（石油与天然气工程专业论文）陇东油田小套管修复套损井技术的改进研究.pdf

中文摘要 论文题目： 专 业： 硕士生： 指导教师： 陇东油田小套管修复套损井技术的改进研究 石油与 李小兵 陈军斌 梁庆辉 要 小套管修复套损井是长庆油田比较成熟和具有优势的技术，在近几年的实际应用过 程中，存在一些有待进一步完善的要求和期待解决的问题。如：小套管入井再腐蚀问 题：其严重影响了套损井的修复周期与修复时效，此问题也将影响小套管修复套损井工 艺技术的延续与发展；小套管修复专用封隔器的座封可靠性与座封寿命：这也是影响 套损井修复寿命与修复时效的主要因素之一；小套管修复施工过程中封隔器中途座封 问题：这是直接影响小套管修复作业时间长、修复费用增加、产量恢复慢的主要原因。 本课题通过大量的分析和调研，借鉴长庆套损井以往研究方法、手段和经验成果， 将迸一步完善套损井的小套管修复技术。主要进行以下三方面研究： ( 1 ) 小套管腐蚀现状及机理研究； ( 2 ) 小套管腐蚀对策研究； ( 3 ) 小套管修复套损井用封隔器的改型设计研究。 关键词：套损小套管腐蚀防护综合治理陇东油田 论文类型：应用研究 i i 英文摘要 _ 一一_ 一 s u b j e c t ：as t u d yo nc o r r o s i o nc o n t r o lt e c h n o l o g y o fs m a l l 。c a s i n gi nl o n g d o n g 0 i l f i e l d s p e c i a l t y ：o i l & g a s f i e l dd e v e l o p m e n te n g i n e e r i n g n a m e ：l ix i a o b i n g ( s i n s t r u c t o r ：c h e nj u n b i n ( l i a n gq i n g h u i ( s i g n a t u r e ) a b s t r a c t c o r r o s i o nc o n t r o lt e c h n o l o g yo fs m a l l - c a s i n g ( m a c a r o n it u b i n g ) u s e di nc a s i n gr e p a i ri sa q u i tm a t u r ea n dp r o m i s i n gt e c h n o l o g yi nc h a n g q i n g ，b u ti nr e c e n ty e a r sd u r i n g u s et h i s t e c h n o l o g y , m o r ea n dm o r ep r o b l e m sh a v ea r i s e n s u c ha s ：t h ec o r r o s i o no fs m a l l c a s i n gi s v e r ys e r i o u s ；t h er e l i a b i l i t ya n dl i f e t i m eo ft h ep a c k e r ss e t t l e m e n tn e e dd e v e l o p m e n t ； t h ep a c k e r sp e r f o r m a n c ei nc a s i n gr e p a i rc a nn o tm e e tt h er e q u i r e m e n t b yr e a d i n ge n o u g hd o c u m e n t sa n dp a p e r s ，m o n gw i t hp r o d u c i n gp r a c t i c eo f n o2o i l r e c o v e r yc o m p a n yo fc h a n g q i n gi nl o n g d o n gr e g i o n ，t h ef o l l o w i n gm a j o rw o r k s w e r ed i d ( 1 ) s t u d yo nm e c h a n i s mo f t h ec o r r o s i o ni ns m a l l - c a s i n ga n di t sc u r r e n ts i t u a t i o n ； ( 2 ) p r o t e c t i o n m e a s u r eo fa n t i - c o r r o s i o ni ns m a l l 。c a s i n g ； ( 3 ) r e f o r ma n dp e r f e c t i o no fp a c k e r k e yw o r d s ：c a s i n gd a m a g e s m a l l - a s i n g c o r r o s i o n p r o t e c t i o n c o m p r e h e n s i v e t r e a t m e n t l o n g d o n go i l f i e l d i i i 学位论文创新性声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的说明并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。 