稠油热采井小套管修套技术

河南油田采油二厂

稠油热采井小套管修套技术

宋萍萍 袁秀丽 王东峰 陈涛 张建华 白新潮河南油田采油二厂

结合稠油热采井套损特点、措施挖潜类型及井筒技术状况，开发配套了小套管修套及相关配套工艺技术。该技术具有工艺简单，套损治理彻底，综合成本低，有效期长等优点。河南油田稠油热采井小套管修套技术配套应用了Ø101.6mm无接箍小套管，在小修装备条件下提高了套损井修复率；应用化学堵剂固井，提高了固井质量；通过优化小套管下入深度，实现套损治理、预防、层段封堵一体化，提高了套损井修复率，降低了套损井修复费用。该油田现场应用小套管修复套损井62口，工艺成功率100%，阶段累计产油38223t。

稠油油田；热采井；套损；小套管；修复技术

河南稠油油田蒸汽吞吐开发是主要的开发方式，经多轮次蒸汽吞吐后，油井套管损坏严重。套管损坏类型主要有错断、漏失、变形三种，其中套管错断井约占套损井总数的60%。针对热采井套管损坏问题，配套了套管补贴技术、化学封堵技术，但这两项技术均有局限性。结合稠油热采井套损特点、措施挖潜类型及井筒技术状况，开发配套了小套管修套及相关配套工艺技术，实现套损防治及套损防治炮眼封堵一体化。该技术具有工艺简单，套损治理彻底，综合成本低，有效期长等优点，目前已成为套损井修复的主要工艺技术。

1 小套管修套工艺技术

1.1 工艺原理

在小修装备条件下，用小于油层套管尺寸等级的小套管下入井中，悬挂小套管，从小套管内挤注热采井固井水泥浆或化学堵剂封堵套损处，并使固井水泥浆或化学堵剂充满原油层套管与小套管之间的环形空间，候凝后下螺杆钻去除小套管内残留灰塞，形成一个全新井筒，实现套损封堵及小套管密封加固，达到治理套损的目的。

1.2 选井条件

根据套损井控制储层开发的动、静态资料，在充分考虑挖潜增产效果、恢复储量及经济效益等诸多因素的基础上，按照以下原则进行选井；①地质潜力较大，储层应有较多剩余可采储量；②多点套损或单点套损但区块呈多点套损特征；③套损处通径或经过磨铣修整后的通径达到101.6mm以上；④经济评价有效。

1.3 小套管尺寸确定

综合考虑套损处通径、固井水泥环厚度、采油工艺配套等因素，确定下入小套管尺寸。选型上优选较大尺寸小套管，以便做到修复后井筒通径尽可能大，为后期作业提供便利条件。根据Ø177.8mm套管套损后的通径大小，小套管选型先后顺序为：Ø127mm（有接箍套管）、Ø127mm（无接箍套管）、Ø114.3mm（无接箍套管）、Ø101.6mm（无接箍套管）；5⅟2″套损井小套管为Ø101.6mm（无接箍套管）。

1.4 小套管悬挂位置确定

小套管悬挂位置有顶部悬挂和中间悬挂两种，顶部悬挂位置在井口，中间悬挂位置在套损点上部某处。中间悬挂需配套套管悬挂器，施工工艺复杂，操作难度较大，费用高。井口悬挂只需配套环形钢板，施工工艺简单，费用低。结合稠油油藏埋藏较浅（80～600m），套损位置大多分布在100～400m井段的特点，采用顶部悬挂，即小套管悬挂位置选在井口。

1.5 小套管下入深度确定

初期小套管下入深度设计为套损点以下20～30m。随着开发的深入，部分区块油井呈多点套损特征，且存在个别套损井修复后小套管鞋下部的原油层套管再次发生套损现象。热采井套损位置大多分布在套管接箍处，为做到防、治兼顾，小套管下入深度设计为套损点或潜在（漏失增封堵井段）套损点以下；套损点下部有裸露炮眼需永久封堵时，设计小套管下入深度时将裸露炮眼作为套损点进行综合考虑；根据套损位置、措施作业类型及井筒结构特点综合确定小套管下入深度，做到套损治理与预防并举，套损治理与层位封堵兼顾。

