塔里木油田套管损坏及治理方法探讨

简述了塔里木油田油水井的套损情况，归纳了该油田水井发生套损的主要类型；从工程角度出发，分析了造成油水井套损的主要原因；针对引起油田油水井套损的因素、套损类型、套损程度和套损井段等情况，提出了采用单封隔器或双封隔器卡堵、挤水泥浆堵水、国内衬管补贴和国外胀管补套等4种治理油水井套损的方法与手段。油田4口井的套损井修复作业表明，其效果良好。     

江苏油田油水井套损机理与对策分析

针对JS油田套管状况逐渐变差,套损井数量呈上升趋势的现状,综合分析了JS油田油水井套损机理;针对JS油田油水井套管现状阐述油水井套管综合保护的措施,并对JS油田套损井修复技术进行了分析及实践,提高了油水井利用率,取得了明显的经济效益和社会效益。同时针对油田开发中后期套损井综合治理提出一些有建设性建议。     

冀东油田套管损坏现状及综合治理措施

冀东油田是典型复杂断块油田,油水井套管损坏严重,到2001年底,全油田22.4%的油水井发现套管损坏。通过对套损井的基本现状进行综合研究分析,确定了套损机理研究的主攻方向,并对已发现的套损井采用取套换套、超细水泥封堵、套管补贴、磨铣变形套管后下防砂管挤压防砂、下小直径工具进行分注卡水等大修工艺,使部分套损井可进行正常的分层注水和采油,提高了套损井的利用率。     

长期关停套损出水井的找漏技术及应用

套管破损(套损)直接影响油水井正常开采,给油田造成巨大的经济损失。长庆油田每年有几十口井因套损出水导致高含水关停,如何有效治理套损高含水井,提高油田采收率,是长庆油田目前面临的重要工作之一。针对该难题,开展套损井腐蚀机理及判识技术研究,通过油井临时改注,利用相适应的生产测井组合测试技术,进行出水位置的精准判识。通过对长庆油田Z277示范区块多井次的现场应用,利用该技术找到出水位置并处理后,A井日产油2.0 t、含水率33.3%,A井、B井和C井的平均产量达1.97 t/d、平均含水率46.5%。通过采用针对长期关停套损出水井的找漏技术进行综合治理,让长期关停套损出水井再次恢复生产,创收经济效益,对示范区块Z277长期关停高含水井治理具有推广意义。     

长庆油田套损井综合防治技术

随着油田开发的深入,套损井逐年增多,套破段日趋复杂,常规治理工艺已不能满足治理需求,严重制约了油田长期稳产.针对该难题,研究分析了长庆油田套损井现状、成因及其对油田开发造成的危害.开展了套损井腐蚀机理以及判识技术研究,提出了先期预防技术、后期治理技术等多种措施手段.通过Z271-2井现场试验,采用"井温+噪声+涡轮流量+氧活化+温差流量"系列找漏组合测井,精确找出套损漏点位置,与工程测井曲线所测套损段吻合.后期在漏点处采用套管补贴措施治理恢复产能,目前日产油1.71 t,含水率36.9％.通过套损井综合防治技术研究,长庆油田大幅度节约了成本,取得较好的生产效果.     

辽河油田热采井套损机理分析与治理措施

通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查与分析,找出了该油田稠油井套管损坏的主要原因,针对热采井及中深层套损严重井只能开窗侧钻的现状,提出了适用于热采套损井修复复产的治理技术,并对其原理进行了深入探讨.其中套损井加固密封工艺2002年度在曙光采油厂、锦州采油厂分别进行了5口井的现场试验,成功率达100%.     

元城油田油井套损机理研究

元城油田地层普遍具有"高盐、高矿化度"特点,受各种因素影响造成油水井套损严重。截止2012年底,套损及套破井共214口,严重影响到油田的正常生产。本文通过对元城油田采出液及腐蚀产物物理化学性质分析试验研究,以及现场杆管柱调查和套管测试结果分析,认为内腐蚀是元城油田套损的主要原因。     

大港复杂断块油藏港西油田套损机理及预防对策

截至2008年底,港西油田发现套损井578口,严重影响了油田开发效果,套损已经成为制约油田正常生产的重要因素.为搞好港两油田二次开发,完善注采井网,采用统计分析、理论研究和综合对比方法,系统研究套损机理,并提出预防对策.以港西五区为研究对象,开展了套损基本形态研究,统计分析了油水井套损名义寿命、套损程度、套损深度与套损点数的规律.并研究该区的地质特征,通过建立套损综合分析图,构建了11种套损分析地质模型.同时,分析了钻井"狗腿"、固井质量、套管钢级等工程因素以及油田开发方式、注水压力、综合含水等开发因素与套损的关系.通过系统研究,搞清了套损形态和套损规律,确定了港西油田套损的主控因素为泥岩水化,以此提出了有效的套损预防措施,为港西油田二次开发和生产管理提供了科学依据.     

