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青海油田套损现状及综合治理技术

发布时间:2016-11-14 21:27:57 浏览:456 次 字体大小: | |

    摘要:油气勘探开发过程中,经常因套管磨损、腐蚀、射孔、地层塑性变形等原因而出现套管损坏或因水层严重出水,造成油气产量下降,产层伤害,甚至导致油气井报废。本文针对青海油田的套损问题,讲述了套损现状并进行了套损机理分析,提出了有效的防治方法,总结出了一套行之有效的综合治理技术。

    关键词:青海油田 套管损坏 现状 综合治理 修复技术

    随着青海油田开发时间的延续,以及注水、酸化压裂等增产措施的实施,使得套管损坏情况越来越严重。为了减少或避免套管损坏的进一步加剧,解决套损技术难题,青海油田先后开展了套损井的调研和综合治理工作,取得了一定成效,使一批老井和套损井恢复了生机,为青海油田的增储上产做出了贡献。

    一、青海油田套损现状

    2006年,青海油田钻采工艺研究院专门对全油田的套损情况进行了调研,数据显示:青海油田共有套损井280口。套管损坏的主要形式有:变形、挤毁、缩径、错断、脱扣、腐蚀以及磨损等,详细统计见表1和图1。

    表1    青海油田套损数量及损坏形态统计

青海油田套损数量及损坏形态统计

套损数量趋势图

    图1    套损数量趋势图

    1.尕斯油田N1-N21油藏套损情况

    据不完全统计,尕斯油田N1-N21油藏共损坏油水井94口。其中油井59口,占62. 8%。注水井35口,占37. 2%。由此可见该油藏的套损情况非常严重。该油藏的水井不少是由于油井转注的,转注后发生了损坏。套损形式以错断、变形、缩径、破裂为主,在94口套损井中,所占比例见表2。

    表2    尕斯油田N1-N21油藏套损数量及损坏形态统计

尕斯油田N1-N21油藏套损数量及损坏形态统计

    2.尕斯油田E31油藏套损情况

    尕斯油田E31油藏共损坏油水井55口。其中油井44口,占套损井总数的80%。注水井11口,占20%。套损形式以错断、变形、缩径为主,在55口套损井中,所占比例见表3。

    表3    尕斯油田E31油藏套损数量及损坏形态统计

尕斯油田E31油藏套损数量及损坏形态统计

    3.跃进二号油田套损情况

    截止到2005年8月,跃进二号油田共有69口油水井套管发生了不同程度的损坏。套损形式主要为错断、变形和缩径。从井壁超声电视测井成果图分析,有些套管损坏是由于腐蚀引起的。在69口套损井中,各种损坏形态所占比例见表4。另外可以推断,如果再进行更多的成像测井,可能会发现更多的腐蚀问题引起的套损井数。

    表4    跃进二号套损数量及损坏形态统计

跃进二号套损数量及损坏形态统计

    4.花土沟油田套损情况

    花土沟油田共有40口油水井发生了套损,各种损坏形态所占比例见表5。

    表5    花土沟油田套损数量及损坏形态统计

花土沟油田套损数量及损坏形态统计

    5.七个泉油田套损情况

    七个泉油田有12口井发生套损。套损类型以套管缩径为主。水井先发现套损,油井后发现套损,以构造高部位为主。套损井特征:(1)油田套损发生的时间:注水开发油田套损井发生在油田注水开发以后,非注水开发的油田和区块套损井发生很少,注水以前没有发生套管损坏,但注水以后出现套损且数量急剧增加,可见该油田套损井与油田注水有直接关系。(2)套损井集中在断层附近:①根据国内外油田套管损坏井统计资料看,钻遇断层的井和断层两侧的井套管损坏比例较高,七个泉油田套管损坏井平面明显集中在断层附近。②套管损坏井在构造高点处及翼部地层倾角较大的区域发生多,七个泉油田套管损坏井平面分布在构造高点多而集中,占统计井数的83%。(3)套损井在井深剖面的分布规律,从统计表6可以看出:①套损井深度在500~1300m的范围内,以500~1000m内居多;②套管损坏点位置几乎都在泥岩;③套管损坏点位置几乎都在未射孔段;④井越深,套损程度越严重。

