超稠油区块油井套损机理及预防措施研究
某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究
某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究*0 前言国内外许多油田自开发以来都伴随着严重的油井套管腐蚀损坏（简称腐蚀套破）问题。
目前导致油井套管破损的主要原因为包括地质因素、工程因素及腐蚀环境等[1]。
套管破损的形式为力学破坏、腐蚀破坏和二者共同作用的结果。
套管固井是应对地层力学破坏、腐蚀环境隔离的主要手段。
固井质量[2-5]是套管使用寿命的保障。
套管内、外腐蚀在各油田普遍存在，开展套管内、外腐蚀机理研究，实施针对性防治措施，减少新增套管腐蚀损坏井数量是套破井的治理发展趋势。
由于腐蚀环境不同，套管破损原因及机理也不相同。
针对含CO2油井，在特殊温度压力环境下，CO2对钢质管材会产生严重的腐蚀，如套管管壁腐蚀穿孔、裂纹、缝隙破裂等，给油气田开发带来了极大的危害，提高含CO2油气开采效率和降低其经济成本成为关键的问题，引起了有关专家和学者的高度重视[6-10]。
目前控制CO2腐蚀的技术方法主要有选用耐蚀材料、加注缓蚀剂、阴极保护、有机和无机涂料、金属镀层等[11-12]。
其中投加缓蚀剂是油田常用的一种操作简单、经济可靠且见效快的防腐手段，被石油、天然气行业所采用。
咪唑啉类缓蚀剂因其具有热稳定性好，毒性低，无特殊刺激气味，并且对碳钢和低合金钢在酸性介质中有良好的缓蚀性能等优点，被广泛应用于含CO2油气田井下管柱及地面集输管线的腐蚀控制[13]。
针对国内某油田油井短时间内套破，且套管腐蚀穿孔严重，隔采有效期短，治理难度大等问题，本研究在对该区块油井套管腐蚀环境及套破现状等调研的基础上，通过对该区块油田采出水介质成分及腐蚀性组分分析，油管内外壁腐蚀层及其成分分析，探讨了套破井的腐蚀机理。
结合固井质量与套破井失效模式的对比分析，进而明确固井质量对油井套破的影响，并通过对J55钢在含CO2油井模拟工况环境中腐蚀速率的测试，研究了一种桐油咪唑啉缓蚀剂在不同添加量条件下的缓蚀效果，进而为含CO2油井的腐蚀控制措施提供理论依据。
油田套损井机理分析与预防措施研究
油田套损井机理分析与预防措施研究随着油井使用时间的变长，套损问题对油田产能的影响变得更为突出。
本文对套管损坏机理進行深入的分析，并提出了相应的预防措施。
标签：套管损坏机理;预防措施;工艺技术某油田区块油井套管损坏问题比较严重，直接影响到正常的原油开采，很多油井由于套管损坏而被迫停井，油井和集输管线的维护工作量变多。
特别是储量大、开采效率高的区块出现套管损坏，会给油田企业稳产带来不利影响，需要对套管损坏的机理进行分析，并采取有效预防措施。
1套管损坏机理分析1.1套管材料和固井质量如果套管加工制造过程中存在微缝或者螺纹不符等质量问题，就会使套管的抗剪和抗拉强度变弱，采用该套管的油井经过长时间的原油生产之后，会逐渐出现套管损坏问题。
固井作业过程中没有进行有效的质量控制，导致井眼不规则或井斜问题，采取的水泥浆达不到设计标准，水泥和井壁间没有产生很好地胶结，注水泥之后套管拉伸负载不合理等，都会对套管使用寿命产生影响。
1.2射孔对套管造成的损伤射孔作业引起套管损坏的原因主要有：1）使套管外的水泥环产生破裂，严重情况下使套管产生破裂，尤其是采用无枪身射孔会对套管产生很大的损伤。
2）射孔作业过程中存在着较大的深度误差，特别对加密油井中的薄互层进行射孔时错把隔层泥央、页岩射穿，使得泥页岩受到注水增产措施的影响，使地层应力产生改变而使套管损坏。
3）没有选取合理的射孔密度，会对套管强度产生影响。
