注水井套损原因及预防治理
15.套损井预防与治理
临盘采油厂
（一）完ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ过程 高矿化度油藏
措施一 ：优化低密度水泥浆体系，提高水泥返高下限，人工井底 3000m以上的井下限为1000m。 近三年应用区块统计表
序号 1 应用技术 提高水泥 返高 应用区块 盘40-80块、盘40-斜93块、盘 40-99块、临95块、商25块 井数（口） 95 现状 平均水泥返高提高 845m，目前975m。
临盘采油厂
（三）套损原因 套变井
2、断层失稳滑移
对套管产生横向剪切作用，套管发生缩径、错断变形。
L13断块套损概况表
数量 油井 水井 套变 ( 口) 57 23 套漏 (口) 6 6 合计 (口) 63 29 套变井占套 损井比例 90.5% 79.3% 断块总井数 (口) 238 98 套变井占断块 总井数比例 23.9% 23.5%
出砂区块套变比例高于不出砂区块19.8%。
临盘采油厂
（二）套损特征 套变井
遭遇断层套变井统计表
遭遇断层井数（口） 套损位置与断点距离小于100m井数（口） 套管弯曲、缩径井数（口） 套变井占套损井比例 144 102 94 92.1%
遭遇断层井套损比例达到92.1%，离断点越近的地方越容易发生套变。
临盘采油厂
（一）完井过程 出砂油藏
措施一 ：完井套管射孔井段上、下100m套管壁厚由7.72mm增加到
9.17mm，套管钢级由J55或N80钢级增加到P110级。
措施二 ：采取先期防砂，增加地层胶结强度，降低套管有效工作应力。 措施三 ：射孔工艺采用有枪身射孔弹，60度相位角孔密小于16孔/m 。 近三年应用区块统计表
江家店油田 临南油田
日产1233t，影响日注15848m3，损失
南三区油水井套损原因分析及预防措施
南三区油水井套损原因分析及预防措施【摘要】南三区油水井套损是一个常见的问题，主要原因包括腐蚀、磨损和挤压变形。
为了预防这些问题的发生，可以采取定期检测和维护、优化注水工艺以及选择优质材料的预防措施。
这些措施可以有效提高井套的使用寿命，减少维修成本。
通过分析这些问题的原因和预防措施，可以更好地保护油水井的安全性和稳定性。
未来可以进一步研究和改进预防措施，提高油水井的整体效率和稳定性。
【关键词】南三区、油水井、套损、原因分析、预防措施、腐蚀、磨损、挤压变形、定期检测、维护、优化注水工艺、优质材料、总结分析、展望未来1. 引言1.1 背景介绍南三区是中国的一个重要石油开发区域，拥有丰富的油田资源。
在南三区的油田开发过程中，油水井套是一个至关重要的组成部分。
油水井套是保证油水气井正常生产和运行的关键设备，其损坏将直接影响到油田生产效率和安全运行。
随着油水井开采深度的增加和作业条件的复杂化，南三区油水井套损的问题日益凸显。
井套损不仅会造成生产中断和生产效率降低，还会带来油井渗漏、井下环境污染等严重问题。
深入分析南三区油水井套损原因，并采取有效的预防措施，对保障油田生产和环境保护具有重要意义。
本文将从腐蚀、磨损和挤压变形等方面分析南三区油水井套损的原因，同时对定期检测和维护、优化注水工艺以及采用优质材料等预防措施进行探讨。
希望通过本文的研究，能够为南三区油水井套的保护和管理提供参考和借鉴。
1.2 研究目的研究目的是为了深入分析南三区油水井套损的原因，探讨可能的预防措施，以提高油水井的可靠性和稳定性。
通过对腐蚀、磨损和挤压变形等井套损原因进行详细分析，可以为相关企业制定有效的维护计划和技术改进方案提供参考。
通过预防措施的探讨，可以有效降低井套损失带来的经济损失，提高油水井的生产效率和安全性。
本研究旨在为南三区油水井的运营管理提供科学依据，推动油田开发工作的健康发展。
通过对井套损原因和预防措施的分析，可以为未来的研究和实践提供重要参考，促进油水井设备的长期稳定运行和生产效益的提升。
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化