    表6    七个泉油田套损井统计表

七个泉油田套损井统计表

    6.狮子沟(浅层)套损情况

    套管损坏以套管缩径为主,全都为油井。其特点是成片,以构造北翼为主。套损井统计见表7。

    表7    狮子沟油田套损井统计表

狮子沟油田套损井统计表

    7.乌南油田套损情况

    乌南油田2004年和2005年分别发现乌4-5和乌5-4两口井套损。套管损坏形式主要是变形。

    二、青海油田主产区块套损发生的主要原因

    1.尕斯N1-N21油藏套管损坏主要与油藏的注水特点有关

    套损主要由三种载荷造成:一是水井周围的泥岩在高压注水的情况下进水软化,加速蠕变挤压套管;二是由于油层属于中孔隙中低渗透油层,在孔隙压力下降的情况下,骨架收缩变形,同时由于油藏层系复杂,油层和非油层互相交错,各层由于注采不平衡造成的骨架变形不同步,不均匀,高压注水使水井周围的泥岩从砂岩中吸水软化,地层层间产生剪切滑移,使套管产生错切变形。再加上岩石含水增加,强度下降,加剧了地层的剪切滑移和蠕变;三是地层孔隙压力下降,部分垂直地应力转移到套管上,使套管受到附加的轴向压缩和径向挤压。

    当然还有一些其他因素如各种作业,套管本身质量以及固井质量存在问题、腐蚀等,但主要是上述三个因素。因此我们认为尽管地层中大量存在的黏土矿物如伊利石、蒙脱石、伊蒙混层比较亲水,会对套管的挤毁有一定的作用,但不是主要因素。

    2.尕斯油田E31油藏套损

    随着油田的不断开发,注水压差的不断加大,注水使地层应力集中在井壁上是造成该区块套管损坏的一个主要因素。另外压裂、酸化等措施的频繁实施造成套管接箍和螺纹部位以及固井质量差的井段套管损坏加剧。油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀,有部分井因多次进行酸化施工,从而加快了套管的腐蚀速度,使套管穿孔、漏失。应力腐蚀开裂( SCC)也是该油藏个别井套损的一个原因。如跃21井Φ139.7 P110油层套管接箍破裂。该井1981年8月25日完井,井深3900m。1983年底和1984年初两次放喷正常,1985年3月26日发现该井油、技套管环形铁板刺坏约40mm口子。磁定位测井发现498.12m处Φ139. 7mm套管接箍断裂错位,断距1m。取出套管50根,发现51#套管从接箍处脱扣,原因是接箍纵向破裂。分析认为,套管接箍属于应力腐蚀破裂。其中原因之一是接箍屈服强度偏高(超过API标准规定上限),外表面金相组织及晶粒粗大,并存在脱碳层,增加了材料的脆性及腐蚀裂纹源产生机率。

    3.跃进Ⅱ号套管损坏主要原因

    (1)射孔段注采不平衡,导致井眼周围地应力发生突变,或上下盖层与储层界面产生滑移剪切。

    (2)腐蚀性介质引起局部的点腐蚀从而引起套管局部强度降低,使得套管变形直至损坏。

    (3)注水窜入断层,导致断界面滑移(如图2所示),引起套管错断。

注采不平衡、注入水窜引起套管剪切破坏

    图2    注采不平衡、注入水窜引起套管剪切破坏

    (4)射孔降低了套管的强度。

    (5)断层下沉引起套管受拉而缩径变形、破裂(如图3所示)。

正断层下滑引起套管缩径、破裂和错断

    图3    正断层下滑引起套管缩径、破裂和错断

    三、青海油田套损井综合治理技术

    青海油田套管损坏防治下步工作思路主要是:坚持“预防为主,防修结合”的方针,在加强套管损坏的预防工作和套损机理研究工作的同时,进一步提高大修井措施的针对性。工作重点:加强注水管理,稳定注水压力,提高注水水质。同时,要加强注水井的黏土防膨工作,进一步完善注采井网,作好套管的防腐保护工作等。

    1.青海油田防止套管损坏的技术措施

    为了防止或减少套管错断或变形事故的发生,下步宜采取如下技术对策:

    1)加强入井套管的检查验收工作

    在下套管过程中,严禁不合格的套管人井,并严格按照下套管操作规程工作,抹好套管密封脂,按标准扭矩上紧螺纹,避免人为因素造成套管错断。

    2)制定合理的注入水标准、压力与注、卸压速度

    对地层水和注入水进行水质化验,严禁可能使地层发生水敏(泥岩吸水膨胀)的外来水进入地层。如在注入水中加防膨胀剂等。跃进二号东高点油田通过室内实验评价,优选推荐使用黏土防膨剂PTA-1,加量为1.5%。采取隔氧、杀菌等措施提高水质,防止注入水腐蚀套管。

