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    八面河油田套管損壞原因分析及預(yù)防措施

    2013-10-21 01:09:46費成俊
    關(guān)鍵詞:八面防砂射孔

    費成俊

    (中國石化江漢油田分公司采油工藝研究院,湖北 武漢 430035)

    統(tǒng)計分析表明,造成八面河油田油水井套管損壞的主要因素有井身結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、地層出砂、高壓注水、注蒸汽開采等,具體到某區(qū)塊某口井,套管損壞不是單一原因而是多種原因綜合作用的結(jié)果。從下套管固井到射開套管完井再到作業(yè)、生產(chǎn)使用,時間跨度長,涉及環(huán)節(jié)多,使用工況復(fù)雜多變,在套管使用過程中任何一個環(huán)節(jié)出問題皆可影響到其使用壽命。因此,在制定預(yù)防套管損壞措施時,考慮主要因素的同時,不能忽略各個次要因素,采取綜合預(yù)防措施,降低油水井套管的不正常損壞,減少因套管損壞給八面河油田生產(chǎn)帶來的損失。

    套管損壞一直是困擾油田開發(fā)最重要的問題之一,它直接影響油田的開發(fā)水平和經(jīng)濟效益。當(dāng)一口井套管損壞后,不僅造成該井的壓裂、防砂、注汽、分采等工藝措施無法實施,同時還可能導(dǎo)致油水井報廢,使油田完整的注采井網(wǎng)結(jié)構(gòu)遭到破壞,儲量控制程度變差,進(jìn)而造成油田水驅(qū)儲量、可采儲量下降,影響了油田開發(fā)方案的實施。

    位于山東壽光的八面河油田經(jīng)過長期的注水開發(fā),加上頻繁的措施作業(yè)等諸多因素的影響,油水井套管損壞情況比較嚴(yán)重。截至2012 年底,八面河油田總井?dāng)?shù)2 495口,生產(chǎn)井1 645口。套管損壞井累計達(dá)411口,其中油井套管損壞317口,水井套管損壞94口,占八面河油田總井?dāng)?shù)16.5%、生產(chǎn)井?dāng)?shù)的24.9%。套管損壞嚴(yán)重影響了八面河油田的生產(chǎn)開發(fā),降低了油田的產(chǎn)量,目前油田老區(qū)產(chǎn)量呈逐年下降之勢。加強套管損壞原因分析,提出套管損壞預(yù)防的措施與技術(shù)規(guī)范,不僅能降低油田開發(fā)成本,對穩(wěn)定油田老區(qū)產(chǎn)量也是十分必要的。

    1 套管損壞類型及特點

    1.1 套管損壞類型分析

    套管損壞類型多種多樣,通過八面河油田套損井的統(tǒng)計分析,其套管損壞類型主要有套管變形、套管破漏和套管錯斷三類。截至2012 年12月,套管損壞井總井?dāng)?shù)為411 口(見表1),其中套管變形239 口、套管破漏123 口、套管錯斷49 口。

    表1 八面河油田套管損壞井類型統(tǒng)計表

    套管變形主要包括套管縮徑、套管彎曲變形與套管擠扁。套管產(chǎn)生變形后將導(dǎo)致壓裂、防砂等措施管柱難以下入。套管破漏主要體現(xiàn)在套管絲扣漏失、套管穿孔和套管破裂等方面。套管破漏后一方面造成地層砂進(jìn)入套管,影響油井的正常開采,另一方面將導(dǎo)致壓裂、防砂等措施工藝無法實施。套管錯斷主要是指套管軸向發(fā)生斷裂,而徑向發(fā)生位移的套管損壞。套管斷錯使得油水井無法進(jìn)行正常的注采,嚴(yán)重時將導(dǎo)致油水井報廢,對油田的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)造成破壞,影響區(qū)塊儲量的開發(fā)。

    1.2 套管損壞井分布規(guī)律及特點

    1.2.1 套管損壞與油田開發(fā)階段緊密相關(guān)