1.3出砂对套管产生的损伤在地下储层形成大量的出砂，上部岩层会由于失去支撑而形成垂直方面的变形，如果上部地层压力大于油气储层孔隙压力和结构应力，会把部分地层应力传递到套管，超过套管具备的极限强度时会出现变形和错断问题。
1.4地质因素对套管产生的损伤随着国内很多油田都进入到开采中后期，出现套损的油井数量会不断变多，由于地层水及注入水流通速度的提升，使得地层胶结物质产生水化，使得断层及破碎带变得更为活跃，如果地下储层地质情况不稳定，会使套管受损产生破坏。
稠油井套管损坏机理及防护措施
成 修复 困难 。
１ 套 管 损 坏 主 要 位 置 ． ２
九 四区套 损 井进 行 了初 步统 计 ：有 １ ９口井 的套 管 损 坏 位置 集 中在距 井 口 ２ ６ ｍ 的范 围 内 ， 占套 管 ～０ 漏 失 总井 数 的 ７ ３％，套管 缩径 变形 和套 管 错 断 的井 主要 分布 于断 层发 育 区域 。 套管 损 坏方式 以套管 外漏 为 主 要原 因 ， 油井 套 管腐 蚀 因素 又是 造 成套 管外 漏 而 的 主要 因素 ， 统 计 。 管 上 部 接 近 地表 位 置处 的套 经 套 管 是腐 蚀穿 孔 的重 要部 位 。
要 类 型 。 失 即 由于腐 蚀 等 原 因 ， 管 内破 裂 形 成 各 漏 套
种形 式 的裂 纹 ． 时穿 孔 破漏 ． 重 时 大井 段破 漏 ． 有 严 增 加 修 复难 度 。变 形 主要 是缩 径 变形 ； 位 即 由于套 管 错
受 力不 均 发生 断 裂地 层 移动 形成 错 开 或断 脱 ． 同样 造
主题 词 套 管 损坏 稠 油 井 修 井液 腐 蚀 预 防
１ 套 管 损 坏 的类 型
１１ 套 管 损 坏 形 态 ．
从 九 四 区稠油 井 套管 损 坏可 归 纳 为 ３类 ：漏 失 、 变 形 和错位 ． 中 以漏 失 造 成管 外 窜为 套管 损 坏 的主 其
井楼油田套损机理研究与防治对策
井 楼 油 田套 损井 集 中发 育在 井 楼 一 区 ， 即井 楼
由核三 段 １ ８小 层 构造 图上 可 以看 出［ ， 斜 １ １ ２ 背 ］
背 斜东 南部 构造 高 点部 位 ， 楼 背 斜 构 造走 向受 断 井
层控制 呈 Ｎｗｗ 向 ， 北翼 构 造 先平 缓 、 则 ， 在 东 规 而 靠 近 西南部 的断层 附近地 层较 陡 ， 造线 密集 。 构 井楼一 区共 有套 损井 ２ ７口 ， 占总 井数 的 １ ６ １／， ９ 套 损 的主要 类 型有 错 断 、 脱 、 切 变 形等 类 型 ， 断 剪 其 中错 断井 １ ９口， 断脱 井 ５口， 形井 ２口， 变 套管 破裂
作 者 简 介 ： 义 发 ， 级 工 程 师 ，９ ４年 生 ，９ ８年 毕 业 于 西 南 陈 高 １７ １９
套 损 的 特 点 。从 套 损规 律 统 计入 手 ， 析 该 区块 套 损 主 要 原 因是 风化 壳地 质 薄 弱 带 的 存 在 和 开 发 过 程 中 注 蒸 汽 造 分
成 的 ， 据发 现 的 套损 发 生 的机 理提 出 下 一 步 的预 防措 施 。 根
关键词 ： 井楼 油 田 ； 损 机 理 ； 治对 策 套 防 中图 分 类 号 ： Ｅ ３ Ｔ ８４ 文 献 标 识 码 ： Ａ
（ ） 损井 在 地层 层 位 上 的 分 布规 律 。套 损 点 ２套
在 层位 上 的分布 规律 反 映出地 质 因素 对套 损 的影 响 作用 ， 套损 点在 深度 上虽有 较大 的差 异 ， 在层 位上 但 却 属 于 同一 层位 或 同一层 面 。把井楼 一 区套损 井 的
近系 廖庄组 、 桃 园 组 与大 仓 房 组 。核 桃 园 组共 分 核
