渤海油田注水井高套压治理技术探索

套管堵漏技术在渤海油田的应用商闻贤 发布时间：2021-08-03T15:07:38.430Z 来源：《论证与研究》2021年6期作者：商闻贤  [导读] 摘要：随着渤海油田的开发生产进入中后期，各类套管损伤问题不断增多，套管破损不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废，因此各种套管堵漏技术也得到了广泛应用。

LHD化学堵漏技术封堵硬度和强度高、能够承受较高的压差。

LHD堵剂在渤海油田绥中某平台两口井应用成功，取得良好效果。

与其他套管堵漏技术相比，LHD化学堵漏适用范围广、施工简单、成本低，具有广阔的应用价值。

商闻贤 （中海石油（中国）有限公司天津分公司）摘要：随着渤海油田的开发生产进入中后期，各类套管损伤问题不断增多，套管破损不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废，因此各种套管堵漏技术也得到了广泛应用。

LHD化学堵漏技术封堵硬度和强度高、能够承受较高的压差。

LHD堵剂在渤海油田绥中某平台两口井应用成功，取得良好效果。

与其他套管堵漏技术相比，LHD化学堵漏适用范围广、施工简单、成本低，具有广阔的应用价值。

关键词：套管堵漏；LHD堵剂；渤海油田1、套管堵漏技术简介随着渤海油田开发生产的不断深入，油水井常年磨损、腐蚀、受地层塑性变形以及各类施工措施的影响，造成的套管损伤问题逐渐增多，不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废。

目前，渤海油田油水井套管损伤主要以套管变形、破裂、穿孔等类型为主，在生产上直接表现为破漏特征[1]。

具体表现为油井含水快速上升至100%，注水井注入压力迅速下降，甚至为零。

根据不同井况，渤海油田应用了三种不同的处理方式。

1.1双封隔器堵漏采用两个封隔器在漏点上下座封，从而将漏点封堵。

该技术应用简单，作业时间短，适用于临时性封堵，但受套管漏点位置的限制影响较大，且容易形成复杂管柱结构。

1.2水泥浆堵漏将一定比重的水泥浆挤入地层缝隙活多孔地带、套管外空洞破漏出等目的层，候凝后在地层或地层和套管之间形成密封带，达到封堵套管漏点等目的。

1801 油田注水井套损的原因分析油田注水井套损的原因有很多，以下从地质原因、高压注水原因、施工作业原因、腐蚀原因等方面出发，对于油田注水井套损的原因进行了分析。

1.1 地质原因油田注水井套损在很多情况下都是因为地质原因所导致。

较为常见的地质因素多包括有断层活动、泥岩蠕变、地层出砂等应力因素。

在这一过程中诸如断层等因素对套损井的影响是深远的，并且在油田的开发过程中断层活动也属于直接造成套管损伤的重要因素。

其次，因为存在着吸水后岩石的膨胀和蠕变的情况，这回在很大程度上改变了泥岩的力学性质和应力状态，最终导致泥岩的位移和变形并导致了套管的变形、损坏地层出砂易导致套管弯曲。

1.2 高压注水原因油田注水井套损与高压注水的不当有着密切的联系。

通常来说高压注水会在很大程度上造成套管损坏。

如果存在这种情况则会在很大程度上破坏原地层的应力平衡，最终使套管应力不均匀和套管的严重变形。

其次，高压注水原还会在很大程度上导致整个断块的注采井网瘫痪，最终影响到油田本身整体的稳定性。

1.3 施工作业原因油田注水井套损多是施工作业不规范所导致。

一般而言工程施工方面的因素有很多，并且在长期完井和开发过程中容易受到生产压差和注水压差的影响，从而造成套管的损坏。

其次，如果存在着固井质量差和水泥环质量差的情况则有可能会造成套管受非均匀载荷破坏。

因此施工人员在施工和射孔过程中应当合理的控制射孔密度，从而能够避免不合理地选择和及时控制套管强度。

1.4 腐蚀原因各种腐蚀因素带来的负面影响是深远的。

因为矿化度会在很大程度上产生腐蚀影响，并且盐类也会对于套管产生不同程度的电化学腐蚀。

其次，在对于腐蚀原因进行分析时，可以发现氯离子以及其他的活性离子破坏了管道表面的保护膜，最后导致系统的酸腐蚀更为明显。

同时在这个过程中，油田注水使其高浓度CO 2、H 2CO 3更自由，并最终使得铁原子作为阳极的电化学腐蚀和失去电子并成为铁离子在溶液中溶解，从而形成了较为严重的腐蚀情况。

2019年09月设备，其影响该项工作的主要因素是泵阀。

对此，可将往复泵与注水管线相结合，形成一个完善、统一的水力系统；然后，利用有关计算方式，并结合注水管线参数、泵系统限制条件及工作要求等，对往复泵系统进行合理分析，以获得影响泵工作效率的各项参数。