    套管損壞與油田開發(fā)階段有重要的關(guān)系。1986-1992年油田開發(fā)初期,油井套管完好,套管損壞率低。1993-1998年油田進(jìn)入注水開發(fā)階段,套管損壞井逐漸增加。1999-2004 年油田采用高壓注水,油井進(jìn)入高含水、高液量開采階段,套管損壞井迅速增加。2005-2012年,隨著M120、M138稠油區(qū)塊實施規(guī)模注汽開發(fā),套管損壞井大幅度上升,年平均套管損壞井?dāng)?shù)增加到44.3口,各個開發(fā)階段套管損壞井?dāng)?shù)統(tǒng)計結(jié)果(見表2)。

    表2 八面河油田各開發(fā)階段套管損壞井?dāng)?shù)統(tǒng)計表

    1.2.2 套管損壞部位主要集中在射孔段附近

    八面河油田套管損壞部位主要集中在射孔段附近,射孔段附近共計損壞305口,占總損壞井?dāng)?shù)的74.4%。其次主要分布在措施工具卡封處與造斜點附近,占總井?dāng)?shù)的17.2%。其余的位置損壞井?dāng)?shù)較少,總共只占8.4%(見表3)。

    表3 八面河油田套管損壞部位位置分布統(tǒng)計表

    2 套管損壞主要原因分析

    造成套管損壞的原因很復(fù)雜,各個油田由于開發(fā)情況與地質(zhì)構(gòu)造不同,套管損壞原因也各不相同。油水井套管損壞也不是由單一因素造成的,而是由多種因素共同作用的結(jié)果。就八面河油田而言,因其地質(zhì)上屬于疏松砂巖淺層地層,開發(fā)方式上主要采用注水與注蒸汽工藝,因此,造成套管損壞的因素主要有出砂、熱采、固井、注水、措施作業(yè)等幾方面。

    2.1 地層出砂對套管損壞的影響

    油層出砂后,首先在炮眼附近形成空洞或坑道,一旦空洞形成,將會造成局部應(yīng)力集中,對油層結(jié)構(gòu)造成進(jìn)一步的破壞。當(dāng)油層大量出砂后,空洞進(jìn)一步擴大,上覆巖層失去支撐,打破了原有平衡,將產(chǎn)生垂向變形,使上覆層產(chǎn)生拱形剖面。當(dāng)上覆地層壓力大大超過油層孔隙壓力和巖石骨架結(jié)構(gòu)應(yīng)力時,相當(dāng)一部分應(yīng)力將傳給套管,傳到套管的地層壓力大于套管的極限強度時,套管失穩(wěn),直至出現(xiàn)變形或錯斷。

    出砂對套管應(yīng)力變化影響規(guī)律見圖1。從圖可知,沿井深方向,套管的應(yīng)力出現(xiàn)兩個明顯增大區(qū)域,分別位于油層與上下夾層交界面附近,這主要是由于出砂引起油層部位套管周圍出現(xiàn)空洞,從油層到夾層的套管外部條件發(fā)生突變,在套管內(nèi)壓力作用下使得該位置套管存在附加彎矩,并導(dǎo)致應(yīng)力劇增。射孔段附近的套管應(yīng)力與地層的出砂量有很大關(guān)系,出砂量越大,地層形成的空洞越大,射孔段附近的套管應(yīng)力就越高,套管損壞的可能性就越大。

    圖1 出砂對套管應(yīng)力變化的影響

    八面河油田屬于疏松砂巖地層,油層埋藏淺,地層平均深度在900m~1 300m 之間,壓實程度差;巖性為泥質(zhì)膠結(jié)的細(xì)砂巖,膠結(jié)程度弱,粘土膠結(jié)物容易水化膨脹;油井在注水、注蒸汽、高含水的開發(fā)條件下,普遍出砂。據(jù)統(tǒng)計,在套管損壞的411 口井中,92%的井存在不同程度的出砂情況。

    2.2 固井質(zhì)量對套管損壞的影響

    固井質(zhì)量差的具體表現(xiàn),一是竄槽;二是套管與水泥環(huán)、水泥環(huán)與地層之間膠結(jié)不牢固;三是水泥環(huán)固后強度低;四是水泥環(huán)厚薄不均,不連續(xù)。對于八面河疏松砂巖油藏,由于巖層易坍塌,導(dǎo)致鉆井時井眼規(guī)則性差。固井后水泥環(huán)與井眼膠結(jié)性能差,水泥漿膠結(jié)不均,形成環(huán)狀段塞,直接造成部分套管沒有支撐點,套管受力不均后產(chǎn)生應(yīng)力集中,最后發(fā)生錯斷、彎曲變形。另外,油層與水泥環(huán)之間很容易形成水泥漿與泥漿混合的過渡帶,投產(chǎn)以后,一旦泥漿排出,套管部分位置將連通地層,地層水長期浸泡套管而產(chǎn)生腐蝕傷害。

