河南油田熱采井套損分析及下步建議

河南 李俠 柴細瓊

河南油田熱采井套損分析及下步建議

河南 李俠 柴細瓊

本文全面介紹了河南油田熱采井套管使用情況，從熱采套損井的套管螺紋、投產時間、井深、隔熱方式、生產服役年限等方面進行系統分析。特別分析了河南油田大規模使用的偏梯螺紋套管套損情況。通過研究，提出了加大偏梯螺紋套管使用力度、中深井注汽采取隔熱措施、提高油層段套管強度等建議。對河南油田及同類型油藏熱采井生產套管選型具有指導意義。

熱采井；套損；分析；建議；河南油田

前言

河南油田稠油油藏斷層發育，主要油藏地質特點為：①油藏埋藏淺，小于600m占85%以上。②油層厚度薄，一般1-4m。③原油粘度高：特超稠油儲量占60%。2004年之前，河南油田主要蒸汽吞吐區塊為井樓油田，井深為200-400m，均采用長圓螺紋生產套管、普通油管注汽。隨著稠油的深入開發，相繼有楊樓、古城等稠油油田投入開發，中深井逐漸增多，注汽壓力、套管承受高溫等發生變化，單一的采油工藝技術無法滿足開發生產的需要，熱采老區進入高輪次吞吐，熱采效果變差，井下技術狀況有問題的井仍有一百多口，近幾年平均每年新增90口。僅2005-2008年共發現套損井240口。套損集中在楊樓、古城BQ10區、井樓一區、新莊BQ67區，共228口，占套損井數95%。

06年初，河南油田針對稠油熱采的特殊性開展了套管選型工作，在新投產熱采井上逐步使用偏梯螺紋套管；在中深井上采用套管組合（油層段采用熱采套管）方式，隔熱工藝向普通油管加封隔器、注N2、隔熱油管注汽等多樣化發展。

一、熱采井套管使用情況

2004-2008年河南油田共投產熱采井1106口。其中長圓螺紋套管井912口，偏梯螺紋套管井194口。自06年起，熱采井開始使用，偏梯螺紋套管的井數逐年增加，06年當年投產18口，07年投產72口，到08年投產了104口。

二、套管損壞情況分析

對河南油田2004-2008年新投產的熱采井發生套損的情況按套管螺紋、投產時間、井深分布、隔熱方式、服役年限等進行分析。

（一）按套管螺紋類型：2004-2008年河南油田新投產1106口熱采井，截止2008年底共發生套損100口，其中長圓螺紋套管井損壞98口，偏梯螺紋套管井損壞2口。

（二）按熱采井投產時間：開展套管選型之前即2006年前，2004-2005年投產熱采井發生套損83口，占5年（2004-2008年）投產總熱采套損井的83%。2004年以來投產熱采井套損率由14.8%降低到0.6%。

（三）按選型前后套損率：對比選型前三年（2004-2006年）與后三年（2006-2008年）投產井套損情況，套損率由11.87%降低為1.03%。

（四）按套損井的井深變化情況：套損井井深分布情況見表3。2004-2008年投產發生套損的100口熱采井中，井深大于500m的有76口，中深井的套損比率大。井深＞600m以后，套損井占總投產井的比率由6.6%上升到20.5%。

（五）按套損井的注汽隔熱方式：100口套損井中，未采取注汽隔熱措施的有92口。（詳見表1）

表1 2004-2008年投產套損井按井深和隔熱方式分類

（六）按套損井套管服役年限

表2 2004-2008年投產熱采套損井基本情況

2004-2008年投產熱采套損井中，多數為錯斷井（占近6成），平均單井服役年限為1.69年（一年零八個月）。

三、使用偏梯螺紋套損井情況分析

僅有2口井采用偏梯螺紋+熱采套管發生套損。其中新2301套損部位為油層段以上，采用N80 Φ177.8×9.19mm偏梯螺紋套管，楊50716套損部位為油層段（熱采套管）。套管平均服役年限僅為0.8年（9個多月）。

四、結論及建議

（一）河南油田稠油熱采套損井套管主要為長圓螺紋。在高溫注汽狀態下采用行業標準進行強度校核，長圓螺紋套管無法滿足強度要求。故今后新鉆熱采井生產套管須選用偏梯螺紋。

（二）光油管注汽，套管溫升大。故中深井注汽時采取隔熱措施，以保護套管、減少套損。

（三）據分析，對于新鉆熱采井套管選型遵循：①在采取注汽隔熱措施的前提條件下，對于井深小于600m的井，建議開展全井采用N80 Φ177.8×9.19mm偏梯螺紋生產套管的試驗，以降低熱采井生產套管成本。②對井深大于600m的熱采井，綜合考慮套損嚴重情況以及成本因素，采用組合套管：N80 Φ177.8×9.19mm+TP110H Φ177.8×9.19mm偏梯螺紋套管。

（編輯 李艷華）

（作者單位：李俠，河南油田分公司技術監測中心；柴細瓊，河南油田分公司石油工程技術研究院）