第八章稠油油层损害机理研究及保护技术(DOC)
第八章：稠油油层损害机理研究及保护技术第一节稠油油气层损害机理油气层损害机理就是油气层损害的产生原因和伴随损害发生的物理、化学变化过程。
人们对油层保护工作从损害机理研究开始，在岩心分析技术和室内岩心流动评价实验结果，以及有关现场资料分析的基础上，认识和诊断油气层损害原因及损害过程。
为制定各项保护油气层和解除油气层损害的技术措施提供科学依据。
油气层损害的实质就是有效渗透率的下降。
有效渗透率的下降包括绝对渗透率的下降（即渗流空间的改变）和相对渗透率的下降。
渗流空间的改变包括：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的下降包括：水锁、贾敏、润湿反转和乳化堵塞。
油气层被钻开之前，它的岩石、矿物和流体是在一定物理化学环境下处于一种物理化学的平衡状态；钻开以后，钻井、完井、修井、注水和增产等作业或生产过程都可能改变原来的环境条件，使平衡状态发生改变，这就可能造成油气井产能下降，导致油气层损害。
所以，油气层损害是在外界条件影响下油气层内部凡是受外界条件影响而导致油气层渗透性降低的油气层内在因素，均属油气层潜在损害因素（内因），它包括孔隙结构、敏感性矿物、岩石表面性质和流体性质。
在施工作业时，任何能够引起油气层微观结构或流体原始状态发生改变，并使油气井产能降低的外部作业条件，均为油气层损害外因，它主要指入井流体性质、压差、温度和作业时间等可控因素。
为了弄清油气层损害机理，科研工作者已对油气层损害的内因和外因进行研究，而且研究了内因在外因作用下产生损害的过程。
稠油油层作为油层的一种，具有自己特定的油层特点，其损害机理和其它油气层类同，不同的只是损害的程度及方式有别，清楚其损害的内在因素和外在原因对现场保护油层有着重要的意义。
一、油气层本身潜在的损害因素凡是受外界条件影响而导致储层渗透性降低的储层内在因素，均属储层内在因素，它与其储渗空间特性、敏感性矿物，岩石表面性质和流体性质有关，下面就讨论各因素对油气层损害的影响。
超稠油套管损坏防治方法研究及应用
有效的解决套管损坏问题。 现场应用表明： 通过以上技术的有效应用， 可以有效减少套坏井对油藏开发的影响 ， 提高油藏开井率， 最终实现油藏的高效开发。
［ 关键 词］ — —套 管 出砂 应力 完井 技术 固井 修 复 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ９ ３ １ ． ２ 文 献标识 码 ： Ａ 文章编 号 ： ｌ ｏ ０ ９ — ９ ｌ ４ ｘ（ ２ ０ １ ３ ） ３ ７ — ０ １ ３ ８ －０ ２
损坏 作用 ， 使 套管 损坏 率降 低１ ０ ％以上 ， 套损 时 间推迟 ０ ． ６ 个 周期 。 ３ ． １ ． ３提高 热采 井 固井质 量技 术 注 蒸汽 井在 高温 下套管 产生 热应 力 ， 同时， 水 泥环 也 随着温 度 的升 高 、 下 降， 产生压缩， 拉伸应力， 如果固井质量不好， 水泥环破坏后易发生套－ Ｎ２ ］ 。 在固 井 时选用 的方法 为 ， 一是应 用加砂 水泥浆 体系 ， 增 强水泥 环的抗 高温 衰减性 能 和水 泥环 与套 管的胶结 强度 ； 二 是提高水 泥浆 的顶 替效 率， 保 证固井质 量 ， 从 而
２套 坏原 因及 解 决方 法 ２ １套坏 的原 因分析 ２ ． １ ． １油井 出砂 是套 坏 的首要 因 素［ １ １ 由于 曙一区超稠 油油藏埋深 较浅 ， 地层压实 作用弱 ， 油藏储层 物性好 ， 为大