浅谈油田注水井套损的原因及治理优化摘要:在油田开采过程中可能会因为高压注水、压裂技术使用不当、防腐蚀措施不到位等原因出现井套损现象，这一问题会直接的影响到油田的水驱开发效果。
本文在对于油田注水井套损的原因进行分析的同时，探讨了可行的油田注水井套损的治理优化策略。
关键词:油田注水；井套损；原因；优化策略1、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。
南三区油水井套损原因分析及预防措施
南三区油水井套损原因分析及预防措施南三区油水井是我国石油勘探生产的关键设施，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。
在油水井的运营过程中，由于各种原因导致的套损问题一直是一个较为常见的难题。
为了有效预防和减少南三区油水井套损问题的发生，有必要对套损问题的原因进行深入分析，并制定相应的预防措施。
1. 接口腐蚀在油水井的运行过程中，由于介质的腐蚀作用，套管与管接头之间的接口易受到腐蚀，导致接口腐蚀而套损。
2. 井温井压在井温井压的作用下，套管材料易受到相应的压力和温度影响，容易产生蠕变和疲劳破坏，从而导致套损问题的发生。
3. 钻井施工质量钻井施工过程中，操作人员的技术水平、设备的质量、施工操作是否规范等因素都会直接影响到套管的质量和使用寿命。
4. 井下工艺操作井下工艺操作不当、操作人员经验不足、设备老化等因素也会导致油水井套损问题的发生。
5. 环境因素南三区油水井所处的地理环境、气候条件、地质构造等因素也会对套管材料产生一定的影响，从而引发套损问题。
6. 维护管理不到位油水井的维护管理不到位、检修周期不合理、维修材料质量问题等因素也会间接导致套损问题的发生。
二、南三区油水井套损预防措施1. 优化套管材料选用高强度、抗腐蚀、耐高温的套管材料，并加强对材料的质量控制，提高套管的抗腐蚀性和耐热性。
2. 定期检测和评估定期对井下套管进行检测和评估，及时发现套损隐患，加强对井下环境的监测，有效预防套损问题的发生。
3. 加强施工质量管理提高施工人员的技术水平，加强对施工设备的管理和维护，确保施工过程中的质量和规范。
4. 优化井下工艺操作加强对井下工艺操作的管理和规范，提高操作人员的操作水平和经验，确保井下工艺操作的安全可靠。
6. 完善维护管理体系建立健全的油水井维护管理体系，制定合理的维护周期和维护计划，确保油水井的安全稳定运行。
油田注水井套管损坏现状及预防措施
（ 一 ）油 田 注 水 井 现 状
本 油田截止Ｎ２ ｍ３ 年４ 月２ （ ） 日，注水井总井数２ ５ ９ １ ］，开井 ：
２ ２ ３ 口 油 田注 水按 压 力分 为 两个 系 统 ：一部 分是 联 合 队注 水 站 供 给 ，压 力 为 １ ０ ． ５ Ｍｐ ａ 左 右 ，共 汁开 井 １ ７ １ ［ Ｊ ；一 部 分是 各 注 水
还 可 以使 套 管 发 生 氢致 应 力腐 蚀 ，反应 生 成 的 沉 积在 试样 表而 的Ｆ ｅ Ｓ 可 与未 沉 积 Ｆ ｅ Ｓ 的 试样 表 而 构 成 强 电偶 ，反 而 促 进 了 套管 腐蚀。 （ ４ ）施工 质 量 问题 也 是造 成 套管 损 坏 的 一个 方 而 。 套管 丝 扣 泄 漏 。 由于 在 温 度 ，腐 蚀 介 质 以 及拉 伸 、压 缩 、内 外 压 力 、弯 曲复 合 载 荷 等综 合 影 响 下 ，螺纹 连 接 部 位 会 出 现 滑 动 、
的可持续发展有着 重萼的意义，尤其是对于注水
开 发 效 果 较 好 的 区块 更 是 意 义 重 大 。
一
、
油 田注水 井套 管损 坏 现状
平衡 ，使套管特别是射孔 段及临近套管发生损坏 、 高压注水 条件下 ，高压注入水进入泥岩 层形成水浸后 ，由于裂缝充 水和
岩 层 泥 化 ，其岩 层 物 理 性 质将 发生 变 化 ，在 压 力 差 的作 用 Ｆ产 生 滑 移 。 多 采 少注 造 成 的 纵 向 压 力不 平 衡 及 区 块 两端 注 采压 力 不 一 致 造 成 的横 向压 力不 平 衡 引起 套 管 损 坏 。岩 层之 间的 水 串 使 套 管 受 力 不均 匀性 增 加 套 管 发 生变 形 。④ 磨 损 。 钻杆 接 头 旋 转 ，钻 杆 本体 旋 转 ，钻 杆 护 箍 旋转 ，起 下 钻 ，起 下 电缆 等 均 会 造 成 套 管 内壁 的 磨 损 ，套 管 １ 人 】 壁 磨 损 后 ，起 抗 挤 毁 强 度 将 降
