M油田套损井检测修复技术及治理方案

＊那 宇

（中海油能源发展股份有限公司 北京 100027）

在钻井和采油过程中，套管起着十分关键的作用，套管的耐用程度直接关系到油田能否长期稳定高产。套管损坏容易造成井壁坍塌、井筒腐蚀破坏、油气泄漏、注采井网失调等问题，同时无法正常获取动态监测资料，导致油田管理费用增加，对油田稳产和高效开发产生很大程度的影响[1]。

式中,Y为奥氏体含量(%),X为N含量(%).当奥氏体与铁素体两相比例接近1∶1时,双相不锈钢可以获得最佳的综合性能[6-8].将Y=50代入式(5)可求解出X=0.154 5,即1.545%.因此,当N含量为1.545%时,Fe-21Cr-3Ni-1Mo-N双相不锈钢组织状态最佳.

M油田开发年代较早，随着M油田勘探开发的不断深入，套管发生损坏与变形情况越来越严重，损坏变形程度越来越深，严重制约M油田未来发展，因此需要对目标油田套管损坏与变形问题开展技术攻关。

从以上数据分析可见，若息税前利润率高于负债利息率，企业可利用财务杠杆效应使普通股股东获得超出息税前利润率的超额利润，从而取得良好的理财效果。

M油田套管损坏与变形主要面临油田区块地质构造地层因素复杂、损坏变形程度形态等各异、多种套管损坏变形因素交叉等难题。针对现存问题，本文对M油田套损类型、影响因素进行研究，并针对M油田实际情况提出适合的修复检测技术和治理方案。

1.M油田套损井统计分析

M油田目的区块地质构造复杂，套管损坏变形井数多，截至目前已掌握套管损坏变形井的数据资料，发现完井年限超过10年的近50%。受当时钻完井技术及多年生产过程出现的地质、腐蚀等因素影响，大大增加了套管损坏变形研究的复杂性，严重制约了M油田油气生产。

2.M油田套管损伤类型

套管损坏主要包括套管变形、破裂和密封性破坏三种类型[2]。通过对M油田现存发生套管损坏变形井类型统计来看，套损套变类型主要为变形、漏失及遇阻。其中套损类型以变形为主，占比42%，其次为套管漏失及工程作业时下放钻具遇阻分别占比25%和33%，根据目前掌握资料暂时无法判断损坏类型。

3.M油田套管损坏变形机理研究

(1)盐膏层蠕变

①找漏。推荐采取MIT（多臂井径）＋MTT（电磁测厚）方式探测漏点位置，并用机械找漏方式辅助验证。②堵漏。推荐采取LHD药剂对漏点进行封堵，步骤如下所示。

图1 已确定套损套变处岩性统计

图2 套管破漏井修复工序

(2)地层高压

（5）取换套技术。取换套管是治理水泥返高以上套损井的有效手段之一[10]。其主要原理是取出已破损套管，再下入新的套管，进而对井筒进行修复。在取换套管施工中，受套管腐蚀、地层坍塌等因素影响，易出现套管倒散、丢鱼等工程事故。

（2）磨铣、锻铣整形技术。磨铣整形是使用铣锥、铣柱等工具，依靠磨铣的方式来打通变形套管内部的通道，将变形后的套管扩径至需要的尺寸。锻铣整形是将套管锻铣器下入至套损点以上位置，循环、旋转切割该位置套管，割断套管后，刀片张开至最大，加钻压用刀腹合金磨铣至套损点以下，适用范围更广。

(3)腐蚀因素

套管损伤检测技术主要包括机械找漏技术、超声波测井技术、井径成像技术（MIT）、以及电磁探伤测井技术（MTT）。机械找漏技术是利用封隔器单封或双封，通过二分法试压的手段确定套管漏点位置[3]。超声波测井技术是利用声波在不同介质中传播速度的差异，测量套管内径、壁厚和固井质量[4]。井径成像技术是利用多臂井径成像技术或光纤井径成像技术，确定套管内壁出现的破损、穿孔、断裂、变形等损伤情况[5]。通过电磁探伤测井技术可以确定套管壁厚、内外壁金属损失率情况及水泥环完整度[6]。

