套变井风险评价及防治技术的试验应用

刘雪光 宫艳红 刘海霞（中国石油大港油田分公司第三采油厂）

油层套管是油井生产的安全保障，同时当油层套管出现损坏时，还存在极大的环保风险。随着油田开发时间的不断延长，受地层应力作用[1]、泥岩水化[2]、套管腐蚀[3]等多种因素影响，套损井持续产生。套损井主要分为套管变形、套管破裂、套管破漏、套管错断4种。大港油田某采油厂属于复杂断块油气田，目前共有油水井2 826口，其中套损井442口，套变井259口，占套损井数58.6%；因此，套变井治理成为治理套损井的重中之重。唐庆等[4]、张鑫等、杨丽秋[5]、尚晓明[6]相继提出应对套变井的防治技术，保证油田生产的顺利进行。近年来，唐庆等又研发了套管补贴用膨胀管配套产品及大孔道高渗透井套漏封堵技术，并配套完善了严重套变井打通道及取换套施工工艺，套损井修复成功率由65%提升至90%。大港油田某采油厂通过采用取换套技术、套管补贴技术、衬管贴堵技术对套变井进行了有效治理，现场实施应用134井次，平均成功率达87%，实现了效益开发与安全环保的双赢。

1 套变原因分析

多年来，大港油田通过与国内科研机构和高等院校开展合作，对某采油厂套变比例相对较大的王官屯、小集等5个油田开展了套变井机理研究。通过对套变井的层位、形态、类型等基础资料进行综合分析，得出以上油水井套管变形的主要原因。

1）区块地层泥岩水化现象引起套管剪切损坏是造成套变井的主要因素，较典型的为官A区块。该区块主力油层以上100 m有大水层，30%套变井位置和水层井段吻合，套变形态主要表现为缩径。

2）地表沉降导致的浅层套变是造成套变井的次要因素，较典型的为风化店油田。该区块油水井套变位置主要发生在200～350 m，共发现33口，套变形态主要表现为弯曲。

3）由于射孔段泥岩吸收蠕变[7]挤压加上固井质量较差，地质和工程等因素叠加是造成套变井的次要因素，较典型的为风化店B区块。套变形态主要表现为弯曲、缩径。

4）不同的岩层中断裂带结构存在一定差异性，压力也不相同。当油水井处于高应力区向低应力区过渡区域，易造成套管变形，较典型的为官C区块。该区块和与之相邻的官D区块上下盘的压差为12.46 MPa，压差大导致断层不稳定，造成了该区块油水井发生套变。

2 套变井风险评价

1）当正常生产井出现套管变形会造成管柱卡阻，迫使生产井无法有效控制井筒压力，井液无控制流出，井筒内高压油气突然释放。

2）套变造成高压注水井井口压力失控，存在井喷隐患，在修井作业过程中容易发生井喷。

3）当浅层井发生套变时，井筒和地下水体间形成通道，原油和深层采出水会无控制地进入地层和地表，造成浅层水源的污染[8]。

3 套变防治技术研究

3.1 套变预防

3.1.1 优化井身结构

新井从钻完井开始，优质的井筒质量对后续全周期生产有着积极影响，因此确保井筒质量是长周期服役生产的必备条件。目前提升井筒质量主要采取提高套管抗压等级、增加套管壁厚、优化套管组合，同时对固井泥浆体系及材料进行优化等措施，实施上述举措能够较好地提高套管抗外挤能力。2011年开始在5个油田实施井筒优化措施，套变率由优化前19.1%降至优化后6.2%。套变预防对策实施效果对比见表1。

表1 套变预防对策实施效果对比Tab.1 Comparison of implementation effect of preventive measures for set substation

3.1.2 提升固井质量

针对油田特点，通过优选钻井液体系、改善水泥浆性能、缩短水泥浆稠化时间、提高冬季配浆温度、优选防窜水泥浆体系、合理设计环空浆柱结构等技术措施，使固井质量得到较大幅度的提升。

3.1.3 加强油层保护

从钻井、试油环节开始，全过程实施油层保护。钻井已实施特殊油层保护13口井，试油10口井，投产井初期生产能力14.3 t，目前生产能力10 t左右。通过严格管控坂土含量、失水率等钻井液指标，使钻井液合格率由40%逐渐提升到目前的65%以上。2013—2021年固井质量优质率见图1。

图1 2013—2021年固井质量优质率Fig.1 Histogram of high quality rate of cementing quality from 2013 to 2021

3.2 套变治理

对于套变井，目前采取的工艺技术有机械整形、液压整形、深层套管补贴加固[9]、套管取换套4种方法。

3.2.1 机械整形

该技术是利用修井动力和不同等级的偏心棍子整形器、长锥面展馆器顿涨整形等工具，使套变井通径恢复至原通径95%以上，从而实现满足生产需求。该技术适用于套变后通径90～105 mm的井。

3.2.2 液压整形

该技术是利用修井动力和不同等级的滚珠整形器和增压器等辅助工具，使套变井通径恢复至原通径90%以上，从而实现满足生产需求。该技术适用于套变后通径大于105 mm的井。

3.2.3 深层套管补贴加固

该技术是将膨胀管及配套工具下至套管需补贴部位，地面打压，使胀头在压力作用下向上运动；利用膨胀管的金属塑性变形特性，使膨胀管发生径向膨胀，通过锚定装置与原井套管实现锚定和密封，达到加固、补贴和封堵套损井段的目的。通过优化改进套管切割、断口修整及铅封回接工艺实现深层套管补贴加固，取套深度可达2 780 m，承压能力25 MPa。

3.2.4 套管取换套

该技术是利用套铣钻头、套铣筒、方钻杆等配套钻具，在钻压、转速、排量各参数合理匹配的情况下，以泥浆造壁、防喷、防卡等形式，应用“组合切割、适时取套、示踪保鱼、修鱼找正”等技术措施，完成对套管外水泥帽、水泥环等井段套铣，取出被套铣套管，下入新套管补接对扣完井。此技术主要适用于浅层套变井，通过优化应用连续套铣、内扶正加重、示踪保鱼及井壁稳定等工艺，解决套管缩径严重和错断的问题，还可用于无技术套管的500 m以内裸眼取换套作业和有技术套管的1 800 m以内取换套作业。

经过多年现场实践，4种套变治理技术均有较好的适应性，其应用规模较大，效果显著。套变技术治理效果统计见表2。

表2 套变技术治理效果统计Tab.2 Statistics of treatment effect of set transformer technology

4 结论

1）以“预防为主，防治结合”的思路，进一步做好优化井身结构、提升固井质量、加强油层保护工作，为预防套变井的发生提供了良好的井筒条件，大幅降低了套变率。

2）采用取换套、套管补贴、衬管贴堵技术可有效治理套管变形问题，延长油水井生命周期，有效降低安全环保风险。

3）强化套变井风险评价及防治措施应用，持续进行套变井修复专项治理工程，实现了控制增量、减少存量的目的，提高了油田的经济效益。