    2.3 井身結(jié)構(gòu)對套管損壞的影響

    由于地面關(guān)系復(fù)雜,八面河油田油井結(jié)構(gòu)以斜井居多,水平井、大斜度井也逐年增多。受儲層深度和地面條件限制,油井造斜率高,井眼曲率大,使套管彎曲變形嚴(yán)重,下入困難。目前,八面河油田斜井的造斜率在(16°~20°)/100m,水平井的造斜率在(20°~25°)/100m,水平井造斜率幾乎達(dá)到地層造斜能力極限。另外,為提高油層鉆遇率,施工中經(jīng)常調(diào)整井身軌跡,導(dǎo)致井身軌跡不平滑,特別是水平井的水平段,為了能保證水平穿越油層,井斜角始終要保持在90°上下波動,有時增斜,有時降斜,井眼軌跡成蛇形波浪起伏,這必然造成套管在入井之初就產(chǎn)生了應(yīng)力集中。同時,八面河油田地層出力程度差,需要靠壓裂、防砂、熱采等措施工藝提高產(chǎn)量。在頻繁的作業(yè)過程中,由于油井造斜率高、井眼軌跡不平滑,起下管柱時容易對套管產(chǎn)生劇烈碰撞、摩擦。長期碰撞一方面會使套管輕微擺動,導(dǎo)致套管外水泥環(huán)松動,影響固井質(zhì)量;另一方面會使套管壁厚變薄,產(chǎn)生應(yīng)力集中,加速套管損壞。

    2.4 射孔完井對套管損壞的影響

    八面河油田由于地層的原因,完井方式主要采用射孔完井。而射孔必然要降低套管的強度。射孔以后在套管上將出現(xiàn)微裂紋,并在長期應(yīng)力作用下導(dǎo)致裂紋開裂和疲勞擴展。在射孔段,套管將產(chǎn)生應(yīng)力集中,并加快裂紋發(fā)展。套管裂紋部位在地層液體的浸泡作用下,產(chǎn)生快速腐蝕傷害。壓裂、地層充填防砂作業(yè)時,高速石英砂顆粒作用于套管射孔孔眼處,對孔眼進(jìn)行沖刷與磨蝕,孔眼逐漸變大,套管處于應(yīng)力高度集中,抗擠壓強度降低,套管損壞加速。

    2.5 采油及井下措施作業(yè)對套管損壞的影響

    八面河以南區(qū)為主的老區(qū)地層,目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段,采液平均含水率高達(dá)93%。為了提高產(chǎn)量,大部分油井采油大泵、電潛泵進(jìn)行放差提液,導(dǎo)致采液強度高,生產(chǎn)壓差大,油井套管長期承受較大的負(fù)載而產(chǎn)生疲勞損壞。八面河?xùn)|、西區(qū)稠油地層,地層天然產(chǎn)能低,油井普遍低產(chǎn)低液,需要進(jìn)行注汽、壓裂、防砂等措施來增產(chǎn)。這些措施管柱往往帶有水力錨、錨定器等錨瓦類井下工具,這些工具坐卡后,卡瓦牙嵌入套管內(nèi)壁,對套管造成物理傷害,同時也加速了液體對套管的腐蝕。頻繁的井下作業(yè),也增加了作業(yè)管柱被套管卡住的風(fēng)險,一旦管柱卡死套管內(nèi)后,需要進(jìn)行套洗、打撈、鉆銑、磨銑等大修作業(yè),大修過程中,鉆柱控制不好,很容易鉆銑壞套管,導(dǎo)致套管壁厚變薄或者穿孔破裂。