油水井套损原因及治理优化策略分析
油水井套损原因及治理优化策略分析摘要：油井、注水井套损问题不但会造成注水井网的破坏，也会影响注水产量的稳定，同时还会影响到油田产量。
目前，油井套管的失效主要有变形、断裂和腐蚀穿孔三种类型。
影响油水井套损的主要原因有：地质构造应力、工程设计和腐蚀因子。
在这些影响因素中，“强注强采”扩张对油水井套管的地质构造力及内部压力差异是导致套管失效的主要原因。
针对套损的理论，采用相应的防范措施，降低油水井套损所带来的损失，对于油气藏的开发和设计都有一定的参考价值。
关键词：油水井套损；成因；管理；战略1油水井套损的主要原因1.1泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形研究表明，在储层中，砂泥岩互层段和泥岩段是普遍存在的。
因此，当注入水逐步流向泥岩层时，由于黏土矿物的吸水量增大，会导致泥岩段的成岩胶结力降低，从而使其变形更加明显，并产生大量的非均匀应力，这些应力会影响油水井套管的性能，从而影响油水井的开采效率。
这极大地改变了套管的形状和强度。
1.2射孔原因当前，射孔作为一种重要的完井方式，其产生的高压能够严重破坏水管结构。
此外，射孔过程中，孔眼附近的固井水泥墙会遭到剧烈撞击，导致严重变形，进而大大降低其对套筒的保护；另外，射孔还会导致套筒本身位置的改变，进而导致套损。
1.3腐蚀原因通常情况下，注入的水和产出液中含有强腐蚀性物质，如盐和酸，这些物质可以与套管中的铁发生化学反应，导致套管壁厚减薄，从而降低套管的强度，加剧套管疲劳，甚至可能导致套管渗漏。
通常来说，侵蚀效应对于地面水和注油井矿化度较高的油井中来说更为严重。
1.4井眼周围岩石压力对套损的影响在钻井前，原先地面应力位场中的各岩体处在稳定状态，但是钻井后，由于应力释放，周边岩体形成了临空面，打破了原先的稳定状况，导致周边岩体位置重复布置，使得孔壁上的应力比原先大得多。
当应力集中在一个区域时，它会导致土层产生塑性变化或开裂。
这些变形和破裂由于水泥环的影响，并且由于周边岩体的反作用力的影响。
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试论注水井套损原因
对于低渗透油田一般采用高压注水的开发方式，高压注水开发虽取得了明显的经济效益，但也使注水井套管的工作环境不断恶化，以下就是由小编为您提供的试论注水井套损原因。
套管所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的变径甚至破裂，部分井还出现了浅层套管漏失窜槽的情况。
为此迫切需要找出引起这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的措施，防止或减少高压注水井的套管损坏，这对今后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。
高压注水井套管损坏特征
低渗透油田高压注水井套管损坏以套管漏失、缩径变形为主，变形严重的发生破裂现象。
经统计，86.2%的套管损坏井套损出现的时间一般在转注后5年以内。
套管漏失主要发生在套管上部未固井井段，缩径变形主要位于射孔部位附近的夹层及射孔井段，且缩径变形水井注水压力一般都比较高，射孔部位出现套管变形的注水井大都存在出砂情况。
高压注水井套管损坏原因分析
1。
潍北油田注水井套损机理研究与对策
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。
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注水井套损原因及预防治理
摘要:由于注水井套管的工作环境不断恶化，所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的损坏。