论文作者签名： 勉： 日期：之掣：! 兰 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读 学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、 公开阅览、借阅以及申请专利等权利，同时授权中国科学技术信息研究所将本论文收录 到中国学位论文全文数据库并通过网络向社会公众提供信息服务。本人离校后发表 或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大 学。 论文作者签名：考丝! 导师签名： 日期：型掣堕 醐：毕怕 注：如本论文涉密，请在使用授权的说明中指出( 含解密年限等) 。 第一章绪论 第一章绪论 1 1 国内外研究的现状及存在的问题 在钻井和采油过程中，套管起着保护井眼、加固井壁、隔绝井中的油、气、水层及 封固各种复杂地层的作用。然而随着生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施， 以及不同的地质、工程和管理条件，大量的油水井套管发生了损坏，严重影响了油田的 稳产和高产。 导致油水井套管状况变差，甚至损坏的原因是多方面的。根据国内外油田开发几十 年的经验分析可知，引起套管损坏的因素可大致分为地质因素、工程因素和腐蚀三大类。 对于一个具体的油田或一口油、水井的套管损坏，其中某类因素很可能起主导作用，其 它为次要因素，而更多则是这些因素综合作用的结果。 ( 1 ) 地质因素 a 泥岩遇水膨胀 泥岩性质较不稳定，在高温高压下能产生蠕变，在有水侵入时易膨胀，中原油田部 分区块采用异常高压注水，导致泥岩、页岩地层进水，引起泥岩地层膨胀蠕变、滑坡和 断层复活，对套管造成非均匀的围岩蠕变外压，使其在非均匀挤压下损坏。 b 盐层对套管的损坏 盐岩层在地层温度和上覆地层压力作用下，不仅由于盐岩密度小于岩石密度，而且 盐岩或含盐泥岩遇水膨胀，向低压的井筒方向蠕动，致使套管损坏。另外，盐层溶解使 得井眼扩大或盐层坍塌，从而导致套管受力状态不均，引起套管损坏。一般认为井壁坍 塌主要是钻井液对盐层的冲刷和溶解作用造成，主要形成不规则井眼或大肚子井眼，使 固井水泥不能充满环空或第二界面胶结不好，从而使地层水或注入水侵入盐层，浸泡溶 蚀后形成空洞。 c 断层运移 美国密西西比南帕斯2 7 断块油田。全油田近2 5 0 口生产井钻遇4 条主要断层，到 1 9 7 1 年底已有5 4 口钻遇断层井套管损坏，其中2 1 口井已报废。断层运动使套管在3 m 范围内偏移。该油田套管损坏的特点是，在钻遇断层部分同井的井损坏的机率达到5 6 ( 6 6 口井损坏3 7 口) 。断层部分未固井的3 0 口井中，只损坏两口井，占6 。究其原因 主要为，随着油田不断开采，原始地层压力的降低以及压裂、酸化、高压增注，引起地 层内部结构的变化，注入水或压裂液侵入断层，顺断层运动、起润滑作用。由于地应力 作用，破坏了断层相对静止状态，上下盘产生滑移，对套管产生剪切破坏。 d 现代地壳运动和地震 西安石油大学硕士学位论文 研究表明，现代地壳运动( 这里指的是地壳升降运动) 能导致套管损坏。而套管损 坏的程度和时间则取决于现代地壳运动升降速度和空间分布的差异。 苏联的巴拉哈内一萨布奇一拉马宁油田是一个短轴背斜油田，西南翼陡4 0 - - - 5 0 0 ，东北 翼缓1 2 - - - 2 8 0 。从1 9 3 7 年到1 9 8 2 年，因套管变形和破裂报废了3 2 0 0 口井。由于在构造 的顶部和构造的陡翼现代地壳的沉降速度达到3 0 - - - 1 8 m m a ( 毫米每年) ，油井套管损坏 的时间为3 4 a ，随着不同地区沉降速度减缓到4 - - 一5 m m a ，套管损坏的时间延长到1 6 2 0 a 。从油井套管损坏的时间看，5 0 以上的套管是在3 a 内损坏的。 e 油井出砂 目前普遍的观点认为，油井出砂后会在出砂层段的套管或衬管附近形成空洞或坑道， 在上覆地层压实和地层压力下降的情况下，使围岩应力发生变化，破坏了周围岩石的应 力平衡，从而空洞上的已卸压岩石就可能坍塌，坍塌岩石和细砂挤压套管，导致套管损 坏。 f 围岩压力 钻井后，井眼周围的岩石中出现了临空面，原来的平衡状态遭到了破坏。当应力集 中处的应力达到围岩的屈服极限，就会发生塑性变形，这种变形受到套管和套管外水泥 壳的限制，同时套管也将受到围岩的反作用而发生变形损坏。 g 地面下沉及油层压实 地面下沉及油层压实主要是在垂向应力的作用下，使套管周围的岩石压实，导致应 力发生变化，从而使得套管在诱导的拉张力及剪切力的作用下容易发生弯曲或错断。