遼河油田井筒完整性調(diào)研與分析

王希芹（中國石油遼河油田分公司金海采油廠，遼寧 盤錦 124010）

遼河油田井筒完整性調(diào)研與分析

王希芹（中國石油遼河油田分公司金海采油廠，遼寧 盤錦 124010）

經(jīng)過多年開發(fā)，目前，遼河油田套管損現(xiàn)象非常嚴(yán)重，套損停產(chǎn)井占總停產(chǎn)井的30%，且每年將會(huì)增加200多口新的套損井，嚴(yán)重制約油田開發(fā)。為了了解遼河油田套損具體情況，為下步套損治理提供科學(xué)依據(jù)，調(diào)研了目前遼河油田井筒現(xiàn)狀，并對井筒完整性進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，找出套損因素，對于對遼河油田套損井的治理和稠油的開發(fā)具有重要的意義。

遼河油田；井筒完整性；套管損壞；稠油

油氣開采離不開井筒，井筒完整性對于油氣井的安全生產(chǎn)意義重大。一旦破壞了油氣井的完整性，例如層間竄流，就極有可能會(huì)導(dǎo)致災(zāi)難性的后果。遼河油田以稠油為主，蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐、火燒油層等熱力采油技術(shù)近年來發(fā)展成熟，成功應(yīng)用于遼河油田各稠油區(qū)塊的開發(fā)。但由于熱力采油技術(shù)的特殊性，加之地質(zhì)因素和工程因素的影響，熱采井腐蝕和變形嚴(yán)重，每年將有近200多口新套損井出現(xiàn)，嚴(yán)重影響了遼河油田的穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)[1]。為了解決上述問題，深入遼河油田井各個(gè)采油廠，查找大量地質(zhì)、井深結(jié)構(gòu)和修井資料，了解目前區(qū)塊筒完整性狀況，為下一步預(yù)防、治理井筒損壞方案的制定，提供合理化建議，為遼河油田降低增效做出貢獻(xiàn)。

1 遼河油田井筒完整性情況

調(diào)研分析了遼河油田沈采、高采、歡采、錦采、興采、茨采、遼興、曙采等采油廠30個(gè)區(qū)塊的4000多口生產(chǎn)井、注水井的套損現(xiàn)狀，并進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析。

1.1 井別

統(tǒng)計(jì)調(diào)查，自2000年至今遼河油田套損井?dāng)?shù)2980多口，占停產(chǎn)油井?dāng)?shù)的35%。套管損壞主要發(fā)生在油井套管，占整個(gè)套損井?dāng)?shù)的94%。

1.2 套損類型

統(tǒng)計(jì)分析，遼河油田套管損壞類型主要為變形、錯(cuò)段、和漏失，其中以套管變形為主，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)見表1。

表1 井筒完整性套損類型分布

1.3 套損油品

統(tǒng)計(jì)分析，從油品上來看，稠油開采井套管損壞概率較高，其次為超稠油和稀油。

1.4 損壞周期規(guī)律

對多個(gè)區(qū)塊熱采吞吐3輪到6輪套損井情況統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，套損發(fā)生時(shí)間平均為1.4年，周期為4.74周。隨吞吐輪次增加，單井套損程度加重。

2 井筒完整性損壞的主要原因

導(dǎo)致油水井套管損壞的原因很多，對于具體的一個(gè)油田或一口油水井來說，其中某類因素很可能起主導(dǎo)作用，其它為次要因素，而更多則是這些因素綜合作用的結(jié)果。對遼河油田套管損壞情況調(diào)研分析發(fā)現(xiàn)，影響井筒完整性的主要原因主要有以下幾個(gè)：

2.1 熱應(yīng)力作用

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?yàn)槟壳盁岵删坠茏畲笤试S溫度為204℃～220℃，而遼河油田注蒸汽的平均溫度在320℃左右，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了套管耐溫強(qiáng)度，在高溫作用下彈性模量、屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度均會(huì)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(huì)產(chǎn)生疲勞裂紋、壓縮變形、泄漏或者脫扣[2]。

