套损井贴堵治理技术应用及推广

套损井贴堵治理技术应用及推广胜利采油厂二〇一七年五月胜利采油厂前言随着胜坨油田进入特高含水开发后期，套坏井逐年增多、逐年加剧，且由于层系多、层间差异大，井筒内生产管柱复杂，严重影响油水井的正常生产，致使井网变差，开发形势严峻。胜采厂针对日益凸显的开发矛盾，转变观念，大力实施技术创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术，各项技术指标均有了新突破，逐步将贴堵技术打造成为特高含水期提高开发质量和效益的新利器。胜利采油厂第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景第二部分胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用第四部分胜坨油田“贴堵技术”取得的效果胜利采油厂2010年以来，我们对老油田井筒恶化的形势进行了认真梳理，主要存在四方面的不适应性：•井筒复杂程度加剧，不适应低成本开发需要•套损状况持续恶化，不适应井网完善需要•井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求•单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足胜利采油厂第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景背景1：老油田井筒复杂程度加剧，不适应精细开发需要2010年全厂带封生产管柱井达到607口，占生产井数（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合计418口。2010年油井生产管柱柱状图050100150200250封两头采中间封上采下管柱封下采上封中间采两头闭式管柱1222301881255胜利采油厂37324249371524172228225640.54%42.86%53.12%52.38%57.14%59.46%01020304050602005200620072008200920100%10%20%30%40%50%60%70%交大修井数带封管柱交大修带封管柱占交大修比率2005-2010年带封管柱交大修情况一是增加了作业交大修风险。2010年油井交大修37口，其中因捞带封管柱交大修22口，占59.46%。管柱复杂化带来了两方面的影响：胜利采油厂二是井筒状况的不断恶化导致作业施工工序日益复杂：•单井作业层次由2005年2.8次上升到4.7次；•单井作业周期由2005年5.1天上升到10.1天；•单井作业劳务由2005年6.37万元上升到9.7万元。5.15.55.766.710.12.83.13.23.43.84.70123450510152005年2006年2007年2008年2009年2010年2005-2010年单井作业周期及层次变化趋势单井周期/天单井层次/次胜利采油厂“十一五”期间，全厂新增套损井808口，其中无法利用井242口，更新井数仅102口。截止2010年，共有套坏井1736口（报废748口，带病生产779口），占总井数的39.2%。井网指标持续下降，水驱储量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。2006-2010年套损井及更新井情况背景2：老油田套损状况持续恶化，不适应井网完善需要“十一五”井网指标变化曲线82.882.681.480.480.277787980818283848520062007200820092010水驱储量控制程度（%）胜利采油厂截止2010年套损井数达59口，占总井数的20.7%，失控储量328×104t。典型单元-----胜一区沙二1-3胜一区沙二1-3单元主力层井网图（2010年调整前）铅印验证套管错断取换套显示套管漏失薄壁管验证套管弯曲多臂井径显示套漏腐蚀严重胜利采油厂转后续水驱受套坏影响单元油水井开井数由08年1月的274口下降到2010年年底的245口，减少了29口井，日产液量下降了3316t，日油下降了429.3t。08年1月胜利采油厂经过近五十年开发，套管老化腐蚀严重，多层系开发，卡封无效或低效高含水井比例达到16%，卡封可靠性差。