一般情况下，不同直径的柱塞所获得的排量与额定功率也是不同的，对此，可将柱塞压力、排量及柱塞直径三者之间的关系制作成相应的曲线图，根据曲线图情况，确定这三者之间的相互作用关系，从中找到设备最佳运行状态时的柱塞直径[3]。

往复泵与离心泵工作原理基本相同，但由于注水输送管线的压力不同，所对应的泵工作状态是不尽相同的。

在对低渗透油藏注水工作状态进行分析时，可把注水管线压力值作为分析工作的主要参数，以适当调整注水参数。

若是分析工作不便于进行，可对泵参数进行调节，以保障各项参数设置的合理性。

低渗透油藏注水采油技术水平的提升有赖于注水工艺的改进，而注水工艺的改进需不断提升注水泵的工作效率。

因此，在该项工作实际开展过程中，应根据往复泵与离心泵的实际运行状况，对系统的各项参数进行合理的调整，以提高注水泵工作效率，优化注水工艺，从而提升低渗透油藏注水采油技术的可操作性及安全性，促进采油工作的顺利、高效开展。

2.3完善测试工艺在注水开发低渗透油藏时，测试是一项必须开展的工作。

测试工作的主要目的是准确掌握与了解各地层的具体吸水情况及注水效果，对低渗透油藏注水采油工作的开展具有指导作用。

现阶段已研制出智能化检测系统，其主要有两部分构成，分别是井下检测系统与地面注水系统。

井下检测系统主要包括有通信部分、传感器、动力部分及控制部分，在该系统运行时，其动力来自于蓄电池，主要借助逆变换对地面设备进行控制。

地面注水系统的作用为分析及采集数据，并为系统提供电能。

在开展井下测试工作时，应先连接井下控制系统与电缆控制系统，并对井下测试工作的开展过程进行实时监控。

在运用智能化检测系统时，应对原有设备进行适当地改进，尤其是绞车。

631 油田概况渤海某油田含油层系主要位于明化镇下段及馆陶组上段，早期采用一套层系大井距多层合采的开发方式[1]。

经过多年开发，目前层间干扰大，注采关系连通复杂。

钻井作业期间往往面临着地层压力超压与亏空同时存在的情况，在提高钻井液密度的同时，容易造成井漏，进而发生“又溢又漏”复杂情况，给现场作业带来巨大挑战。

为解决钻井作业期间窄密度窗口问题，该油田逐步引进使用压力控制钻井技术，从常规定向井中逐渐推广至水平井中，作业期间使用低密度钻井液钻进，完钻后根据具体井况提高钻井液密度。

近年来，“又溢又漏”复杂情况较少发生，控压钻井技术应用取得了良好的效果。

2 控压钻井工艺介绍控压钻井工艺选取的钻井液密度一般偏低，钻进期间通过ECD来实现井筒安全；停泵期间，根据采集的井底压力，通过闭环压力控制算法软件，计算出需施加的井口回压，通过调节井口回压，控制井底压力稍高于地层压力，保持井筒不溢不漏[2]。

控压钻井的关键技术在于钻井液密度的选取以及井口回压的控制，钻进期间井底ECD稍高于实际地层压力，停泵期间通过井口旋转防喷器控制井口回压，保证井底压力高于地层压力，达到保护储层和防止井漏的目的。

完钻后，逐渐加重钻井液密度，起钻前钻井液密度附加0.03-0.05g/cm 3，实现微过平衡情况下的起钻及电测作业[2]。

P F/L -地层破裂压力；BHP-井底压力；P P -地层孔隙压力；P C -井口回压图1 控压钻井工艺原理3 X17H1井作业情况介绍X 17H 1井为该油田的一口综合调整井，为φ244.5mm套管开窗，侧钻φ215.9mm井眼。

