王希芹（中國石油遼河油田分公司金海采油廠，遼寧 盤錦 124010）

油套損壞機理與防護技術(shù)綜合研究

王希芹（中國石油遼河油田分公司金海采油廠，遼寧 盤錦 124010）

近年來，隨吞吐輪次的增加與采出程度升高，稠油油藏油套損壞現(xiàn)象日益增加，針對金海采油廠洼38區(qū)塊的油層套管損壞現(xiàn)狀，研究了其損壞機理，找出主要影響因素，在此基礎(chǔ)之上研究保護套管具體方案，延長油井壽命，降低采油成本，為油田帶來了可觀的經(jīng)濟效益。

洼38塊;稠油;套損機理;套管保護技術(shù)

金海采油廠洼38區(qū)塊是一個整裝區(qū)塊，1992年投入開發(fā)的深層特稠油油藏,地質(zhì)儲量3000多萬噸，含油面積8.9km2，油田開發(fā)方式為蒸汽吞吐，2001年進入產(chǎn)量遞減階段，該區(qū)塊油層出砂嚴重，套管損壞嚴重是該區(qū)塊油水井兩大特點。

針對套管損壞的問題，進行了相關(guān)統(tǒng)計分析：該區(qū)近3年停、關(guān)井560多口，由于套損停、關(guān)井120多口，套損停、關(guān)井數(shù)占總數(shù)停、關(guān)井的21%以上。為了改善該區(qū)套損現(xiàn)狀，完善該區(qū)套管保護措施以及研究適合于該區(qū)的套管修復(fù)技術(shù)，開展了套損機理及套管保護綜合技術(shù)的應(yīng)用與研究，通過一系列措施使大大減少了該區(qū)塊套損井數(shù)量，增加了油井利用率，降低了采油成本，給油田帶來了良好經(jīng)濟效益和社會效益[1]。

1 套損機理研究

1.1 材質(zhì)及固井質(zhì)量影響

套管質(zhì)量不合格是導(dǎo)致套損的一個重要原因，如果套管抗剪、抗拉強度、螺紋未達到標準要求，低等，或本身存在微孔、微縫等，在經(jīng)歷長期生產(chǎn)后，必然會導(dǎo)致套管損壞。

固井質(zhì)量的優(yōu)劣是導(dǎo)致套損的另一個原因，直接影響套管壽命。井眼不規(guī)則、井斜、固井水泥不達標、水泥膠結(jié)固化不好、注水泥后套管拉伸載荷過大或過小等，這些固井質(zhì)量方面缺陷都會影響固井質(zhì)量。

1.2 射孔的影響

造成套管損壞的第三個原因是射孔沖擊。套管完井均需射開油層，建立油流通道，射孔時，幾十發(fā)射孔彈瞬間爆炸，在套管壁上將會產(chǎn)生巨大沖擊作用，深孔段和非射孔段交界處產(chǎn)生強烈應(yīng)力集中，會發(fā)生劇烈蠕動變形，造成套管抗擠壓強度降低。如果射孔出現(xiàn)誤差過大而射中隔層泥巖，射孔液深入泥巖孔隙造成水化膨脹，導(dǎo)致地應(yīng)力變化，擠壓套管變形。另外，射孔密度不合理也會造成套管強度降低[2]。

1.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計不合理

目前，國內(nèi)各油田在設(shè)計套管時，都是假設(shè)外擠壓力均勻分布在套管上，在此條件下計算套管抗擠強度的，也就是說按靜水壓力分布規(guī)律來計算有效外擠壓力的。但是，實際地質(zhì)構(gòu)造非常復(fù)雜，而且多數(shù)套損都是非均勻載荷造成的。國外研究表明，套管柱受非均布外擠壓力比受均布外擠壓力作用時的抗擠強度小得多。

1.4 油層出砂的影響

油層出砂，特別是坍塌性出砂是導(dǎo)致套損的又一個重要原因，因為油層大量出砂后會在局部形成空洞，加上地層的非均質(zhì)性和復(fù)雜性，出砂過程中油藏的塌陷、壓實以及地層下沉都將會使得套管發(fā)生擠毀、彎曲、壓縮、剪切等破壞。

