油田套损井的影响因素及治理措施

油田套损井的影响因素及治理措施

套管变形和严重磨损井在油田开发和生产过程中，管道损坏给油田生产带来了很多不便，导致油田注采网络配置不规范，开发效果差。例如，对重建和更新井的经济效益降低。在孤东油田,套管变形和损坏井情况尤为突出。近20a的开采,长期高压注水引起断层活动或地层滑动,进而损坏套管,引起套管载荷变化异常,导致套管变形、错断,对生产产生了极大的危害。套管变形和损坏造成油、水井报废或停产现象日趋上升,严重影响了生产并增加了成本。有针对性地对套损井进行套变机理和趋势预测的研究,有助于预防和延缓套管变形的发生,并延长油、水井使用寿命,对于油田的稳定开发、经济效益等都具有重要的意义。1对套雨中损失原因的分析、属性和机制的研究1.1地层开发影响因素引起套管损坏的原因很多,包括岩体本身物理或化学变化,岩体整体或结合面间滑动,管材质量,施工操作和开发管理不当等诸多因素。通过分析认为,套管损坏的原因主要有以下5种:地质因素。主要包括构造应力场(水平差应力值和应力剖面组合)、层间组合、岩层蠕变性能和泥页岩膨胀率;断层活动性及地层塑性流动等。开发措施因素。油田注水压力过高或人工压裂致使泥页岩遇水膨胀;注水后引起地应力变化、地层滑动和断层活动;地层出砂造成生产层段掏空,套管失去支撑;地层亏空较大造成的地层沉降等。钻井因素。主要包括井眼质量,套管层次与壁厚组合,管材选取和管体质量。操作因素。主要有下套管时损坏套管、作业磨损、重复酸化、高压作业、试油掏空过大和射孔等。腐蚀因素。主要有高矿化度的地层水,硫酸氢根、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等。在上述因素综合影响和作用下,将产生套管变形、弯曲、破裂、穿孔、错断等多种类型的套管损坏。1.2套管失效地层及特征形态特征:通过采取打铅印、多臂井径、薄壁管验套、井下电视等手段,对测得数据统计表明,该区块套管变形主要有错断、壳变、椭圆、缩径、单面挤扁、点漏等几种形式。套变规律:根据统计孤东油田自投产以来至2003年10月,共有65口井因套管损坏影响生产,占投产总井数的25.0%。孤东油田套管损坏类型复杂,主要具有以下特征:①65口套损井中,水井18口,占套损井数的27.5%。②从套变周期来看,有部分井套变时间在2年以内,其余的套变井,水井较油井从投产到发现套变的时间要短。③平面上,套损井具有在构造高部位、倾角大及断层附近分布密集的特点。根据统计,距离断层200m以内的套损井数为14口,占套损总井数的41.2%。④纵向上,套损井段主要发生在砂岩段、生产段上下泥岩段及非固井段。泥岩段是套变的易发区域。另外,在环空未封固处套管发现腐蚀和漏点2口,套管发生变形的井有7口。套管变形集中表现为错断,变形剧烈,并且周期极短,这是该区套变的重要类型。1.3高压保水开采中地层失稳的机理孤东油田含油层系多岩性剖面和砂泥岩剖面。在开发过程中,对物性差的储层,普遍采用了高压注水和多次压裂等措施,极易造成地层滑动,泥页岩蠕变、断层活动等多种成因的套管损坏。根据统计和调研,结合油藏地质特点和开采方式综合分析,认为该区套管损坏的主要机理如下:载荷非均匀性对套管挤压造成套变。如固井水泥环变形性质对载荷非均匀性的“改造”作用、因套管初始椭圆度引入的受力非均匀问题及固井质量的影响等。由于射孔对套管刚度的削弱,储层部分套管的变形比无射孔的分析结果高出许多。模拟60°相角,射孔10孔/m,在与上述载荷相同情况下,射孔段套管面内最大变形接近10mm。对于深井低渗的油藏来说,胶结物以泥质为主,粘土矿物成份较高,其中伊利石与蒙脱石混层粘土占28%。当注入水进入地层后,可造成隔层泥页岩吸水的因素包括2个方面。其一是储层实施压裂改造后,人工垂直裂缝延伸到上下泥岩隔层;另外,由于物性差,高压注水极易在井底造成憋压,形成井底附近地层的压裂,这些都造成后期的注入水沿人工裂缝进入泥岩层,引起泥岩吸水蠕变。人工裂缝一般都沿最大主应力方向轴对称裂开,造成泥岩吸水不均衡,进一步加大水平差应力的影响,在这种不均衡应力的作用下,泥岩蠕变施加较大的载荷在套管上,极易造成套变。这种类型的套变一般首先发现于生产层段附近的泥岩顶处,套变类型表现为椭变和缩径。对压裂井,多次压裂又可产生多条大裂缝,这样可能将储层切割为多个离散块体。实施高压注水后,注水井注水压力逐步上升,一方面局部应力增高,另一方面砂泥岩界面物质遇水,结合力变弱,可能促使局部地层由高点向低处滑移,导致套管损坏。高压注水引起断层复活,而断层的复活造成地层滑动,进而损坏套管。孤东油田断层密集,这些位置油水井整体压裂的切割作用更大,地层易于活动。