2.2 油層出砂

造成套管損壞的第二個(gè)原因是油層出砂，坍塌性出砂影響更大，因?yàn)橛蛯哟罅砍錾昂髸?huì)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(shí)以及地層下沉都將會(huì)使得套管發(fā)生擠毀、彎曲、壓縮、剪切等破壞。

2.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不合理

造成套管損壞的第三個(gè)原因是井深結(jié)構(gòu)不合理。目前，國內(nèi)各油田在設(shè)計(jì)套管時(shí)，都是假設(shè)外擠壓力均勻分布在套管上，在此條件下計(jì)算套管抗擠強(qiáng)度的，也就是說按靜水壓力分布規(guī)律來計(jì)算有效外擠壓力的。但是，實(shí)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(shí)的抗擠強(qiáng)度小得多。

2.4 射孔

造成套管損壞的第四個(gè)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(shí)，幾十發(fā)射孔彈瞬間爆炸，在套管壁上將會(huì)產(chǎn)生巨大沖擊作用，深孔段和非射孔段交界處產(chǎn)生強(qiáng)烈應(yīng)力集中，會(huì)發(fā)生劇烈蠕動(dòng)變形，造成套管抗擠壓強(qiáng)度降低。另外，射孔密度不合理也會(huì)造成套管強(qiáng)度降低。

2.5 酸化壓裂

造成套管損壞的另一個(gè)原因是酸化壓裂。油田開發(fā)到后期為了提高采收率，需要酸壓來增大油流面積，溝通深部高深頭層。酸化能夠解除近井地帶污染，但是溶解作用的同時(shí)會(huì)造成溶洞，加之壓裂產(chǎn)生地層裂縫都會(huì)使套管周圍不均勻受力，局部應(yīng)力集中，導(dǎo)致套損。另外壓裂壓力必須超過地層破裂壓力才能使地層產(chǎn)生裂縫，由于地層非均質(zhì)性，壓裂時(shí)地層受力也會(huì)不均；再者，由于地質(zhì)復(fù)雜性，導(dǎo)致壓裂方向偏離設(shè)計(jì)的話，不可避免的發(fā)生注入水進(jìn)入泥巖層，黏水化膨脹也會(huì)使巖層受力不均，加快套損[3]。

3 遼河油田井筒完整性預(yù)防及治理措施

針對油田熱采井筒完整性損壞嚴(yán)重的現(xiàn)狀，提出以下建議：

射孔井段下入強(qiáng)度高，壁厚的TP100H、P110套管；生產(chǎn)過程中，做好出砂預(yù)防工作，保護(hù)好水泥環(huán)；合理調(diào)節(jié)生產(chǎn)制度，避免油層發(fā)生坍塌性出砂；優(yōu)化注汽參數(shù)，降低壓差、汽竄、腐蝕對套管的損害；優(yōu)化封隔器卡封位置和伸縮管長度以及提高注汽管柱質(zhì)量；加強(qiáng)作業(yè)監(jiān)督，保證工程質(zhì)量。

針對套管損壞情況，遼河油田近年來攻關(guān)并完善了以下套管修復(fù)技術(shù)：開窗側(cè)鉆技術(shù)；液壓整形技術(shù)；套管補(bǔ)貼技術(shù)；定點(diǎn)取換套技術(shù)；無接箍加固尾管懸掛技術(shù)、膨脹管懸掛技術(shù)。但是仍不能滿足火驅(qū)井、吞吐井等高溫、腐蝕套損修復(fù)的需求，下一步需要優(yōu)選耐腐蝕、抗高溫的材料，研究套損預(yù)防技術(shù)，提高油井管的有效利用率，降低采油成本，為遼河油田降本增效和持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

4 結(jié)語

通過對遼河油田井筒損壞情況的調(diào)研，綜合各方面資料，統(tǒng)計(jì)了套損的各種類型，分析了套損的主要原因，建議進(jìn)一步研究新型、耐腐蝕、抗高溫材料，為遼河油田降本增效、增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支持。

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

[2]張智，周延軍，付建紅等.含硫氣井的井筒完整性設(shè)計(jì)方法[J].鉆井工程，2010，30(03):67-69.

[3]林英松，馬英敏，黃名召.高酸性條件下井筒完整性研究進(jìn)展[J].內(nèi)蒙古石油化工，2012，22(17):4-6.