套损风险井监测对策及应用分析

随着油田套损情况日益严峻,针对油水井不同套损风险等级和风险类型,制定相应的监测对策,及时发现套损隐患并精准定位套损部位,有助于提高油水井套损风险防范能力,对于套损治理和避免套损的进一步发生具有重要意义。套损风险井监测是防治套管损坏的基础,做好套损监测工作能够为套损防控、修复与报废措施方案提供有效依据。目前针对套损风险井的预测方法已经比较成熟,高套损风险预测符合率可以达到75%[5],在套损风险井预测结果的基础上制定针对性的监测对策,能够降低风险井检测成本,提高套损井治理的效果。本文针对两类套损风险类型,综合考虑风险井生产状态、套损历史信息、历史监测信息以及邻井信息给出最能反映本井套损实际状况的监测对策,形成了套损风险井监测方案设计平台,实现了套损风险井监测设计的智能化和精细化。针对性的监测方案有利于套损风险井的早发现和早治理,有效降低套损发生几率,促进油田稳定生产。     

临南油田油水井套损分析及治理对策

临南油田日趋严重的套损状况,严重破坏了油田的注采平衡关系,制约着油田注采结构的进一步调整,造成大批治理资金被迫投入,成为影响油田开发效果的反面典型.分析了临南油田油水井套管弯曲、缩径、错断、破裂、穿孔及渗漏六种主要类型,介绍了套管损坏在开发时间、生产区块、井别、构造位置及井深剖面上的分布规律,论述了套管腐蚀穿孔和变形损坏的主要作用机理,提出了"预防为主,防治结合"的总方针,并提出了"套损井治理必须优选经济、有效、合理的惨井方案,确保治理工艺的合理优化组合,以实现经济效益的最佳化"的方案,总结了近年来临南油田在预防和治理套损井方面的主要对策及措施,为今后临南油田的高效益开发提出了宝贵建议,值得其他油田借鉴.     

高含水后期套损井综合治理配套技术

大庆油田杏北开发区自1972年出现套损以来至2004年底已发现套损井2473口,套损形势十分严峻。套管损坏不仅造成油田的注采失衡,而且对套损井采取增产增注措施都会产生不同程度的限制,降低了套损井区剩余油的挖掘潜力。近几年通过不断加强套损井治理工作,套损井区的注采关系逐步得到改善。在套损井大修方面,研究应用了通径70mm以上套损井整形扩径技术,开展了段铣扩径技术和膨胀管加固技术攻关,不仅提高了套损井大修的修复率,而且提高了修井质量;在套损井利用方面,研究并应用了套损井分层注水工艺技术和细分堵水技术,开展了套损井分层压裂改造技术攻关．为通径100mm以上套损井细分注水、增产增注等措施提供了技术保证,充分发挥了套损井在油田高含水后期的生产潜力。     

辽河油田热采井套损防治新技术

辽河油田稠油热采过程中套管损坏严重。经大量调查研究认为，造成套管先期损坏的原因是：热应力大，油井出砂，API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适合热采井要求，水泥封固质量不好，水泥环空段套管易变形，隔热管和隔热措施不力。采取的措施有：提拉预应力，用N80偏梯套管取代普通套管，使用热呆专用水泥返到井口．用良好的隔热管。治理后热采井套管损坏虽有所下降，但套管先期损坏依然严重。采取的新措施主要是：用热应力补偿器减少注蒸汽时套管应力，用TP100H套管以增强抗热变形能力，用TP120TH外加厚套管解决油层套管因出砂和射孔引起的套管轴向应力问题。经过长期的研究与实践，减缓了热采井套管先期损坏速率。参13     

