趙增勇

摘要：勝利油田經(jīng)過五十多年的開發(fā)生產(chǎn)，地質(zhì)條件變得更為復(fù)雜，頻繁的油水井措施、修井施工以及井身結(jié)構(gòu)、完井固井質(zhì)量、套管材質(zhì)等諸多因素的影響，使油水井套管技術(shù)狀況越來越差，每年新增套管變形、穿孔、破裂、錯斷等套損井近400口。分析套管損壞原因，開展套管損壞機理研究及開展套管治理已經(jīng)成為油田開發(fā)的一項重要常規(guī)工作。

中圖分類號：TE951

一、套管損壞機理及原因分析

（一）套損井基本狀況

分公司組織開展的油水井套管損壞狀況大調(diào)查活動據(jù)統(tǒng)計，有套損井5427口（油井3318口，水井2109口），占油水井總井數(shù)的19.8%。其中帶病生產(chǎn)井1836口，占6.7%；停產(chǎn)井7212口，停產(chǎn)井2089口，占7.6%；報廢井1502口，占5.5%。

（二）套損規(guī)律分析

套管變形占59%，又分為彎曲變形（占套損總數(shù)的34%）和縮徑變形（占總數(shù)的25%）。套管漏失占41%，又分為套管破裂（占總數(shù)的16%）、套管錯斷（占總數(shù)的13%）、穿孔漏失（占總數(shù)的11%）、套管外竄（占總數(shù)的1%）。套損部位在水泥返高以上的占16%，位于水泥返高與油層上界之間的占25%，位于油層上下界之間的占55%，位于油層下界以下的占4%。在平面上的分布主要集中在產(chǎn)油富集的構(gòu)造上，在同一個構(gòu)造上，多在構(gòu)造的頂部、軸部、傾角較大的翼部；鉆遇斷層的井和斷層兩側(cè)的井套管損壞比例也比較高。在縱向上主要分布于新生界各個地層中，集中于油層部位，大部分在館陶組，其次在沙河街組。套損井的平均正常生產(chǎn)年限為11年。

（三）套損原因分析

1、出砂是常規(guī)疏松砂巖油藏套管損壞的主要原因。這類油藏的主力油層位于館陶組，主要特征是油層埋藏淺、膠結(jié)疏松、、非均質(zhì)嚴重，地層出砂嚴重等。油層部位地層與套管外水泥環(huán)容易形成虧空帶，造成應(yīng)力發(fā)生變化，導(dǎo)致套管發(fā)生彎曲變形，乃至斷開。2、不合理注水開發(fā)是直接誘發(fā)套管損壞的直接原因。高壓注水進入泥巖后會產(chǎn)生微裂紋，使注入水進一步侵入，區(qū)域逐漸擴大，在高壓作用下，泥巖浸水區(qū)域發(fā)生蠕變，形成一個比上覆巖層壓力要大得多的蠕變力，擠壞套管。3、套管腐蝕是造成套管損壞的主要原因：一是硫化氫腐蝕。二是注入水腐蝕。污水中的酸根離子、入井液中的無機鹽化學(xué)物質(zhì)、微生物中的硫酸鹽還原細菌和嗜氧細菌也會對套管產(chǎn)生腐蝕。4、增產(chǎn)措施是導(dǎo)致高致密低滲透砂巖油藏套管損壞的重要原因：對于高致密低滲透砂巖油藏，主要特征是埋藏深，、油層膠結(jié)致密，滲透率低，層間壓差差異大。開發(fā)過程中需要采取壓裂、酸化等增產(chǎn)措施。高壓、高腐蝕造成套管發(fā)生損壞。5、稠油熱采井交變熱應(yīng)力是套管損壞的主要原因：稠油熱采油藏巖性復(fù)雜、原油粘度高、油層埋藏淺。在多輪次注蒸汽吞吐采油過程中，套管承受高溫、高壓引起的交變熱應(yīng)力負荷的影響，造成套管伸長與收縮引起塑性變形部位的結(jié)構(gòu)損傷。6、套管的材質(zhì)、加工制造質(zhì)量以及套管管柱強度設(shè)計不合理直接影響到油水井的壽命。7、鉆井、固井質(zhì)量是延長油水井套管壽命的關(guān)鍵：鉆井過程中井身、井徑、工具保護等達不到標準造成絲扣腐蝕漏失、脫扣、破裂彎曲等情況發(fā)生。固井質(zhì)量差、不達標造成套管強度減少，承壓能力低。

二、套損井綜合治理技術(shù)進步與發(fā)展

（一）“測”——套損井檢測技術(shù)：在套損井檢測方面實現(xiàn)了由簡單機械向高技術(shù)含量的轉(zhuǎn)變，由定性向定量、局部向全井、靜態(tài)向動態(tài)的跨越。

1、完善和發(fā)展了傳統(tǒng)套管檢測工藝：對打鉛印驗套、薄皮管驗套、井徑測井驗套、側(cè)面打印驗漏、封隔器驗漏、井溫測井驗漏等常規(guī)的單項套管檢測手段進行了改進和完善。可以將漏失段確定在0.5m范圍內(nèi)，并可根據(jù)漏失量分析漏洞的大??；開發(fā)研制了側(cè)面打印器，可直觀地反映出套管破漏孔洞的大小。

