坪桥区套损井治理工艺技术评价

李润虎 罗林军 朱建斌 宋君 黄明

摘要：随着油田开发的不断深化和强化采油措施的实施，地层流体场和压力场发生了显著的变化，各种因素导致套管状况不断劣化，出现了变形、破裂、穿孔等套管损坏问题。套管损坏会引起注采井网失调、剩余储量难以采出等问题，同时存在洛河层水体和地表环境污染风险，且带有突发性，安全环保隐患突出。本文通过对套损井的原因分析，并以此为依据对坪桥区套损井综合治理工艺技术进行了评价和总结，为今后套损井治理提供技术参考。

关键词：套管损坏;套损井;治理工艺

一、前言

安塞油田坪桥区开发时间长，受地层水腐蚀、地层压力系数高低不一对套管产生应力变形以及地层流体的微量元素对套管产生腐蚀，导致套损井逐年递增，套损井座封后导致油井产量下降、单井作业频次增加、表套返液以及安全环保问题较多。如何减缓油水井套管损坏速度，预防和延缓套损的发生，尽可能延长油水井的使用寿命，并对套损井进行有效修复，对于油田的稳定开发、经济效益等都具有重要的意义。

二、套管损坏原因及机理

引起套管损坏的原因很多，包括岩体本身物理或化学变化，岩体整体或结合面间滑动，管材质量，施工操作和开发管理不当等诸多因素。通过分析和查阅相关资料，概括套管损坏的原因主要有以下几种：

2.1钻井因素

主要包括井眼质量，套管层次与壁厚组合，管材选取和管体质量。目前已经认识到增加水泥返高度是抑制套管损坏的方法之一。固井质量差可使套管受应力加大，影响套管的承载能力。如固井水泥环缺陷角度为150度至180度时套管所受应力集中系数达到最大值，使套管的承载能力最大可以降低到原设计承载能力的一半。套管居中与偏心时套管所受的应力相关10%～15%，水泥环的有效应力相差0.2～1倍，套管不居中明显地降低了套管的承载能力。

2.2 地质因素

主要包括构造应力场（水平差应力值和应力剖面组合）、层间组合、岩层蠕变性能和泥页岩膨胀率，断层活动性及地层塑性流动等均可导致套管损坏。

2.3 开发因素

油田开发过程中长期高压注水或进行人工压裂等措施改造，引起地应力变化、地层滑动和断层活动等带来套管损坏。如地层出砂造成生产层段掏空，套管失去支撑;地层亏空较大造成的地层沉降;小修作业起、下管柱的磨损，重复压裂、酸化改造、带压作业以及二次射孔等带来的损坏。

2.4腐蚀因素

主要有高矿化度的地层水，硫酸氢根、SRB、硫化氢和电化学腐蚀等。

三、套损井治理工艺技术

通过对套损井的分析，从套管损坏的影响因素、规律和套变机理的研究中，提出从预防到治理、防治结合的整体工艺技术体系。

3.1预防措施

油水井套管治理坚持“预防为主、防治结合”的原则，从源头上做好对套管的保护措施，过程中防止和控制套管被损坏，从而最大限度的延长套管的使用时间，减少套损井的产生。

3.2治理措施

3.2.1封隔器隔采工艺技术

采用下封隔器封套破段的治理工艺技术，主要应用Y341封隔器、Y211封隔器和Y221封隔器隔采工艺，该工艺操作简单、成本低，但座封有效期短，对井筒结垢严重、套管腐蚀严重的井座封效果差，井筒状况异常以及封隔器失效等原因，导致单井作业频次增加，作业费用增加。同时座封后无法通过液面变化判断地层供液能力以及油井生产状况，座封后油井热洗、加药等工作无法开展，导致油井产量下降。

3.2.2二次固井工艺技术

二次固井工艺技术是通过套管上的漏点或射孔，将水泥注入套管与井眼的环形空间，形成新的水泥环，采取水力试压，不合格井重新挤注、试压，直至试压合格的套损井治理技术。

3.2.3化学堵漏工艺技术

化学堵漏工艺技术体系，主要是针对地层漏失严重井（验窜50方以上返不出，挤注压力< 10Mpa），采用前置隔断凝胶封隔漏失段及水层，再挤注微膨胀水泥，配套间断顶替，有效封堵漏失段，适用于对于浅层套损且漏失严重井。隔断凝胶综合排水率90%以上，循环剪切后黏度迅速恢复，触变性能优良，对于地层水隔断性能为G级水泥浆的3-5倍，能够快速建立承压段塞，阻止漏失，为封口水泥提供良好的胶结环境;微膨胀水泥稠化时间2-5h、48h抗压强度14-21MPa，固化后体积不收缩，可形成良好胶结界面。

3.2.4研发了套管开孔器

自主研发表套外反挤水泥装置，通过铰链套接在表套上，实施不动火密闭带压开孔，无需焊接闸门，形成控制压力和排量的表套外反挤技术，使上部套管水泥胶结中等以上。

反灌要求：从表套外反挤水泥，提高套管外环空水泥胶结质量。

施工参数：水泥用量按套管外环空容积计算，控制压力、排量防止挤漏浅层。

3.2.5配套水泥塞承留器

针对二固挤水泥时水泥塞面位置过高，增加占井周期的情况，配套试验了水泥承留器，有效控制水泥塞面，水泥塞面控制在漏点以上100-150m，减少磨钻工作量，降低后期磨钻工作量及水泥残渣等固井废物产生量，并实现分段挤注。

3.2.6套管内侧钻技术

侧钻工艺技术是在油水井的某一特定深度固定一个斜向器，利用其斜面造斜和导斜作用，用铣锥在套管的侧面开窗，从窗口钻出新井眼，然后下尾管固井的一整套工艺技术。

3.2.7永久封井

针对套管腐蚀非常严重，套损点比较多，无法再利用井，为避免表层套管腐蚀穿孔造成地表水污染，彻底消除安全环保隐患，需实施永久性封井，采用的主要工艺是全井段水泥封堵+水泥返高以上固井。同时根据井网需要打更新井。

四、结论与认识

1.套管腐蚀为外腐蚀和内腐蚀两个方面，主要为外腐蝕，受水泥返高低影响，浅层流体长期浸泡腐蚀，以1、2级损伤为主，满足二次固井承压要求。

2.针对套损井治理已经形成了以二次固井为主体的治理工艺技术体系，达到有效治理套损、恢复产能的目的。

3.二次固井（含化学堵漏）能提高水泥上返高度，固井成功井在漏点处胶结中等以上水泥环，且在延安组及洛河层以下有胶结中等水泥环，有效阻挡地层流体上窜。

4.形成了套管内试压、SBT水泥胶结测井固井质量评价方法。

参考文献：

[1] 姜守华.油井套损机理综述[J].国外油田工程，2001，1 7（12）：19～23，27.

[2] 刘合.油田套管损坏防治技术[M].北京：石油工业出版社。2003.2.

[3] 黄毓林，戴祖福.套管腐蚀的预防及治理工艺技术.石油钻采工艺，1995，17（2），76～80.