主要 采用一 次地锚 预应 力完 井技 术 。 ３ ． Ｉ ． ２热力 补偿 器 技术 热力 补偿器［ ８ 】 是可对 套管在 热应力 作用下 的微量 伸缩进 行补 ｆ 尝的一 种机 械装置 ， 完井 时在 油层 上部的一 定位置上 加装 ， 上下端与套 管连接 在一 起 ， 固井 时 同时被封 固 。 从实施 效果 看 ， 实 施热力 补偿 器后可 明显 缓解热 应力对 套管 的
套损井的形成原因及防范措施
套损井的形成原因及防范措施摘要：随着开发时间的延长，套损井所占比例越来越高，成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。
因此我们在对套管损坏机理原因分析以及研究的基础上，结合井筒现状、剩余地质储量和井网完善程度，合理优化和配套套损井治理和维护技术，树立了治理和维护相结合的操作办法，采取调整维护方式、合理设计泵挂深度、合适井下工具选择等方式多元化的维护治理套损井，使得套损井的免修期有了不同程度的提高。
关键词：套损井；维护方式调整；泵挂深度；免修期1.前言油水井投产后随着井的生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是实施注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。
截止2018年12月份，我厂累计发现套管损坏井1237口，占投产总井数的19.7%，其中油井套损627口，占油井总数的14.4%；水井套损610口，占水井总数的31.7%。
通过对近些年油田开发资料统计、分析、研究表明：导致油水井套管损坏的因素概括为地质因素和工程因素两类，其中地质因素有以下七种：泥岩吸水蠕变和膨胀、油层出砂、岩层滑动、断层活动、盐岩坍塌和塑性流动、地震活动、油层压实；工程因素有五种：套管材质问题、固井质量问题、射孔对套管损坏的影响、井位部署的问题、高压注水。
其中地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经外部因素（比如：注入的高压水窜入泥页岩层）引发，使局部地区应力产生巨大变化，区块间产生较大压差，转移到套管上，使之受到严重损坏，导致成片套管损坏区的出现及局部小区块套管损坏区的出现，严重干扰油田开发方案的实施，威胁油田生产，给作业、修井、修井施工增加极大的难度。
当今，越来越多的的强化采油措施应用于油田生产，如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸气等工程技术措施。
这些强化采油措施一方面提高油田产量，取得了明显的经济效益，另一方面也使油水井套管的工作环境不断恶化，诱发各种地质因素对套管的破坏作用。
油井套损原因及治理研究
油井套损原因及治理研究作者：刘洋来源：《科学与财富》2018年第27期摘要：通过对油田套损井的原因分析、后果评价以及治理方法的研究，总结了油田套损井的治理实施方案。
关键词：套损井；治理一、油井套损原因1）外部因素所谓外部因素就是指油气井投产以后，由于油气井增产措施、修井等造成套管损坏的原因。
中国的大部分油气井在投产之前都需要进行压裂或酸化等增产措施，甚至在生产一段时间后进行压裂、酸化，有些井还进行了重复压裂改造，而且随着工艺技术的不断提高，改造规模也越来越大，这些改造措施在很大程度上会影响套管的使用寿命[1]。
（1）射孔作业。
射孔作为压裂、酸化改造之前的一项必不可少的工作，其不适当的工程设计或操作也会造成套管损坏，例如孔密太大降低套管强度，射孔导致套管外水泥环破裂，致使套管破裂，射孔深度过大或设计不精确，错误的将隔夹层泥岩射穿，导致泥岩水花膨胀，导致地应力发生变化，导致套管变形或错断[6]。
（2）压裂酸化作业。