例 如，北海的e k o f i s k 油田自1 9 7 0 年发现，1 9 7 7 年投产，1 9 7 8 年就首次由修井而发现有 套损，从1 9 7 8 年到1 9 8 9 年的1 2 年间就有的投产井有套损并且部分已报废，究其原因， 主要是由于地面下沉及油层压实所致。 ( 2 ) 丁程技术因素 套管柱强度计算及井深结构设计不合理 a 早期的套管柱设计是采用单轴应力设计，随后采用双轴应力设计，但是随着钻井 技术的发展和勘探开发的需要，钻井深度越来越深，地质条件越来越复杂，油井工作条 件越来越恶劣，单轴应力设计和双轴应力设计已不能满足钻井和油气井开发的要求，常 常造成油气井套管的先期损坏，为此，人们提出了套管三轴应力设计。该方法的理论基 础是v o n - m i s e s 屈服理论，它考虑了轴向载荷、外挤压力和内压力对抗拉、抗外挤、抗 内压强度的相互影响。 b 目前国内外流行的套管抗挤强度设计都是以有效外挤压力均匀分布在套管圆周上 的假设为前提条件的，即有效外挤压力按静水压力分布规律计算。实际上，由于地质构 造十分复杂，大多数油井套管的损坏是由非均匀载荷引起的，例如，盐岩、砂岩及泥岩 蠕变而引起的非均匀地应力，套管偏心、水泥窜槽造成的套管受非均匀外挤压力作用等。 研究表明，套管柱受均布外挤压力作用时的抗挤强度要比受非均布外挤压力作用时的抗 2 第一章绪论 挤强度大得多。另外，郝俊芳，龚伟安教授及西南石油学院的练章华教授还分别对双层 组合套管内充填水泥和液体介质进行了力学分析，给出了双层组合套管抵抗超高压地层 和非均匀载荷能力的计算方法。 c 对于注水开发油田，建井时没有考虑到油田中后期注水开发时套管强度、井深结 构、尺寸的要求，只按照静水柱压力或泥浆柱压力对套管进行抗挤强度计算。没有认识 到高压注水开发到中后期，泥岩吸水蠕变、滑移产生的横向层间位移侧压力、纵向地层 位移产生的拉伸力及纵横向位移产生的弯曲应力对套管的破坏作用。 固井质量 对同井封固质量的好坏只限于上不漏封、下不替空油层，试压合格，只规定管外不 漏油、气、水的要求是很不够的。扶余油田套管损坏十分严重，高压注水是诱发因素， 但注入水从深部油层窜到上部青山口、泉头组地层界面泥岩破碎带井段，即是固井封同 质量不好造成的。另外，由于井眼不规则或固井时存在混浆井段，在封固井段内，水泥 浆候凝期间放热不均匀，温度的变化使套管热胀冷缩，也易导致套管变形破裂。 射孔对套管的损坏 美国油水井射孔公司的室内实验表明：射孔时固井质量好损坏小，同井质量差损害 大；射孔时射孔弹药量多损坏大，药量少损坏小；射孔时孔数多损坏大，孔数少损坏小， 尤其射孔成直线排列损坏更大。 不合理的注水开发 a 注水压力超过地层上覆压力，吸水泥岩软弱层产生横向层间位移及纵向地层位移 破坏套管。高压注入水压开泥岩层原生微裂纹、裂缝及层理面，由于“水楔”作用而形 成对套管的破坏力，“水楔”作用对套管的破坏力与注水压力、泥岩原生微裂缝、裂纹 及层理的发育程度，注入水进入泥岩层的通道有关( 这种力大到一定程度时，这些泥岩 层同样会产生横向层间位移及纵向地层位移) 。泥岩软弱层产生位移的大小与地层倾角、 上覆地层的厚度，泥岩进水通道的难易有关。地层倾角愈大，横向层间位移越大，上覆 地层愈薄纵向位移越大。 b 注入水窜入地层界面泥岩破碎带挤坏套管。注入水进入该地层且压力超过地层上 覆压力时，泥岩碎块及坚硬的透镜体便沿水流方向产生位移使套管弯曲、挤变、错断。 c 注入水窜入断层面破碎带且超过地层上覆压力时，在特定条件下使断层上升盘复 活挤坏套管。 d 高压注水会使地层产生大量裂缝，当水侵入到盐层，泥岩、页岩、膏岩层时，会 使地层膨胀、蠕变、运移，将套管挤坏。 酸化压裂 酸化使油井附近的油层发生溶解作用，会产生溶洞或小洞，使套管周围受力不均， 从而导致套损。压裂则使地层压出裂缝，即超过地层破裂压力，这样会使油水井附近岩 层受力不均，再者由于压裂的重新定向而使裂缝的方向偏离所设计的方向，从而导致注 西安石油人学硕h 学位论文 水进入其它层或泥岩层，使岩层受力遭到破坏，进而加快了套损。例如，大庆油田外围 油田的套损主要归因于高压注水及压裂酸化工艺。美国加州b e l r i d g e 油田由于水力压裂 而导致注水开采的套损井并不比注水开采前的多少。 套管质量不合格 主要表现在管壁厚薄不均或壁厚达不到要求，管体和接箍有裂纹、内痕，管子存在 不圆度，造成套管使用寿命不长。另外，由于螺纹加工精度不高，造成丝扣不密封，套 管内外气体与液体由于压力不同互相串通，长期作用后，扩大了丝扣的孔隙，导致套管 损坏。 稠油井热采时套损原因 a 热采井高温及温度剧烈变化是套管损坏的主要原因。热采井注蒸汽的平均温度一 般在3 2 0 左右，有的超过3 5 0 ，超过了套管允许最大温度值2 0 4 2 2 0 。套管因 高温屈服强度降低约1 8 ，弹性模量降低约3 8 ，抗拉强度降低7 ，使套管基本处于屈 服状态。又热采井普遍采用全封同井，水泥返到地面，而水泥的线膨胀系数和套管的线 膨胀系数及弹性模量不同，必然束缚套管的膨胀和收缩，在套管柱内产生内应力( 即热 应力) 。因此在持续高温和热应力作用下，套管将会产生泄漏、脱扣、疲劳裂纹及压缩变 形，从而造成套管损坏。 另外，松弛现象使得套管接箍的密封性能受到了影响。