套變井風(fēng)險評價及防治技術(shù)的試驗(yàn)應(yīng)用

劉雪光 宮艷紅 劉海霞（中國石油大港油田分公司第三采油廠）

油層套管是油井生產(chǎn)的安全保障，同時當(dāng)油層套管出現(xiàn)損壞時，還存在極大的環(huán)保風(fēng)險。隨著油田開發(fā)時間的不斷延長，受地層應(yīng)力作用[1]、泥巖水化[2]、套管腐蝕[3]等多種因素影響，套損井持續(xù)產(chǎn)生。套損井主要分為套管變形、套管破裂、套管破漏、套管錯斷4種。大港油田某采油廠屬于復(fù)雜斷塊油氣田，目前共有油水井2 826口，其中套損井442口，套變井259口，占套損井?dāng)?shù)58.6%；因此，套變井治理成為治理套損井的重中之重。唐慶等[4]、張鑫等、楊麗秋[5]、尚曉明[6]相繼提出應(yīng)對套變井的防治技術(shù)，保證油田生產(chǎn)的順利進(jìn)行。近年來，唐慶等又研發(fā)了套管補(bǔ)貼用膨脹管配套產(chǎn)品及大孔道高滲透井套漏封堵技術(shù)，并配套完善了嚴(yán)重套變井打通道及取換套施工工藝，套損井修復(fù)成功率由65%提升至90%。大港油田某采油廠通過采用取換套技術(shù)、套管補(bǔ)貼技術(shù)、襯管貼堵技術(shù)對套變井進(jìn)行了有效治理，現(xiàn)場實(shí)施應(yīng)用134井次，平均成功率達(dá)87%，實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)與安全環(huán)保的雙贏。

1 套變原因分析

多年來，大港油田通過與國內(nèi)科研機(jī)構(gòu)和高等院校開展合作，對某采油廠套變比例相對較大的王官屯、小集等5個油田開展了套變井機(jī)理研究。通過對套變井的層位、形態(tài)、類型等基礎(chǔ)資料進(jìn)行綜合分析，得出以上油水井套管變形的主要原因。

1）區(qū)塊地層泥巖水化現(xiàn)象引起套管剪切損壞是造成套變井的主要因素，較典型的為官A區(qū)塊。該區(qū)塊主力油層以上100 m有大水層，30%套變井位置和水層井段吻合，套變形態(tài)主要表現(xiàn)為縮徑。

2）地表沉降導(dǎo)致的淺層套變是造成套變井的次要因素，較典型的為風(fēng)化店油田。該區(qū)塊油水井套變位置主要發(fā)生在200～350 m，共發(fā)現(xiàn)33口，套變形態(tài)主要表現(xiàn)為彎曲。

3）由于射孔段泥巖吸收蠕變[7]擠壓加上固井質(zhì)量較差，地質(zhì)和工程等因素疊加是造成套變井的次要因素，較典型的為風(fēng)化店B區(qū)塊。套變形態(tài)主要表現(xiàn)為彎曲、縮徑。

4）不同的巖層中斷裂帶結(jié)構(gòu)存在一定差異性，壓力也不相同。當(dāng)油水井處于高應(yīng)力區(qū)向低應(yīng)力區(qū)過渡區(qū)域，易造成套管變形，較典型的為官C區(qū)塊。該區(qū)塊和與之相鄰的官D區(qū)塊上下盤的壓差為12.46 MPa，壓差大導(dǎo)致斷層不穩(wěn)定，造成了該區(qū)塊油水井發(fā)生套變。

2 套變井風(fēng)險評價

1）當(dāng)正常生產(chǎn)井出現(xiàn)套管變形會造成管柱卡阻，迫使生產(chǎn)井無法有效控制井筒壓力，井液無控制流出，井筒內(nèi)高壓油氣突然釋放。

2）套變造成高壓注水井井口壓力失控，存在井噴隱患，在修井作業(yè)過程中容易發(fā)生井噴。

3）當(dāng)淺層井發(fā)生套變時，井筒和地下水體間形成通道，原油和深層采出水會無控制地進(jìn)入地層和地表，造成淺層水源的污染[8]。

3 套變防治技術(shù)研究

3.1 套變預(yù)防

3.1.1 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

新井從鉆完井開始，優(yōu)質(zhì)的井筒質(zhì)量對后續(xù)全周期生產(chǎn)有著積極影響，因此確保井筒質(zhì)量是長周期服役生產(chǎn)的必備條件。目前提升井筒質(zhì)量主要采取提高套管抗壓等級、增加套管壁厚、優(yōu)化套管組合，同時對固井泥漿體系及材料進(jìn)行優(yōu)化等措施，實(shí)施上述舉措能夠較好地提高套管抗外擠能力。2011年開始在5個油田實(shí)施井筒優(yōu)化措施，套變率由優(yōu)化前19.1%降至優(yōu)化后6.2%。套變預(yù)防對策實(shí)施效果對比見表1。

