油井套损原因及治理研究

刘洋

摘要：通过对油田套损井的原因分析、后果评价以及治理方法的研究，总结了油田套损井的治理实施方案。

关键词：套损井；治理

一、油井套损原因

1）外部因素

所谓外部因素就是指油气井投产以后，由于油气井增产措施、修井等造成套管损坏的原因。中国的大部分油气井在投产之前都需要进行压裂或酸化等增产措施，甚至在生产一段时间后进行压裂、酸化，有些井还进行了重复压裂改造，而且随着工艺技术的不断提高，改造规模也越来越大，这些改造措施在很大程度上会影响套管的使用寿命[1]。

（1）射孔作业。射孔作为压裂、酸化改造之前的一项必不可少的工作，其不适当的工程设计或操作也会造成套管损坏，例如孔密太大降低套管强度，射孔导致套管外水泥环破裂，致使套管破裂，射孔深度过大或设计不精确，错误的将隔夹层泥岩射穿，导致泥岩水花膨胀，导致地应力发生变化，导致套管变形或错断[6]。

（2）压裂酸化作业。近十几年来，人们从改造低渗透油层效果考虑，油井多采用大型压裂措施，井口压力可达到50～70MPa，油层部位套管压力已达70～100MPa。常用的N-80套管抗内压强度设计为64.6MPa，而J-55型套管强度仅为21.93～28.4MPa。这样，套管接箍和丝扣部位以及固井质量差的井段很容易产生破裂。此外，油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀，有部分井因多次进行酸化施工，从而加快了套管的腐蚀速度，使套管穿孔、漏失。

（3）油井转注及井下工具。当油井生产到后期，部分油井会转为注水井，而原来的油井水泥返高仅在油层上部200m左右的位置，而正常的注水井水泥返高要求至井口，轉注井相对于正常的注水井水泥上返高度不够，上部的套管没有水泥环的保护，全部浸泡在上部的浅层水中。一方面管外腐蚀严重，另一方面转注后上部套管承受注水压力，与管外腐蚀相互促进，使套管损坏程度加剧。另外，井下工具对套管内壁的磕碰损伤也会加剧腐蚀，尤其是在井下有封隔器时，封隔器对套管内壁的损坏极其严重。首先，封隔器座封时强烈的应力膨胀对套管内壁会造成巨大的应力损坏；其次，由于封隔器的阻挡，污垢容易在封隔器附近聚集，形成垢下腐蚀，应力损坏协同垢下腐蚀，在应力的作用下封隔器附近的套损速度会大幅度上升。当封隔器失效解封时会对卡封位置造成严重的损坏，大量实践证明封隔器解封时对套管的损坏极其严重。

2）内部因素

（1）管内腐蚀。管内腐蚀主要是指进入油套环空的流体对套管的腐蚀，主要发生在生产井中，因为原油或天然气中含有一些硫、二氧化碳、氯离子和硫化氢等腐蚀性气体，当这些气体进入油套环空后与水混合在一起会对套管造成不同程度的腐蚀。注水井中也会含有一些腐蚀性物质，主要以细菌为主。但相对于生产井来说，注入井中的入井流体可以通过地面处理，最大限度的避免其对管柱的腐蚀[2]。

（2）管外腐蚀。管外腐蚀主要发生在水泥环破损或者油井上部没有水泥环的地方，套管与地层水直接接触，地层水中的二氧化碳、氯离子和硫化氢等腐蚀性气体对套管造成一定的腐蚀，当有腐蚀产物或结垢存在，且含有O2、H2S、Cl-和CO2等任意一种介质时，均可以在垢下形成电偶电池腐蚀[8]。以氧腐蚀为例，由于腐蚀产物的表面容易吸附许多氧原子，而氧浓度差的作用促使金属表面阴极去极化，加速金属表面的腐蚀。