背景3：老油田井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求井例：ST3-4X207存在问题：•卡封段腐蚀严重2009年6月改层卡封生产，由于卡封段腐蚀，虽采用了可验封管柱，初期生产平稳，但生产一段时间后失效，造成高含水返工2次。胜利采油厂40B显示：套管在2075-2088m多处轻微变形，在2125-2130m变形较严重，多次整形无效，无法卡封分注，改封串管柱保护上部套管合层注水。原井管柱完井管柱井例：ST3-4-844胜利采油厂背景4：老油田单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足2006-2010年单控剩余地质储量变化曲线（万吨）胜坨油田经过近50年的开发，剩余油以“普遍分布、差异富集”为主，饱和度30%-40%，仍具有进一步挖潜的潜力。但是面临三方面的难题：一是剩余油高度分散，单控剩余地质储量不断降低。由2006年的13.4万吨，下降到2010年的10.2万吨。二区9-10沙二103层剩余油饱和度图0.100.250.400.700.55胜利采油厂平衡油价与经济极限初产关系曲线单井投资：600万递减率：12%二是老油田综合开发效益越来越差。部分整体矢量调整单元（27个）需配套地面系统改造方可实施，从而造成平衡油价达到70$/bbl以上；三是低油价对单井产能要求越来越高。50美元单井产能需5吨以上，新井井数大幅减少，增量创效能力大幅下降。仅仅依靠新井完善井网的难度越来越大，需要最大程度的挖掘存量潜力，盘活老井资源完善井网，不断延长老油田经济寿命期。胜利采油厂基于以上分析，为进一步提高老油田综合调整效益，针对老井多、井况复杂的现状，探索研究了一种封堵可靠性高、施工工艺简单且有效期长的贴堵工艺技术，再造新井壁，盘活老井资源，恢复油田水驱动用储量，为构筑有效井网提供有力支撑。胜利采油厂第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景第二部分胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套第三部分胜坨油田“贴堵技术”的应用第四部分胜坨油田“贴堵技术”取得的效果胜利采油厂针对日益凸显的开发矛盾，胜采厂及时转变观念，立足自主创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术。经过6年的研究与发展，配套技术日益完善，现场适应性及各项技术指标均有了新突破，逐步将其打造成为低油价时期提高开发质量、减少施工成本、盘活老井资源的有效手段。二、胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套四项创新贴堵治理新思路贴堵应用管材贴堵堵剂体系贴堵施工工艺两项优化井筒识别技术井筒处理技术胜利采油厂创新1：创新井筒治理新思路套损•水泥封堵•取换套•膨胀管补贴常规套损治理技术套损•封堵有效率及有效期低•施工后承压低（＜5MPa）•套损处套变程度加剧，后期处理难度大油层缺点：•仅适用浅部套损•需上大修，井场和作业动力受限•成本高（56万元）周期长（30天）缺点：•成本高（1.7万/米）•无法解决套管内壁沟槽及腐蚀点的窜槽问题缺点：四项创新胜利采油厂创新思路：研究集管外封固、管内贴堵、可靠性高、有效期长、施工简易、后期处理方便的井筒治理技术，实现井筒再造。原理：将贴堵管材下到井下设计位置，循环注入水泥堵剂至套管与贴堵管环形空间中，通过水泥胶结将贴堵管牢牢的贴在套损井壁上，达到对腐蚀、漏失段的封堵。漏点油层贴堵后管柱贴堵前管柱贴堵管封固堵剂因套变导致固井水泥环缺失胜利采油厂序号类型外径mm内径mm壁厚mm适用套管内径mm1可钻89766.5≥942104907≥11031141045≥11841141083≥1185不可钻89766.5≥946102906≥10871141026≥1188139.7124.267.72≥1469177.8159.429.19≥186贴堵管参数统计贴堵管材在应用上分为后期可处理（可钻）与永久（不可钻）两种。•不可钻管材：根据井况选择适宜的钢级，包括N80、J55、P110等;•可钻管材：根据抗压、抗拉强度及耐腐蚀性等性能要求，优选合金材料作为管材的基础材料，并通过在冶炼过程加入si等元素及后期表面处理技术提高管材的综合性能。