    另外,为了改变注水井套管的受力状况,应做好转注等方面的工作。根据不同地区的油层破裂压力,确定合理的注水压力,努力做到既能改善低渗透油层的注水状况,又能有效防止套管损坏。注水井作业前应逐步关井降压8~24h,作业后应逐步恢复注水,杜绝瞬时猛开猛关。新井转注要分步到位,严禁超压超注。

    3)加强防砂工作

    在跃进二号地区加大防砂力度,开展防砂试验和研究工作,以免产生井壁掏空的现象。在油田投入开发后,随着采油的继续,油层段出砂严重,在套管周围出现掏空。由于长期开采,地下压力亏空,地层下沉,套管柱承受着油层上部的岩层压力,致使套管柱受压,出现弯曲变形。因此,在设计油层套管时,要对套管柱进行稳定校核,并充分考虑到掏空引起弯曲变形的可能性,给出足够的失稳余量,提高套管刚度,加强壁厚是预防套管弯曲的主要途径。

    4)在易套损区块调整套管强度和壁厚

    按服役过程的非API载荷工况设计新井套管柱。目前国内外进行套管柱设计基本上是按固井时套管所受载荷考虑的,而实际上套管在服役的过程中由于注水和采油生产的进行,套管周围的局部地应力发生变化,作用在套管柱上的载荷要大于固井时的载荷,同时由于压裂、酸化、起下管柱等各种作业的进行,套管本身的强度受到影响,往往使得套管强度不能满足使用要求。因此进行套管柱设计必须考虑套管服役时所承受的载荷。油田注水井全部使用139.7mmP110高强度套管,普通开发井在油层部位和易套损井段使用177.8mmP110*10. 36TP110TT高抗挤套管,抗挤强度达80MPa。

    5)做好酸化、压裂施工设计

    对需要进行酸化、压裂的井,在施工井段上部应下井下封隔器,最好选取固井质量好、套管壁厚大的井段进行施工。另外,控制合理的施工压力,不得超过套管的额定抗内压强度。

    6)对套管采用阴极保护

    为避免套管接触到周围的腐蚀介质而遭受腐蚀,导致管壁变薄,引起强度减弱,从而产生穿孔、断裂、变形等现象,应对套管采取阴极保护措施,在今后油田开发的注水井套管中,都应当积极推广使用套管阴极保护技术;尤其在跃进Ⅱ号油田、尕斯中浅层油田等套管腐蚀严重的区域,结合防止套管损坏的其他技术措施,可以有效延长套管的使用时间,提高油井的寿命。

    对于新钻井的套管防腐技术主要包括提高固井质量以改变地层水的腐蚀对象、选用耐腐蚀性能好的套管材料、采用阴极保护等。提高固井质量是将地层水及微生物对套管的腐蚀转嫁为对水泥环的腐蚀,以期延长套管的使用寿命。阴极保护是20世纪30年代在工业上获得的一项新技术,由于它具有经济、性能可靠、效果好等优点,发展较快。我国石油工业运用此项技术已有三十多年的历史。其技术原理就是将需要保护的设备作为阴极,通过阳极向阴极不断地提供电子,使用结构简化,进而在结构表面富集电子,使其不易产生离子,从而大大减缓腐蚀速度发生。套管阴极保护包括外加电流阴极保护和外挂阳极的牺牲阳极的阴极保护两种保护形式。外加电流阴极保护适用于新开发的新井,也适用于正在服役的老井。而牺牲阳极保护在新井上使用效果更好。

    通过对跃进二号和尕斯油田套损井的调研发现,两个油田均存在着不同程度的套管腐蚀。腐蚀会降低套管的强度,导致套损发生。为了避免腐蚀造成套损,我们筛选了几种套管防腐方法,最终选用了长庆油田工程技术研究院研究的牺牲阳极保护套管法,预计可以延长套管寿命5~8年。从2005年4月进行现场试验以来,我们共进行了6口井的现场试验,均为注水井。其应用情况见表8。