开窗点井深1542m，定向钻进至着陆层位，钻φ152.4mm水平段完钻。

水平段下入φ101.6mm筛管进行裸眼砾石充填防砂完井。

根据φ215.9mm井眼钻进情况，目的层位超压严重，实际钻井液密度高达1.27g/cm 3。

因而φ152.4mm井眼水平段使用控压钻井设备进行作业，以减少储层污染。

潍北油田注水井套损机理研究与对策潍北油田是我国重要的油田之一，为了提高油田的产油效益，注水井在油田开发中起着关键作用。

然而，由于注水井长期运行及地质条件等原因，注水井套损现象频发，导致注水效果不佳。

因此，研究注水井套损的机理，并提出对策，对于油田的可持续开发具有重要意义。

注水井套损主要是指套管和水泥环受到损坏或失效，导致水和油之间的混流现象，降低了注水效果。

注水井套损的主要原因有以下几个方面：首先，注水井套管受到地层环境的侵蚀。

地壳运动、地质运动以及地层沉降等因素会导致地层环境的变化，套管的防腐性能难以满足要求，长期受到地层环境的侵蚀，出现套管失效的情况。

其次，注水井水泥环质量不达标。

水泥环在注水井中起到封堵作用，防止水和油之间的混流。

然而，由于施工工艺不当、材料质量不达标等原因，水泥环的质量难以保证，容易出现裂缝和渗透等问题，影响注水效果。

另外，注水井周围地层的压力变化也是注水井套损的重要原因。

地下压力的变化可能导致套管和水泥环的位移，使其受力过大或过小，进而出现损坏和失效。

针对以上问题，可以采取一系列的对策，以减少注水井套损的发生。

首先，应加强地质勘探，了解地质环境，从源头上避免选择有较大侵蚀力的地层进行注水井的设置。

其次，注水井套管和水泥环的材料和工艺应严格控制，确保质量达标。

同时，应加强施工监管，对注水井施工过程进行严格的质量控制和技术指导。

此外，还可以通过设置防腐涂层、加强附着力等措施提高套管的抗侵蚀能力。

最后，应对注水井周围地层的压力变化进行实时监测，及时调整注水井的运行参数，以防止套管和水泥环受力过大或过小。

综上所述，潍北油田注水井套损机理研究与对策包括加强地质勘探，优化材料和工艺，加强施工监管以及实时监测地层压力变化等方面的措施。

这些措施对于减少注水井套损的发生，提高注水效果具有重要意义，对于油田的可持续发展具有积极的影响。

２０２３年第５２卷第４期第１４页石油矿场机械犗犐犔　犉犐犈犔犇　犈犙犝犐犘犕犈犖犜２０２３，５２（４）：１４ １９文章编号：１００１ ３４８２（２０２３）０４ ００１４ ０６渤海油田化学驱分层注入技术研究进展与实践郑灵芸１，２（１．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津３００４５２；２．广东南油服务有限公司，广州５１００３０）①摘要：聚合物驱油技术已成为海上油田提高采收率的重要手段。

笼统技术已不能满足精细调控化学驱的需求，因此发展了地面分注技术和单管分层化学驱测调技术。

研究了地面分注技术和单管分层化学驱测调技术的设计原理和特点，分析了２种化学驱技术的优缺点和适用条件，统计分析了２种技术的现场应用效果。

在此基础上，对海上油田化学驱技术的持续优化和改进，提出了双介质分层化学驱技术和有缆智能分层化学驱技术，以期解决海上油田日益复杂和严苛的开发环境带来的更高的技术需求，助力海上油田向着数字化和智能化的方向发展。

