长庆油田套损井综合防治技术

周妍,李震,甘宁,张峰

(中国石油集团测井有限公司测井应用研究院,陕西西安710077)

0 引 言

长庆油田是典型的“低渗透率、低压力、低丰度”的三低油田[1],主要探区位于鄂尔多斯盆地。中生界延长组作为主力产油层,在已开发的老油田中发生套管破损现象的井逐年增加[2],而这一增长呈现出逐年递增的趋势[3]。套管损坏容易造成注采井网失调、水驱动用程度降低及原油剩余储量难采出等问题,同时无法正常获取动态监测资料,进而导致措施及管理费用增加,对油田稳产和开发效益产生很大程度的影响[4-6]。套管在钻井和采油中具有非常关键的作用,用量较大,使用时间较长,因此,对套管安全稳定性提出了较高的要求;套管的耐用程度也直接关系到油田是否能达到长期稳定高产[7],因此,油田生产过程中套管的腐蚀问题亟待解决。本文针对套损井的具体情况,提出了一套套损井综合防治技术,对油田稳产和长期高效开发具有重要意义。

1 长庆油田套损现状及危害

1.1 套损井现状

从1978年长庆油田出现了第1口套损井岭1井以来,截止2018年,共有套损井2 455口,其中套破采油井2 047口,套破注水井408口。目前新增套损井约100口/年,主要集中在20世纪90年代中期以后投产的安塞油田和陇东油田,套损井寿命短的不足2年,寿命长的超过10年,套管平均腐蚀率约0.9 mm/年。

1.2 套损导致的危害

(1)套损后洛河水倒灌地层,造成近井区域堵塞程度更加严重,从而导致产能损失,其主要原因有:①洛河水倒灌入地层而导致部分黏土颗粒水化膨胀增大,一定程度对原油流动形成阻力,导致油相渗透率下降,产量降低;②治理只是对部分产能产生了修复作用,整体排水期相对较长,平均在20～30 d之间,最高长达12个月;③水型之间存在不配伍现象,在地层中不同水型混合后容易结垢而发生堵塞,由此造成的堵塞井每年多达50口。

(2)增加了措施作业的难度。套破井都存在严重的结垢和腐蚀现象,随着隔水采油次数的不断增加,坐封段逐渐向下移动,生产2～3年之后近一半的井由于失去了有效坐封段而无法继续坐封生产。套破井中管杆的腐蚀断脱现象逐渐加重,检泵频繁,尤其斜井套破后井筒状况更加复杂。套破程度严重的井难以建立反循环,给实施压裂等改进措施增加了很大的难度。

(3)随着每年套损井数的增多,影响了正常的注采井网协调,导致开采出现失调现象,降低了开采水平。注水井套破后无法将水准确注入目标层,导致水驱很难起到好的效果,降低了开发水平。

(4)套破导致压力系统受到损坏,很难正常获取地层压力、产液剖面及动液面等动态监测资料,因此,很难对地层中油水运动规律进行准确掌控,使得相应的动态分析难以正常进行。

2 套损井腐蚀机理研究

油田套管腐蚀是多种因素的综合效果[8],对于长庆油田,分析其主要原因:地层水结垢造成严重的垢下腐蚀;硫酸盐还原菌含量高,产生硫化氢还原生成硫化铁;二氧化碳气体产生弱碳酸后水解,降低了pH值,形成酸性腐蚀;高氯根、高矿化度水的存在导致孔蚀;井下温度、压力变化都影响腐蚀。因井下环境十分复杂,进行拔出套管和现场井下挂片试验分析是直接有效的手段。

2.1 套管外腐蚀

陕甘宁盆地白垩系地层整体沉积厚度相对较大,岩性多以大段的砂泥岩互层为主,物性好,抗压能力较差。地层由西向东在安塞、直罗区带逐渐变薄至尖灭,层内存在宜君组、洛河组、华池组等腐蚀性水层,尤其以洛河组为主要腐蚀水层,厚度达到400 m,水源井日产水量约400 m3,水质概况见表1。

表1 长庆油田洛河水质概况表

通过对套管实物腐蚀产物分析,结合不同地区相应地层水和注入水水质研究发现,套管外的腐蚀现象普遍存在。由下至上分别以CO2腐蚀、SRB腐蚀、O2腐蚀为主,尤其是地层压力使得CO2气体微溶于水形成弱酸性,腐蚀速率相比中性水强,约为0.7～0.9 mm/年,而酸性的差异直接造成套管外部寿命的不同。