创新2：创新贴堵应用管材胜利采油厂一是开展管材强度的研究；根据施工要求，贴堵管在井内承受压力＞15MPa，抗拉抗压＞200KN。选取尺寸114/108mm（壁厚为3mm），合金材质为40CrNiMo。利用ANSYS软件所建立的模型，对其抗内外压进行计算。贴堵管管材模型带螺纹的管材模型胜利采油厂对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加48.097MPa的外压，得到应力分布云图：管材施加外压应力分布云图带螺纹的管材施加外压应力分布云图最大值1320MPa最大值982MPa大于40CrNiMo的屈服强度835MPa改变所施加的外压大小，使最大值满足强度要求，最后确定管材的抗外压强度为30MPa管材应力分布云图带螺纹管材应力分布云图最大值612MPa最大值824MPa管材抗外压试验胜利采油厂对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加38.454MPa的内压，得到应力分布云图。管材施加外压应力分布云图管材抗内压试验带螺纹的管材施加外压应力分布云图最大值764MPa最大值1040MPa改变施加的内压大小，使得螺纹管材求解最大值满足屈服强度，确定管材的抗内压强度30MPa。835MPa835MPa内压为30MPa求解最大值809MPa内压为31MPa求解最大值为836MPa胜利采油厂不同壁厚下满足强度要求所选管材材质及抗拉、抗压的应力大小胜利采油厂二是开展管材耐腐蚀性能研究；为提高贴堵管的耐腐蚀性，对其表面实施钝化镀层处理，并对处理前后挂片样本，进行交流阻抗谱测试和极化曲线测试。结果表明：贴堵刮片耐蚀性有明显提高。试片腐蚀电位Ecorr/mV腐蚀电流Jcorr/μA·cm-2系数βA系数βC贴堵挂片-7311.590.06720.11空白挂片-9414.690.19060.1348从交流阻抗谱测试获得的Nyquist图可以明显看出，处理后的挂片样本的低阻抗值明显增大，也就是说，贴堵挂片表面电子转移阻力大，不易失电子发生腐蚀，耐蚀性明显提高。通过极化曲线测试对所得的数据进行处理，获得两种挂片的腐蚀电位和腐蚀电流密度,由拟合数据可看出，贴堵挂片样本的耐蚀性更好，腐蚀速度更低。挂片极化曲线测试结果挂片交流阻抗谱测试结果胜利采油厂同时用动态腐蚀仪测试，常压90℃油田地层水，将J55套管材料与贴堵挂片样本充分反应72h，由于贴堵管材进行了表面处理，与套管挂片样本基本不发生电化学反应，贴堵管挂片的腐蚀速率仅为0.0409mm/a。试片的表面积测量贴堵管材料挂片示意图FS-Ⅱ高温高压动态腐蚀仪高温高压动态腐蚀仪原理图胜利采油厂根据强度及密封性要求，选取尺寸114/108mm管材，贴堵管施加200KN轴向拉力，对贴堵管不同螺纹扣型进行模拟计算应力分布云图。三是开展丝扣结构强度研究；•当贴堵管壁厚一定时，选用不同的螺纹连接方式，FOX型特殊螺纹求解得到的最大值最小。•FOX型特殊螺纹连接，螺纹接触面载荷分布较为均匀无明显变形，优先选用FOX型特殊螺纹。不同螺纹连接应力分布云图及强度FOX结构及有限元模型无变形胜利采油厂创新3：创新套贴堵工艺堵剂体系堵剂体系研究目标由于贴堵管与套管环空仅5mm间隔，因此，除达到固井水泥浆的性能外，贴堵堵剂还需较强的流变性、低失水和低滤失等特征，为此需要建立适合贴堵施工的堵剂体系，满足施工需求。堵剂研究思路：G级水泥（使用广泛、成本低）+添加剂胜利采油厂一是开展分散剂的筛选；各类分散剂对流变性的作用影响USZ是阴离子型表面活性剂，使用温度可达150℃，是目前国内外较好的水泥分散剂。通过实验可以看出0.3%的USZ比其它分散剂能更好地提高水泥浆的流变性。分散剂加量%密度g/cm3n×K无因次×Pa·sn原浆01.890.66×0.61USZ0.151.890.62×0.570.31.890.57×0.45木钙0.51.890.70×1.211.01.870.78×0.64FDN0.51.890.69×1.211.01.880.79×0.64栲胶0.51.890.66×1.341.01.880.79×0.63胜利采油厂二是开展降失水剂的筛选；主要降失水剂类型：•微粒材料•天然高分子材料及衍生物•人工合成聚合物a.阴离子型聚合物b.阳离子型聚合物c.非离子降失水剂（LT-2