为此通过套管缩径变形及套管漏失损害等机理分析，找出预防治理泥岩层套管变形和避免上部套管侵蚀漏失的方式，避免或减少高压注水井的套管损坏，为低渗透油田正常的注水开发提供坚实的基础。
关键词:套管;注水;侵蚀
一、引言
对于低渗透油田一般采用高压注水的开发方式，高压注水开发虽取得了明显的经济效益，但也使注水井套管的工作环境不断恶化，套管所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的变径乃至破裂，部份井还出现了浅层套管漏失窜槽的情形。
为此迫切需要找出引发这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的办法，避免或减少高压注水井的套管损坏，这对此后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。
二、高压注水井套管损坏特征
低渗透油田高压注水井套管损坏以套管漏失、缩径变形为
主，变形严峻的发生破裂现象。
经统计，%的套管损坏井套损出现的时刻一般在转注后5年之内。
套管漏失主要发生在套管上部未固井井段，缩径变形主要位于射孔部位周围的夹层及射孔井段，且缩径变形水井注水压力一般都比较高，射孔部位出现套管变形的注水井多数存在出砂情形。
3、高压注水井套管损坏原因分析
对套管损坏问题，国内外很多学者进行了多方面研究，主要有以下观点：地质因素：主要包括构造应力、层间滑动、蠕变、注水后引发地应力转变等；钻井因素：主要包括井眼质量、套管层次与壁厚组合、管材选取和管体质量；侵蚀因素：主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学侵蚀等；操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、高压作业、掏空射孔等。
套管缩径变形损坏机理分析
泥岩段套管损坏机理
注水诱发泥岩段套管损坏的大体原因是：注入水进入泥岩层，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移和变形，挤压造成套管损坏。
油水井完井一段时刻内，套管通过水泥环与地层牢牢结合为一体，套管不受地应力作用，仅经受管外水泥浆柱压力。
这对于一般按水泥浆柱设计下入的套管，不会发生套变。
但油田注水开发后，情形发生了转变。
当注入水进入砂岩层时，水在孔隙中渗流，岩石骨架没有软化，地应力作用也没有转变。
当注水井在接近或超过地层破裂压力注水时，大量高压水便窜入泥岩隔层、地层界面引发地质、地层因素转变，对套管产生破坏力。
不平稳注水使地层常常性张合，致使套管周围的水泥环松动、破裂，注入水得以沿破裂的水泥环窜至泥岩层，使注入水与损坏段外泥岩充分接触。
由于地下岩层非均匀地应力存在，当注入水进入泥岩层，破坏了其原始的含水状态，使泥岩层出现侵水软化，产生了蠕变变形，从而在套管周围形成了随时刻而增大的类似椭圆型的径向散布非均匀外载，要忽略水泥环的作历时，这种载荷在最大地应力方向将超过该深处的最大主地应力值，而在最小地应力方向低于该深处的最小地应力值。
砂岩段套管损坏分析
高压注水时，如油层物性差，油水井间连通性不好，就会在油层周围蹩起高压。
蹩压作用使岩石骨架膨胀，吸水层厚度增加，引发砂岩层局部发生垂向膨胀。
在实际注水井中，由于射孔井段一般都是砂岩和泥岩的混层，注入水进入地层后，引发砂岩垂向膨胀，降低了套管的抗挤毁强度，在泥岩蠕变引发的径向挤压载荷的作用下，套管发生变形损坏。
套管漏失损害机理分析
套管漏失主要发生在套管固井水泥返高界面以上。
据调查，
引发井下套管侵蚀的因素很多，通过对低渗油田注入水常规离子化验资料及水质指标监测结果进行分析发觉，污水回注区引发侵蚀的主要因素是水中的溶解氧（在mg/l，超标2-8倍）、硫酸盐还原菌SRB （25-1100个/ ml）及高矿化度（30000 mg/l以上）等。
各类因素下的侵蚀率又受到温度、PH值、水流速等外部条件的影响。
另据有关报导油层采出水中较高的H2S也是造成套管侵蚀的主要因素。
