高含硫套变井油管内衬加固技术

＊王 希

（中国石油天然气股份有限公司西南油气田川东北作业分公司 四川 610000）

伴随着我国油田事业的现代化发展，我国的油田勘探、开采作业如火如荼地进行，多个大规模油田的开发，不仅满足了基本的石油资源需求，更是创造了巨大的经济和社会效益。但一些油田开发作业中遇到了高含硫套变井的开发难题，因为套管损坏，油管的生产通道难以符合正常开发的现实需求，硫化氢泄露和安全风险导致正常的开采作业难以进行。针对高含硫套油管问题，在开采作业中应该做好内衬加固，根据现场的情况选择最佳的加固方式，保障安全、高效的开发作业。

1.油田基本情况

以某油气田为例，在该气田平面上分布有大范围的盐层，气藏构造剖面上的盐层沉积厚度非常大，由于此处处于地震频发地段，当发生地震灾害以后，盐岩层会伴随着蠕变，这一现象加剧了气田套管的损坏。根据井径测井的相关数据，发现其套管变形问题非常严重，变形呈现出连续性的特征，各种变形更多地表现为椭圆状[1]。经由专业人员对套管的连续监测，发现在当下的条件下，套管持续变形未得到有效的控制，如果这一变形得不到有效的控制，油管生产时的通道变得窄小，甚至有时会面临严重的堵塞问题，这些现象使得在开采作业进行时，存在着套管和有关错断、密封失效、硫化氢泄露等风险加剧。

2.套变原因分析

(1)地层上覆泥岩水

以该油气田为例，此处的套管损坏和套变问题多是由于在开采作业进行时注水压力不断提高所造成的。当下的油田开采作业中，平均注水为9.5MPa，根据现场情况分析，超过此压力的总共有228口径，因为注水井的压力不断提高，为维持正常的开采作业，干线压力也要同步增大，这种情况下，注水井压力呈现出不均匀的分布条件，单层突进的问题难以避免，当水窜入上覆泥岩以后，隔层泥岩吸水现象的出现，也就大大改变了泥岩的力学与应力状态，泥岩蠕变与滑动使得套管受到了巨大的挤压作用力或者剪切力，也就增大了变形概率[2]。

(2)层间压差大，地应力分布不均匀

在该气田的水驱油环节，砂岩岩层胶结物的性质特殊，可能面临着吸水膨胀和水解的特性。结合现场调查，50口吸水剖面中，有9口井油层纵向呈现出非均质的特点，根据厚度分级，在2m以上的油层占据了大约47.8%，从渗透率分级来分析，0.3mm2以上的油层占据了44.5%，各个油层的层间渗透率级差最大为49，最小仅仅为6.5，层间矛盾尤为严重。

3.内衬加固管设计

(1)选材及尺寸设计

针对该油田投产时所掌握的材料腐蚀实验评价结果、气井压力、温度、流体性质等基本信息，在内衬加固技术的选择过程中，应充分考虑工程现场的相关参数，来选择最佳的加固技术。内衬加固材料的选择极为关键，通过多个角度的分析，镍基哈氏合金TP125-G3材料在内衬加固方面的优势非常突出[3]。因为这一加固材料的抗外挤强度相对较好，完全可以达到200MPa以上。根据现场MID-S测井结果，考虑在沉井后是否存在持续变形的风险。在现场的内衬加固设计和处理时，专业人员应根据管材抗外挤压力公式情况，最终在内衬加固施工时，选用的是内径24mm、外径（38-44.5mm）型号的内衬加固管。

(2)内衬管冲蚀、节流和积液模拟分析

①冲蚀分析

伴随着开采作业的进行，因为在油管内伴随着高速流体的产生，高速流体的存在可能会对管壁和井下工具形成一定的冲蚀作用，如果该冲蚀作用相对明显，此时的流速就是冲蚀临界流速。根据最新研究，美国石油学会的相关专家提出了关于两相流管道中的冲蚀临界速度的相应标准。通常情况下，根据油田作业的实际经验，如果针对的是没固体颗粒的流体，一个相对保守的取值为连续流与间歇流分别为C=100、C=125。如果在油管开采作业的进行过程中，已经明确了油管基本不存在腐蚀的威胁，或者使用的是缓蚀剂或者防腐蚀合金材料，连续流C的取值保持在150～200之间，而间歇流最好保持在250左右。如果存在固体颗粒的产生现象，临界冲蚀流速将有所减小，这种情况下，一般应根据工况条件的具体特征，来进行C值的科学选择[4]。在冲蚀分析的过程中，利用Pipesim软件可以有效对内衬加固以后的冲蚀情况加以全面模拟，内衬加固处理以后，不同产量下内衬管的冲蚀情况分析可以在该软件中模拟获得，经由最终的模拟分析结果，得到最佳的配产保持在10×104m3/d左右最佳，这种配产条件下，基本上不会伴随着明显的冲蚀问题。