1.5 注蒸汽的影響

造成套損主要原因是熱應(yīng)力作用，尤其是熱采井更為突出。因為目前熱采井套管最大允許溫度為204℃～220℃，而遼河油田注蒸汽的平均溫度在320℃左右，遠遠超過了套管耐溫強度，在高溫作用下彈性模量、屈服強度和抗拉強度均會不同幅度的降低。再者由于古井水泥和套管的彈性模量和線膨脹系數(shù)不同，且熱采井固井水泥一般都返到地面，必然影響套管膨脹和收縮，套管柱在持續(xù)高溫、熱應(yīng)力作用下，必然會產(chǎn)生疲勞裂紋、壓縮變形、泄漏或者脫扣[3]。

2 套管保護技術(shù)研究

2.1 改進套管設(shè)計

設(shè)計套管時優(yōu)選方法、管材材質(zhì)、優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，采用耐腐蝕、抗高溫材料的壁厚套管。

2.2 提高固井質(zhì)量

使用套管扶正器，使管柱居中；稠油熱采井固井加砂，使用優(yōu)質(zhì)G級水泥，增加水泥強度，降低水泥受熱破碎程度，從而降低套損程度。注水泥過程中活動管柱，優(yōu)化施工參數(shù)，控制水泥排量和環(huán)空流速，提高注水泥質(zhì)量。

2.3 完善套管完井

針對稠油熱采通過兩個方面改善套管完井：一是采用厚壁、偏T扣型套管，使用高強度材質(zhì)，增加套管抗拉強度。二是應(yīng)用預(yù)應(yīng)力完井方法（地錨提拉），在斜井固井作業(yè)過程中使用套管扶正器，增加套管柱居中程度，這樣就能防止管柱貼到井壁上，大大提高固井質(zhì)量。

2.4 改善射孔工藝

從兩個方面改善射孔工藝：一是射孔槍的選擇，盡量使用有槍身槍，射孔彈同時發(fā)射，對套管壁沖擊力大小基本相同，套管內(nèi)徑變化基本一致，減少應(yīng)力集中，降低裂縫產(chǎn)生機率。二是射孔參數(shù)的選擇，射孔密度要合理，射孔孔眼杜絕直線型排列，選擇射孔相位角均為60°，研究表明在相同孔密和孔徑條件下，該相位角射孔比其它相位角射孔后套管損傷小，抗壓強度更高。

2.5 優(yōu)選防砂工藝

針對出砂問題，要因地制宜，即根據(jù)每口油井不同井況、不同出砂類型，采用不同的防砂工藝，通過篩管防砂、礫石充填防砂、人工井壁防砂、壓裂填防砂等工藝形成有針對性的防砂屏障，最大限度地阻止地層出砂。

3 套管修復(fù)技術(shù)研究

3.1 套管整形技術(shù)

目前，套管整形技術(shù)分為機械式和液壓式，機械式操作簡單，但整形力小；液壓式操作稍復(fù)雜，但整形力大。根據(jù)不同井況，選擇合適整形工藝，近三年共實施套管整形13井次，成功11井次，成功率接近85%。

3.2 套管補貼技術(shù)

近年來，對于套損或腐蝕嚴重，無法實施整形的井況，通過優(yōu)選高強度材質(zhì)，利用大通徑補貼管實施套管補貼17井次，成功恢復(fù)套損井14口，施工成功率80%，日增油18噸。

3.3 小位移側(cè)鉆井技術(shù)

對于套損特別嚴重，套管整形或補貼無法實施或修復(fù)效果不明顯的10口生產(chǎn)井，研究了小井眼側(cè)鉆技術(shù)，施工成功9口，成功率90%，日產(chǎn)油近30噸。

4 結(jié)語

研究了金海采油廠洼38塊油井套損機理，找出了影響套損的主要因素，在此基礎(chǔ)上提出了5種套管綜合防護工藝和整形、補貼、側(cè)鉆3種修復(fù)技術(shù)。三年來，恢復(fù)套損生產(chǎn)井30多口，增加日產(chǎn)油50多噸。減少大修作業(yè)約40井次，節(jié)約大修作業(yè)費用近1000萬元，降低了采油成本，延長了油水井壽命，增加了總體效益。

[1]任芳祥，孫洪軍，戶昶昊.遼河油田稠油開發(fā)技術(shù)與實踐[J].特種油氣藏，2012，19(1):1-8.

[2]趙洪山，管志川.稠油熱采井套管柱損壞機理及預(yù)防措施研究[D].北京：中國石油大學(xué)研究生學(xué)院，2007.

[3]房育金，郭偉鋒，張云杰，等.低滲透油田套管損壞機理分析及防治措施[J].特種油氣藏，2006，13(4):78-80.

[4]楊平閣，陳瑩，歐陽濤，等.油井套管補貼大修技術(shù)[J].特種油氣藏，2002，9(3):52-54.