套管损坏特点及防控对策
套管损坏讲座
甚至同一根套管不同成分
电解质：高矿化度水
电化学腐蚀主要因素
• 主要是溶解氧、CO2、H2S • 溶解氧：是最突出的套管腐蚀因素，
Fe的腐蚀大部分是由氧和水共同作 用的结果。Fe的腐蚀速度随溶解氧 含量的上升而成直线上升，而且对 铁细菌、 CO2和其它腐蚀因素的腐 蚀有加速作用。
电化学腐蚀造成套管损坏
密封挂片水中的细菌腐蚀分析结果
序号 1 2 3 4 5 6 7
试验天数 0 7 15 21 29 36 42
铁细菌(个/ml) 8.3×10 1.81×04 9.2×105 9.5×106 4.4×106 1.8×107 8.4×106
硫酸还原菌(个/ml) 1.2 5.8 7.5 3.3 2.3 2.4 7.0
890
888
1961 年
1
东北翼
1961 年
849～ 858
841
－
1963 年
2
2793
顶部
1964 年
1160～ 1177
1110
1112
1965 年
1
2042
近顶部
1956 年
930～ 935
1000
1050
1959 年
3
2816
西南翼
1961 年
1154～ 1178
1102
1103
1963 年
• 断层复活原因：地层升降、地震、高
压注水
高压注水：一方面使地层孔隙压力提 高，改变了原始地应力场，引起地应力 不平衡；另一方面注入水进入断层接触 面，造成接触面泥化，致使层面胶结力 和内摩擦力趋于零，大大降低抗剪切力， 在上下盘压差或重力作用下，断层滑动， 剪挤套管。
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
套管损坏形态分析及预防措施
收稿日期:2007201204基金项目:国家863计划“膨胀管钻井技术”资助项目(2006AA06A105)作者简介:唐 明(19692),四川营山人,男,高级工程师,博士研究生,2000年硕士毕业于中国石油大学,现从事石油完井工程技术及管理工作。
文章编号:100123482(2007)0920007204套管损坏形态分析及预防措施唐 明1,2,金有海1,刘 猛3(1.中国石油大学(华东)机电工程学院,山东东营257061;2.胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营257017;3.中油国际海外研究中心,北京100083)摘要:套管损坏的主要类型可归纳为变形、破裂和密封性破坏3类。
分析了射孔对套管损坏的影响,提出了合理选择射孔弹及射孔枪、改进套管柱设计方法、对下井套管要进行严格质量检验、提高套管抗挤强度等具体措施来减少套管的损坏。
关键词:套管;损坏;形态分析;预防措施中图分类号:TE931.202 文献标识码:AConf iguration Analysis of C asing Damage and Preventive MeasureTAN G Ming 1,2,J IN Y o u 2hai 1,L IU Meng 3(1.College of Mechanical and Elect ronic Engineering ,China Universit y of Pet roleum ,Dong ying 257061,China;2.Drilling Engineering T echnology Research Institute ,S hengli Petroleum A dministration ,Dongying 257017,China; PC I nternational Research Center ,B ei j ing 100083,China )Abstract :Configuration of casing damage can be in t hree categories :deformation ,break and seal damage.This paper analyzed t he effect of perforation on casing ,p roposed several measures which can be used to decrease casing damage ,such as selecting reasonably perforation gun and bullet s ,imp roving casing p rogram ,inspecting rigorously casing quality ,raising casing st rengt h ,and so on.K ey w ords :casing ;damage ;morp hological analysis ;p reventive measure 国内外已开发油田的资料表明,从建井开始到生产中后期均有不同程度套管损坏现象。
试论钻井工程对油井套管腐蚀损坏原因及预防措施
钻井液的pH值
钻井液的pH值是影响套管腐蚀 的重要因素之一。一般情况下， 酸性钻井液比碱性钻井液更容易
导致套管腐蚀。
钻井液中的微生物
某些微生物在钻井液中繁殖，可 能对套管造成腐蚀损害。
钻井过程中的物理化学因素对套管腐蚀的影响
压力与温度
钻井过程中，地层压力和钻井液的压力变化可能导致套管 内外产生压力差，从而加速套管腐蚀。同时，温度也是影 响套管腐蚀的重要因素之一。
套管材质
不同材质的套管对腐蚀的抵抗 力不同。
井液成分
井液中的酸、碱、盐等成分对 套管腐蚀有重要影响。
流速和冲刷
流速快、冲刷力强的区域更容 易导致套管腐蚀。
防腐措施
采取有效的防腐措施可以降低 套管的腐蚀速度。
01
钻井工程对油井套管腐蚀 损坏的影响
钻井液对套管腐蚀的影响
钻井液的化学性质
钻井液中通常含有多种化学成分 ，如无机盐、有机溶剂等，这些 成分可能对套管产生腐蚀作用。
工程实例三：采用缓蚀剂防护的套管防护
缓蚀剂防护是一种绿色、高效的防护方法。
缓蚀剂防护通过向油井中注入缓蚀剂，减缓或阻止套 管的腐蚀。该方法具有成本低、操作简便、环保等优 点。在实际应用中，需要根据油气田的实际情况选择 合适的缓蚀剂。
01
结论与展望
研究结论
套管材质的影响
不同材质的套管对腐蚀的敏感性不同。
摩擦与磨损
钻井过程中，钻头与套管壁之间的摩擦和磨损可能导致套 管表面损伤和腐蚀。
电化学腐蚀
在某些情况下，钻井液中的电解质可能引起电化学腐蚀， 导致套管损坏。
钻井过程中的微生物对套管腐蚀的影响
硫酸盐还原菌
这类微生物在缺氧条件下能将钻井液中的硫酸盐还原为硫化 氢，从而加速套管的腐蚀。
套管损坏原因分析及防治技术的研究
套管损坏原因分析及防治技术的研究摘要：随着钻井技术的发展，深井、超深井、复杂地层井、含腐蚀介质油气井的开采不断增加，随之而来的是套管的损坏率不断提高，影响了油气井的开采寿命，经分析研究认为套管的损坏原因主要由地质因素、工程技术因素、油气井开发方式等构成，针对不同的套损原因和机理，当前各国钻井界已采用了多种防治措施，通过综合利用这些技术，对延长套管寿命、进行套损修复、增加油气井的开采，均有很大的帮助。
关键词：套管损坏损坏原因机理防治技术一、套管损坏原因1.1变形和挤毁套管的变形和挤毁这两种损坏方式主要是由地质因素造成，油气井随着油气的开采，地层压力迅速释放，特别是油井出砂，使得储集层砂岩疏松，形成空洞，当上部覆盖地层和下部支撑地层的应力向储集层释放时，储集层就可能发生弹性变形和塑性变形，整个地层的应力变化，导致套管受挤压破坏，这种破坏形式在各大油田均有存在。
巨厚盐膏层的蠕变同样会产生套管的变形和挤毁破坏，这种现象在新疆塔河油田、江汉油田等地区普遍存在[2]。
