老油田套损井治理实践及技术探讨

【摘要】按照生产实际情况，套损井治理将按照“两清楚、两明确、两受控”的思路，继续“按照受控运行，先易后难，稳扎稳打”的指导思想做好套损井治理工作。 2.1 隔采 随着油田开发的深入进...

【摘要】长期以来油田开发伴随着套管损坏问题。套损井造成注采井网失调，水驱动用程度低，剩余储量无法采出，导致动态监测资料录取困难，措施难度加大，修井频繁，甚至打更新井，增加了措施费及管理费，严重影响油田稳产及开发效果。截止2012年底，长庆油田累计套损井1700余口，主要分布在陇东老区、安塞油田和宁夏老油田，套损井最短寿命不足2年，较长寿命10年以上，套管平均腐蚀率约0.9mm/a。

【关键词】套损井 治理 探讨

1 套管损坏原因及机理分析

根据国内外油田开发的经验分析可知，引起套管损坏的因素很多，也很复杂，归纳起来可以大致分为井身、地质、工程技术、腐蚀、永冻层解冻和再结冻等因素。 对于一个具体的油田或一口井，其中某一类因素很可能是主导因素，其它为次要因素，而更多的是多种因素综合作用的结果。陕甘宁盆地下白垩系地层分布广泛，沉积厚度大，岩性为含大段砂岩的砂泥岩互层，孔隙度打，渗透率高，连通性好，含水丰富，地层承压能力低，由下而上存在洛河宜君、华池、环河腐蚀性水层，部分地区还存在罗汉洞、泾川组。其中以洛河组为主要腐蚀水层，该层孔隙度10-20%，渗透率为数百毫达西，水层厚300-400m。自80年代起对长庆盆地地层水及注入水水质进行分析表明洛河层以上浅层主要存在O2腐蚀，洛河层中部以SRB腐蚀、底部以CO2腐蚀为主，套管外腐蚀普遍存在。特别是在压力条件下，微量CO2气体使洛河水在地下以弱酸性形式存在，腐蚀速率0.7～0.9mm/a，而在地面上以中性水形式存在，腐蚀速率0.4～0.5mm/a，由于其酸性气体分布不均衡性，导致套管寿命的差异。

2 套损井治理思路及对策

按照生产实际情况，套损井治理将按照“两清楚、两明确、两受控”的思路，继续“按照受控运行，先易后难，稳扎稳打”的指导思想做好套损井治理工作。

2.1 隔采

随着油田开发的深入进行，普遍会遇到油井出水现象。尤其是水驱油田开发的中后期，油井出水更是不可避免的。由于油层的不均质性以及开发方案或开采措施不当等原因，使水在横向上和纵向上推进很不均匀，造成油田过早水淹，消耗了地层能量，大大降低了油藏采收率。同时，由于地层大量出水冲刷地层，造成地层出砂坍塌，使油井停产甚至报废。另外，地层水严重腐蚀抽油杆、油管、套管、输油管线等采油设备，加重油水分离工作量，增加了采油成本。因此，在油田开发过程中，发现油井出水后，要尽快利用各种找水措施确定出水层位，并根据具体情况采取相应的隔水采油措施。

封隔器隔水采油是指油井在多油层开采时，用封隔器把油井中的出水层位封住，而开采不含水或含水低的层。这种方法简单、易行、成本低、收益大、便于推广。

2.2 隔采施工工序及技术要求

2.2.1 起出原井管柱

起出原井管柱之前，必须加深油管，目的是试探人工井底的砂面高度，检查管柱完好程度。

2.2.2 通井

根据设计要求选用合格的通井规通井，通井深度必须达到设计要求位置或人工井底。

2.2.3 洗井

要求冲至人工井底，记录时详细描述返出液体的颜色变化、返出物的大小及数量，冲洗时泵压、排量、所用时间及液量等参数。

2.2.4 下隔采管柱

（1）在地面将隔采管柱组配好，校核无误时按顺序逐级下入井内，按下管串标准严格执行。

（2）下卡瓦式封隔器（Y211-114）的井，下管柱时，管柱的上提高度必须小于防座距，一般不得超过0.4m。

（3）下支撑式封隔器（Y111-114）的井，要求人工井底深度准确、井底清洁、在下隔采钻具前彻底冲砂，以防下入时将尾管卡住，发生井下砂卡事故。

（4）下压缩式封隔器（Y341-114）的井，下钻时匀限速下放，防止因遇阻上提时封隔器解封而返工。

（5）隔采井为防止因交变载荷引起的管柱蠕动导致座封失效，要和油管伸缩节配套使用。

2.2.5 座封

Y211-114与Y111-114封隔器的座封，在管柱全部下入井内之后，安装好井口，先经过座封高度计算，按所计算的座封高度下放管柱，然后上拔紧螺丝即可座封；Y341―114封隔器采取液压座封，座封压力为20MPa。

2.3 套管补贴

膨胀管修复套损井技术是指利用膨胀管的膨胀性能在井下对套管损坏处进行“补贴”和密封，以达到修复损坏套管目的。

套管补贴又叫膨胀管技术，是一种由特殊材料制成、具有良好塑性的金属钢管，下入井内后通过机械或液压的方法在直径方向膨胀10～30%左右，以满足不同工艺的要求；同时，在冷做冷作硬化效应下，管材强度和刚性得到提高。

2.3.1 适应范围

各类错断、破损、变形和腐蚀类套损修复；高温注气井的套损修复；对已射孔井段的补贴封堵；钻井过程中套管的磨损及磨穿的修复。

2.3.2 膨胀管补贴技术特点

工艺简单，施工费用低；适应于多种套损类型井的修复；修复后可获得较大的通径；悬挂能力强，密封可靠，加固作用明显；修复后不影响采油、修井、增产改造等后续作业

2.3.3 膨胀管性能参数

膨胀后，机械性能达到API标准J55或N80套管同等钢级水平；膨胀施工压力不高于40MPa；修复完成后，补贴段密封压力不低于15MPa，对于特殊要求井（如高压注水、注气井等），密封压力可达到35Mpa；膨胀管抗内压可达45MPa，抗外压可达25MPa。

3 现场施工

3.1 白99-1

（1）基本状况：该井位于白102区，2004年6月7日投产，初期日产液7.88m3，日产油6.35t，含水4.6%，液面513m；2005.6.15日停井转注，日注采出水25方 。2012年1月发现该井表套刺漏 ，2012年5月采用封隔器封住洛河段后表层套管不再刺漏。

（2）原因分析：通过分析认为该井日注水量大，注入水为采出水具有一定腐蚀性，洛河段一处可能发生腐蚀穿孔，注入水沿油层与表层套管环空反上来造成刺漏。

（3）治理对策：工程测井确定套损位置后实施套管补贴，并对表层套管刺漏处修补。

4 施工步骤

（1）通洗井；

（2）工程测井结果显示，该井1217.65m处套破；

（3）实施套管补贴；

（4）实施效果：