二、特征。

1）注水井套损。当注水井发生套损后，原来不吸水的层段也开始吸水，致使吸水层段增大，而在注入压力不变的情况下，注水井的注入量会大幅度增大，而当注入量一定时，注入压力会大幅度降低，所以相应到地面注水指示曲线上就会表现出指示曲线出现向右移动或向下移动的现象。2）生产井套损。生产井套损主要是通过油井产出流体的性质来判断，相对于注水井来说，所表现出来的特征比较多。（1）油井含水率上升。套管损坏前后，产出液的含水率会大幅度上升，尤其是当上部套管损坏后，浅层水大量的倒灌到井底，致使井底压力增大，生产压差减小，甚至出现浅层水进入油层的现象，所以油井含水率大幅度上升，很大一部分套损井含水率会迅速达到100%。（2）矿化度下降。由于水层和油层中水的矿化度一定的差异，尤其是浅层水的矿化度远远低于油层水的矿化，所以当套管损坏之后，浅层水进入井筒，导致产出水的矿化度急剧下降。（3）动液面上升。当套损发生后，原来不产液的地层开始产液，尤其是当油井上部的套管发生破损后，原来积聚在套管外的浅层水会在很短的时间内进入井筒，由于泵的排量一定，所以会导致油井动液面大幅度上升。（4）水型变化。因为不同层位的水中所含矿物离子的类型不同，当套损发生以后，不同层位的水混合在一起，致使产出水中的矿物离子成分发生改变，致使产出水的水型发生改变。

三、危害

套管作为油、气及作业流体流过的通道，在油气井生产过程中起着至关重要的作用，无论是采出的油气，还是作业流体，只要其经过套管，就会对套管造成一定的损害，尤其是入井流体对套管的损害非常严重，除了流体本身对套管的损坏外，还有注入流体时的压力会对套管产生应力损坏。尤其是当油气井开发一段时间，甚至到油气井生产的后期，套损现象会成为影响油气井生产的关键因素。例如，近几年，塔河油田陆续出现套管弯曲、缩径变形、错断、刺漏等现象，严重影响油气井的正常生产，部分井甚至报废。

四、治理方法

1）TBS筛管、割缝筛管修复技术。该技术采用全井段防砂方法，将封隔器、筛管等井下配套工具组成防砂管柱，一次性下入井中，形成一个井下防砂管柱结构系统。其原理是通过控制筛网网径和割缝缝宽来控制允许进入井筒砂粒粒径，达到防砂的目的。2）内衬套管固井修复技术。内衬套管固井修复技术是在修整上部套变部位后，下入N80φ127mm套管，悬挂在套变部位以上60m左右，进行水泥固井，固井后射开下层系双层套管投产。这样既解决了高部位套变问题，又提高了套管强度，延长油井寿命，效果较好。3）套管内侧钻工艺。即在老井套管损坏部位以上的某一位置开窗，再配套钻具组合通过窗口钻出一个新的井眼，钻达预定的目的层，然后下尾管固井的工艺过程。目前国内的套管段铣开窗技术、液压造斜器复合铣锥开窗技术、弯螺杆钻具造斜技术、有线随钻及电子多点测斜技术、小井眼轨迹控制技术、完井电测技术以及尾管固井技术等侧钻井技术已成熟配套[3]。4）套管整形工艺。根据套管缩径变形的复杂程度，有机械整形和爆炸整形两种修套工艺。套管发生轻微缩径变形时，采用机械整形工艺修复；套管发生严重变形，一般形量超过套管内径的12%时，采用爆炸整形工艺修复。机械整形。利用机械整形器对变形套管进行整形，由于受钻具重量及配套设备的约束常用于一些变形量不大的套管整形，如套管毛刺、轻微缩径变形。爆炸整形。利用火药燃爆瞬间产生的巨大能量，通过介质传递，将化学能转变为机械能来克服套管的变形应力和岩层的挤压应用，使套管向外扩张膨胀，地应力在局部范围内被迫重新分布，达到修套的目的。爆炸整形作用力大，能对通径恢复到能用常规通井规能顺利通过。5）小位移出套固井修复技术。该技术是针对油层段套坏的油井，在原套管无法有效修复的情况下，从油层上部出套小位移钻眼，下入尾管固井，射孔生产的一种方式。实施时钻眼深度在50m以内，由于开窗位置在油层顶部，钻遇地层主要为油层，对固井要求不高，甚至可对挖潜厚层油藏实施TBS筛管或割缝筛管完井，不固井，实施费用远低于侧钻井。

参考文献：

[1]王齐禄，陈晓宇，王尤富，王翔，孙超.闵桥油田油水井套损原因分析及治理对策[J].辽宁化工.2016（7）：968-971.