長慶油田套損井綜合防治技術

周妍,李震,甘寧,張峰

(中國石油集團測井有限公司測井應用研究院,陜西西安710077)

0 引 言

長慶油田是典型的“低滲透率、低壓力、低豐度”的三低油田[1],主要探區位于鄂爾多斯盆地。中生界延長組作為主力產油層,在已開發的老油田中發生套管破損現象的井逐年增加[2],而這一增長呈現出逐年遞增的趨勢[3]。套管損壞容易造成注采井網失調、水驅動用程度降低及原油剩余儲量難采出等問題,同時無法正常獲取動態監測資料,進而導致措施及管理費用增加,對油田穩產和開發效益產生很大程度的影響[4-6]。套管在鉆井和采油中具有非常關鍵的作用,用量較大,使用時間較長,因此,對套管安全穩定性提出了較高的要求;套管的耐用程度也直接關系到油田是否能達到長期穩定高產[7],因此,油田生產過程中套管的腐蝕問題亟待解決。本文針對套損井的具體情況,提出了一套套損井綜合防治技術,對油田穩產和長期高效開發具有重要意義。

1 長慶油田套損現狀及危害

1.1 套損井現狀

從1978年長慶油田出現了第1口套損井嶺1井以來,截止2018年,共有套損井2 455口,其中套破采油井2 047口,套破注水井408口。目前新增套損井約100口/年,主要集中在20世紀90年代中期以后投產的安塞油田和隴東油田,套損井壽命短的不足2年,壽命長的超過10年,套管平均腐蝕率約0.9 mm/年。

1.2 套損導致的危害

(1)套損后洛河水倒灌地層,造成近井區域堵塞程度更加嚴重,從而導致產能損失,其主要原因有:①洛河水倒灌入地層而導致部分黏土顆粒水化膨脹增大,一定程度對原油流動形成阻力,導致油相滲透率下降,產量降低;②治理只是對部分產能產生了修復作用,整體排水期相對較長,平均在20～30 d之間,最高長達12個月;③水型之間存在不配伍現象,在地層中不同水型混合后容易結垢而發生堵塞,由此造成的堵塞井每年多達50口。

(2)增加了措施作業的難度。套破井都存在嚴重的結垢和腐蝕現象,隨著隔水采油次數的不斷增加,坐封段逐漸向下移動,生產2～3年之后近一半的井由于失去了有效坐封段而無法繼續坐封生產。套破井中管桿的腐蝕斷脫現象逐漸加重,檢泵頻繁,尤其斜井套破后井筒狀況更加復雜。套破程度嚴重的井難以建立反循環,給實施壓裂等改進措施增加了很大的難度。

(3)隨著每年套損井數的增多,影響了正常的注采井網協調,導致開采出現失調現象,降低了開采水平。注水井套破后無法將水準確注入目標層,導致水驅很難起到好的效果,降低了開發水平。

(4)套破導致壓力系統受到損壞,很難正常獲取地層壓力、產液剖面及動液面等動態監測資料,因此,很難對地層中油水運動規律進行準確掌控,使得相應的動態分析難以正常進行。

2 套損井腐蝕機理研究

油田套管腐蝕是多種因素的綜合效果[8],對于長慶油田,分析其主要原因:地層水結垢造成嚴重的垢下腐蝕;硫酸鹽還原菌含量高,產生硫化氫還原生成硫化鐵;二氧化碳氣體產生弱碳酸后水解,降低了pH值,形成酸性腐蝕;高氯根、高礦化度水的存在導致孔蝕;井下溫度、壓力變化都影響腐蝕。因井下環境十分復雜,進行拔出套管和現場井下掛片試驗分析是直接有效的手段。

2.1 套管外腐蝕

陜甘寧盆地白堊系地層整體沉積厚度相對較大,巖性多以大段的砂泥巖互層為主,物性好,抗壓能力較差。地層由西向東在安塞、直羅區帶逐漸變薄至尖滅,層內存在宜君組、洛河組、華池組等腐蝕性水層,尤其以洛河組為主要腐蝕水層,厚度達到400 m,水源井日產水量約400 m3,水質概況見表1。

表1 長慶油田洛河水質概況表

通過對套管實物腐蝕產物分析,結合不同地區相應地層水和注入水水質研究發現,套管外的腐蝕現象普遍存在。由下至上分別以CO2腐蝕、SRB腐蝕、O2腐蝕為主,尤其是地層壓力使得CO2氣體微溶于水形成弱酸性,腐蝕速率相比中性水強,約為0.7～0.9 mm/年,而酸性的差異直接造成套管外部壽命的不同。

