套损机理分析

套损机理分析（精选三篇）

套损机理分析 篇1

1.1 与高压注水有关

高压注水易引起套损主要有三方面原因。一是引起地应力增高:油、气和水以不同方式在岩石空隙中流动, 流体压力的增加, 势必会导致水平地应力在断层附近集中, 引起地应力增高;二是使岩层膨胀:高压注水极易在井底造成憋压形成裂缝, 注入水将沿裂缝进入岩层。低渗透油田胶结物以泥质为主, 岩石中含量较高的粘土矿物遇水易发生膨胀, 套管阻碍了这种膨胀, 就会对套管产生较大的附加拉应力。三是造成层间滑动:高压注入水进入岩层后, 由于水楔作用使水胶连结代替胶体及可溶盐的连结, 产生润滑作用。吸水泥岩软弱层产生横向或纵向层间位移破坏套管。

注水井长期高压注水, 是造成油层部位套损的主要根源。M油田原始地层压力11.55M P a, 84年投产以来注水压力维持较低, 94年以后注水压力超过原始地层压力, 随着注水压力的不断升高, 套损形势加剧, 08年套损井数达到最高值, 09年开始下调注水压力, 近三年来, 套损井数控制在较低范围内。

1.2 与压力分布不均衡有关

在非均质多油层注水开发的砂岩油田中, 由于各油层间、同一平面上的非均质性, 以及开发井网和开采方式的不同, 使开发区块在平面上形成高低压区块, 油层组内部形成高低压井段, 地层压力在平面和层间分布不均衡, 最大、最小主应力分布发生变化, 引起套损。

1.3 与注采关系不完善有关

油田注采关系不完善, 在长期注水的情况下, 压力逐渐积存起来形成了异常高压层。这类异常高压层往往是造成油水井套管损坏的直接原因。

1.4 作业施工对套损的影响

作业施工过程中, 井筒原有的压力平衡系统被破坏, 容易造成剪切应力集中, 为了保证措施效果, 施工时的压力往往高达50-90MPa, 老井套管的承压能力差, 即使作业时采取了一定的保护措施, 如此高的压力也会对套管造成不同程度的损害。另外, 施工时向井底注入的液体也可能对套管产生腐蚀作用。

据统计, M油田82口套损井中, 有45口井存在频繁作业的情况。

2 油水井套损防治措施

2.1 合理控压、平稳注水、严抓水质

合理的注入压力应以满足注水量, 防止套管损坏为前提来确定。确定了合理的注水压力后, 要保证平稳注水, 以注定产。

注入水水质要严格把关, 减少腐蚀伤害。当发现井下套管漏失是由于腐蚀造成的, 应根据化验出的各种离子成分含量分析判断是属于那种腐蚀而采取相应的防腐措施。

2.2 严格监督作业施工过程, 加大套管保护力度

采油矿技术队、采油队技术员、计量间管井工形成三级管理体系, 严格监督作业施工过程, 明确责任制度, 增强全员套管保护意识和自觉性。

2.3 加强油水井监测力度, 健全完善资料管理制度

油水井的套损往往是在作业施工过程中发现的, 但是作业施工发现的套损时间往往与套损实际时间存在差异, 综合运用各项数据资料尽量还原套损的真实发生时间, 有利于正确分析套损井的成因关系及发展趋势。套损井分析离不开大量的数据资料, 如水井连续的分层测压资料, 能够及时反应层间的压力变化, 为下一步调整提供重要依据。因此, 采油队要健全资料管理制度, 保证资料准确、全面。

2.4 精细油藏地质研究, 进一步完善注采关系

随着油田开发的飞速发展, 如何更好的完善注采关系, 是一切工作的基础。合理调整注水方案, 控制异常高压区块, 缓解油田开发三大矛盾, 为油田长期可持续发展提供坚实的技术保障。