2、引進、完善了多壁井徑測井、光纖井下電視測井等先進井下套管檢測技術(shù)

（1）八臂-40臂井徑測井儀提高了套管變形檢測的準確性?？赏瑫r測量和傳輸多條井徑測量曲線，同時檢測多個方位上套管的具體變化情況，能探測所測套管的剩余壁厚、內(nèi)徑的變化及套管腐蝕、斷裂彎曲等情況。（2）影像檢測系統(tǒng)使得套管損壞狀況變更為直觀。

（二）“打”——套損井打通道技術(shù)

套損井修復(fù)的一個重要工序是打通道，套損井有的是套管本身已經(jīng)縮徑、彎曲或錯斷，井眼已不是一個暢通的豎直通道或根本沒有通道；有的是井外的地層巖石已與井眼連通，井眼內(nèi)已填滿地層坍塌物。只有修出了通道，打撈、封堵、套管補貼、下小套管固井等一系列的技術(shù)才可實施。1、套管縮徑整形技術(shù)：對于套管彎曲變形不大的，可采用整形工具如梨形整形器、輥子整形器、銑錐進行機械整形工藝修復(fù)；套管發(fā)生嚴重變形，變形量超過套管內(nèi)徑的12%時，可采用爆炸整形工藝修復(fù)，利用火藥燃爆瞬間產(chǎn)生的巨大能量，使套管向外擴張膨脹，使地應(yīng)力在局部范圍內(nèi)重新分布，從而達到修套的目的。2、非坍塌錯斷井打通道技術(shù)：依靠鉆具旋轉(zhuǎn)和加載到磨銑工具上部的鉆具重量（鉆壓），使磨銑工具在旋轉(zhuǎn)過程中側(cè)面或端面的硬質(zhì)合金磨銑損壞的套管和損壞部位的巖石，從而達到套管損壞部位恢復(fù)原有徑向尺寸和通徑的目的。應(yīng)用于通徑大于Ф90mm錯斷井段修復(fù)和機械整形后套管損壞部位的修整、取直。3、坍塌錯斷井打通道技術(shù)：坍塌錯斷井是指上部套管錯斷，下部套管被套管外的流砂、礫石充填，且套管外地層塌落，形成套管外有“大肚子”，套管錯斷上端口段成自由懸掛狀態(tài)，與下斷口不在同一軸線上的復(fù)雜情況。治理采用扶正上部套損段，封固坍塌層，扶正固井后，進行鉆塞打通道處理井眼，確保井眼暢通后，撈出井下落物，再次精銑通道，進行套管補接，補接完成后可滿足水井的高壓注水和稠油井的高壓注蒸汽的條件。

（三）“補”——套管補貼加固堵漏技術(shù)

1、波紋管補貼工藝技術(shù)：利用專用的補貼工具通過液壓擠脹的方式將波紋管補貼在因腐蝕穿孔、絲扣漏失、機械損傷等造成的套管損壞部位。可以滿足水井的高壓注水、熱采井的蒸汽吞吐要求。2、套管雙端密封支撐體加固技術(shù)：在小套管（相對原井套管）兩端加裝密封支撐體，通過液壓方式擠脹密封支撐體使其將小套管密封固定在原井套管破損部位，適合于套損井管外壓力較大的情況以及錯斷井。3、套管懸掛加固技術(shù)（小套管二次固井技術(shù)）：利用套管懸掛裝置將小套管下入需加固的井段，座封丟手（或井口懸掛）后，注入灰漿封固小套管與原套管的環(huán)空，待灰漿固結(jié)后，鉆掉多余灰塞，使套管內(nèi)重新形成一個堅固的通道，適用于套管開窗井、老井加深井、長井段套管損壞的井。4、膨脹套管補貼修井技術(shù)：該技術(shù)依據(jù)機械應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系這個原理，用膨脹錐以機械方式膨脹鋼管。膨脹錐憑借機械推拉力在膨脹套管中前進，使膨脹套管變形，超過其彈性屈服強度達到塑性變形區(qū)。5、取套換套工藝技術(shù)：利用管外套銑、倒出損壞套管，重新更換新套管與井內(nèi)原套管對扣上緊，恢復(fù)油水井正常生產(chǎn)。6、套管漏失封堵技術(shù)：采用具有一定膨脹性能的堵漏劑，采取大顆粒封堵大孔道、間歇封堵的封堵工藝，較好地解決堵漏效果差的問題。并結(jié)合觸變性水泥獨特的流變學(xué)特性，實現(xiàn)了套管堵漏觸變性水泥施工堵沖一體化；引用Y531壓裂封隔器，實現(xiàn)了長井段、多層射孔井封堵和選層封堵。

三、套損井綜合治理效果

近年來分公司共投入專項資金3.14億元，治理839口套損井，平均單井修復(fù)費用37.4萬元，治理成功766口，治理成功率91.3%。累產(chǎn)油48.1萬噸，累注水449.2萬立方米，恢復(fù)產(chǎn)能65萬噸，恢復(fù)地質(zhì)儲量5272萬噸，恢復(fù)可采儲量1192萬噸，恢復(fù)水驅(qū)控制儲量3486萬噸，恢復(fù)了部分單元的注采井網(wǎng)，進一步增強老油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。