近十几年来，人们从改造低渗透油层效果考虑，油井多采用大型压裂措施，井口压力可达到50～70MPa，油层部位套管压力已达70～100MPa。
常用的N-80套管抗内压强度设计为64.6MPa，而J-55型套管强度仅为21.93～28.4MPa。
这样，套管接箍和丝扣部位以及固井质量差的井段很容易产生破裂。
此外，油井酸化时由于排酸不及时造成套管腐蚀，有部分井因多次进行酸化施工，从而加快了套管的腐蚀速度，使套管穿孔、漏失。
（3）油井转注及井下工具。
当油井生产到后期，部分油井会转为注水井，而原来的油井水泥返高仅在油层上部200m左右的位置，而正常的注水井水泥返高要求至井口，转注井相对于正常的注水井水泥上返高度不够，上部的套管没有水泥环的保护，全部浸泡在上部的浅层水中。
一方面管外腐蚀严重，另一方面转注后上部套管承受注水压力，与管外腐蚀相互促进，使套管损坏程度加剧。
另外，井下工具对套管内壁的磕碰损伤也会加剧腐蚀，尤其是在井下有封隔器时，封隔器对套管内壁的损坏极其严重。
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超稠油区块油井套损机理及预防措施研究
【摘要】超稠油井经过长期注汽，套管损坏严重，同时近井地层开采程度逐渐加大，油井出砂、井间干扰等因素，造成套损加剧，严重缩短了油井的使用寿命。
经过论证，采用一套完善的套损管理机制，降低油井套损机率，延长油井使用寿命。
【关键词】套损出砂气窜防窜压差
曙1-27454、杜813兴隆台、杜84兴隆台等超稠油区块是我区的主力产油区块，投入开发以来，套管损坏问题日益严重。
从数据统计来看，区块共有油井206口，经过作业通井打印落实发生套损的油井达到157口，套损井数占区块井数的76.2%，其中，因套损造成油井倒井的达到59口，占套损井总数的37.6%，严重影响油井正常生产。
为减少套坏倒井，从套损现状入手，通过加强套损原因分析及规律摸索，制定相应预防措施，延长油井生产周期。
1 套损类型及特点
1.1 套损类型
套损的类型主要为变形损坏及破裂损坏。
我区套损类型以套管变形为主，主要包括椭圆变形、弯曲变形、单面挤扁变形、缩颈变形四种，所占比例占套损总数的89%，达到140口；发生套管错断的油井有17口，占套损总数的11%。
1.2 套损特点1.
2.1 套损部位
根据区块套损统计数据，在已经发生套损的油井中，有78%的套损部位发生在油层中部及顶部，达到123口井，有18%的套损部位
在油层以上，达到29口井，只有4%发生在油层底部。
可见，套损集中发生在油层中部及顶部附近区域，该特征是油层出砂引起套损的主要特征之一。
1.2.2 时间特点
结合打印时间及油井倒井前生产情况，可确定套损时间的油井为64口，其中，认定为受汽窜干扰倒井的达到48口，主要表现为硬卡或不出；因参数过大造成放喷、下泵初期（下泵开井15天内）倒井的为16口。
1.2.3 结论
从套损部位来看，油层出砂是造成套损的根本原因；从时间特点来看，压差建立过程中参数过大造成地层激动出砂是造成套损的直接原因，且外力作用（汽窜）比本井能量大对套管造成的影响更大。
2 套损原因分析
2.1 油层出砂套损机理
油井投产后，随着油气的不断产出，一定体积的地层砂坍塌并通过炮眼流入井筒。
随着地层砂的不断坍塌，油井出砂量越来越大，从而在坍塌区围绕炮眼形成了小空洞，即砂拱。
产液与砂粒间的表面张力和摩擦力（由上覆岩层的载荷作用在砂层上产生的）的合力使砂拱保持稳定，一旦外力克服了该合力，砂拱即坍塌。
坍塌最终使上覆层产生拱形剖面，当地应力达到新的平衡后，空洞将形成较稳定的几何形状，因此空洞大部分存在于上覆岩层或油层顶部，油层大部分仍为散砂所掩埋。
根据普氏理论砂拱的切线方向只作用有