3 结论

(1) 高压注水与套损速度具有明显的相关性, 合理控制注水压力, 对于套损防治具有重要意义。

(2) 异常高压层是造成油层部位套损的主要原因, 完善注采关系, 可以有效地防止异常高压层的形成。

参考文献

[1]吴迪祥, 张继芬, 李虎君著.油层物理[M].石油工业出版社, 2007:5, 145

套损井损坏机理研究 篇2

套损井的主要类型包括径向凹陷、腐蚀、破裂、错断等类型, 其损坏机理主要包括泥岩蠕动、盐岩影响、断层影响、油层出砂等地质因素、以及固井质量、射孔、注水管理等工程因素和腐蚀因素等, 各种因素的综合作用导致了套损现象的出现。从套损井与断块构造的关系以及注水开发下泥岩地层的地应力场变化、地层出砂导致套管损坏机理研究入手, 分析该区块套损事故发生规律, 指导开发和完井设计;开展以套损井治理为主的区块综合治理, 完善油田注采井网, 改善区块开发效果, 并根据损坏机理分析, 做出了相应的预防措施以及修复措施。

2 套管的损坏机理分析

对于套管的损坏机理分析, 由于载荷形式的不同, 可以分为以下几类:从力学上来说, 有剪切、挤压等;从套管的损坏的形式上来说, 有腐蚀、变形, 错断等;从套损的区域上来说, 有断层区、成片套管损坏等。对于套损的油水井, 并不受单一类型的机理影响, 而是相互影响, 综合作用的结果。在构造复杂, 断层众多的油田生产中, 断层区的油水井会由于断层水平剪切力的影响, 造成套管的错断。

2.1 泥岩膨胀和蠕变对套变的影响

在自然条件下或者地层注水后, 泥岩中的膨润土、粘土矿物等成分吸水会软化, 发生膨胀以及蠕动, 膨胀都造成的压力以及其蠕变的特性产生的应力造成了套管外部的压力增加, 并且随着时间的推移, 压力越来越大, 当压力增加到大于套管所能承受负荷时, 就会出现套损现象。在格罗兹内, 100多个套管损坏的实例中, 就有45个集中在泥岩薄层段。如若断层附近的泥岩发生蠕动, 那么, 由此造成的断层的滑移以及泥岩的蠕动将会在水平方向上产生巨大的剪切力, 对套管造成挤压, 使套管发生错断, 如果泥岩大面积连续, 将会造成套损现象连片出现, 一般来说, 在此类地区, 注水井的套管的使用寿命要远远低于油井套管的寿命。

2.2 油层出砂对套变的影响

目前, 一般疏松的砂岩层易出砂, 在原油开采的过程中, 油流在流动过程中会破坏油层的局部构造, 造成出砂, 进入油田开采中后期, 注采强度加大, 由于砂岩中的胶结物易遇水水解或者膨胀, 从而破坏砂岩的骨架结构, 在高压差条件下, 造成油井出砂。由于主要是由油层来承受上覆岩层的重力, 油层出砂后, 围岩的应力就会发生变化, 即应力失去平衡, 在出砂的空洞的上覆岩层的重力大于油层所能承受的压力时, 会将部分负荷转移到套管上或者造成岩石的坍塌, 这都大大加大了套管的负荷, 当负荷大于套管的极限时, 就造成套损。所以, 油层出砂会造成套管所承受的负荷加大, 随着时间的推移最终造成套损。

3 套损井预防措施

在套损现象频发的油田, 应该在制定合理开采方式、严格控制施工质量、优化施工方案、井网部署、改进工具等几个方面做好预防工作, 减少诱发套损因素, 以期减少套损现象的发生。

3.1 确保固井质量, 优化射孔方案

在完井固井时, 必须使用抗压能力强的优质水泥进行固井, 对于添加剂类型, 固井时钻井液性能、注水泥参数、完井固井工艺等进行严格的优选, 选用最合理的设计, 并对固井质量进行严格的试压检查, 确定固井后井口无漏气现象, 保证固井质量合格。在固井结束, 油井交接之后, 进行补孔压裂投产, 就要考虑射孔和压裂对套管造成的损坏, 在进行套管的设计时加以优化, 并对射孔参数孔密、枪型等进行优化, 使用最优方案。

