江漢油田油井套管損壞分析及預(yù)防對(duì)策

汪鵬

摘要：江漢油田開發(fā)中、后期，受套管工作年限、含水上升、高礦化度及地層出砂影響，套管損壞已經(jīng)成為影響油田持續(xù)穩(wěn)定開采的一大難題。本文通過對(duì)大量套管損壞數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，確定造成江漢油田套管損壞的主要原因，為套管損壞預(yù)防提供對(duì)策。

關(guān)鍵詞：江漢油田;套管;損壞原因;預(yù)防對(duì)策

1 概況

潛江凹陷屬典型的內(nèi)陸斷陷鹽湖盆地，區(qū)內(nèi)構(gòu)造發(fā)育，地質(zhì)情況復(fù)雜，地層水礦化度極高。隨著油田開發(fā)進(jìn)入中、后期階段，儲(chǔ)層滲透性差、能量下降，油井動(dòng)液面深，套管變形、腐蝕損壞嚴(yán)重。通過對(duì)江漢油田近年來96口套管損壞井統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，損壞量呈逐年增加趨勢(shì)，套管損壞又引發(fā)井筒出砂、水淹、卡管柱等問題，套損井治理非常復(fù)雜，平均作業(yè)時(shí)間超過15天，消耗大量資源，對(duì)油田高效開發(fā)和降本增效帶來巨大挑戰(zhàn)。

2.江漢油田油井套管損壞的主要原因

一般研究認(rèn)為，形成套管損壞的因素有地層膠結(jié)差、泥巖膨脹、套管強(qiáng)度低、增產(chǎn)措施不當(dāng)、井液腐蝕、地震、固井質(zhì)量不合格等。在對(duì)江漢油田套管損壞狀況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析過程中，發(fā)現(xiàn)固井質(zhì)量、套管質(zhì)量、井液腐蝕是造成該區(qū)域套管損壞的主要原因。

2.1 固井質(zhì)量影響

固井質(zhì)量是造成油井套管損壞的主要原因。通過對(duì)江漢油田套管損壞井固井質(zhì)量統(tǒng)計(jì)情況看（見圖1），套管損壞位置發(fā)生在固井水泥環(huán)以上的占97.9%。固井質(zhì)量差主要表現(xiàn)在水泥膠結(jié)質(zhì)量差、水泥環(huán)連續(xù)性不好，水泥固井質(zhì)量不良等。使套管與地層井壁之間沒有形成可靠封隔和牢固支撐，套管受到非均勻載荷，局部應(yīng)力集中變形;或地層流體直接接觸套管外壁，腐蝕損壞。江漢油田生產(chǎn)井固井水泥返高普遍未達(dá)到地面，多數(shù)僅滿足封隔生產(chǎn)層位的基本要求，統(tǒng)計(jì)套管損壞井的平均水泥返高在1546米，平均套管損壞深度在898米。

2.2套管質(zhì)量影響

鋼級(jí)低、管壁薄造成套管損壞的又一主要原因。通過對(duì)江漢油田套管損壞井套管情況統(tǒng)計(jì)看，發(fā)生損壞的套管中，鋼級(jí)全部為N80/J55，壁厚7.72mm的套管占94.8%，9.17mm壁厚的套管段很少發(fā)生損壞。江漢油田開發(fā)井使用的油層套管中，鋼級(jí)主要有J55、N80、P110三種，壁厚主要有7.72mm、9.17mm兩種。在采用單軸壓力設(shè)計(jì)套管結(jié)構(gòu)時(shí)，管柱強(qiáng)度上下兩頭高、中間低。江漢油田潛江組沉積了大量巨厚的鹽巖地層，其埋藏深度在767-2145m之間[1]，套管損壞深度在600-1200米井段的占78.1%。受泥巖、鹽巖地層的塑性流動(dòng)和固井質(zhì)量差對(duì)套管損壞的影響，這一管柱結(jié)構(gòu)顯然不適合。

2.3井液腐蝕影響

井液高礦化度腐蝕是造成套管損壞的重要原因。通過對(duì)江漢油田套管損壞類型統(tǒng)計(jì)看，套管腐蝕穿孔且未發(fā)生明顯變形的占87.5%。潛江凹陷地下鹽層發(fā)育，高礦化度井液中的溶解氧、C02、H2S、措施增產(chǎn)的殘留酸液以及微生物的作用下，套管內(nèi)、外壁表面發(fā)生電化學(xué)腐蝕，特別是在水泥環(huán)以上的套管，內(nèi)、外表面腐蝕同時(shí)作用，更容易造成套管穿孔損壞。

3.套管損壞的預(yù)防對(duì)策

3.1提高固井質(zhì)量

優(yōu)化固井設(shè)計(jì)，根據(jù)地層特性通過優(yōu)化鉆井液性能和水泥漿體系，加強(qiáng)固井施工過程管控，使固井水泥漿返至地面，提高水泥環(huán)第二界面膠結(jié)質(zhì)量。確保水泥環(huán)有效封隔泥巖層和鹽層，消除套管外壁腐蝕，減小套管受力不均。

3.2優(yōu)化套管結(jié)構(gòu)

加強(qiáng)地應(yīng)力分布狀態(tài)研究，根據(jù)鹽巖、泥巖的分布，合理設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)和套管柱結(jié)構(gòu)，提高鹽巖、泥巖井段的套管鋼級(jí)和壁厚，推薦使用N80/9.17mm以上強(qiáng)度的套管。

3.3應(yīng)用防腐保護(hù)技術(shù)

應(yīng)用防腐新工藝、新技術(shù)。完善油井加藥工藝，使用套管加藥或井下點(diǎn)滴加藥技術(shù)，改善井液PH值;提高注水水質(zhì)，開展區(qū)塊防腐綜合治理;套管環(huán)空注入保護(hù)液;實(shí)施陰極或陽極保護(hù)技術(shù)等。

4.結(jié)論

4.1 受井液高礦化度影響，套管內(nèi)、外表面腐蝕穿孔是造成江漢油田套管損壞的主要形式，套管損壞主要集中在600-1200米，固井水泥返高以上，對(duì)應(yīng)地層主要為鹽層和泥巖層。

4.2 單軸壓力設(shè)計(jì)的套管結(jié)構(gòu)不適用于江漢油田，應(yīng)根據(jù)地層特性，提高鹽巖-泥巖段套管鋼級(jí)和壁厚是預(yù)防套管損壞的重要途徑。

4.3 預(yù)防套管損壞要注重套管防腐保護(hù)技術(shù)的研究和應(yīng)用。

參考文獻(xiàn)：

[1] 謝國(guó)民，等.江漢油田鹽膏層套管損壞原因分析[J].石油鉆采工藝2001年（第23卷）第4期.