在钻井和开采过程中，随着水分子对盐膏层的侵蚀，盐膏层的压力体系会产生变化，盐膏层发生蠕动变形，这在钻井过程中非常明显，其蠕变速度之快可导致下套管和固井作业的时间不够，在套管下入后，进行固井作业准备期间，盐膏层的蠕动就可能使套管变形。
并且，经验显示盐膏层厚度越大，蠕变速度越快。
1.2 错断套管的错断大多数由地层的断层滑移变形等造成，也可由盐膏层的蠕变造成，其对油气井的危害程度大于套管的变形和挤毁破坏，一旦形成错断，油气井就会报废，无法进行修复。
错断的产生往往在地层倾角较大的地区，由于对油气储层的开采，破环了原始地层的应力平衡，打破了原始地层结构力的相对静止状态，造成地层的蠕动，使地层的上下层面发生相对位移，对穿过地层的套管形成剪切，造成套管错断。
1.3 磨损套管的磨损大多由工程技术因素造成的，磨损方式可以分为纵向磨损和横向磨损。
纵向磨损主要由起下钻具、起下采油管具等施工引起，套管内管柱与套管之间的纵向相对运动造成这种磨损现象；横向磨损主要是由钻柱旋转，与套管之间形成相对转动引起，这些磨损方式在定向井、水平井等斜度较大的井或者是狗腿度严重的井，存在较为严重。
管道安全风险评估与预防措施
管道安全风险评估与预防措施下套管危害识别和风险评估是确保管道系统安全的重要环节。
本文主要从以下方面进行探讨：套管破裂、套管变形、套管错位、套管漏失、套管堵塞、套管爆裂、套管脱落、套管断裂、套管腐蚀和套管磨损。
1.套管破裂套管破裂的原因可能包括材料缺陷、施工质量问题、腐蚀、载荷过大等因素。
为预防套管破裂，应选择优质材料、严格控制施工质量、定期检测套管状况，以及避免使用过大的载荷。
2.套管变形套管变形通常是由于施工不当、安装偏差、承受载荷过大等因素引起的。
为防止套管变形，应严格控制施工精度、确保安装正确、避免过度受力等。
3.套管错位套管错位主要是由于施工误差、设计不当、安装错误等因素导致。
为避免套管错位，应加强施工质量控制、确保设计合理、严格执行安装标准等。
4.套管漏失套管漏失可能是由于材料缺陷、腐蚀、磨损等因素引起。
为防止套管漏失，应选用优质材料、采取防腐蚀措施，并定期检查套管状况。
5.套管堵塞套管堵塞通常是由于异物进入、施工缺陷、材料收缩等因素造成。
为避免套管堵塞，应加强现场管理、确保施工质量和管道清洁。
6.套管爆裂套管爆裂可能是由于压力过高、材料缺陷、施工质量问题等因素引起。
为预防套管爆裂，应合理设计管道系统、选用高强度材料、严格控制施工质量等。
7.套管脱落套管脱落通常是由于连接部位松动、焊接质量差、受外力过大等因素造成。
为避免套管脱落，应确保连接部位紧固、提高焊接质量、避免套管受到过大外力等。
8.套管断裂套管断裂可能由材料缺陷、应力集中、冲击载荷等因素引起。
为防止套管断裂，应选用优质材料、优化管道系统设计、避免应力集中等。
9.套管腐蚀套管腐蚀可能是由于环境因素（如潮湿、高温等）、材料缺陷、维护不当等因素导致。
为防止套管腐蚀，应选用耐腐蚀材料、做好防潮措施、定期维护等。
10.套管磨损套管磨损主要是由于介质冲刷、振动、长时间使用等因素引起。
为减缓套管磨损，应优化管道系统设计、选用耐磨材料、定期检查并更换磨损严重的套管等。
套管的损坏与现象
一、套管损坏现象及判断由于各种因素作用的结果，会使石油井套管产生破损。
对于套管破损的油(水)井必须正确地判断、及时修复，才能保证油田生产的正常进行。
所以，及时发现与正确判断套管损坏相当重要。
一般来讲，在油(水)井生产或作业施工中是可以发现套管损坏的。
例如：(1)正常生产过程中，突然发现有大量淡水或泥浆产出。
(2)生产过程中井口压力下降，产液量猛减。
(3)注水井突然发生泵压下降，注水量大增的现象，但却又注不到注水目的层位。
(4)作业施工时，起下钻具(或管柱)有遇阻现象。
(5)套管试压不合格，稳不住压力。
(6)发生地震后，油井不出油等。
发现上述现象后，应当进一步弄清套管损坏的情况和类型，查明破损的程度和形状等。
通常在探测套管损坏时，采用工具通径检查和仪器工程测井两种方法。