3.2 做好套管柱的设计

在进行套管设计时, 不仅要考虑地应力变化、强注采等因素的影响, 还应该特别注意满足特殊地层如:盐膏岩、泥岩、以及断层、裂缝带等的特殊的抗挤压强度要求, 同时, 设计套管时, 其钢级、壁厚等都要考虑到在油田开采中后期频繁的射孔和压裂等措施的影响, 所以, 应当对可能的破坏方式与套管变形规律进行分析, 利用受力分析规律进行套管的结构设计, 并优化其强度设计, 延长套管在复杂井段的工作周期。当然也可以直接将复杂井段进行填埋, 或者利用特殊套管来提高抗挤压强度要求。

3.3 选择合适的防砂方法

在油井投产之前, 采用防砂方法, 保护好油层, 防止在开采过程中, 由于原油的流动造成疏松的砂岩层出砂, 从而保证油层骨架的稳定性, 避免因上覆岩层的压力发生坍塌, 造成套损。在生产过程中, 油井已经出砂, 就要将后期颗粒注入地层, 这种化学防砂方法可以恢复油层骨架的支撑力, 避免由于出砂而造成的亏空, 保持应力的平衡。

4 结论

油水井套管损坏已是制约油田稳产的主要因素, 根据油田的具体情况, 制定合理的制度措施。在油水井钻进过程中, 据地质条件选择高强度的套管, 提高固井质量;在开发过程中, 做好地层防砂的相关工作, 优化生产参数, 这些均可有效减缓或者遏制套管损坏的问题, 确保油田高效生产。

参考文献

[1]章根德, 何鲜.油井套管变形损坏机理[M].北京:石油工业出版社, 2005.156-158

[2]刘合.油田套管损坏防治技术[M].北京:石油工业出版社, 2003.86-88, 100-110

某油田套损井分析及对策 篇3

关键词：大修,分析,对策

1 某油田水井大修作业情况

2012年1-8月份, 我公司在某油田共进行水井大修作业43口, 按设计正常完井25口, 占总数的58.2%, 中途完井13口, 占总数30.2%, 大修暂停需后期继续大修的5口, 占总数11.6%。针对水井大修方面存在的问题, 通过梳理和分析, 找出问题的原因, 提出对策, 制定下步的发展方向。

2 未成功修复的原因分析

通过对未正常完井的18口大修井的统计分析:水井套损等复杂情况17口井, 占未完成井的94.4%, 由于作业原因待修的1口井 (跃新834井) , 占5.6%。无法修复中途完井13口井, 后期可继续作业的5口。

2.1 套损井逐年增多, 修复难度越来越大

今年大修的43口水井中, 套损井达到了26口井, 占60.5%。套损井停止大修的主要有以下4种情况。

(1) 油层段套损严重, 胀管无法修复, 打通道、套管补贴费用太高, 停止施工。

(2) 套管错断, 落鱼鱼顶位置在错断处或错断处以下, 错断位置在水泥返高以下, 打通道和取换套都不能实现, 5口井没有修复。

(3) 套损处出砂严重, 无法有效封堵

今年在某油田所大修井中, 共有套损井38口井 (包括油井) , 其中60-600m深度以内的套损井17井次。由于该井段无技术套管, 地层松软, 岩石胶结性差, 在井深100-600米之间发生套管移位错断, 出砂严重, 采用水泥封堵多次均不理想, 以下6口井无法按设计继续施工。

(4) 注水层窜层, 造成井下异常高压, 无法施工

跃3 3 9 3井, 2 0 1 2.3.1 9套铣至井深1845.24m处, 返出物为油水混合物及直径为6mm石粒, 计量返出量大于进口量, 立即起出Φ73反扣钻杆40根;关井12小时, 观察井口压力:套压12MPa, 油压12MPa。计算地层压力为28MPa, 继续施工需要比重1.6的泥浆才能平衡井底压力。决定泄压后, 再进行施工, 结果泄压4个月, 压力仍未放完, 分析是附近注水井窜, 造成该井高压。