    表8    2005年Φ139.7套管牺牲阳极防腐应用情况

2005年Φ139.7套管牺牲阳极防腐应用情况

    说明:每5只阳极算一组。

    由于6口井均刚试验结束时间不长,其效果还有待于跟踪分析和检验,我们已对这6口井建立了档案,及时跟踪。

    7)通过特殊固井工艺

    由于作用在套管上的最大载荷是地层错切滑移,可以通过在固井过程中采用特殊工艺和工具使得在套损易发层段不封固,让出套管外环空使得地层滑移后套管位移减小以降低该项载荷。由于井眼直径为215.9mm,套管直径为177.8mm,环空半径为19.05mm,因此采用此项工艺可使套管的错切位移减小19.05mm,可大大降低套管载荷。

    8)提高固井质量

    造成套管损坏的重要因素是套管周围的泥岩段在吸水软化的情况下加大了作用在套管上的蠕变载荷。而正是由于一些井的固井质量不好,胶结不良造成水窜使泥岩段进水。因此在新井的完井过程中应采用新的工艺提高固井质量,防止水窜以减小作用在套管上的蠕变载荷。固井质量不好的重要原因是套管在井眼中偏心,固井时可以在管外使用扶正器。为防止水窜,可以在油层上部使用地层封隔器。同时提高水泥环材料的弹性模量可以减小作用在套管上的蠕变载荷,因此应使用高弹性模量的水泥材料固井。特别是对于套损易发段及其以下深度的井段尤其应该考虑。

    9)通过调整井网增加水井数量提高注采比

    尕斯N1-N21油藏发生套损的起因是注水不足,因此解决注水问题以达到注采平衡是解决套损问题的关键。本油藏的油水井之比为127:39,而且地层的渗透率较低,造成注水困难。因此在不少水井损坏无法注水的情况下,应尽快更新水井,同时通过油井转注以增加水井数量,减小井距,加大注采比,而尽量不提高注水压力。

    10)通过生产措施提高地层的吸水能力

    目前尕斯N1-N21油藏有不少水井由于地层不吸水而难以注水。地层不吸水可能有两个因素造成的。第一,由于油藏的油层有大量泥质含量,泥岩吸水膨胀很容易堵塞通道。第二,由于本油藏属于弱胶结地层,地层孔隙压力降低后,岩石的有效压应力加大,同时岩石吸水后强度、弹性模量、内聚力降低,而波松比、内摩擦力角上升,因此岩石骨架很容易压实并发生塑性变形,骨架垮塌孔隙结构破坏,堵塞孔隙,造成地层不吸水。仅仅靠提高注水压力不是解决注不进水的唯一有效办法。应通过酸化、使用抗膨胀剂等生产措施提高孔隙的渗透率,解决地层吸水问题。

    11)稳定注水压力

    研究表明,套管损坏是由三种主要载荷(地层滑移、蠕变和孔隙压力变化)造成的,而地层滑移又是由于泥岩进水造成的。尕斯N1-N21油藏套损在1999年大量发生,而1999年注水压力上升为23MPa,该事实表明井口23MPa的注水压力会造成油层段的注入水向泥岩层渗透,在水井周围产生滑移面,造成大量水井套损。如果不控制注水压力或继续提高注水压力,每口水井周围的滑移面将继续扩大,地层的滑移量也将加大,会造成更多井套损。最严重的是,当该滑移面从水井扩大至油井时,即各水井周围各自独立的滑移面连片时,油井也将大量套损,且损坏位移也将很大,套管一般将错断,无法修复。此时位移与由于地层压差引起的位移反向相互抵消。

    12)定期对套管状况进行监测

    由于地下情况的复杂性,引起套管损坏的原因也是复杂的,防治套损应是一项长期坚持的工作,因此制定制度,结合生产井的作业情况,定期监测油藏各井的变形、腐蚀以及接箍泄漏情况,以利于及时发现问题,及时采取措施,防止产生更严重的套管损坏。

    13)加强射孔方案尤其是射孔参数优选,防止因不合理射孔造成套损

    射孔对套管损害的程度和射孔枪、射孔弹、套管支撑条件和套管性能等因素有关。大量研究认为,射孔弹中炸药的爆炸力只有5%~10%用于产生射孔孔眼,而剩下的90%~95%则用于产生损害套管和水泥环的震动力。此外,射孔参数也会产生一定的套管损害。