通常情形下，油套环空长期处于封锁状态，因此起侵蚀作用的主要因素将是SRB菌及H2S气体。
4、预防治理套损井的几点熟悉
预防治理泥岩层套管变形
避免注入水窜入软弱夹层
a注入压力限制在地层微裂痕以下
注入压力应以知足注水量，避免套管损坏为合理注入压力。
若是这两项发生矛盾时，应以后者来肯定，注水量则通过调整注采井网，增加注水井数来知足。
在生产中，注水、压井时，井底压力都不得高于地层最小水平地应力，以避免形成注入水窜入软弱夹层。
因此，一个油田开发前，应开展地层地应力测试，按照地应力测得结果，按开发方案要求，把注入压力控制在最小地应力以下。
b增强注入水质配伍研究，控制注入压力太高
按期对高压注水井采取洗井、防膨及解堵办法，避免各类因素造成地层污染；避免注水压力超高。
同时增强注水配伍方案研究，
对已污染地层可采用低伤害酸预处置后再投注
c提高固井质量，保证层间互不相窜
采取有效办法提高固井质量，避免注入水沿水泥胶结不好层带窜入泥岩层，如下套管扶正器使套管居中；调整好水泥浆性能；控制水泥浆上返速度和高度等，使第一、二界面结合牢固。
提高套管抗挤强度
a完井采用高钢级、大壁厚的套管
由上面的分析能够看到，对容易发生变形的岩层段，普通N80/难以经受不均匀地应力的挤压。
在传统保守设计套管抗挤强度时采用上覆岩层压力来肯定套管抗最大外挤力。
事实上证明用这种方式肯定最大外挤力是不适合的。
应采用泥页岩蠕变形成不均匀“等效外挤应力”作为套管最大抗挤强度。
因此，油田开发前要准确测定地应力值，选择适合的套管品级和壁厚。
b在易发生套管损坏岩层段下双层组合套管
泥页岩层在见水时易产生蠕变，在井壁周围产生不均匀地应力挤压套管，当其“等效破坏载荷”或地层出现施加套管侧向力比较大时，用高强度套管知足不了抗挤需要，这时，可采用双层组合套管，并在环空加注水泥，其强度比原两根套管的强度还要高出25％-70％。
避免上部套管侵蚀漏失
通过上面的分析可知上部套管漏失主如果由于侵蚀造成的，因此在生产上必需从避免侵蚀入手保护套管，减少漏失的发生。
提高注入水质量，减少侵蚀伤害
当发觉井下套管漏失是由于侵蚀造成的，应按照化验出的各类离子成份含量分析判断是属于那种侵蚀而采取相应的防腐办法。
在生产实际中应对不同区块的侵蚀损坏作出分析化验，按照侵蚀类型和侵蚀速度进行防腐，杀菌办法。
采用环空保护技术提高套管利用寿命
环空保护与软密封隔离技术是一种用于注水井环空防腐的保护技术。
它是在油套环空的水中加入保护剂，抑制细菌的繁衍，减轻侵蚀，同时在环套空间下部加入软密封隔离塞，使保护液与注入水隔离，它的作用类似于封隔器，且不受套管变形限制。
该技术可用于所有的合注井和分层注水井，专门是套管变形的合注井。
钻井完井时，提高水泥浆上返液面，增强固井质量
针对套管漏失主要发生在套管未固井井段上部的现状，完井时可考虑提高水泥环上返高度至地面，并采取办法保证固井质量，达到水泥浆硬化后在套管周围形成一圈致密持续的水泥环。
针对注水压力高，侵蚀性强的水井，采用封隔器卡封上部套管，既可有效保护上部套管，又可避免高压注水对套管造成进一步损坏。
采用阴极保护技术
套管的阴极保护原理是采用地面直流电源和辅助阴极，供给大量电子，使被保护金属阴极化，当极化电位极化至被保护金属侵蚀电池中阳极初始电位相等或负些时，侵蚀就被控制。
五、下步研究方向
关于套管形态的监测
套管损坏的形态多种多样，套管变形中除缩径变形外还有椭圆变形、弯曲变形、单面挤变变形等；套漏又有套管裂开、侵蚀穿孔及密封性漏失多种情形。
尤其对套管变形的肯定，采用打铅印或通井的方式仅能肯定一个位置，对于一口井有多处位置的情形就不好肯定。
建议下步应用彩色成像测井技术或微井径仪对套损形态作深切研究，为套损的研究、预防和治理提供确凿证据。
关于变形机理的深切研究
目前按照有关的理论研究只能对地层非均匀应力对套管的挤压作定性分析，高压注水压力强度的界定难以解决。
下步建议采用ANSYS软件对三维套管外挤进行大变形、非线形弹塑性应力应变强度进行防真研究。
充分了解套管在双向非均匀外挤条件下的应力场与位移场，和套管的椭圆变形进程、外部载荷矢量、管壁应力等高线散布等。
从而为肯定合理的注水压力界限等提供量化依据。