損壞原因及修井效果[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2001，20（1）：31-32.

[2]向蓉，王飛，徐杰斌.套損井原因分析及治理對(duì)策[J].西部探礦工程，2012 ，6：120-124.

作者簡(jiǎn)介：韓有祥（1983-），男，工程師，2007年本科畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）船舶與海洋工程專業(yè)，現(xiàn)從事井下作業(yè)管理工作。通訊聯(lián)系人：韓有祥，Email：hanyouxiang831011@163.com ，Tel：13700070886;郵寄地址：遼寧省盤錦市興隆臺(tái)區(qū)香稻路91號(hào)