2.2 套管內腐蝕

3 套損井防治技術

3.1 先期預防技術

(1)叢式井組套管陰極保護技術。該技術利用直流電源給套管提供陰極極化電流,將套管電位負移至-0.85 V以上,達到保護套管的目的[9]。同一井組的多口油水井共用1口深陽極井,電流均衡可控,叢式井組陰極保護應用于日產量≥15 t且單井數≥3口的井組。套管陰極保護技術自1996年應用至2019年,共實施井數8 000余口,累計出現套損井74口,保護區域整體套損率僅為1.06%,應用效果較好。其中,南梁、靖安、白豹以及胡尖山油田應用效果最為突出。靖安油田作為實施陰極保護最多的整裝油田,累計保護3 060口井,占該區總井數37.4%。自該技術實施以來,僅5口陰極保護井套損,占總保護井的0.16%。

(2)套管環氧冷纏帶犧牲陽極技術。該技術采用環氧冷纏帶和犧牲陽極這2種技術聯合防腐,充分互補達到在高腐蝕條件下平均延長套管壽命2～3倍的目的[10]。環氧冷纏帶犧牲陽極技術一次完井后不需后期維護和運行管理,特別適用于埋藏深、水層厚、水量大的地區,適用于其他各種直、斜井及深井的保護。環氧冷纏帶犧牲陽極防腐工藝規模實施13年以來,套損率下降到0.48%,防腐效果顯著。隴東老區主要開采侏羅系,2004年起實施防腐,在同等服役年限下,防腐后比防腐前套損率明顯下降(見表2)。

表2 套管防腐前、防腐后套損率對照表

(3)DPC內涂層套管防腐技術。DPC內涂層具有涂層薄、抗腐蝕性能和機械性能優良等特點,適用于侏羅系高腐蝕油井、污水回注井套管防腐和高腐蝕低產氣井油管防腐[11]。應用該技術后,油管可加尼龍扶正器配套下部防磨短節,井下作業要求封隔器采取水力坐封。DPC內涂層套管防腐技術在各采油廠內腐蝕較高的地區得到大規模應用,近年來實施井數近6 000口。DPC內涂層技術在隴東、寧夏和姬塬油田侏羅系井中應用效果良好,有效解決了油套管內腐蝕問題。

3.2 后期治理技術

(1)LEP長效隔水采油技術。目前隔水采油技術應用廣泛,尤其在套損開始階段可作為效果最好的常規化治理措施,主要運用井下封隔器及相關配套工具,使得油層和上部套損出水部分分隔,達到油井正常生產的目的[12]。針對常規隔水采油受管柱蠕動影響大、關鍵部件未保護、對套管損傷較大等問題,長慶油田目前形成LEP長效隔水采油工藝及封隔器系列,一趟鉆實現座封、丟手、生產和防倒灌。2019年已實施332口,占當年治理總工作量的60%以上,已成為油田套損治理的一項主體技術。2015年以來,累計應用640口井,有效率91%,最長有效期達1 180天。

(2)套管補貼技術。該技術根據膨脹管的特點,下井到套損位置進行修復,于井筒內部加壓使膨脹管脹大,實現套損相應位置的修復,使井筒運行恢復正常,進而完成生產預定目標[13]。長慶油田目前創新采用“補貼+回插”技術,形成了“套補懸插”隔水采油技術,有效解決了傳統套管補貼技術大段補貼施工風險大、費用高等問題。2017年成功試驗以來,已累計應用35口井,有效率91.4%,平均單井日恢復油量1.18 t。

(3)化學堵漏技術。該技術優選合適的化學堵漏劑進行套損位置的封堵,尤其適用于套管錯斷的部位,主要過程為高壓泵機組將配制好的堵漏劑注入到套損的部位,堵漏劑在一段時間以后凝固從而實現堵漏的目的。目前在侏羅系吸水能力較差套損井中,針對常規堵漏表現出“擠不進、留不住、封不強”等問題,形成了液態樹脂及硫鋁酸鹽化學堵漏技術。

4 Z271-2井現場應用

4.1 井區概況及先期預防措施

Z271-2井位于Z271井區,主要開采侏羅系油藏,該區塊于2011年投入開發。針對該區塊油水井套管存在內、外腐蝕特點,在開發前期采取了套管環氧冷纏帶犧牲陽極和DPC內涂層套管聯合防腐技術,即洛河層以下使用DPC內涂層防腐套管,洛河層以上使用環氧冷纏帶犧牲陽極外防腐技術。實現了全井段腐蝕防護,整體防護效果較好。截至2019年該區累計發現套損油井7口,套損后損失產能9.62 t/d。