2.2 套管内腐蚀

3 套损井防治技术

3.1 先期预防技术

(1)丛式井组套管阴极保护技术。该技术利用直流电源给套管提供阴极极化电流,将套管电位负移至-0.85 V以上,达到保护套管的目的[9]。同一井组的多口油水井共用1口深阳极井,电流均衡可控,丛式井组阴极保护应用于日产量≥15 t且单井数≥3口的井组。套管阴极保护技术自1996年应用至2019年,共实施井数8 000余口,累计出现套损井74口,保护区域整体套损率仅为1.06%,应用效果较好。其中,南梁、靖安、白豹以及胡尖山油田应用效果最为突出。靖安油田作为实施阴极保护最多的整装油田,累计保护3 060口井,占该区总井数37.4%。自该技术实施以来,仅5口阴极保护井套损,占总保护井的0.16%。

(2)套管环氧冷缠带牺牲阳极技术。该技术采用环氧冷缠带和牺牲阳极这2种技术联合防腐,充分互补达到在高腐蚀条件下平均延长套管寿命2～3倍的目的[10]。环氧冷缠带牺牲阳极技术一次完井后不需后期维护和运行管理,特别适用于埋藏深、水层厚、水量大的地区,适用于其他各种直、斜井及深井的保护。环氧冷缠带牺牲阳极防腐工艺规模实施13年以来,套损率下降到0.48%,防腐效果显著。陇东老区主要开采侏罗系,2004年起实施防腐,在同等服役年限下,防腐后比防腐前套损率明显下降(见表2)。

表2 套管防腐前、防腐后套损率对照表

(3)DPC内涂层套管防腐技术。DPC内涂层具有涂层薄、抗腐蚀性能和机械性能优良等特点,适用于侏罗系高腐蚀油井、污水回注井套管防腐和高腐蚀低产气井油管防腐[11]。应用该技术后,油管可加尼龙扶正器配套下部防磨短节,井下作业要求封隔器采取水力坐封。DPC内涂层套管防腐技术在各采油厂内腐蚀较高的地区得到大规模应用,近年来实施井数近6 000口。DPC内涂层技术在陇东、宁夏和姬塬油田侏罗系井中应用效果良好,有效解决了油套管内腐蚀问题。

3.2 后期治理技术

(1)LEP长效隔水采油技术。目前隔水采油技术应用广泛,尤其在套损开始阶段可作为效果最好的常规化治理措施,主要运用井下封隔器及相关配套工具,使得油层和上部套损出水部分分隔,达到油井正常生产的目的[12]。针对常规隔水采油受管柱蠕动影响大、关键部件未保护、对套管损伤较大等问题,长庆油田目前形成LEP长效隔水采油工艺及封隔器系列,一趟钻实现座封、丢手、生产和防倒灌。2019年已实施332口,占当年治理总工作量的60%以上,已成为油田套损治理的一项主体技术。2015年以来,累计应用640口井,有效率91%,最长有效期达1 180天。

(2)套管补贴技术。该技术根据膨胀管的特点,下井到套损位置进行修复,于井筒内部加压使膨胀管胀大,实现套损相应位置的修复,使井筒运行恢复正常,进而完成生产预定目标[13]。长庆油田目前创新采用“补贴+回插”技术,形成了“套补悬插”隔水采油技术,有效解决了传统套管补贴技术大段补贴施工风险大、费用高等问题。2017年成功试验以来,已累计应用35口井,有效率91.4%,平均单井日恢复油量1.18 t。

(3)化学堵漏技术。该技术优选合适的化学堵漏剂进行套损位置的封堵,尤其适用于套管错断的部位,主要过程为高压泵机组将配制好的堵漏剂注入到套损的部位,堵漏剂在一段时间以后凝固从而实现堵漏的目的。目前在侏罗系吸水能力较差套损井中,针对常规堵漏表现出“挤不进、留不住、封不强”等问题,形成了液态树脂及硫铝酸盐化学堵漏技术。

4 Z271-2井现场应用

4.1 井区概况及先期预防措施

Z271-2井位于Z271井区,主要开采侏罗系油藏,该区块于2011年投入开发。针对该区块油水井套管存在内、外腐蚀特点,在开发前期采取了套管环氧冷缠带牺牲阳极和DPC内涂层套管联合防腐技术,即洛河层以下使用DPC内涂层防腐套管,洛河层以上使用环氧冷缠带牺牲阳极外防腐技术。实现了全井段腐蚀防护,整体防护效果较好。截至2019年该区累计发现套损油井7口,套损后损失产能9.62 t/d。

