蒸汽驅區塊油井套損原因分析

摘要：針對蒸汽驅油藏開發過程中油井套損不斷加劇現象，從地質、開發、工程等多方面分析了深入分析了套損產生的原因，并提出了針對性的預防治理措施，為提高蒸汽驅油井開井率及開發效果提供了技術借鑒。

關鍵詞：蒸汽驅;套損原因;高溫;硫化氫腐蝕;防治措施

1基本情況

油田開發過程中，由于地應力、頻繁作業、硫化氫腐蝕等原因，油井套管發生變形、破裂以及錯斷是普遍現象。油田也常常采取大修、注灰上返、套管補貼，以及側鉆和更新等措施對套管損壞井進行治理，以恢復油井產能。

2 套損原因分析

油井套管損壞并不是單一因素影響，往往是多種因素相互影響、綜合作用的結果。對于蒸汽驅油藏來說，由于蒸汽驅高溫特點，以及次生硫化氫的含量高，使套管損壞的因素較其它方式開發油藏要高。

2.1泥巖吸水膨脹

一般稠油儲層巖石以泥質膠結為主，粘土礦物相對含量以蒙脫石為主，其次是高嶺石、伊利石。這類粘土礦物吸水后會軟化、膨脹，造成的壓力變化對套管的外部增加壓力，并且隨著時間的推移，壓力越來越大，當壓力增加到套管所能承受的能力時，就會發生套損現象[1]。

2.2地層出砂影響

隨著汽驅采出程度的增加，儲層砂巖體承載砂粒的負荷增加，砂粒間的應力遭受破壞，膠結疏松，極易出砂。邊部油藏由于膠結弱，本身就出砂;主體部位由于采出程度高，砂巖骨架破壞，導致出砂。同時，套管破裂后又加劇了出砂，而出砂又對已破壞的套管產生更大破壞，二者相互影響。統計數據顯示，套損井中24%都有不同程度的出砂。

2.3 硫化氫腐蝕影響

高溫蒸汽作用下，油藏中的硫化物極易發生化合作用而產生大量H2S。H2S極易溶于水后形成弱酸，對金屬有腐蝕作用[2]。隨著汽驅受效，區塊塊油井H2S含量逐漸增加，目前有95%的油井H2S含量超標，其中64%的含量在1500 mg/m3以上。H2S在水中溶解度隨溫度增加溶解度逐步降低，在55℃～70℃，隨著溫度的增加，腐蝕程度加劇。

2.4 固井差影響

固井質量差直接造成部分套管沒有支撐點，套管受力不均勻，產生應力集中，最終會導致套管彎曲變形、錯斷。在注蒸汽高溫條件下，水泥環會隨著溫度的升高、下降，產生壓縮、拉伸的應力，從而影響固井質量，水泥環松動破壞后導致套損。

2.5射孔降低套管強度

油層射孔段套管損壞在套損井中占有很高的比例，射孔致使套管抗擠壓失穩強度和抗內壓強度降低，也會引起套管破損。射孔時射孔彈在一瞬間爆炸，對套管產生巨大沖擊波，套管突然脹大，使套管在射孔井段中部或非射孔井段相交位置產生變形[3]。

2.6套管材料影響

大部分套管使用的都是N80型號，占57%，另外還有TP100H、P110及J55型號。N80套管允許的最大溫度在220℃，而注蒸汽的平均溫度在320℃左右，有的超過了350℃，研究發現，N80套管因高溫屈服強度降低18%，彈性模量降低38%，抗拉強度降低7%。

2.7汽竄影響

汽驅開發中汽竄現象也是影響套損的重要因素。汽竄井在高溫高壓的作用下，套管內吸外壓，造成套管局部應力集中而發生套損。

3 套損防治對策

3.1預防對策

（1）、通過使用較高鋼級和壁厚較大套管材料，提高套管的抗壓強度，延長套管使用壽命。

（2）、嚴格鉆井監督檢查，確保固井質量合格。固井時，建議使用抗壓能力強的優質水泥進行固井，對固井質量進行嚴格的試壓檢查，確保固井后井口沒有漏氣現象。

（3）、優化射孔的孔徑、孔密、相位角等參數，同時要避免重復射孔，降低射孔對套管抗壓強度的影響。

（4）、對出砂嚴重的區域，可采取先期防砂，保護好油層，加強油層骨架的穩定性，降低出砂幾率，從而減輕出砂對套管的損害。

3.2套損井防治技術

（1）防砂方面

做法一、優化泵型，適時采用抗砂泵、攜砂泵?？股氨每梢杂行Х乐股傲＿M入泵筒與柱塞之間的間隙，能大幅度的延長檢泵周期;攜砂泵在不砂埋的情況下，可以攜砂生產;作業過程中盡可能實施撈砂;生產過程中要合理控制液量，避免出砂加劇。

做法二：通過實施化學樹脂防砂，介質進入目的層后，分散并吸附在沙子表面，在地層條件下固化，在套管外地層中形成不熔化、不溶解的阻砂井壁，并且具有一定的有滲透性。

（2）防高溫方面

做法一：調整工作制度，對于已發生汽竄的油井實施降沖次、摻水生產，緩解汽竄影響;對于目前溫度上升、有汽竄趨勢的油井，也可以起到防止過早汽竄的目的。

做法二：開展注汽井動態調控，下調注汽量，減少高溫發生頻次，降低高溫對套管的損害，同時起到一定增油效果。

（3）側鉆、大修等治理方面：對套損深度、類型、時間等及時跟蹤，客觀分析套損對生產影響，充分論證側鉆大修等技術可行性;精細剩余油潛力分析，客觀措施后經濟效益評價，從而合理制定套損井治理對策。

4 結論及認識

（1）高溫高壓是區塊油井套損產生的最主要因素，油層出砂、H2S腐蝕也加劇了套損的程度。

（2）作業區通過加強日常管理，有針對性的實施防砂、防高溫的措施，可以有效緩解套管損壞的加劇程度。

（3）加強套損機理研究，認清套損原因及規律，應用套損井檢測技術，探識精通內壁腐蝕和套損形態，為預防、治理套損提供依據。

參考文獻

[1] 趙艷寧等.八面河油田套損原因淺析及防治對策[J].天然氣與石油，2013，31（6）：60.

[2] 孫飛飛.貝301區塊套損原因分析與預防[J].化學工程與裝備，2014，6：107～108.

[3] 徐國鑫.稠油熱采井套管損壞狀況及原因分析[J].西部探礦工程，2012，1：89 ～90.

作者簡介：

劉軍（1978.10—），男，工程師，2004年畢業于東北師范大學“公司管理”專業，2005年畢業于華東石油大學“石油工程”專業，現從事油氣田開發和管理工作。