综合以上数据进行分析，得出以下结论：①M油田目的区块15口井中，1～6号井属于中等腐蚀井，7～14号井属于严重腐蚀井，15号井为轻微腐蚀井；②M油田目的区块地层流体及储层流体含有较高浓度的二氧化碳及硫化物等腐蚀性气体，油田区块属于CO2/H2S/O2高矿化度耦合环境，油田套管腐蚀情况严重。

(4)固井质量

①水泥环完整性。由于固井质量差，导致水泥环缺失，进而造成套管外壁与水泥环之间产生环状间隙，从而使套管受到不均匀力，造成套损。②水泥环特性。由于非均匀地应力的作用，井眼一般为椭圆形，固井完成后套管外的水泥环也为椭圆形。采用有限元方法对椭圆形水泥环作用下套管应力分布进行求解。结果表明由于井眼形状不规则导致水泥环薄弱处套管出现挤压变形破坏。③套管偏心。盐膏层中井眼条件复杂，埋深较深、井斜角较大，易导致套管偏心，致使凝固后的水泥环厚度在井眼圆周上出现差异，套管外壁水泥环厚度不均匀。在非均匀地应力条件下，使套管产生较大的应力，导致套管在偏心方向产生挤压破坏。

4.套管损伤检测技术

通过对M油田目的区块15口井腐蚀环境进行分析，得出以下数据：①1～6号井中含有高浓度CO2和Cl离子，CO2分压为5.6～28.20 PSI，Cl离子浓度为168953 mg/L；②7～14号井石油中含有H2S，其占比为0.6%～4.4%不等，其中7～12号井H2S分压为0～118.1 PSI，CO2分压为91.5～219.2 PSI，Cl离子浓度为149413mg/L，12～14号井H2S分压为15.8～58.5 PSI，CO2分压为90.5～187.3 PSI，Cl离子浓度为145409mg/L；③相比之下15号井石油中H2S占比仅为0%～0.4%，H2S分压为0，CO2分压为3.6～32 PSI，Cl离子浓度为139552mg/L。

(2)对各偏好矩阵进行一致性和群体一致性检验与调整，偏好矩阵的具体构造规则、一致性检验与调整方法、群体一致性检验与调整方法请参见文献[14]；

在电气工程的节能设计过程中，只有采取以下节能措施时，供电系统和配电系统才能同时实现节能效果：电源设计过程和配电系统要求尽可能简单和可靠，在设计阶段避免出现过多的配电级数。原则上，同一电压系统的配电原则不应超过两个等级。在低压时原则上不应超过三级，同时三级电力负荷不允许超过四级。在节能设计过程中，电网系统的变压器必须通过相应的技术手段深入电力负荷中心，通过缩短电源线的半径以有效地减少传输损耗。因此，这就要求国家电网的地方供电公司要科学合理地设计供电线路，合理规划相关供电线路，避免出现线路重叠，为节能提供基础支撑。

5.套管损坏变形修复技术

（1）机械整形技术。使用梨形胀管器、偏心辊整形器等工具，依靠挤胀的方式来恢复套管内通径尺寸。梨形胀管器利用钻具本身的重量或下击施加的冲击力迫使工具的锥形头部，楔入变形套管部位进行挤胀，以恢复其内通径尺寸；偏心辊整形器利用工具本身的偏心外径差，在套管变形处旋转，对变形部位进行挤胀和辊压，使变形段逐渐复[7]。

在唐小果的想象中，糖人国不应该到处都是糖吗？房屋、墙壁、灯泡、地板，甚至连植物都应当是糖做成的……可这里反差也太大了吧！

分布式能源行业能效高、低排放、技术密集决定了其投资高，再加上承担园区供热管网建设，以及主要设备燃机属高端制造业，国产化进程有待时日，行业投资高于燃煤发电。

（4）套管补贴技术。套管补贴技术主要包括波纹管补贴技术与液压胀管补贴技术。其原理是将补贴管下至套损位置，通过膨胀头挤压补贴管，最终将补贴管贴在套管壁上，完成套损治理[9]。

（3）化学封堵技术。化学封堵技术是从地面通过井筒向套管漏点注入化学堵剂，在套管漏失点外环空与地层之间形成低渗透高抗压的水泥环，从而达到封堵套漏，重建井筒完整性[8]。针对M油田实际情况，推荐采用LHD封堵剂对套管破漏井进行封堵。