Z271-2井于2011年12月投产延10层。初期日产液4 m3,日产油1.7 t,含水率57.9%。2017年12月含水率突升至100%,矿化度由81 000 mg/L降至8 000 mg/L,怀疑套破。2018年4月隔水采油(封隔器位置:1 438 m,Y221-114),有效期短。2018年9月该井因高含水停井,停井前该井日产液5.58 m3,日产油0,含水率100%;累产油2 707 t,矿化度8 000 mg/L左右。

4.2 套损情况判识

Z271-2井2018年4月工程测井,结果显示该井存在明显穿孔现象(见图1),且集中在1 400.00～1 480.00 m井段。具体分布在1 401.91 m、1 438.00～1 438.65 m、1 444.87 m、1 445.13 m、1 445.52 m、1 450.31 m、1 468.60～1 468.83 m和1 478.36 m。1 480 m以下井段井况较好。

图1 穿孔点成像图

该井在1 400.00～1 480.00 m井段存在穿孔,特征明显,根据地质层位和自然伽马曲线特征,该处对应多处直罗组水层。固井质量显示1 445.00～1 770.00 m井段固井质量中等。2017年12月含水率突升至100%,矿化度由80 000 mg/L降至8 000 mg/L,符合套破出水特征。

为进一步了解该井套损情况,2019年4月2日开始采用四参数(自然伽马、井温、压力、磁定位)、噪声、全井眼涡轮流量、氧活化等测井方法,对该井实施组合测井作业。结果表明,井温曲线显示1 444.00～1 448.00 m井段为该井的漏失层位,并且与工程测井成果对应性好;噪声测井显示1 447.00 m左右存在漏失(见图2)。通过多种方法对比验证,井温测井及噪声测井均显示1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失。氧活化测井显示在1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失,为该井主要的漏点位置。因此,确定1 444.00～1 448.00 m井段为该井漏失段。

图2 噪声测井1 447 m漏失井段测井曲线图

4.3 治理措施及效果分析

对该井出水位置进行验证,套漏出水点验证示意见图3。

图3 套漏出水点验证示意图

(1)坐封找堵一体化工具(位置1 691.00 m),试验20 MPa合格,起出插管(相当于打桥塞)。

(2)下验封管柱(自下而上):斜尖(1 442.50 m)+Y221-114封隔器(1 442.00±0.50 m)+工具油管至井口,不坐封封隔器做抽汲准备,计划验证漏点1 444.00～1 448.00 m井段出水量及出水性质。

累计抽汲4个班、28 h、80次,累计抽水39 m3、产油0,矿化度8 545 mg/L。加深管柱至1 450.00 m坐封封隔器,由油管打压试压,试压15 MPa,稳压15 min,压降小于0.2 MPa,试压合格。上提管柱至1 440.00 m坐封封隔器,试压15 MPa,稳压15 min,压降小于0.2 MPa,试压合格。起出后检查封隔器完好。1 444.00～1 448.00 m井段确定为出水点。

对Z271-2井采用10 m膨胀管补贴+封隔器组合方式进行治理,该井复产后日产液2.71 t,日产油1.71 t,含水率36.9%。同时膨胀管由80 m缩短到10 m,节约材料成本85%以上,治理效果较好。

5 结 论

(1)长庆油田油水井套管主要存在2种腐蚀类型:以洛河水为主的套管外水流腐蚀和以侏罗系为主的油井产出液引起严重套管内腐蚀。套管内外腐蚀在不同地区、不同开发层系表现各有侧重,其腐蚀机理不同,腐蚀速度和腐蚀形态有差异。

(2)井温、噪声、氧活化等检测技术与可视化测井技术的组合检测试验,是目前找漏最好最全面的测井方法。找漏下一步方向:对涡流流量测井持续改进,选用多种不同型号的流量计进行测试;加强噪声测井的技术攻关,提升仪器性能和解释精度;综合运用恢复井温测井成果,确定漏失位置;对无工程测井资料的井,优先进行套损检测。

(3)目前长庆油田后期治理技术主要包括LEP长效隔水采油技术、套管补贴技术、化学堵漏技术等。下步应规模应用LEP长效隔水采油技术,延长隔水采油治理有效期,扩大试验套管修复以及化学堵漏工艺技术,提高井筒完整性。