大港南部油田套漏井治理工艺技术研究应用

李长平（中国石油大港油田分公司第三采油厂，河北 沧州 061023）

大港南部油田投入开发已有40多年的历史，随着开发时间的延续，油水井套管受多种因素的影响，出现破漏的现象越来越多，对油田开发的影响越来越大。近几年，采油厂技术人员大胆尝试应用新工艺技术，通过不断实践与总结，逐步形成了南部油田配套的套漏井治理技术，在实际生产应用中取得了一定效果。

1 套漏井基本情况

截止到2014年11月，南部油田在册油水井2464口，开井1773口，有套损井695口，占总井数28.2%，其中有套漏井203口，套漏井占套损井的29.2%。

表1 南部油田套损井分类表

2 治理技术研究应用

针对套漏井段、长度以及注水承压的不同，试验应用了多种套漏治理技术，通过不断摸索和改进，逐步形成了南部油田系列配套的套漏井治理技术：

2.1 取换套技术

2.1.1 工作量实施情况

从2009年至今，采油厂共实施大修取换套48口，成功47口，成功率97.9%；小修取换套22口，成功22口，成功率100%，47口大修取换套累计取套长度18674m,技套内单井取换套最深1200m，裸眼内单井取换套最深445m,截止目前最长有效期达到1767天。

表2 取换套技术施工效果表

2.1.2 工艺适应性

优点：多年实践已经证实取换套技术施工简单，成功率高，治理后能完全恢复井筒原始通径，因此，在满足条件的情况下，应是套漏井治理的首选技术。

选井条件：有技套的井在技套下深内实施取换套深度可不受限制，无技套的井取换套深度一般在500m以内。小修取换套主要针对井口第一根套管漏或者井口套管破损的井。

2.2 可膨胀管套管补贴技术

该技术从2008年3月开始在采油厂进行尝试应用，目前已是套漏井治理的主要技术。

2.2.1 工作量实施情况

从2008年至今，采油厂共应用47井次/43口井，作业成功率100%。其中油井16井次，初期恢复能力54.4吨/日；水井31井次，恢复水量2060方/日。

47井次累计补贴长度614.68m，单次最长补贴36m，最深3074.7m，补贴后最高承受35MPa，有效期最长已超6年（仍有效）。

表3 可膨胀管套管补贴技术施工效果表

2.2.2 工艺适应性

2.2.2.1 优点：套管补贴技术施工简单、成功率高、承压强度高、有效期长；

2.2.2.2 缺点：由于补贴后内通径变小，对后期施工会造成一定影响；

2.2.2.3 选井条件：主要适合于套管服役年数较短、无明显腐蚀、套漏井段在20m以内的油水井。

2.3 衬管贴堵技术

为治理长井段套漏腐蚀问题，2012年9月，采油厂在枣90-12井上首次试验了衬管贴堵技术，并取得成功。后期根据生产需求，又逐步加大了该项技术应用井次。2012年以来，共实施10口井，作业成功率100%。10口井累计贴堵长度3008.8m，单井最长903.5m，最大深度2444m，堵贴后最高注水压力23.6MPa，有效期最长已达850天。

2.3.1 工艺适应性

优点：施工简单方便，贴堵后承压高，对长井段套漏治理具有很强的针对性；缺点：贴堵后内通径变小，对后期大直径工具下入有影响；选井条件：主要针对套管服役年数长、长井段套漏、通过测四十臂井径显示套管腐蚀扩径较严重的油水井。

2.4 璃钢小套管

2.4.1 技术原理：在全井有腐蚀现象、出现大段套漏的注水井中下入玻璃钢小套管，用水泥浆将玻璃钢小套管与原套管环形空间进行固井，实现对套漏的封堵，能很好地保护原井的钢质套管，防止继续被腐蚀垢。

2.4.2 应用效果

今年以来共实施4口井，成功率100%，目前两口井投注，恢复注水量100方/天。

2.4.3 工艺适应性分析

玻璃钢小套管主要优点是耐腐蚀和防结垢性能强。受承压和温度限制，目前只能在井深小于2000m、注水压力小于25MPa的注水井上使用。因此，该工艺主要适合于整井筒套管腐蚀严重、长井段套漏，利用其它工艺难以修复的注水井上使用。

3 取得的认识

3.1 大港南部油田套漏井逐年上升，漏失井段不断扩延。要遏制这种现象首先应从预防着手，加强对套漏机理的研究，找出套漏的根源，从源头上进行预防和治理。

3.2 套漏井修复是一项系统工程，制定方案前既要考虑到工艺的可行性，同时更要考虑到油藏的潜力大小。因此，只有工程和地质有机结合，才能确保投入决策的准确性。

3.3 取换套是彻底治理套漏的成熟技术，对符合治理条件的井应是首选技术。

3.4 可膨胀管、衬管贴堵、玻璃钢小套管治理技术工艺优缺点分明。因此，在选井时应进行充分论证，以实现油田开发效益的最大化。