M油田含水盐膏层易产生渗析作用和高水头区域，导致孔隙流体压力高于静水压力，形成异常高压区域。在异常高压区域，套管所受等效应力随高压地层深度增加不断升高，且出现应力集中现象，进而造成套管发生变形，地层高压是M油田套管破坏的主要原因之一。

6.M油田套损井治理方案

M油田的套损形式主要是套管破漏和变形，损伤程度不重。针对这两种情况，推荐两套治理方案。

(1)套管破漏井

套管破漏井直观表现为井下工具能正常起下，但套管异常漏失、试压无法稳压。产生的主要原因是腐蚀气体腐蚀，这类井只要采取措施找到并封堵破漏位置即可。

M油田区块分布有广泛的盐膏层地层，部分盐膏层厚度达800m，巨厚盐膏层带来严重的井壁稳定、盐膏层蠕变问题。在钻完井后套管占据了原有岩层，此时盐岩层会发生蠕动、变形现象，套管由于阻碍其运动，受到盐岩层施加的外挤载荷，导致套管产生变形，当套管所受载荷大于其挤压强度时，套管遭到损坏。除此之外在盐岩层段钻井过程中，极易造成井眼扩大，对现确定的已套损处地层统计分析得出（图1），近90%的套损都发生在硬厚盐膏层地层。巨厚盐膏层蠕变是造成M油田区块地层套管变形挤毁的主要因素。

(2)套管变形井

套管变形井直观表现为井下工具起下遇阻卡，套管可能存在异常漏失或试压无法稳压。产生的主要原因是盐膏层地层蠕变。这类井需要先打通套管内通道，采取措施修复变形位置，如果修复后套管破漏，需要封堵破漏位置。

B厂对冲燃烧锅炉在660MW工况下运行，末级过热器及末级再热器管壁中间位置超温严重，限制主汽温度和再热汽温达设计值。对冲燃烧锅炉，不存在炉膛出口的烟气“残余旋转”。结合对冲炉热力计算理论分析，炉膛出口沿宽度方向上的屏底温度差异，会造成过热器和再热器受热面在炉膛宽度方向上吸热不均，引起局部受热面超温。

①套管内打通道。推荐采取机械、液压胀管方式尝试恢复套管内径，若无法实现，采取铣锥＋铣柱磨铣变形段套管的方式恢复内径。②漏点封堵。推荐采取套管补贴或封隔器卡封方式进行封堵，步骤如图3所示。

图3 套管变形井修复工序

(3)修复效果评价

对已修复的套损井进行试压作业检测修复效果。针对套管破漏井自下而上进行压力测试，持续稳定施压30min，压降不超过0.5MPa，说明套管修复成功；针对套管变形井，先使用测径仪进行测试，若顺利通过说明套管整形效果良好，再对其进行压力测试，评价标准与套管破漏井相同。

7.结论

（1）套管对油田能否高效开发起着至关重要的作用，套管损坏会造成井壁坍塌、井筒腐蚀破坏、油气泄漏、注采井网失调等问题，同时无法准确获取地层资料，直接影响油田经济效益。（2）M油田开发时间较长，套管损伤变形严重。研究发现M油田目的区块存在大块巨厚盐膏层，部分盐膏层厚度达800m，盐膏层蠕变对套管产生挤压力导致套管变形，目的井群有近90%套损发生在盐膏层，是M油田套损主要原因。由于地层高压产生应力集中现象，致使套管产生严重弯曲形变；受腐蚀性气体侵蚀，套管发生腐蚀破漏，统计发现目的井群超过50%处于严重腐蚀环境。此外，固井质量差也是M油田套损主要因素之一。（3）针对M油田套管损伤变形现状，结合井下团队现场实际作业能力，推荐机械找漏、超声波测井、井径成像以及电磁探伤测井等套损检测技术；优选出机械整形、化学封堵、套管补贴以及取换套等套管修复技术。（4）针对M油田套管破漏井和套管变形井提出了合理的治理方案，并通过试压作业对其修复效果进行评价，在持续施压30min条件下，若压降不超过0.5MPa，说明套管修复效果良好。（5）套管损伤是每一个油田无法避免的问题，采用正确、适合的方法对损伤套管进行修复，可以有效降低成本，提高油气产量和经济利益，本文针对M油田套管损伤问题提出的技术方法以及治理方案对油气田开发具有一定的指导意义。