②节流压降分析

为实现对节流压降的准确分析，在设计的分析处理过程中，应利用管流计算模型来完成，在专业的模型中，经由不同配产时气井井筒压力剖面的模拟，也就可以指导实际的开采作业。根据现场的模拟结果，当配产为5×104m3/d的条件下时，所获得的节流压差为0.17MPa；当配产为10×104m3/d时，节流压差为0.32MPa；当配产为15×104m3/d时，节流压差保持在0.63MPa左右[5]。根据这些模拟结果，如果内衬管处的节流压差相对较小，也就意味着此处的节流现象相对不明显，节流压差和节流现象的产生存在着紧密的关系。

③携液能力分析

凝析水气井中伴随着大量积液的存在，在积液形成的同时，因为天然气资源的性质相对特殊，在井筒上部达到露点以后，天然气会大量滞留。一旦在资源开发过程中，气井流量降至液体难以滞留的情况下，液体泡沫将会逐步崩落并落到井底，此时，井筒下部的压力梯度将伴随着这一系列的现象而呈现剧烈增大的趋势[6]。气井开始出现积液现象时，井筒内气井的最低流速就是气井携液临界流速，此时，其对应的流量就是携液临界流量。而如果开发作业进行时，井筒内的实际流速低于临界流速，气流无法及时将井内的全部液体排出。在液滴模型中，如果假定气体所携带的液滴呈圆球形的分布状态，在考虑了高速气流携带液滴变形因素的前提下，依据临界流速、产量公式，就可以准确获得相应的计算结果，依据最终的计算结果来辅助开采作业的推进。结合模型模拟分析，油管内下入内衬管以后，在同等的产量条件下，井筒过流面积减小就意味着流速的同步增大。

4.内衬加固管抗外挤能力试验

通常情况下，井下油套管承受着水平外挤压力，且此压力作用呈现出非均质的状态，在该油管内衬加固设计中，此油管短节规格为φ88.9mm×6.45mm×300mm，选用的是N80材质。内衬加固管短节为35CrMo材质，规格为φ40mm×8mm×250mm，在此基础上开展了相应的模拟分析。为获得切实可用的试验模拟结果，在试验开展时的夹持力在150kN以内的条件下，其油管不存在变形现象，在夹持力达到了150kN的情况下，油管开始出现了变形现象，在夹持力处于150～520kN之间时，油管抗外挤能力虽然有所增强，但是油管却存在着持续变形问题，在达到520kN时，油管变形开始接触内衬加固管，此时，油管抗外挤能力持续增强，当夹持力为890kN时，内衬加固管出现了变形威胁。

5.高含硫套变井增产措施

(1)全井暂堵压裂技术

在油井开采作业进行时，根据油井地质条件的分析和动态情况的掌握，如果全井存在严重的套变问题，且内通径在100mm以内，难以直接利用井下工具来完成分层压裂，全井段打开层数少、井段少、综合含水率偏低在505以内的情况下，可以利用这一处理技术，通过该技术的应用，油田开发产量有所增大。

(2)小直径封隔器压裂工艺

在开采作业进行的过程中，如果面临的是压裂层的改造，为达到最佳的改造效果，专业人员在作业实施中，应根据现场的具体情况调查，利用专业的井下工具来实施卡封。施工作业进行时，针对轻微套变、套变缩径在100mm以上的井段，可以选用小直径封隔器压裂处理的方式最为有效，选用φ102mm、φ95mm型号的封隔器最佳。根据这一工艺在油田中的应用效果，压裂一次成功率相对较高，累计增油达到了356t以上。

(3)深度调剖技术

因为在该储层现场存在高渗透层，正是因为这一分布条件，使得注水会直接沿着各个沉积单元的高渗透部位引起突进问题，这种条件下，薄差层的吸水情况减弱，上覆岩层出现坍塌的几率相对较高，对于套管抗拉强度疲劳部位，套管变形问题将难以避免，此时，如果采用常规的水驱方式，往往难以利用这一方式来进行厚油层内部结构的有效调整，为克服这一技术局限，选用聚驱油调剖技术更为合理。

6.结束语

近年来，我国油田行业进入了新的发展阶段，在现代化的发展过程中，一些油田企业在开展生产作业的过程中，往往会遇到高含硫套变井油管方面的问题，只有做好了内衬加固技术的科学利用，才能够保障现场生产作业的高效、有序进行，彻底解决高含硫套变井油管方面所存在的诸多问题，提高开采效率，实现油田增产。