目前现场所应用的圆扣和偏 梯形螺纹耐温极限都在3 0 0 以下，在高温轴向载荷的作用下，接箍与套管丝扣的径向 变形将超过允许公差，加上上扣不紧都会造成泄漏和脱扣。 b 油井出砂 热采井出砂是由超稠油油藏岩石结构和储层性质所决定的，不仅影响油井正常生产， 而且严重地损坏套管。出砂过程中，油砂会对套管造成冲刷、挤压与碰撞，另外，严重 出砂井在生产若干周期后，由于油井的严重出砂，造成处于射孔井段的套管周围严重亏 空，使此处的套管周围因缺少支撑而极易错断变形。 c 隔热管、封隔器和隔热措施不利 经计算当隔热管接头部位偏离中心线l c m ，套管热应力增加3 6 m p a ，造成局部热应力 增加，当此处的水泥环质量好或为窜槽段，套管就容易产生弯曲变形。又各热采井都有 一定的井斜，要求隔热管加扶正器，使其在井眼里居中，但注汽施工时往往不加扶正器， 甚至使用光管或老式隔热管隔热，造成井筒热损失大，套管内壁温度过高而易造成套管 损坏。 另外，由于封隔器对套管的支撑胀力，使封隔器卡封位置易发生套变。所以采用氮 气平衡隔热等有效隔热措施是保护套管损坏重要措施。但是，采用氮气平衡隔热注汽时 在套管压力低于油管压力时要及时补充氮气，避免环空成为潮湿的环空，否则造成井筒 热损失大大增加，加剧套管损坏。 ( 3 ) 套损的腐蚀因素 4 第。章绪论 套管腐蚀是套管损坏的一种主要诱因，一旦套管腐蚀穿孔则会多点破漏，并会加速 套管的疲劳进而过早变形和损坏。它是由原油天然气中含有的硫、c o 。和h ：s ，及地层水 和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中f e 或f e 2 + 发生反应引起的。腐蚀条件包括一 定的温度、压力、f e 2 + 浓度及地层水中存在还原菌等，大多与硫酸盐还原菌的作用有关( 在 美国油井套管腐蚀中占7 7 ) 。 套管腐蚀的后果是严重的。在大庆油田，套管被浅层水腐蚀的井占套管损坏井的5 以上：在长庆油田马岭地区套管被浅层水腐蚀的情况更为严重；在中原油田已有t 0 0 多 口井套管腐蚀穿孔，3 0 多口井报废。 根据国内外油田开发几十年的经验总结可知，引起套管损坏的因素可大致分为地质 因素、工程因素和腐蚀三大类。对于一个具体的油田或一口油、水井的套管损坏，其中 某类因素很可能起主导作用，其它为次要因素，而更多则是这些因素综合作用的结果。 在研究机理和采取措施方面： 国内大庆油田的相关研究有：套损井膨胀管补贴及联接螺纹的力学行为研究n ，管 损坏机理及理论模型与模拟计算，套损机理数值模拟，套损机理的有限元分析计算等d 1 ： 吉林油田的相关研究有：套管损坏力学分析及计算等。 多年来，我国围绕套损井的预防与修复技术，开展了一系列研究工作，采用了多种 方法；但是，效果并不理想。究其原因，主要存在三方面的问题：其一，所采用的套损 预防措施收效甚微；其二，套损井修复难度大；其三，由于受到技术条件的限制，很多 井修复一段时间后，又会出现问题，需要重新修复。 国外从2 0 世纪4 0 年代开始调查套管腐蚀损坏的机理；在5 0 年代初，美国海湾石油 公司就对2 4 2 9 口井进行调查，结果表明，有4 7 的井发生了套管腐蚀破坏。3 年之后， 。 对气井也做了类似的调查，美国有4 5 的气井的套管遭到了不同程度的电化学腐蚀，并 且以套管外部腐蚀为主。近年来套损井修复上较为成熟的技术有膨胀管修复、套管加固 ( 设置修补台肩，如美国n e p u sk 一1 1 井的修复) 、侧钻新井眼、平接衬管等n 盯。 1 2 本论文研究的目的和意义 长期以来油水井套管腐蚀损坏是长庆油田开发生产中的一项重大技术难题，严重影 响着油田稳产，特别是陇东地区从2 0 0 2 年以来每年以3 5 - - - 4 5 口井的速度增加，安塞油 田套损井每年以1 0 口井上升。截止2 0 0 6 年1 2 月全油田累计共有套损井9 4 7 口，占油水 井总数的7 6 ，其中采油一厂套损井2 4 7 口，占油水井总数的3 4 ，采油二厂6 4 9 口， 占油水井总数的1 8 3 ，采油三厂1 2 0 口。 从以往的研究成果分析可以得出这样一个结论，套管损坏主要由腐蚀引起。全油田 普遍存在外腐蚀，这主要是因为陕甘宁盆地下白垩系存在宜君、洛河、华池环河三个主 要腐蚀水层，洛河、宜君组水层厚、水量大、渗透率高，水泥难以全面封固。在开采侏 西安石油大学硕士学位论文 罗系的高含水老油田动液面以下约3 8 的井存在严重内腐蚀，内腐蚀的主要原因其一是 部分井区含h 。s 、c o ：气体，其二是老油田解堵酸化强氧化性物质入井液频繁，残液造成 井筒强酸性环境。另外斜井大斜度井增多，油管与套管磨损引起斜井套损数量上升。 针对套损井日益上升情况，长庆的技术人员经过多年对套损井实施综合治理的探索 与研究，先后采用了多种套损井修复工艺技术使死井复活、恢复生产，目前较为理想且 比较常用的技术之一是：套损井小套管修复技术，即一一在1 3 9 7 m m 生产套管内下中 8 8 9 m m 小套管采用双封隔器进行隔采的套损井修复技术。 