2.2 设计提供数据与实际情况不符, 造成取换套作业不能完成 (表1)

2.3 新情况层出不穷, 大修作业技术有待进一步提高

井下作业公司通过近几年的专业化施工管理, 根据现场实际, 研发改进了大修打捞工具、套铣工具、套管回接工具等20余件。优化大修工艺, 实现了套铣-打捞一体化, 磨、套铣-打捞一体化, 清理井壁-打捞一体化, 从而实现快速打捞或整体打捞的效果。形成了11项成熟技术和2项前沿技术, 但由于井下情况越来越复杂, 必然要求大修技术的不断发展来应对大修井的复杂情况, 目前大修技术还存在以下瓶颈。

(1) 打通道、补贴技术:存在施工周期长、安全风险大、不能保证100%成功等问题。

(2) 浅层高压出水、出砂的安全施工、封堵技术:近年来, 浅层高压出水、出砂问题在某油田各个区块都存在, 2009年跃X643井550米套管错断, 出砂、出水严重, 导致该井报停, 2012年有6口井, 均由于出砂、出水严重导致报停。因此, 针对此类井的修复手段还有待进一步研究。

(3) 裸眼取换套技术:针对裸眼取换套, 水泥封固取换套在技术方面存在井壁坍塌、缩径、鱼顶丢失、倒扣困难等难题, 在设备方面存在无完善的循环系统, 无取套专用设备等问题。

(4) 过断口打捞技术:过套管错断口打捞下部落鱼技术需要进一步研究提高。

(5) 井下情况诊断技术:大修井井下复杂情况综合诊断技术有待进一步提高。由于没有先进的井下诊断设备及技术, 增加了对井下情况的判断难度及时间。

2.4 大修费用, 影响施工作业

一是作业费用。当施工中遇到难度较大, 费用较高时, 都停止施工。如跃725井取换套、跃7040井套管补贴两口井依现有技术如要取出套管, 周期较长, 费用较高, 终止取套施工。

二是泥浆费用过低, 无法保证施工安全。在E31油藏的修井中, 由于井较深, 用清水在套磨铣过程中, 磨铣碎屑极不易返出, 增加了施工风险;在裸眼井段取换套过程中, 不使用泥浆, 无法进行施工作业;水井压力过高, 不使用泥浆无法修井, 如跃3393井, 需要比重为1.6的泥浆才能平衡井底压力。

2.5 大修投入不够, 设备不配套

裸眼井段取换套技术, 虽然做了很多工作, 也取得了成功经验, 但目前大修没有配套泥浆处理装置及取换套相应的设备, 采用目前的工艺技术施工, 施工周期长, 风险大, 费用高。

3 总结与建议

注水井大修成功率低的原因是多方面的, 除了井况越来越复杂之外, 我们的技术还有待进一步提高;为了进一步提高我公司的大修技术水平, 提高注水井的修复率。提出建议如下:

(1) 针对目前越来越多的套损井, 配套循环系统, 引进配套先进的取换套设备及工具, 实现大修的安全施工。

(2) 支持大修技术的提升与发展。大修技术的提升需要不断引进、研发新工艺、新技术, 同时需要不断的实践、改进。利用公司三年打造五项井下特色系列技术为契机, 针对大修技术进行专项攻关, 形成标准操作规程。

(1) 在原公司项目《打通道、补贴技术在青海油田的研究应用》的基础上, 继续总结分析, 形成安全、全速打通道技术。

(2) 针对浅层高压出水、出砂情况, 一是建议油田公司针对N1-N21开发井井身结构在套管程序进行优化, 从源头上治理套损井。二是引进LHZ堵剂进行封堵试验。

(3) 取换套的研究主要是认真开展项目《裸眼取换套技术的研究与应用》, 实现安全、快速取换套。

(4) 过断口打捞技术在分析原施工成功井如跃395井、跃X614井、跃545井的基础上, 研究论证, 摸索新方案, 形成新标准。 (如采取液压下顶或先取换套后打捞模式等)

(5) 修井与测井相结合, 提高井下情况诊断水平。