胜坨油田套管损坏规律及控制因素研究

胜坨油田目前已经进入开发后期,油水井套管损坏严重。分析顿坏套管的埋深、损坏类型以及套管损坏井使用寿命与开发阶段的关系,并从泥岩吸水蠕变和膨胀、储集层压力持续下降、套管腐蚀以及下套管和完井、固井过程中施工不当等方面分析了套管损坏的控制因素。研究发现,地层水腐蚀是造成胜坨油田明化镇组及浅层套管损坏的主要原因;泥岩吸水蠕变、储集层沉积压实是造成E_(s1)、E_(s2)段套管损坏主要原因。为有效减缓套管损坏速度,针对油田后期出现的油层压力持续下降,应合理调整注采井网,同时应防止注水窜入泥岩地层;提高注水质量,减缓污水对套管的腐蚀;在施工过程中应建立套管保护措施,防止时套管的人为损坏。     

套损井综合管理系统的开发及应用

目前大庆油田年套损井数达到1000口左右，严重破坏了油田的注采平衡关系，而且制约了油田注采结构的进一步调整。根据大庆油田套损特点，套损状况及油田生产实际，开发了套损井综合管理系统，包括套损数据管理，大修数据管理，井况调查数据管理和报废数据管理四大模块，套损机理研究认为，泥岩蠕变是大庆杏树岗油田管损坏的主要原因。应用油水井大修工艺措施合理优化与组合经济评价数学模型，可以实现大修工艺措施合理优化与组合；应用套损井综合管理数据库，实现了套损井计算机网络管理。套损井综合管理系统推广应用后，经济效益和社会效益显著。图2表1参3（王永东摘）。     

几种高难套损井的套损形态及修井工艺

经过多年攻关研究,大庆油田套损井修复技术有了较大提高,形成了年修井1000口以上的生产能力,修复率达到80％,为油田的可持续发展做出了重大贡献。但进一步提高修复率难度很大,主要表现在几种高难套损井修复成功率较低,没有成熟有效的修复技术。几种高难套损井包括套损通径小于φ70mm的井、落物与断口平齐的井、严重坍塌出砂井、大段弯曲变形井、多点严重损坏的井针对上述几种高难套损井型的修复问题,结合大庆油田在修井方面的最新研究成果,提出了相应的修复工艺,经过现场的试验应用,见到了初步效果。     

高压注水对油田套管的损坏及防治分析

根据注水开发油田套管的损坏特征 ,分析认为高压注入水窜入泥岩层诱发地应力挤压套管 ,是影响套管变形的主要因素 ;另外 ,当注水压力高于地层破裂压力和上覆岩层压力时 ,会产生单向侧应力剪切破坏套管。为了防止高压注水引起的套管损坏 ,应采取如下预防措施 :注水井适时解堵防膨 ,合理调整注采井网 ,控制压裂垂直裂缝不要延伸至泥岩层 ,提高固井质量及套管强度等。从分析当前套损井治理现状出发 ,提出防治套管损坏总体方针是预防为主 ,防治结合     

高压注水井套管缩径变形机理及防治技术——以史深100断块为例

高压注水井经过4年注水后套管疲劳损坏是低渗油藏开发过程中普遍存在的问题。通过对史深100断块现场调查分析,找出了高压注水井套管损坏的基本规律,主要受地质因素和钻井因素的影响,套损点主要集中在射孔部位附近的泥岩夹层及射孔井段。重点对以上两个部位高压注水时套管损坏的机理进行了研究,进行了现场分析,并匹配了相应的防治技术:完井时采用C—90钢级、壁厚10.54 mm套管;通过转注、防硼预处理、酸化解堵等措施控制注入压力过高等。现场应用取得了较好的效果,通过几年的综合防治,史深100断块水井套损率由2000年的10.0%下降到2005年的3.3%。     

超声波套损检测室内试验研究

油田套损井数量居高不下,井筒质量问题突出,严重影响了油气井的高质量开发.鉴于此,通过对存储式电池仓、数据存储与控制短节、电子仪短节、声系短节和扶正器短节的综合研发,研制了超声波套损检测仪器;结合超声波测量原理和超声波柱面成像,开发了超声成像解释技术.在此基础上,利用超声波套损检测仪器对射孔孔眼套管和变形套管进行了室内模...     

延缓断层处套管损坏的方法

复杂断块油田受剧烈构造的挤压,断层发育,断层附近套管损坏严重。东辛复杂断块和南帕斯27断块断层处的套损规律表明,断层处不封固的井,当套管与地层的环空间隙达到120mm时,套管损坏几率较小;进一步统计表明,纵向上断层处98％的套损集中在钻遇断点上下30m的范围内。因此,为了延缓断层处套管损坏,提出了一种断层处固井的新方法及实现工艺,即在钻遇断点上下30m层段不固井,并扩孔使环空间隙达到120mm,给断层滑移运动留出一个缓冲带．