套损井小套管修复技术作为目前较为成熟的治理套损井技术之一，至今已先后修复 套损井6 0 多井次，但在该技术日益成熟的同时也暴露出了一些问题，其中最为主要的有 两点： 小套管入井再腐蚀问题：其严重影响了套损井的修复周期与修复时效，此问题也 将影响小套管修复套损井工艺技术的延续与发展； 小套管修复专用封隔器的座封可靠性与座封寿命：这也是影响套损井修复寿命与 修复时效的主要因素之一。 根据以上分析可以知：开展小套管腐蚀机理与腐蚀成因的研究及小套管防腐技术综 合配套对策研究，对完善、提高长庆的优势技术和油田的高效、稳步开发都有着重要的 意义。 1 3 研究的技术路线及完成的主要工作 1 3 1 研究方法、技术路线 研究方法：借鉴长庆油田套损机理研究方法和手段进行室内外实验和实践。 技术路线：通过文献调研，并结合长庆油田的实际生产情况，本文从套损井小套管 修复技术有待完善的环节入手，采取多专业、多学科相结合方式，采用现场调查统计分 析、室内化学实验、理论分析的办法从整体上，全面地、系统地完善t d , 套管修复技术。 1 3 2 研究内容 本课题丰要进行长庆陇东油田套损井修复中小套管的腐蚀机理和对策，以及相配套 的专用封隔器的改型研究，主要内容有： ( 1 ) 小套管腐蚀现状及机理研究 a 小套管腐蚀现状分析：长庆陇东油田属于注水开采，而注水水源多为洛河水与分离 回注水，所以油层采出液中的腐蚀因子居多，加之小套管修复只是将油层与上部多腐蚀 水系隔开，而没有隔绝地层水系与小套管的接触，所以修复用入井小套管就处在内外腐 6 第一章绪论 蚀的恶劣环境之中，从而导致套损井修复用小套管的严重腐蚀，个别区块的修复用小套 管在很短时间内腐蚀而导致穿孔。 b 小套管腐蚀机理研究：主要研究的着手点：腐蚀介质成分分析，腐蚀介质腐蚀速率 测试，宏观腐蚀形貌分析，微观腐蚀形貌分析，腐蚀产物滴定分析。 ( 2 ) 小套管腐蚀对策研究 根据长庆小套管腐蚀机理成因和具体的使用环境分析，从可以控制的因素出发，从 电化学防护和化学辅助保护方法入手进行。电化学防护主要是找阳极材料和施工中的连 接方式；化学保护就是缓蚀与阻垢，结合以前的研究成果，寻找合适的成膜隔离与缓蚀 修复维护技术，目的是利用一种快速成膜的成膜液附加修补维护剂产品，使用中先加入 成膜液对小套管壁预先成膜，使小套管表面形成一层保护膜，然后加入修补维护剂，使 缓蚀剂吸附在保护膜上，将腐蚀介质与保护膜隔开，对小套管实行双层保护，以达到保 护套管的目的。 ( 3 ) 小套管修复套损井用封隔器的改型设计研究 “不固井小套管修复套损井目前采用的是c q l 2 4 1 0 2 8 5 3 2 1 1 1 型封隔器，该封隔 器在使用中暴露出以下几个问题： 封隔器座封压力高、使用寿命短； 封隔器外径设计小、施工过程容易中途座封； 封隔器座封可靠性差、一次成功率低； 封隔器采用单边压缩、胶筒收缩膨胀率不够； 上下封隔器不同步、失去双封能力。 封隔器改型设计内容以解决以上问题为目标展开，以提高小套管修复成功率。 7 西安石油大学硕士学位论文 第二章陇东油田套损井前期研究成果及认识 2 1 陇东地区洛河层水文地质特征 陇东油田主要开采长8 储层，平均井深2 2 0 0 米。陕甘宁盆地下白垩系地层分布范 围广，构造简单，岩性稳定，沉积厚度6 5 0 1 3 0 0 米，向东减薄至安塞直罗一带尖灭， 由下而上存在宜君、洛河、华池、环河腐蚀性水层，部分地区还存在罗汉洞、泾川组。 主要腐蚀性水层洛河宜君组由于水量大、渗透率高，水泥封固十分困难。该组水质主要 含有硫酸盐还原菌、少量c 0 2 气体及大量c l 。离子，这是导致外套管腐蚀的主要原因。 洛河宜君组地层水质在层内矿化度有明显分段性，上段矿化度为1 7 6 2 l ，下段为3 3 5 l ( 城华地区无隔层) ，这是油井腐蚀导致暴性水淹的主要危害源。平面上分布洛河 组来自西北方向补给，自西北向东南方向流动，矿化度降低方向自西向东如安塞、靖边。 矿化度升高方向自北向南如甜水堡至彬县、灵台，陇东地区山城环县曲子庆阳西峰 一线呈上升趋势。 水质成分及腐蚀主要组分：陇东地区洛河宜君组主要组分浓度范围，根据对陇东地 区数百口井水分析其主要成分变化如表2 1 。 表2 - 1 陇东地区洛河宜君水质 m 9 2 + 水质 n a + + k +c a 2 +c 1 一 s 0 4 2 一 h c o 。一 总矿 层位 ( m g 1 )( m g 1 ) ( m g 1 ) ( m g 1 )( m g 1 )( m g 1 )( m g 1 ) 1 7 2 1 6 4 1 5 。82 0 6 i 洛河宜君 1 2 2 8 1 3 1 1 5 5 6 2 2 0 7 4 5 5 7 82 7 3 1 9 2 4 6 7 7 3 2 9 4 3 0 4 61 8 0 0 腐蚀主要组分：c l 一含量：2 7 3 1 2 2 8 m g 几；s 0 4 2 一含量： 6 7 7 1 9 2 4r a g l ；c 0 2 气体 含量：6 4 - - 一2 8 m g l ；硫酸盐还原菌1 0 2 1 0 3 个l 。 2 2 套管破损对陇东油田开发造成的影响 ( 1 ) 套损后产能损失量大 陇东油区新增套损井数逐年增多，新增套损井当年损失产能近2 万吨。