    2.6 注汽開采對套管損壞的影響

    八面河油田M120、M138 稠油地層主要采用熱采開發(fā),在注蒸汽過程中,溫度高達(dá)350℃~370 ℃。高溫下套管屈服強度降低約16%,彈性模量降低約35%,抗拉強度降低約8%,使套管基本處于屈服狀態(tài)。注蒸汽時,套管受熱產(chǎn)生膨脹,由于水泥環(huán)的線膨脹系數(shù)和套管的線膨脹系數(shù)及彈性模量均不同,必然束縛套管的膨脹和收縮,在套管柱內(nèi)產(chǎn)生內(nèi)應(yīng)力(即熱應(yīng)力),在持續(xù)的高溫和熱應(yīng)力作用下,套管將產(chǎn)生彎曲變形。

    目前,M120、M138稠油油井已進(jìn)入多輪次注蒸汽開采階段,單井年均吞吐2~3 井次,使油層套管反復(fù)承受高溫差變化,套管不斷進(jìn)行熱脹冷縮,造成水泥環(huán)與套管松脫,在熱應(yīng)力與地應(yīng)力不斷變化與反復(fù)作用下,套管始終處在一種伸、縮的“動態(tài)”之中,久之造成疲勞損壞。

    2.7 注水開發(fā)對套管損壞的影響

    2008年以前,八面河油田注入水采用緩沖-沉降-除油三段式污水未加藥處理,注入水水質(zhì)較差,達(dá)標(biāo)率低,特別是腐蝕達(dá)標(biāo)率遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)值。由于注入水的水質(zhì)復(fù)雜,且含有H2S、CO2、O2等多種有害氣體,注水井套管長期受到腐蝕傷害。

    受各種因素的影響,八面河油田地層吸水情況較差,大部分井需采用增壓注水,在高壓下部分注入水進(jìn)入泥巖層,引起泥巖吸水膨脹,進(jìn)而導(dǎo)致蠕變,使泥巖層產(chǎn)生塑性流動。并在上覆地層壓力的作用下產(chǎn)生層間滑移,層間滑移使套管受到擠壓變形,甚至錯斷。

    3 套管損壞預(yù)防措施

    由前述可知,地層出砂是造成套管損壞的主要原因,射孔完井是導(dǎo)致套管損壞的外在因素,套管腐蝕降低了套管的強度,注蒸汽開采、注水開發(fā)誘發(fā)了套管的損壞。因此,八面河油田套管的損壞是各種因素共同作用的結(jié)果,必須制定綜合的預(yù)防措施,以延長套管的使用壽命。八面河油田主要采用三種方式來預(yù)防套管損壞:第一在鉆井完井設(shè)計時采取應(yīng)對措施;第二減少生產(chǎn)中各類不利因素對已投產(chǎn)套管的傷害;第三減少施工作業(yè)時對套管的傷害。

    3.1 在鉆井完井設(shè)計時采取應(yīng)對措施

    1)在鉆井、完井設(shè)計時要考慮出砂等地層特性對套管的影響,分析套管在完井、作業(yè)、生產(chǎn)過程中所受的拉伸、內(nèi)壓和外擠載荷,針對水層、泥質(zhì)夾層、射孔層等套管易損壞的部位,采用N 80×9.17mm 加厚套管,提高套管強度,延長套管壽命。

    2)在設(shè)計中參考各區(qū)塊儲層的動液面,在井身軌跡允許情況下,將定向點下移到動液面之下,確保抽油泵安裝在直井段或井斜較小的斜井段,以減少后期的管桿偏磨和套損,利于降低后期的開發(fā)成本。

    3)降低造斜率,提高井身軌跡的平滑度。具體措施是增大靶前距,定向井的靶點位移控制在300m 以內(nèi),造斜率由目前普通定向井的(16°~20°)/100m 降低到(12°~16°)/100m;水平井的靶前距控制在320m~400m 之間,造斜率由目前的(20°~25°)/100m 下降(16°~20°)/100m,避免套管應(yīng)力集中。

    4)對于熱采井,采用預(yù)應(yīng)力完井,以抵消注蒸汽過程中套管產(chǎn)生的過大熱應(yīng)力。固井時,水泥返高至地面,使用鋼級為TP110H 的加厚套管,并采用熱力補償技術(shù),降低套管在熱應(yīng)力狀態(tài)下的伸縮傷害。

