套损井综合治理技术在渤海油田的研究与应用

高永华 司念亭 （中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津300452）

0 引言

随着渤海油田开发生产的不断深入，油水井长年磨损、腐蚀、受地层塑性变形以及各类施工措施的影响，造成的套管损伤问题逐渐增多，不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废。目前，渤海油田油水井套管损伤主要以套管变形、破裂、穿孔等类型为主，在生产上直接表现为破漏特征。我们先后在锦州9-3油田、绥中36-1油田发现几口套损窜槽油水井，针对套管堵漏问题，根据不同的井况，制定出一套适应不同油水井的套损井综合治理技术。

1 技术简介

1.1 套损现象（见表1）

2004年11月，SZ36-1-H28水源井：产水量1 000 m3/d缓慢下降到200 m3/d。

两次欠载造成停泵故障，检泵后电泵机组砂卡过载故障，期间经多次检泵转变频生产，产液中仍一直含地层砂。

2007年11月，SZ36-1-C25hf水平“鱼骨刺”型分枝井：产液由240 m3/d上升至270 m3/d，含水由38%上升至48%，此后含水持续上升到80%，产液也逐渐上升到380 m3/d。2009年2月，该井含水上升至90%，产液稳定在370 m3/d。12月含水突升至100%，产液下降，电流、油压无明显变化，期间加密取样观测，总矿化度为8 449 mg/L，氯根含量5 072 mg/L，判断为注入水，怀疑井下套管存在漏点。

表1 油水井套损现象

2009年4月，JZ9-3W5-2油井：化验含水突然由53%上升到77%，5月手动停泵化验含水100%。

2009年8月，SZ36-1-A32同井抽注井：因水层出砂进行大修，在重新防砂过程中，座封馆陶水层SC-1R顶部封隔器后，环空打压验封时无泵压，怀疑上部套管有破损。

2009年10月，JZ9-3E1-8油井：化验含水由50%上升到95.7%，产液量由74 m3/d上升到140 m3/d，怀疑该井套管某处可能存在破损，导致管外水窜至井内。

2010年4月，JZ9-3W4-3油井：产液从290 m3/d上升到430 m3/d，含水由76%升到96%居高不下，推测上部套损导致馆陶组地层水进入井筒。

1.2 套管检测技术

针对各油水井的特点，我们制定了不同的套管找漏检测技术（见表2）：采用RTTS封隔器与定位密封（或堵塞器）配合卡层验漏，确定套损井段；采用氧活化生产测井检测套管外流体窜流，确定套损井段与流量；采用多臂井径测井仪检测套管壁厚与井径变化，确定套损井段及预测其潜在破损情况。

表2 油水井套损检测方法

1.3 堵漏封窜技术

1.3.1 双封隔器封堵 在电泵生产管柱中，直接串接下入双过电缆封隔器卡封出水层段，恢复油井生产。JZ9-3W5-2井下入双过电缆封隔器成功卡封水层。该技术应用简单，作业时间短，适用于临时性封堵。

1.3.2 套管补贴 将胀管式的套管补贴工具下入井里套管漏点处，打压座封胀管，使胀管两端的密封管完全嵌入套管壁上，达到堵漏目的。

NB35-2-A24井下入胀管式的套管补贴工具，打压座封后成功封堵井下套管漏点。该种方法缺点是形成了套管内的缩径，为以后一系列的井下作业造成了复杂性。

1.3.3 水泥浆堵漏 将一定比重的水泥浆挤入地层缝隙或多空地带、套管外空洞破漏处等目的层，候凝后在地层或地层和套管之间形成密封带，达到封堵套管漏点等目的。SZ36-1-A32和SZ36-1-H28井通过挤水泥方式堵漏成功。该技术水泥用量较大，水泥凝固时间不宜控制。

1.3.4 化学堵漏 从地面向井筒内注入配好的LHD化学堵漏剂，将堵漏剂挤入套管破漏位置的环空间隙及近井地带的地层孔隙中，驻留并形成具有一定强度和密封性能的封堵段，达到修补套管破漏的目的。

LHD化学堵剂具有以下性能：①驻留性好，减少用量，缩短施工周期。LHD堵剂进入封堵目标层后能够通过快速形成牢固的网架结构有效地驻留在漏失层中，大大减少了堵剂用量，提高施工成功率。②界面胶结强度高，保证施工效果（见图1、2），正是上述微观结构的本质区别使得两种堵剂的抗冲蚀能力产生了较大区别（见表3）。③配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。④LHD堵剂能够实现找漏堵漏施工一体化。由于LHD堵剂在进入封堵目标层后能快速形成网状封堵层，使施工压力明显升高（上升幅度3～15 MPa），从而能够在堵漏修复施工时及时发现漏层，实现找漏堵漏施工一体化，使该堵剂能用于无法确定漏层位置的井。而普通堵剂无法在封堵目标层快速形成封堵层，因而无法找漏。

主要技术指标：施工成功率达到98.5%；适应施工井温度20～1 600℃；适应井深500～3 800 m；施工后48 h，井口试压承压能力（封堵强度）为10～35 MPa；有效期3年以上。在渤海油田套损治理的几口井中，SZ36-1-C25hf、JZ9-3W4-3井使用该化学堵漏剂成功封堵套损漏点。

图1 动态养护条件下新型化学堵剂-钢管胶图

图2 表面层被溶蚀后露出的新鲜表面

表3 动态条件下胶凝材料固化体胶结强度试验（高排量）

2 结论

目前，在渤海油田根据此综合治理方法，连续作业了一些油水井，对这些井治理后的效果跟踪分析，统计显示这些油水井治理后日增油435方/天，日增水2 500方/天，综合治理效果明显。

图3 3种封堵技术对比

如：SZ36-1C25hf井套管堵漏作业从2010年4月1日开始，到2010年4月28日结束，整个作业时间26.83 d，除去天气以及其他情况的影响，有效作业时间为14.67天，其中整个堵漏施工作业时间为5.4 d。

截止到2010年12月31日计量日产液272方，日产油198方，实现了从2009年12月到现在日产油量0至198方的突破。

我们将以上的3种封堵技术从工期、施工规模、有效期、作业风险、费用等几个方面进行了对比，如图3。

综上所述，4种方法各有优缺点，在作业中，我们针对不同的油水井可选择使用不同的封堵方法。随着渤海油田日益开发的加剧，预计每年越来越多的套损井将会出现在我们面前。根据综合治理的几口套损井的综合效果评比，此综合治理方法非常适用于渤海油田，具有广阔的应用前景。■

[1]万仁溥，罗英俊．套管补贴工艺技术《采油技术手册第五分册》修井[J].工具与技术，1989，6（1）：145-149．

[2]万仁溥，罗英俊．采油技术手册（第十分册）[M]．北京：石油工业出版社，1994．

[3]丘宗杰．海上采油工艺新技术与实践[M]．北京：石油工业出版社，2009.