高含硫套變井油管內襯加固技術

＊王 希

（中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田川東北作業分公司 四川 610000）

伴隨著我國油田事業的現代化發展，我國的油田勘探、開采作業如火如荼地進行，多個大規模油田的開發，不僅滿足了基本的石油資源需求，更是創造了巨大的經濟和社會效益。但一些油田開發作業中遇到了高含硫套變井的開發難題，因為套管損壞，油管的生產通道難以符合正常開發的現實需求，硫化氫泄露和安全風險導致正常的開采作業難以進行。針對高含硫套油管問題，在開采作業中應該做好內襯加固，根據現場的情況選擇最佳的加固方式，保障安全、高效的開發作業。

1.油田基本情況

以某油氣田為例，在該氣田平面上分布有大范圍的鹽層，氣藏構造剖面上的鹽層沉積厚度非常大，由于此處處于地震頻發地段，當發生地震災害以后，鹽巖層會伴隨著蠕變，這一現象加劇了氣田套管的損壞。根據井徑測井的相關數據，發現其套管變形問題非常嚴重，變形呈現出連續性的特征，各種變形更多地表現為橢圓狀[1]。經由專業人員對套管的連續監測，發現在當下的條件下，套管持續變形未得到有效的控制，如果這一變形得不到有效的控制，油管生產時的通道變得窄小，甚至有時會面臨嚴重的堵塞問題，這些現象使得在開采作業進行時，存在著套管和有關錯斷、密封失效、硫化氫泄露等風險加劇。

2.套變原因分析

(1)地層上覆泥巖水

以該油氣田為例，此處的套管損壞和套變問題多是由于在開采作業進行時注水壓力不斷提高所造成的。當下的油田開采作業中，平均注水為9.5MPa，根據現場情況分析，超過此壓力的總共有228口徑，因為注水井的壓力不斷提高，為維持正常的開采作業，干線壓力也要同步增大，這種情況下，注水井壓力呈現出不均勻的分布條件，單層突進的問題難以避免，當水竄入上覆泥巖以后，隔層泥巖吸水現象的出現，也就大大改變了泥巖的力學與應力狀態，泥巖蠕變與滑動使得套管受到了巨大的擠壓作用力或者剪切力，也就增大了變形概率[2]。

(2)層間壓差大，地應力分布不均勻

在該氣田的水驅油環節，砂巖巖層膠結物的性質特殊，可能面臨著吸水膨脹和水解的特性。結合現場調查，50口吸水剖面中，有9口井油層縱向呈現出非均質的特點，根據厚度分級，在2m以上的油層占據了大約47.8%，從滲透率分級來分析，0.3mm2以上的油層占據了44.5%，各個油層的層間滲透率級差最大為49，最小僅僅為6.5，層間矛盾尤為嚴重。

3.內襯加固管設計

(1)選材及尺寸設計

針對該油田投產時所掌握的材料腐蝕實驗評價結果、氣井壓力、溫度、流體性質等基本信息，在內襯加固技術的選擇過程中，應充分考慮工程現場的相關參數，來選擇最佳的加固技術。內襯加固材料的選擇極為關鍵，通過多個角度的分析，鎳基哈氏合金TP125-G3材料在內襯加固方面的優勢非常突出[3]。因為這一加固材料的抗外擠強度相對較好，完全可以達到200MPa以上。根據現場MID-S測井結果，考慮在沉井后是否存在持續變形的風險。在現場的內襯加固設計和處理時，專業人員應根據管材抗外擠壓力公式情況，最終在內襯加固施工時，選用的是內徑24mm、外徑（38-44.5mm）型號的內襯加固管。

(2)內襯管沖蝕、節流和積液模擬分析

①沖蝕分析

伴隨著開采作業的進行，因為在油管內伴隨著高速流體的產生，高速流體的存在可能會對管壁和井下工具形成一定的沖蝕作用，如果該沖蝕作用相對明顯，此時的流速就是沖蝕臨界流速。根據最新研究，美國石油學會的相關專家提出了關于兩相流管道中的沖蝕臨界速度的相應標準。通常情況下，根據油田作業的實際經驗，如果針對的是沒固體顆粒的流體，一個相對保守的取值為連續流與間歇流分別為C=100、C=125。如果在油管開采作業的進行過程中，已經明確了油管基本不存在腐蝕的威脅，或者使用的是緩蝕劑或者防腐蝕合金材料，連續流C的取值保持在150～200之間，而間歇流最好保持在250左右。如果存在固體顆粒的產生現象，臨界沖蝕流速將有所減小，這種情況下，一般應根據工況條件的具體特征，來進行C值的科學選擇[4]。在沖蝕分析的過程中，利用Pipesim軟件可以有效對內襯加固以后的沖蝕情況加以全面模擬，內襯加固處理以后，不同產量下內襯管的沖蝕情況分析可以在該軟件中模擬獲得，經由最終的模擬分析結果，得到最佳的配產保持在10×104m3/d左右最佳，這種配產條件下，基本上不會伴隨著明顯的沖蝕問題。