    3.2 減少施工作業(yè)時對套管的傷害

    1)作業(yè)前認(rèn)真查閱施工井的井史資料,要清楚井筒的造斜位置、油層深度、套變位置、掛小套位置。在這些部位控制下管速度,切忌盲目施工對井筒造成傷害。

    2)磨、套、鉆銑施工嚴(yán)格按照操作規(guī)程,要根據(jù)套管的尺寸、井筒狀況選取大小合適的鉆頭組合。鉆柱不易很復(fù)雜,為保證鉆頭垂直鉆進(jìn),磨、套、鉆銑鉆柱應(yīng)該加扶正器確保套管不會受到磨損。

    3)井下措施管柱配套工具優(yōu)先使用無卡瓦井下工具,同口井多次作業(yè)時調(diào)整卡封位置,降低卡封處對套管的累積傷害。

    4)壓裂、防砂等高壓措施施工時采用封隔器對上部套管進(jìn)行保護(hù),根據(jù)油井套管情況控制施工參數(shù),降低施工壓力,壓裂返排時控制返排速度。

    5)進(jìn)行分層、分段措施工藝時,優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu),管柱設(shè)計要充分考慮下入與起出安全性能,避免管柱卡死,造成大修。

    6)酸化施工中采用緩蝕劑、殺菌劑和除氧劑保護(hù)套管,避免腐蝕損壞。返排殘酸要及時、干凈徹底,以免套管在酸液中浸泡時間過長而造成腐蝕損壞。

    3.3 減少生產(chǎn)中對套管的傷害

    其原則是從延長套管使用壽命方面對采油井、注水井加強日常管理,出砂井、熱采井進(jìn)行重點管理。

    1)采油井:產(chǎn)液速度必須控制在出砂臨界流速以下,易出砂油井上慎用電泵進(jìn)行強采;針對套管腐蝕較嚴(yán)重的區(qū)塊,開展緩蝕阻垢劑投加工作,減緩井筒液對套管的腐蝕。

    2)注水井:定期對高壓注水井采取洗井、防膨、解堵措施,防止各種因素造成地層污染,避免注入水壓力超高。提高注入水水質(zhì),對注入水進(jìn)行殺菌、除氧處理,降低套管腐蝕傷害。采用環(huán)空保護(hù)技術(shù)提高套管壽命,通過對注水井實施環(huán)空軟密封技術(shù)隔離上部套管,避免上部套管長期處于高壓狀態(tài)下。

    3)易出砂井改變防砂時期,油井投產(chǎn)前進(jìn)行先期防砂,注重保護(hù)井筒附近油層,采用地層預(yù)充填+井筒循環(huán)充填的復(fù)合防砂工藝,提高防砂強度,防止地層形成虧空帶,已保持對上覆巖層的支撐力。對已出砂油井可采用化學(xué)防砂工藝,在井筒附近形成高強度礫石固結(jié)層,恢復(fù)油層支撐能力,杜絕上覆巖層因虧空造成的應(yīng)力集中。

    4)熱采井:采用注采一體化隔熱管柱與環(huán)空充液氮技術(shù),盡最大可能降低注蒸汽過程中對油層上部套管的傷害。注汽時控制注汽速度,降低注汽壓力。

    4 結(jié)束語

    統(tǒng)計分析結(jié)果表明,造成八面河油田油水井套管損壞的主要因素有井身結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、地層出砂、高壓注水、注蒸汽開采等,具體到某區(qū)塊某口井,套管損壞不是單一原因而是多種原因綜合作用的結(jié)果。從下套管固井到射開套管完井再到作業(yè)、生產(chǎn)使用,時間跨度長,涉及環(huán)節(jié)多,使用工況復(fù)雜多變,在套管使用過程中任何一個環(huán)節(jié)出問題皆可影響到其使用壽命。因此,在制定預(yù)防套管損壞措施時,考慮主要因素的同時,不能忽略各個次要因素,采取綜合預(yù)防措施,降低油水井套管的不正常損壞,減少因套管損壞給八面河油田生產(chǎn)帶來的損失。

    [1]凌建軍.吐哈油田套管損壞機理分析及套管保護(hù)技術(shù)[J].石油天然氣學(xué)報,2005,27(5):666-669.

    [2]陳論韜.溫米油田套損原因分析及預(yù)防措施[J].石油鉆采工藝,2008,30(2):118-121.

    [3]劉偉.中原油田高壓注水誘發(fā)的油水井套管損壞原因分析[J].中國地質(zhì)災(zāi)害與防治學(xué)報,2010,21(2):94-99.

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