压应力—拱上的岩层压力，通过拱传递到洞室两侧，当上覆地层压力大大超过油层孔隙压力和岩石骨架结构应力时，相当一部分应力将转嫁给套管，当转嫁到套管的压力大于套管的极限强度时，套管失稳、出现弯曲、变形或错断。
2.2 油井受汽窜干扰后及放喷、下泵初期倒井原因
2.2.1 汽窜干扰倒井
油井正常生产时，油层套管只承受相应拱上的岩石压力，当汽窜干扰发生时，来自汽窜干扰方向的传导压力共同作用于套管，当合力超过套管极限强度时发生套损。
2.2.2 生产参数过大造成倒井
蒸汽吞吐过程是降压开采过程，放喷及下泵初期液量过高导致地层压力快速下降，原来由岩石骨架和地层流体共同支撑的上覆地层压力作用在岩石骨架上的应力增大，造成储层岩石结构破坏的同时转嫁给套管的应力增大，当该应力超过套管极限强度时发生套损。
10月10日下泵8天后硬卡关井，2007年大修过程中打印证实821.15m发生缩径变形。
3 减少油井套损倒井主要措施
3.1 合理控制生产压差，避免地层激动出砂
针对油井放喷及下泵初期套损问题，主要采取以下措施：以采液强度为指导、以含砂监测为手段，合理控制放喷及下泵初期产液量。
超稠油区块油井采液强度参考值，在实施合理控液基础上，结合化验含砂结果对放喷液量进行相应幅度调整。
3.2 采取多项措施减少汽窜干扰影响3.2.1 实施组合吞吐减少
井间汽窜干扰
根据油井生产特征、构造位置、生产层位、汽窜历史等，合理组合注汽井组，对同层位、生产特性相似、汽窜干扰反应明显的油井实施同注同采。
3.2.2 加强防汽窜过程管理避免汽窜影响倒井
通过狠抓窜前预防、窜中控制、窜后恢复三大环节，实施防窜井分类管理。
开展汽窜干扰井防倒井工作，通过突出两个重点，避免汽窜干扰造成倒井。
（1）加强油井生产末期的防汽窜过程管理：油井周期末生产主要特点为地层压力低、产液量下降，受汽窜干扰后液量波动幅度大，是发生汽窜倒井的主要阶段。
针对该特点从两方面着手开展工作：一是控液生产防汽窜条件下，实施控液后油井产液量对比控液前增加幅度应不超过5t；二是周期末受汽窜干扰焖井的油井，汽窜干扰后严格落实最低冲次开井并跟踪化验含砂，开井后连续两天化验含砂为0的条件下适当上调冲次排水。
（2）加强中度汽窜干扰井的防汽窜管理：为避免因液量上涨幅度过大造成汽窜倒井，要实施关井防汽窜，即油井含水达到95%以上或产液量对比汽窜干扰前增加8吨（在本井采液强度范围内）。
3.2.3 保持注汽过程平稳降低注汽对套管影响
预应力60mpa、注汽温度350℃时n80套管在不同注汽压力下所对应的应力值。
参考图中注汽压力对套管内、外壁的应力作用可以
看出：
（1）随着套管内注汽压力的增加，套管壁上的应力呈直线降低。
因此，油井注汽过程中应保持一定的注汽压力（低于地层破裂压力）。
（2）当锅炉瞬间停炉时，封隔器以下套管内壁上的有效应力将突然上升，因此，注汽过程中的突然停注也是导致套管损坏的一个危险因素，注汽过程中应尽量减少瞬间停炉及反复停炉、启炉。
4 结论
（1）油井出砂是造成油井套损的根本原因，压差建立初期的参数过大是造成套坏的直接原因。
（2）合理控制生产压差，保持油井连续、平稳生产是减少油井出砂套坏倒井的一项长期基础工作。
（3）加强周期末期井、中度汽窜干扰井的防汽窜管理是减少油井受汽窜干扰倒井的两个重点。
（4）应保持注汽过程连续、平稳；在低于地层破裂压力情况下，保证一定注汽压力可降低部分套管承受的轴向应力。
参考文献
[1] 周明升.疏松砂岩超稠油油藏套管损防治方面法研究及应用[m].北京：石油地质与工程，2006，20（6）：78-80
作者简介
李贺龙，出生年月：1977年12月，性别：男，籍贯：河北南宫市人，职称：技师，学历：大专，专业：石油工程，工种：采油工。