2 小套管修套相关配套技术

2.1 固井技术

2.1.1 小套管扶正技术

为解决小套管贴壁问题，采取小套管扶正技术，使小套管居中，以提高固井质量。在套管柱套损点附近及油层段的上、下安装扶正器，井斜情况适当考虑，其余部位每3根套管安装1个扶正器。

2.1.2 水泥浆固井技术

小套管固井必须适应和满足蒸汽吞吐的开采方式，注蒸汽时固井水泥环要承受300℃以上的高温，常规水泥浆无法满足热采井蒸汽吞吐的要求。结合小套管下入深度和开采方式，固井水泥浆采用具有低温下快速凝结及水泥石抗高温（在高温条件下强度不衰退，水泥环不发生破坏）特点的热采井固井水泥浆。

2.1.3 高强度可解纳米堵剂固井技术

当套损处漏失量较大或套损处上、下部有亏空裸露油层需封堵时，固井水泥浆因滞留性能较差，无法返至地面，此类井固井应选择高强度可解纳米堵剂固井。该堵剂在套损处或封堵层近井地带快速吸附交联形成三维网架结构，阻止固相颗粒远距离运移，后继堵剂在压差作用下经网架结构滤失掉自由水，从而不断密实网架结构形成高固相富集带的封堵层，并在井下温度、压力的作用下快速形成具有一定承压能力的封固体以封堵套损处及需封堵的层。该堵剂既可返至地面，同时又大大降低了封堵剂用量。

2.2 抽稠泵举升工艺技术

小套管固井后井筒内径大幅度减小：Ø127mm套管内径为112mm，Ø114mm套管内径为103mm，Ø101.6mm套管内径为88.3mm。套管通径小，下入管柱直径受到限制，必须采用特殊的管、杆、泵组合。适合Ø114mm、Ø101.6mm套管的油管规格为Ø60.3mm油管，内径为50.9mm。为加大抗拉安全系数，减少管、杆断脱事故，选用钢级为N80平式油管，其丝扣抗拉负荷达20.38t，最大下入深度为1980m，可以满足强度要求。抽油泵选用Ø44mm/32mm抽稠泵，该泵最大外径为70mm，泵筒外径为58m，最大冲程3.6m，泵常数1.09，有液压反馈力，上提柱塞可实现注汽，满足稠油热采井注采一体化需要。抽油杆选用Ø19mm抽油杆。

2.3 深穿透射孔工艺技术

目前现场使用的小直径射孔枪型有YD89和YD73两种。现场试验证明，上述两种射孔枪采用相应深穿透射孔弹，可以满足小套管修套后Ø127 mm、Ø114mm、Ø101.6mm套管内双层套管射孔的需要。小套管射孔参数见表1。

表1 小套管射孔参数

3 现场应用及效果

河南油田稠油热采井小套管修套技术配套应用了Ø101.6mm无接箍小套管，在小修装备条件下提高了套损井修复率；应用化学堵剂固井，提高了固井质量；通过优化小套管下入深度，实现套损治理、预防、层段封堵一体化，提高了套损井修复率，降低了套损井修复费用。该油田现场应用小套管修复套损井62口，工艺成功率100%，阶段累计产油38223t。

4 结语

（1）小套管修套技术工艺简单，成功率高，有效期长，可有效解决热采井套损治理问题。

（2）应优化小套管下入深度，使套管损坏预防关口前移，这样可减少因套管再次损坏而造成的产量损失和大量的修复费用，达到预防和治理双重功效，并延长油井使用寿命。

（栏目主持 樊韶华）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.074