另一方面,断层周围水井普遍采用高压注水,易使注入水沿裂缝进入断层面,使断层面泥化物质降低结合力,相当于起到润滑作用,另外,引起地应力的变化,导致断层局部产生滑动,对套管产生破坏。整个井身结构中,自表层套管和水泥返高之间,较大范围的生产套管处于无支撑状态。这段套管在外力作用下,极易产生结构变形失稳与失效(图1)。油层埋深在2000m多时,有1000m左右的套管没有水泥环的支撑。油田开发中地层亏空过大可能造成沉降;高压注水可造成地层抬升和断层活动;另外频繁压裂等高压作业都是造成套管失稳的外部条件,这种类型的套变井所占的比例较大,并且在其它油田也较常见。该类型套变位置大都对应于环空中井径变化或岩性突变处,套变周期短,变形以错断为主,危害极大。2套损严重油区预防建议套管损坏的原因是多种因素造成的,要保护套管,延长油水井套管使用寿命,必须采取综合而有效的治理措施。对于套损严重的油区,应该从完井、作业、井网布署、开发参数调整等各方面做好预防工作,预防措施包括两方面:一是防止外挤力超过套管强度;二是提高套管强度来增加抗外挤力。2.1井下套管抗压强度调整主要从两方面预防套损:制定合理开采方式,减少油水井套损的发生;严格施工质量,减少人为诱发套损因素。合理控制注水压力:油田高压注水时,随着注水压力的不断提高,地层压力水平也不断上升,当地层压力超过临界压力时,地层将发生相对滑动,引发套管变形,特别是泥岩夹层发育或断层发育地区,套损井可能成片发生。另外,长期高压注水,使套管在长期高压载荷的作用下,加剧套损速度。控制地层压力在临界地层压力以内或套管抗内挤强度的70%以内,减缓套损的发生。合理控制生产压差,保持注采平衡:除地应力和地层压力变化引起套损发生外,在地层压力不大于原始地层压力时,压差的影响不容忽视。由于注采不平衡、后期井网大幅度加密以及层间连通性差等原因,从而形成了一个从高压区指向低压区的附加应力,诱发地层滑动,产生套管变形,特别是在高压区,套损现象尤为严重。推广使用套管丝扣密封脂:大多数井套管的破漏,是由于套管接箍不密封,加速腐蚀造成的。建议今后在下套管施工中,上扣应使用合格的密封脂,上扣扭矩应达到合格要求,使套管满足密封耐压或提高轴向载荷能力,避免丝扣刺漏,加快腐蚀,降低套管强度。优化射孔及储层改造方案:任何酸化压裂、射孔工艺和质量都对套管的寿命有重要影响,重复射孔或酸化压裂,大幅度降低套管抗挤压强度,加速套管损坏变形。对储层实施压裂酸化改造,确定施工压力,施工压力以不超过套管抗内挤强度的80%为宜。改进井下工具,避免磨铳套管:由于方案设计或施工原因,常发生井下落物、管卡、管堵等现象,需进行打捞磨铳,不可避免地造成套管壁的磨损,降低套管强度。建议改进钻具,在钻磨施工过程中,安装扶正装置,减少偏磨现象,保护套管。2.2传递能量的作用套管爆炸整形技术是将专用的、一定质量和几何形状尺寸的炸药通过井下工具带入需要整形的井段,利用炸药爆炸瞬间产生的高能气体,通过液体介质的传递,使能量首先作用于离它很近的套管内壁上,克服套管本身阻力和套管外物体的挤压力,使套管迅速产生膨胀,从而使套管变形恢复。套管补贴技术是将套管补贴工具组装后下入井内,核准波纹管深度,定位在补贴位置,通过泵车憋压并经油管内腔压力传递到液缸,推动活塞带动拉杆和与拉杆连接的刚性胀头、弹性胀头一起上行,胀扩并通过波纹管,使补贴波纹管牢固地补贴在套管上,与原井内套管形成一个封闭的整体,从而实现封堵目的井段的要求。2.3修复技术的改进和应用2.3.1管道装饰技术2.3.1.机械整形施工对套管存在轻微缩径变形、不能实施补孔、卡封等措施作业的井,主要使用了梨形整形器、辊子整形器、铣锥、胀管器等工具进行套管机械整形,目前已实施机械整形施工53口,修复48口,成功率90%。2.3.1.地震整形井、空气井对变形后井径在70mm以上的短距离套管弯曲变形井,实施爆炸整形工艺,还可对破裂、错断井进行打通道,然后配合其它修井措施(补贴、套管加固等),恢复其生产要求。目前已实施爆炸整形施工3口。2.3.2上小直径套管的更换对套管严重损坏的井,利用管外套铣、管内扶正、倒出损坏套管或上部小直径套管,重新更换新套管。它不改变井身结构,修复后的井眼通径与原来一样,目前国内的技术可以实现在技术套管和裸眼井内的倒、换套,在孤东油田已成功施工3口。2.3.3管道装饰、加固技术2.3.3.固定冷拔小套管密封组是在待补贴段两端加装密封支撑体,通过液压方式使其将N80冷拔小套管密封固定在原井套管破损部位,以达到修复套管的目的。特别适合于套管外压力较大和需要各类高压施工作业的套损井。2.3.3.灰固井的空气管网修复利用套管悬挂装置将小套管(相对原井套管)下入需加固的井段,座封丢手,再挤灰浆封固小套管与原套管的环空,待灰浆固结后,钻掉多余灰塞,达到修复目的。