河南油田热采井套损分析及下步建议

河南 李侠 柴细琼

河南油田热采井套损分析及下步建议

河南 李侠 柴细琼

本文全面介绍了河南油田热采井套管使用情况，从热采套损井的套管螺纹、投产时间、井深、隔热方式、生产服役年限等方面进行系统分析。特别分析了河南油田大规模使用的偏梯螺纹套管套损情况。通过研究，提出了加大偏梯螺纹套管使用力度、中深井注汽采取隔热措施、提高油层段套管强度等建议。对河南油田及同类型油藏热采井生产套管选型具有指导意义。

热采井；套损；分析；建议；河南油田

前言

河南油田稠油油藏断层发育，主要油藏地质特点为：①油藏埋藏浅，小于600m占85%以上。②油层厚度薄，一般1-4m。③原油粘度高：特超稠油储量占60%。2004年之前，河南油田主要蒸汽吞吐区块为井楼油田，井深为200-400m，均采用长圆螺纹生产套管、普通油管注汽。随着稠油的深入开发，相继有杨楼、古城等稠油油田投入开发，中深井逐渐增多，注汽压力、套管承受高温等发生变化，单一的采油工艺技术无法满足开发生产的需要，热采老区进入高轮次吞吐，热采效果变差，井下技术状况有问题的井仍有一百多口，近几年平均每年新增90口。仅2005-2008年共发现套损井240口。套损集中在杨楼、古城BQ10区、井楼一区、新庄BQ67区，共228口，占套损井数95%。

06年初，河南油田针对稠油热采的特殊性开展了套管选型工作，在新投产热采井上逐步使用偏梯螺纹套管；在中深井上采用套管组合（油层段采用热采套管）方式，隔热工艺向普通油管加封隔器、注N2、隔热油管注汽等多样化发展。

一、热采井套管使用情况

2004-2008年河南油田共投产热采井1106口。其中长圆螺纹套管井912口，偏梯螺纹套管井194口。自06年起，热采井开始使用，偏梯螺纹套管的井数逐年增加，06年当年投产18口，07年投产72口，到08年投产了104口。

二、套管损坏情况分析

对河南油田2004-2008年新投产的热采井发生套损的情况按套管螺纹、投产时间、井深分布、隔热方式、服役年限等进行分析。

（一）按套管螺纹类型：2004-2008年河南油田新投产1106口热采井，截止2008年底共发生套损100口，其中长圆螺纹套管井损坏98口，偏梯螺纹套管井损坏2口。

（二）按热采井投产时间：开展套管选型之前即2006年前，2004-2005年投产热采井发生套损83口，占5年（2004-2008年）投产总热采套损井的83%。2004年以来投产热采井套损率由14.8%降低到0.6%。

（三）按选型前后套损率：对比选型前三年（2004-2006年）与后三年（2006-2008年）投产井套损情况，套损率由11.87%降低为1.03%。

（四）按套损井的井深变化情况：套损井井深分布情况见表3。2004-2008年投产发生套损的100口热采井中，井深大于500m的有76口，中深井的套损比率大。井深＞600m以后，套损井占总投产井的比率由6.6%上升到20.5%。

（五）按套损井的注汽隔热方式：100口套损井中，未采取注汽隔热措施的有92口。（详见表1）

表1 2004-2008年投产套损井按井深和隔热方式分类

（六）按套损井套管服役年限

表2 2004-2008年投产热采套损井基本情况

2004-2008年投产热采套损井中，多数为错断井（占近6成），平均单井服役年限为1.69年（一年零八个月）。

三、使用偏梯螺纹套损井情况分析

仅有2口井采用偏梯螺纹+热采套管发生套损。其中新2301套损部位为油层段以上，采用N80 Φ177.8×9.19mm偏梯螺纹套管，杨50716套损部位为油层段（热采套管）。套管平均服役年限仅为0.8年（9个多月）。

四、结论及建议

（一）河南油田稠油热采套损井套管主要为长圆螺纹。在高温注汽状态下采用行业标准进行强度校核，长圆螺纹套管无法满足强度要求。故今后新钻热采井生产套管须选用偏梯螺纹。

（二）光油管注汽，套管温升大。故中深井注汽时采取隔热措施，以保护套管、减少套损。

（三）据分析，对于新钻热采井套管选型遵循：①在采取注汽隔热措施的前提条件下，对于井深小于600m的井，建议开展全井采用N80 Φ177.8×9.19mm偏梯螺纹生产套管的试验，以降低热采井生产套管成本。②对井深大于600m的热采井，综合考虑套损严重情况以及成本因素，采用组合套管：N80 Φ177.8×9.19mm+TP110H Φ177.8×9.19mm偏梯螺纹套管。

（编辑 李艳华）

（作者单位：李侠，河南油田分公司技术监测中心；柴细琼，河南油田分公司石油工程技术研究院）