②節流壓降分析

為實現對節流壓降的準確分析，在設計的分析處理過程中，應利用管流計算模型來完成，在專業的模型中，經由不同配產時氣井井筒壓力剖面的模擬，也就可以指導實際的開采作業。根據現場的模擬結果，當配產為5×104m3/d的條件下時，所獲得的節流壓差為0.17MPa；當配產為10×104m3/d時，節流壓差為0.32MPa；當配產為15×104m3/d時，節流壓差保持在0.63MPa左右[5]。根據這些模擬結果，如果內襯管處的節流壓差相對較小，也就意味著此處的節流現象相對不明顯，節流壓差和節流現象的產生存在著緊密的關系。

③攜液能力分析

凝析水氣井中伴隨著大量積液的存在，在積液形成的同時，因為天然氣資源的性質相對特殊，在井筒上部達到露點以后，天然氣會大量滯留。一旦在資源開發過程中，氣井流量降至液體難以滯留的情況下，液體泡沫將會逐步崩落并落到井底，此時，井筒下部的壓力梯度將伴隨著這一系列的現象而呈現劇烈增大的趨勢[6]。氣井開始出現積液現象時，井筒內氣井的最低流速就是氣井攜液臨界流速，此時，其對應的流量就是攜液臨界流量。而如果開發作業進行時，井筒內的實際流速低于臨界流速，氣流無法及時將井內的全部液體排出。在液滴模型中，如果假定氣體所攜帶的液滴呈圓球形的分布狀態，在考慮了高速氣流攜帶液滴變形因素的前提下，依據臨界流速、產量公式，就可以準確獲得相應的計算結果，依據最終的計算結果來輔助開采作業的推進。結合模型模擬分析，油管內下入內襯管以后，在同等的產量條件下，井筒過流面積減小就意味著流速的同步增大。

4.內襯加固管抗外擠能力試驗

通常情況下，井下油套管承受著水平外擠壓力，且此壓力作用呈現出非均質的狀態，在該油管內襯加固設計中，此油管短節規格為φ88.9mm×6.45mm×300mm，選用的是N80材質。內襯加固管短節為35CrMo材質，規格為φ40mm×8mm×250mm，在此基礎上開展了相應的模擬分析。為獲得切實可用的試驗模擬結果，在試驗開展時的夾持力在150kN以內的條件下，其油管不存在變形現象，在夾持力達到了150kN的情況下，油管開始出現了變形現象，在夾持力處于150～520kN之間時，油管抗外擠能力雖然有所增強，但是油管卻存在著持續變形問題，在達到520kN時，油管變形開始接觸內襯加固管，此時，油管抗外擠能力持續增強，當夾持力為890kN時，內襯加固管出現了變形威脅。

5.高含硫套變井增產措施

(1)全井暫堵壓裂技術

在油井開采作業進行時，根據油井地質條件的分析和動態情況的掌握，如果全井存在嚴重的套變問題，且內通徑在100mm以內，難以直接利用井下工具來完成分層壓裂，全井段打開層數少、井段少、綜合含水率偏低在505以內的情況下，可以利用這一處理技術，通過該技術的應用，油田開發產量有所增大。

(2)小直徑封隔器壓裂工藝

在開采作業進行的過程中，如果面臨的是壓裂層的改造，為達到最佳的改造效果，專業人員在作業實施中，應根據現場的具體情況調查，利用專業的井下工具來實施卡封。施工作業進行時，針對輕微套變、套變縮徑在100mm以上的井段，可以選用小直徑封隔器壓裂處理的方式最為有效，選用φ102mm、φ95mm型號的封隔器最佳。根據這一工藝在油田中的應用效果，壓裂一次成功率相對較高，累計增油達到了356t以上。

(3)深度調剖技術

因為在該儲層現場存在高滲透層，正是因為這一分布條件，使得注水會直接沿著各個沉積單元的高滲透部位引起突進問題，這種條件下，薄差層的吸水情況減弱，上覆巖層出現坍塌的幾率相對較高，對于套管抗拉強度疲勞部位，套管變形問題將難以避免，此時，如果采用常規的水驅方式，往往難以利用這一方式來進行厚油層內部結構的有效調整，為克服這一技術局限，選用聚驅油調剖技術更為合理。

6.結束語

近年來，我國油田行業進入了新的發展階段，在現代化的發展過程中，一些油田企業在開展生產作業的過程中，往往會遇到高含硫套變井油管方面的問題，只有做好了內襯加固技術的科學利用，才能夠保障現場生產作業的高效、有序進行，徹底解決高含硫套變井油管方面所存在的諸多問題，提高開采效率，實現油田增產。