2 0 0 1 年套损油 井新增4 1 口，虽说治理措施挽回了部分产能，但当年损失产能将近1 7 7 9 万吨。相当于年 新建产能的5 ，占老油田产量的1 3 ，无疑增加了老油田稳产的难度。 ( 2 ) 套破后洛河水倒灌近井地带堵塞加剧 洛河水倒灌与地层水接触后，造成地层中粘土颗粒水化膨胀增加了油流阻力，导致 油相渗透率降低，含水上升，油井减产。采取相应的恢复措施后，排水期较长，平均l o 8 第二章陇东油田套损井前期研究成果及认识 1 5 天，最长的南6 1 6 井下小套管后排水期长达一年，城1 0 井下小套后排水期也近一个月。 加之水型不配伍在地层混合后结垢，形成堵塞，每年因此而造成的堵塞井高达4 0 - - - 5 0 口。 ( 3 ) 注采井网失调水驱动用程度低 套损井的逐年增加破坏了油田正常的注采关系。注水井套破，难以保证注入水进入 目的层；油井套破水驱效果难以有效发挥，开发水平下降。如马岭油田中一区，目前套 破6 8 口井，占总井数4 5 9 9 6 ，目前可采储量采油速度仅为0 7 7 。樊中区套破2 4 口，使得 堵水调剖难以有效实施。樊西区9 5 年投产，共有油井1 3 口，套破高达7 口，难以有效注水 开发。 ( 4 ) 动态监测资料录取困难 油水井的套损使油田开发需要的地层压力、产液剖面、动液面等资料无法录取，难 以准确掌握地下油水运动规律，给正常的动态分析工作带来困难。 ( 5 ) 套管破损后井筒状况进一步恶化，措施作业难度加大 体现在一是结垢严重，有3 0 的井出现垢卡；二是腐蚀加剧，套破后垢下腐蚀明显， 一般套破后有效坐封段在油层射孔段以上5 0 - - - 8 0 米，而随着隔采次数的增多，坐封段逐 步下移，生产l 2 年后有4 0 - 5 0 的井失去有效坐封段；三是斜井套破后，井筒状况复杂 化。四是套破严重的井难以建立反循环，给实施压裂等改造措施带来了困难。 2 3 陇东油田套管损坏状况前期研究的认识 陇东油田7 2 年试验开发，7 9 年投入全面开发，8 8 年实行滚动开发，套破井增加的趋 势是7 3 - - 8 0 年每年3 5 口、8 1 - - - 9 3 年每年增) j 1 9 - - - 1 7 口，9 4 年- - - - 2 0 0 1 年每年以2 0 - 4 0 口的 速度增加，近来达到每年以5 0 - - 6 0 口。 ( 1 ) 早期的腐蚀是套管外点腐蚀为主，洛河水是套管腐蚀破损的主要原因 洛河水是一种离子构成复杂的电解质溶液( 表2 2 ) ，s o , 2 一含量高达1 2 1 5 m g l ，极易 对套管产生电化学腐蚀。8 0 年代中后期是套破的第一高峰期，由于水泥固井未封固洛河 层，套破井的破损段多集中在洛河层部位。 表2 - 2 洛河层水质分析资料 成份h 鑫c o , n a + k +c a + n a +c l ts 0 0 2 -h c 魄矿化度水型 含量 o 0 8 0 1 44 3 - 1 98 3 79 04 65 0 71 2 1 53 0 73 0 0 0n a s 仉 ( m g l ) 统计陇东7 3 - - 8 6 年1 4 年套破的l l l 口井，绝大多数油水井水泥返高均未封过洛河大 水层，使用寿命最短为1 年，最长为1 3 年，其中油井套破8 4 口，套破位置处于未封固段的 有8 0 口，占9 5 2 ；水井套破3 l 口，套破位置均处于未封固段。通过岭1 井和岭3 2 1 两口井 拔出套管分析，认为是以外腐蚀为主，如岭1 井7 8 年2 月拔出套管内壁光滑，壁厚从7 7 2 m m 9 西安石油大学硕士学位论文 减少至u 6 m m 以下，最薄处仅0 6 m m ，第7 0 根套管穿孔达5 1 个( 洛河层4 4 6 - - 8 0 4 m ，第4 5 7 4 根套管) 。 ( 2 ) 9 0 年代初期到目前采取水泥封固洛河层，工艺没有达到遏制腐蚀加剧的目的 8 9 年以前要求对油井只封同油层2 0 0 一- - 2 5 0 m ，对水井要求返至井口。9 0 年以后要求 水泥全部返至井口，由于种种原因只能返至洛河层底界，最好的也只能返到洛河中部， 这严重影响了洛河层固井质量。 洛河层厚度达3 0 0 5 0 0 m ，孔隙度大( 2 0 - - 3 0 ) ，渗透率高( 1 0 0 一- - 3 0 0 m d ) ，常规水 泥浆由于比重大产生漏失，8 3 年以后曾实验用低密度膨润土固井即利用8 4 水泥和1 6 膨 润土粉混和，密度为l - 5 1 6 5 克厘米3 ，目前主要使用漂珠、矿渣、粉煤灰等三种体系 低密度水泥浆，这三种体系水泥石抗压强度偏低、渗透率较高、密实性差，严重影响着 洛河层水泥石的抗腐蚀性能。通过对2 0 0 1 年陇东2 6 口固井声幅资料统计分析可以看出， 低密度封固段水泥胶结不好占5 8 ，胶结中等占2 3 ，胶结良好仅占1 9 。 据9 0 年以前投产的1 3 0 口油井( 未封洛河层) 套损寿命变化统计，可以表明5 1 2 年 是套破的高峰期，1 4 1 8 年有减缓的趋向，1 8 年以后套损减慢，减慢原因是低腐蚀区域 的井寿命较长。 