表1 套變預(yù)防對策實(shí)施效果對比Tab.1 Comparison of implementation effect of preventive measures for set substation

3.1.2 提升固井質(zhì)量

針對油田特點(diǎn)，通過優(yōu)選鉆井液體系、改善水泥漿性能、縮短水泥漿稠化時間、提高冬季配漿溫度、優(yōu)選防竄水泥漿體系、合理設(shè)計環(huán)空漿柱結(jié)構(gòu)等技術(shù)措施，使固井質(zhì)量得到較大幅度的提升。

3.1.3 加強(qiáng)油層保護(hù)

從鉆井、試油環(huán)節(jié)開始，全過程實(shí)施油層保護(hù)。鉆井已實(shí)施特殊油層保護(hù)13口井，試油10口井，投產(chǎn)井初期生產(chǎn)能力14.3 t，目前生產(chǎn)能力10 t左右。通過嚴(yán)格管控坂土含量、失水率等鉆井液指標(biāo)，使鉆井液合格率由40%逐漸提升到目前的65%以上。2013—2021年固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率見圖1。

圖1 2013—2021年固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率Fig.1 Histogram of high quality rate of cementing quality from 2013 to 2021

3.2 套變治理

對于套變井，目前采取的工藝技術(shù)有機(jī)械整形、液壓整形、深層套管補(bǔ)貼加固[9]、套管取換套4種方法。

3.2.1 機(jī)械整形

該技術(shù)是利用修井動力和不同等級的偏心棍子整形器、長錐面展館器頓漲整形等工具，使套變井通徑恢復(fù)至原通徑95%以上，從而實(shí)現(xiàn)滿足生產(chǎn)需求。該技術(shù)適用于套變后通徑90～105 mm的井。

3.2.2 液壓整形

該技術(shù)是利用修井動力和不同等級的滾珠整形器和增壓器等輔助工具，使套變井通徑恢復(fù)至原通徑90%以上，從而實(shí)現(xiàn)滿足生產(chǎn)需求。該技術(shù)適用于套變后通徑大于105 mm的井。

3.2.3 深層套管補(bǔ)貼加固

該技術(shù)是將膨脹管及配套工具下至套管需補(bǔ)貼部位，地面打壓，使脹頭在壓力作用下向上運(yùn)動；利用膨脹管的金屬塑性變形特性，使膨脹管發(fā)生徑向膨脹，通過錨定裝置與原井套管實(shí)現(xiàn)錨定和密封，達(dá)到加固、補(bǔ)貼和封堵套損井段的目的。通過優(yōu)化改進(jìn)套管切割、斷口修整及鉛封回接工藝實(shí)現(xiàn)深層套管補(bǔ)貼加固，取套深度可達(dá)2 780 m，承壓能力25 MPa。

3.2.4 套管取換套

該技術(shù)是利用套銑鉆頭、套銑筒、方鉆桿等配套鉆具，在鉆壓、轉(zhuǎn)速、排量各參數(shù)合理匹配的情況下，以泥漿造壁、防噴、防卡等形式，應(yīng)用“組合切割、適時取套、示蹤保魚、修魚找正”等技術(shù)措施，完成對套管外水泥帽、水泥環(huán)等井段套銑，取出被套銑套管，下入新套管補(bǔ)接對扣完井。此技術(shù)主要適用于淺層套變井，通過優(yōu)化應(yīng)用連續(xù)套銑、內(nèi)扶正加重、示蹤保魚及井壁穩(wěn)定等工藝，解決套管縮徑嚴(yán)重和錯斷的問題，還可用于無技術(shù)套管的500 m以內(nèi)裸眼取換套作業(yè)和有技術(shù)套管的1 800 m以內(nèi)取換套作業(yè)。

經(jīng)過多年現(xiàn)場實(shí)踐，4種套變治理技術(shù)均有較好的適應(yīng)性，其應(yīng)用規(guī)模較大，效果顯著。套變技術(shù)治理效果統(tǒng)計見表2。

表2 套變技術(shù)治理效果統(tǒng)計Tab.2 Statistics of treatment effect of set transformer technology

4 結(jié)論

1）以“預(yù)防為主，防治結(jié)合”的思路，進(jìn)一步做好優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、提升固井質(zhì)量、加強(qiáng)油層保護(hù)工作，為預(yù)防套變井的發(fā)生提供了良好的井筒條件，大幅降低了套變率。

2）采用取換套、套管補(bǔ)貼、襯管貼堵技術(shù)可有效治理套管變形問題，延長油水井生命周期，有效降低安全環(huán)保風(fēng)險。

3）強(qiáng)化套變井風(fēng)險評價及防治措施應(yīng)用，持續(xù)進(jìn)行套變井修復(fù)專項(xiàng)治理工程，實(shí)現(xiàn)了控制增量、減少存量的目的，提高了油田的經(jīng)濟(jì)效益。