Z271-2井于2011年12月投產延10層。初期日產液4 m3,日產油1.7 t,含水率57.9%。2017年12月含水率突升至100%,礦化度由81 000 mg/L降至8 000 mg/L,懷疑套破。2018年4月隔水采油(封隔器位置:1 438 m,Y221-114),有效期短。2018年9月該井因高含水停井,停井前該井日產液5.58 m3,日產油0,含水率100%;累產油2 707 t,礦化度8 000 mg/L左右。

4.2 套損情況判識

Z271-2井2018年4月工程測井,結果顯示該井存在明顯穿孔現象(見圖1),且集中在1 400.00～1 480.00 m井段。具體分布在1 401.91 m、1 438.00～1 438.65 m、1 444.87 m、1 445.13 m、1 445.52 m、1 450.31 m、1 468.60～1 468.83 m和1 478.36 m。1 480 m以下井段井況較好。

圖1 穿孔點成像圖

該井在1 400.00～1 480.00 m井段存在穿孔,特征明顯,根據地質層位和自然伽馬曲線特征,該處對應多處直羅組水層。固井質量顯示1 445.00～1 770.00 m井段固井質量中等。2017年12月含水率突升至100%,礦化度由80 000 mg/L降至8 000 mg/L,符合套破出水特征。

為進一步了解該井套損情況,2019年4月2日開始采用四參數(自然伽馬、井溫、壓力、磁定位)、噪聲、全井眼渦輪流量、氧活化等測井方法,對該井實施組合測井作業。結果表明,井溫曲線顯示1 444.00～1 448.00 m井段為該井的漏失層位,并且與工程測井成果對應性好;噪聲測井顯示1 447.00 m左右存在漏失(見圖2)。通過多種方法對比驗證,井溫測井及噪聲測井均顯示1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失。氧活化測井顯示在1 444.00～1 448.00 m井段存在漏失,為該井主要的漏點位置。因此,確定1 444.00～1 448.00 m井段為該井漏失段。

圖2 噪聲測井1 447 m漏失井段測井曲線圖

4.3 治理措施及效果分析

對該井出水位置進行驗證,套漏出水點驗證示意見圖3。

圖3 套漏出水點驗證示意圖

(1)坐封找堵一體化工具(位置1 691.00 m),試驗20 MPa合格,起出插管(相當于打橋塞)。

(2)下驗封管柱(自下而上):斜尖(1 442.50 m)+Y221-114封隔器(1 442.00±0.50 m)+工具油管至井口,不坐封封隔器做抽汲準備,計劃驗證漏點1 444.00～1 448.00 m井段出水量及出水性質。

累計抽汲4個班、28 h、80次,累計抽水39 m3、產油0,礦化度8 545 mg/L。加深管柱至1 450.00 m坐封封隔器,由油管打壓試壓,試壓15 MPa,穩壓15 min,壓降小于0.2 MPa,試壓合格。上提管柱至1 440.00 m坐封封隔器,試壓15 MPa,穩壓15 min,壓降小于0.2 MPa,試壓合格。起出后檢查封隔器完好。1 444.00～1 448.00 m井段確定為出水點。

對Z271-2井采用10 m膨脹管補貼+封隔器組合方式進行治理,該井復產后日產液2.71 t,日產油1.71 t,含水率36.9%。同時膨脹管由80 m縮短到10 m,節約材料成本85%以上,治理效果較好。

5 結 論

(1)長慶油田油水井套管主要存在2種腐蝕類型:以洛河水為主的套管外水流腐蝕和以侏羅系為主的油井產出液引起嚴重套管內腐蝕。套管內外腐蝕在不同地區、不同開發層系表現各有側重,其腐蝕機理不同,腐蝕速度和腐蝕形態有差異。

(2)井溫、噪聲、氧活化等檢測技術與可視化測井技術的組合檢測試驗,是目前找漏最好最全面的測井方法。找漏下一步方向:對渦流流量測井持續改進,選用多種不同型號的流量計進行測試;加強噪聲測井的技術攻關,提升儀器性能和解釋精度;綜合運用恢復井溫測井成果,確定漏失位置;對無工程測井資料的井,優先進行套損檢測。

(3)目前長慶油田后期治理技術主要包括LEP長效隔水采油技術、套管補貼技術、化學堵漏技術等。下步應規模應用LEP長效隔水采油技術,延長隔水采油治理有效期,擴大試驗套管修復以及化學堵漏工藝技術,提高井筒完整性。