    14)加强钻井施工过程管理,消除套损隐患

    通过加强套管的检试供送,防止碰伤套管及螺纹;下套管施工中使用套管钳按标准扭矩上卸扣;钻井过程中加强对套管的保护,使用钻铤护箍等,也是防止套管损坏的有效措施。

    2.套损井修复技术

    套损井修复常用的技术方法主要有:套管打通道工艺技术、套管补贴加固工艺技术、取套换套工艺技术、其他套管修复工艺技术。

    1)套管打通道工艺技术

    (1)机械打通道工艺技术利用钻柱及配重钻铤传递动力,使冲胀整形工具、旋转碾压整形工具、旋转震击冲胀整形工具等产生上下往复式、旋转震击挤胀式动作,对变形或错断部位的套管作功。当整形工具做功足以克服或大于地应力对套管的挤压力和套管本身的弹性应力时,变形部位的套管则逐渐被冲胀、碾压、敲击而恢复径向尺寸,从而完成对变形或错断部位的套管整形修复。常用工具有:梨形胀管器、旋转碾压法整形器、旋转震击式整形器、偏心辊子整形器、四锥辊套管整形器等。

    (2)爆炸打通道工艺技术:又称燃爆整形,适用于机械整形无法实现整形的套损井。该方法是将适量的炸药药柱送到井内预整形复位(扩径)井段,利用炸药爆炸后产生的高温、高压气体及强大的冲击波通过套管内的介质(修井液、水或油水混合液等)作用在套损部位套管内表面上时产生的径向向外压力波,使套损井段的套管向外扩张,从而实现整形复位。

    (3)磨铣打通道工艺技术:在扶正管柱的作用下,利用铣锥强制磨铣套管弯曲变形和错断的井段,使套损段井眼轴线与全井的井眼轴线重合,为下步各种工艺技术的实施提供必要的条件,该方法适用于通径大于Φ50mm以上非坍塌的套管错断井和弯曲的变形井整形。

    2)膨胀管补贴技术

    随着油田开发后期的到来,套损井越来越多。而目前采用的常规大修技术满足不了套管损坏后的修复需要,钻采工艺研究院科研人员在收集调研国内外有关钻修井新技术后,发现膨胀管补贴技术在修补套损井方面具有技术先进、补贴后井眼通径变化小、使用寿命长等特点。随后积极筹备引进了该技术,并和井下作业公司技术人员进行技术交流,合作开展套损井的膨胀管补贴修复工作。到2008年底,已在采油一、二、三厂不同区块的10口井上进行了膨胀管补贴修复,使这些濒临关停的套损井重新恢复了生机,继续发挥套损井在油田高含水后期的生产潜力。膨胀管结构和补贴原理图见图4。

膨胀管结构和补贴原理图

    图4    膨胀管结构和补贴原理图

    3)取套、换套工艺技术

    取、换套工艺技术可完全恢复套管内通径,完井指标和新井相同,能够满足各种分采、分注措施的要求,是最彻底的一种套损井修复方法。

    4)套管其他补贴加固工艺技术

    对变形、错断的套管经整形扩径打开通道,捞出井内落物后进行加固修复有以下优点:一是防止套损井段再次变形;二是保持套管井眼有一基本通道;三是密封加固能防止套损井段进水成为成片套损源。目前常用的密封加固的方法有4种。(1)波纹管补贴加固工艺;(2)液压胀管补贴加固工艺;(3)小直径衬管加固工艺;(4)爆炸补贴加固工艺。

    5)套管内侧钻工艺技术

    对于油层套管损坏严重,应用上述修套方法无法修复或修复难度比较大的井,可利用套管内侧钻技术使油水井恢复生产。即在老井套管损坏部位以上的某一位置开窗,再配套钻具组合通过窗口钻出一新的井眼,钻达预定的目的层,然后下尾管固井的工艺过程。是一种投资少、见效快的套损严重井修复技术。

    四、结论

    (1)通过10口井的磨铣整形打通道、可膨胀管补贴工艺技术现场应用,恢复了这些油气水井的正常生产。在此之前,青海油田修井技术人员虽然对复杂套损井(错断、破裂、腐蚀穿孔)的修复方法进行过探索,但磨铣整形后没有修复,套损进一步严重的现状无法改变。通过膨胀管补贴工艺技术的引进,使磨铣整形打通道工艺技术得到了完美的延伸,即套损井得到了真正意义上的补贴修复。该技术在青海油田的成功应用,将对油田近280口套管损坏井的综合治理、油气的稳产上产工作发挥重要作用。

    (2)套损井数量对于老油田来说是一个动态数据;不断地修复也在不断地在发生。青海油田的套损井治理技术还在发展中,通过引进国内外油田新技术新方法,在治理过程中不断积累经验,相信油田的套损井防治技术会越来越完善,套损井数量增加的趋势将会大大减小。