关键词：分层化学驱；地面分注技术；单管分注；双介质分层注入；有缆智能分层注入中图分类号：ＴＥ９５２ 文献标识码：Ａ 犱狅犻：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１ ３４８２．２０２３．０４．００２犚犲狊犲犪狉犮犺犘狉狅犵狉犲狊狊犪狀犱犘狉犪犮狋犻犮犲狅犳犆犺犲犿犻犮犪犾犉犾狅狅犱犻狀犵犔犪狔犲狉犲犱犐狀犼犲犮狋犻狅狀犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犻狀犅狅犺犪犻犗犻犾犳犻犲犾犱ＺＨＥＮＧＬｉｎｇｙｕｎ１，２（１．犆犖犗犗犆犈狀犲狉犜犲犮犺 犇狉犻犾犾犻狀犵牔犘狉狅犱狌犮狋犻狅狀犆狅．，犜犻犪狀犼犻狀３００４５２，犆犺犻狀犪；２．犌狌犪狀犵犱狅狀犵犗犻犾犛犲狉狏犻犮犲犆狅．，犔狋犱．，犌狌犪狀犵狕犺狅狌５１００３０，犆犺犻狀犪）犃犫狊狋狉犪犮狋：Ｐｏｌｙｍｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｈａｓｂｅｃｏｍｅａｎｉｍｐｏｒｔａｎｔｍｅａｎｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｏｉｌｒｅｃｏｖｅｒｙｉｎｏｆｆｓｈｏｒｅｏｉｌｆｉｅｌｄｓ．Ｇｅｎｅｒａｌｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｃａｎｎｏｌｏｎｇｅｒｍｅｅｔｔｈｅｎｅｅｄｓｏｆｆｉｎｅｒｅｇ ｕｌａｔｉｏｎｏｆｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｓｏｓｕｒｆａｃｅｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄｓｉｎｇｌｅｐｉｐｅｌａｙｅｒｅｄｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｓｔｉｎｇａｎｄｄｅｂｕｇｇｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｈａｖｅｂｅｅｎｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ｔｈｅｄｅｓｉｇｎｐｒｉｎｃｉｐｌｅｓａｎｄｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｕｒｆａｃｅｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄｓｉｎｇｌｅｐｉｐｅｌａｙｅｒｅｄｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄ ｉｎｇｔｅｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｗｅｒｅｓｔｕｄｉｅｄ，ｔｈｅａｄｖａｎｔａｇｅｓ，ｄｉｓａｄｖａｎｔａｇｅｓ，ａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅｔｗｏｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄ，ａｎｄｔｈｅｆｉｅｌｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｅｆｆｅｃｔｓｏｆｔｈｅｔｗｏｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｗｅｒｅｓｔａｔｉｓｔｉｃａｌｌｙｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ｏｎｔｈｉｓｂａｓｉｓ，ｔｗｏｓｏｌｕｔｉｏｎｓａｒｅｐｒｏｖｉｄｅｄｆｏｒｔｈｅｃｏｎｔｉｎ ｕｏｕｓｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｃｈｅｍｉｃａｌｄｒｉｖｅｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎｏｆｆｓｈｏｒｅｏｉｌｆｉｅｌｄｓ，ｎａｍｅｌｙ，ｄｕａｌｍｅｄｉｕｍｌａｙｅｒｅｄｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄｗｉｒｅｌｉｎｅｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔｌａｙｅｒｅｄｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄ ｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｔｏｓｏｌｖｅｔｈｅｈｉｇｈｅｒｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｂｒｏｕｇｈｔｂｙｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｃｏｍｐｌｅｘａｎｄｈａｒｓｈｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔｏｆｏｆｆｓｈｏｒｅｏｉｌｆｉｅｌｄｓ，ａｎｄｈｅｌｐｏｆｆｓｈｏｒｅｏｉｌｆｉｅｌｄｓｔｏｄｅｖｅｌｏｐｔｏｗａｒｄｓｄｉｇｉｔａｌｉｚａｔｉｏｎａｎｄｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ．犓犲狔狑狅狉犱狊：ｌａｙｅｒｅｄｃｈｅｍｉｃａｌｆｌｏｏｄｉｎｇ；ｓｕｒｆａｃｅｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ｓｉｎｇｌｅｐｉｐｅｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎ；ｄｕａｌｍｅｄｉｕｍｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎ；ｗｉｒｅｌｉｎｅｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔｓｅｐａｒａｔｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎ①　收稿日期：２０２３ ０１ ０９　基金项目：中海油能源发展股份有限公司科研项目“缆控智能注聚系统研发及试验”（ＣＣＬ２０２２ＴＪＴ０ＮＳＴ１４３０）。

196渤海油田注水是提高地层压力，保证原油稳产、高产的常用措施。

渤海某油田目前的注水方式主要为生产污水+海水混注方式。

因注入水含有各种无机盐离子、细菌、溶解性气体（CO2、H2S）等，随着回注系统温度压力和管柱局部流态的变化，易导致管柱腐蚀，最终造成油管腐蚀穿孔或堵塞，影响注水效率。

针对该油田注水井生产工况特点与腐蚀状况，选取一系列耐腐蚀材质油管及多种防腐涂层类型，通过实验对比，得出腐蚀速率评选结果，并开展适用性研究，总结出该油田油管腐蚀穿孔主要集中在底部配水器下方、分层注水区封隔器上方的死水区、顶部封隔器以上环空这三类位置，并以此提出专用有效的腐蚀治理方案。

对后续注水井腐蚀治理具有重要的参考意义和应用价值。

1 耐蚀性管材评选1.1 腐蚀模拟实验通过腐蚀模拟实验，模拟在高温高压条件下，N80与几种耐蚀管材抗菌纲、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的管材的腐蚀速率，对比分析其耐腐蚀表现。

1.2 不同管材耐腐蚀结果与常规N80/L80相比，几种管材的液相Vcorr 和垢下的Vcorr&Vp均表现为耐蚀管材（抗菌钢、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr）都要优于N80和L80，且其耐蚀性强弱顺序依次为13Cr > 9Cr > 5Cr > 抗菌钢 > 3Cr，其中特别是13Cr在液相和垢下几乎无腐蚀发生的表现，都表明其良好的耐腐蚀特性，可以作为后续的耐蚀管材替换常规的N80/L80管柱。

如图1、图2所示。

图1 不同管材在液相腐蚀速率图图2 不同管材在垢下腐蚀速率图渤海某油田注水井油管腐蚀治理方案研究耿森 范子涛 徐海涛 李鹏飞 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452 摘要：渤海某油田注水井油管腐蚀严重，针对该油田注水井生产工况特点与腐蚀状况，开展其适用性研究。

特别是开展关于N80与几种耐蚀管材抗菌纲、3Cr、5Cr、9Cr、13Cr的组合管材电偶腐蚀的系统性研究，以及进行组合管材技术优选、涂镀层技术评选等研究。