而已封洛河层井( 1 9 9 0 年以后投产井) 套管寿命变化研究表明，5 8 年是套破高峰 期，1 1 年以后有减缓的趋向。 ( 3 ) 随着老油田含水上升，套管内腐蚀速度加快，穿孔段下移 统计9 6 年以后新增套破井的穿孔段数与对应深度关系图对比发现，与1 0 年前相比穿 孔段峰值段下移。说明腐蚀已趋于复杂化，其特征已由外腐蚀变为以内腐蚀为主的内外 腐蚀共同作用，其原因一是由于油田注入水水源- 丰要为洛河水，水质只进行了隔氧杀菌 处理，随着注水见效程度的提高和含水上升，产出水中s 0 4 2 。逐渐增多，腐蚀介质含量高， 导致套管的内腐蚀加剧。二是管壁结垢造成垢下细菌腐蚀，产生h ：s 气体，又进行局部腐 蚀。 ( 4 ) 更新井套损寿命远低于区块内其它油井平均值 不同区块不同井组储层中产出液中h ：s 、c 0 ：等酸性气体分布不均匀，导致了部分高 腐蚀井区的存在，9 9 年更新的4 2 口井中，有2 0 口又一次出现了套破，寿命1 , - - - , 6 年为1 0 口， 7 1 0 年的6 口，大于1 0 年的4 口 ( 5 ) 小套管腐蚀速度要比老套管更快 悬挂式小套在老井眼中受内外腐蚀严重，新老套管由于电极电位不同形成原电池， 导致新套管加速腐蚀，实验室中把已腐蚀套管试样与新套管试样放在l o m o l 盐水中，证明 新试样比旧试样腐蚀快。 ( 6 ) 套损井中斜井比例逐年增加 2 0 0 0 - 2 0 0 2 年套破9 3 口，有3 5 口是大于2 0 度的大斜井，斜井套破后，大直径工具难 以下入，通、刮、磨、铣困难，分隔注井筒处理难度增大，小套管不能下入，致使产量 l o 第二章陇东油田套损井前期研究成果及认识 恢复量下降。 ( 7 ) 底水油田套损井逐年增加 近两年套损的5 7 口油井中，底水油田占2 4 口，套损特征表明在明显套破前已倒灌污 染油层，洛河水与底水形成连续相，隔采后排水期延长。 ( 8 ) 大段腐蚀穿孔，可选择座封段变短 3 年来新增9 3 口套损井，全井段腐蚀穿孔达5 0 以上的井占4 3 口，比例较大。 2 4 小套管修复技术 自9 4 年以来，下小套管修复套损井措施通过不断试验、推广、改进，已成为陇东油 田治理套损井的主要手段之一。从在7 ”和5 1 2 ”套管中下m1 2 7 m m d x 套管( 7 ”套管中用) 和巾 1 0 1 6 m m 无接箍小套管延迟水泥浆固井，发展至u 5 1 2 ”套管中下巾8 8 9 m m 和巾1 0 1 6 m m d 、套 管井口悬挂不固井，在尾端用封隔器在油层顶部坐封完井的隔水采油技术。截止目前油 井共下小套6 1 口，开井5 4 口，日产油量1 3 2 5 吨，单井平均2 4 5 吨，已累计产油1 2 4 2 8 2 万吨。 ( 1 ) 固井小套管修复技术 该技术是在原套损井中下入小尺寸套管，为保证同井质量，采用延迟水泥浆固井， 措施后再射孔投产。技术的关键是固井质量，优点是套管外腐蚀得到抑制，延长了小套 使用寿命，节省了隔采作业费用，减轻了隔采失效上部水倒灌对油层造成的伤害，无坐 封段的油井也能通过该项技术恢复产能。缺点是次性投入高( 现行价每口井1 1 0 万元) 、 风险大( 套管封同不好无法弥补) 、井眼小日常管理和增产措旌受到影响。9 4 - - 9 7 年共实 施固井小套措施2 3 口( 水井1 口) ，2 2 口油井小套一次性投入费用1 7 2 5 万元，目前油井正 常生产1 8 口，日产油2 9 0 2 t ，累计产油8 3 9 9 3 t 。原油价格按1 1 3 8 元吨，操作成本按3 3 0 元吨计，投入产出比已达1 ：3 9 3 。 ( 2 ) 由8 8 9 m m d x 套管不固井修复技术 工艺原理：在由1 3 9 7 m m 套管( 内径为由1 2 4 2 6 r a m ) 内下入巾8 8 9 m m t j x 套管柱，下 接封隔器+ 定压球座，封隔器下至坐封位置，投球用泵车打压坐封后，球座掉入井内，实 现封隔上部套管破损段，再下入小套专用泵( 无衬套泵) + 由6 2 m m 管柱( 内径为由5 0 6 m m ) 进行生产，恢复下部油层的正常开采。9 9 年以后封隔器采用旋转上提管柱即可解封的 y 3 4 1 一1 1 4 型，替代了以前靠钻磨解封的双向卡瓦封隔器 ( 3 ) 由1 0 1 6 m m 无接箍套管不固井修复技术 受中8 8 9 m m 套管修复工艺启示，研制应用了由1 0 1 6 m m 无接箍套管不同井修复技术， 其工艺原理与与由8 8 9 m m 套管修复工艺基本相同。 这两项不同井修复技术与固井修复技术相比：一是一次性投入少，每口井费用为5 0 万元；二是风险较小，封隔器失效可起出更换，油层水淹小套可起出再利用。缺点是小 西安石油大学硕士学位论文 套管受内外腐蚀严重，封隔器易失效。如里5 1 l ，3 年内因小套管腐蚀穿孔更换坐封3 次。 截止目前应用这两项技术共修复套损井3 9 口，已累计产油4 0 2 8 9 吨，投入费用1 9 5 0 万元， 投入产出比1 ：1 6 7 。 2 0 0 2 年在下小套修复套损井工作中，注重了选井关，每口井均经过周密讨论，必须 经隔采验证获得较好产量；注重了下小套前的油层措施挖潜，2 0 0 3 年1 3 口小套井有1 0 口 进行了油井解堵措施，如南1 0 - 1 5 进行酸化解堵措施后日产油1 0 9 t ，比正常隔采上升了 7 0 5 t ：注重了小套管的防腐，这1 3 口小套修复井有1 2 口井下部使用了渗氮管子以延长小 套整体寿命。 ( 4 ) 小套管修复井增产技术应用 近几年积极开展了小套井增产措施方式、针对性、适应性研究，处理液对油层的配 伍性、适应性研究，在9 口井上进行了试验和有益的探索( 表2 3 ) ，有效率1 0 0 ，日产液 由4 0 7 7 m 3 升高j 1 u 1 3 6 0 2 m 3 ，日产油由1 7 5 2t 升高到4 4 9 9 t ，日增油2 7 4 7 t d 。 表2 3 小套管井井增产措施效果统计表 措施前雀产情况 措施后生产情况 日增油 序号井号措施内容 措篪日期日产液日产油含水日产液日产油含水 ( r d )( t d )( )( m 3 d )( t d )( ) l南2 9 2 2综合解古剂 9 6 1 1 1 86 3 54 0 32 5 31 3 9 48 2 82 9 34 2 5 2新l 2 1 7上酸9 8 2 1 96 5 42 1 56 0 71 4 9 83 9 9 6 8 3 1 8 4 3里4 - 1 0补孔酸化9 8 7 85 2 33 8 91 1 59 4 95 5 43 0 51 6 5 4南1 卜1 2 综合解堵剂 9 8 1 1 2 24 7 4o 3 89 1 38 3 64 5 13 5 84 1 3 0岭4 2表面活性剂+ 盐酸9 9 6 2 26 3 l1 2 97 9 23 1 83 5 28 6 52 2 3 6 里4 1 0蜡球暂堵酸化 9 9 9 2 75 。6 93 3 33 0 68 。5 95 81 9 ，82 4 7 7里1 6 - 9 上酸 9 9 1 0 1 6 计关 3 0 8 73 8 28 5 43 8 z 8 南l 卜1 2清蜡剂+ 盐酸 9 9 1 1 82 4 21 5 82 z 31 1 1 67 7 02 0 46 1 2 9 中2 2 0 1蜡球暂堵酸化 0 1 5 2 93 4 90 8 77 5 16 8 31 8 37 3 20 1 ) 6 合计 4 0 7 71 7 5 21 3 6 0 24 4 9 92 7 4 7 蜡球暂堵选择性酸化+ 泡沫洗井排液 对于不同层系合采的井，利用蜡球暂堵选择性酸化+ 泡沫洗井排液效果较好。在里 4 1 0 井应用取得了日增油3 4 2 t 的显著效果。该井措施前生产层位为y 9 层，而未打开的y i o 层解释有9 m 油层，且水驱动用程度差，剩余油相对富集，但相对于y 9 层，物性较差，要 想打开y l o 获得理想效果，只能单独对y i o 层解堵挖潜，我们采用先挤蜡球暂堵y 9 层，后 用i o h c l 6 m 3 + ( 1 2 h c l + 3 h f ) 4 m 3 处理y i o 层，再挤入清蜡剂溶解蜡球，即改造了y i o 层又 对y 9 层不造成伤害。 查层补孔+ 酸化解堵泡洗排液 查层补孑l 进行产能接替，及时调整产出剖面，并对新层实施酸化解堵后，泡沫洗井排 液效果较好。里1 6 - 9 下小套后生产y i o 层一直高含水，而其y 8 层有3 3 m 、y 9 层有9 3 m 油水 1 2 第二章陇东油田套损井前期研究成果及认识 层，可作为该井产能接替层，9 9 年1 0 月打水泥挤封y i o 层后，采用土酸对y 8 、y 9 层合层酸化， 措施后效果较好，日增油3 8 2 t d 。 复合解堵+ 泡沫洗井排液 对含水较低、产量下降的井采用c x - 2 清蜡剂+ 盐酸复合处理油层解堵效果较好。如南 1 1 - 1 2 井该井9 8 年1 2 月日产液8 3 6 m 3 ，日产油4 5 1 t 。9 9 年7 月份产量降至日产液2 4 2 m 3 ，日 产油1 5 8 t ，分析认为近井地带蜡质、沥青质堵塞，采用c x - 2 清蜡剂2 m 3 + 1 2 h c l 4 m 3 复合处 理油层既解除了蜡质又解除了其它原因造成的堵塞。措施后日产液1 1 1 6 m 3 ，日产油7 7 t ， 日增产油量6 1 2 t ，效果显著。 清除垢堵+ 泡沫洗井排液 对于因结垢( c a c o ：) 引起的地层堵塞采用8 6 0 8 表面活性剂+ h c l 处理油层效果较好。 如岭4 2 井套管壁结垢严重，用0 7 6 m m 螺杆钻+ 0 8 2 r a m 铣锥进行了除垢措施( 共处理2 7 9 m ) ， 考虑到处理井筒过程中造成的大量淡水倒灌会引起相渗透率变化，引起水堵，先用8 6 0 8 表面活性剂( 降表面张力) 预处理油层解除水堵后用h c l 溶液处理油层解除近井地带垢堵， 日产液由5 3 7 m 3 上升到2 6 。2 2 m 3 ，日产油由0 5 1 t 上升到3 5 9 t ，目前仍保持日产液3 2 7 9 m 3 ， 日产油2 8 8 t 的较好水平。 套损井压裂工艺技术 a 光油管压裂：该工艺适宜于在4 d 无接箍延时固井、层位单一或多层开采物性差异 较小的井。2 0 0 0