工具通径检查是用通井规、铅模或侧面打印器等工具下井进行实探检查；而工程测井主要是采用测井仪器进行微井径测井、井下电视测井等。
近年来，也有采用工艺技术方法检查套管损坏情况的。
如采用双水力压差式封隔器进行双卡法找漏，也是一种很有实用价值的方法。
二、套管损坏的类型由于造成套管损坏的原因很多，每口井的具体情况又不相同，故套管损坏的形式多种多样。
但按其损坏的程度和性质，可以分为套管变形、套管断错、套管破裂和套管外漏等四种类型。
l．套管变形凡是由于地应力轴向应力变化，以及套管外挤压力大于内压力等因素的作用所造成的套管一处或多处缩径，挤扁或弯曲等变化，统称为套管变形损坏，简称套管变形。
套管变形主要有以下几种：(1)套管缩径：凡是套管发生局部内径缩小或出现凹形变形者，称为套管缩径变形，简称缩径。
(2)套管挤扁现场统计与铅模打印资料证明，这类变形井较多，是油(水)井套管损坏中常见的一种。
套管毁损原因与预防措施分析
一
｜。 “
，
０
ｌ
ｔ
套 管毁损原 因与预 防措施分析
闫磊
（ 中原油 田分公 司物 资供应处 濮 阳 ４ ５ ７ ０ ０ １ ）
摘
要 ：本 文就套 管毁 损表 现形 式、产 生原 因与预 防措 施进行分 析探 讨 ，采取有 效措 施 ，促进 套管仓储 管理
水 平 的提 升 。
豳暖 眶懿醒毯圃
２ ０ ０ ９ 年至２ ０ １ ３ 年 （ １ — １ ０ 月份 ） 毁损套管修 复统计
表 １ ２ ０ ０ ９年 至 ２ ０ １ ３年 （ １ － １ ０月 份 ）毁损 套 管修 复 统
吨 ２ Ｏ ０ ９ ３ ５ ８ １ ３ １ ５ ２ Ｏ １ ０ ５ ４ ６ ８ ９ １ ２ Ｏ １ １ ３ ９ ４ ９ ９ ３ ２ Ｏ １ ２ ４ １ ９ ３ ７ ７ ２ ０ １ ３ ２ ６ ６ ５ ５ ０ 总 计 １ ９ ８ ３ ４ １ ２ ６
合 计
１ ６ ７ ３
１ ４ ３ ７
１ ３ ８ ７
７ ９ ６
８ １ ６
６ １ Ｏ ９
ｗ ｗ ｗｐ ｍ ｗｅ ｂ ｃ ｏ ｍ ｃ ｎ Ｒ Ｉ ￣ Ｉ Ｐ ２ ０ １ ５ ０ ３ ８５
‘
●
－ 一
‘
《
０
。
对技术套管与表层套管 ，在套装车前使用抓管机以接箍 端为标准将套管走齐：卸车时 ，依 据套 管长 度反 复试 抓套 管 ，待找到套管重心后方可卸车 。 预防措施３ ：盯现场干部严格监管 ，保证套管平稳
预 防措施 ２ ：盯现场干部严格 监管 ，保证钢 丝绳套 及保险销完好可靠 。
第七 ，使用吊车 吊装套管时未找准重心 ，套管一端
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
套管损坏特点及防控对策
摘要：分析了套管损坏特点，并提出了防控风险及对策。
即风险区域平衡
区域压力，保持注采平衡；风险井排查注水异常，优化注入强度；风险层强化地
质分析，及时动态调整。
提高固井质量，防止注入水上窜标准层。
既能保护套管
不受损坏，又能保证原油产量不受损失，并且大大减少套损修复投入资金费用。
关键词:套管损坏特点，预防措施
一、套损特点
（1）从区域分布上看：标准层主要集中在北一区断东，S0至S2_4油层部位套损主要集中在东区及南一区东部。
北一区断东：标准层老套损区，封堵、补孔工作量大，发现套损井数增多。
东区：注三元压力上升后，采油井泄压不及时，萨Ⅱ1-4憋压套损。
南一区东块：注采速度高、变化幅度大导致油层部位套损井数增多。
（2）从套损程度上看：主要套损层位为萨0-II4及标准层，标准层相对稳定，萨0-II4比例逐年下降; 主要套损类型为变形及错断，错断比例明显降低。
二、主要做法
（1）查隐患、防憋压，平衡压力系统。
东区二类为控制油层部位套损，萨Ⅱ4以上停控119口井，占开井数的58.6%，油井压裂泄压67井次。
水驱治理SII4及以上套损，单层停、控51口。
水驱治理油层部位套损，单层停、控58口。
建立异常注水井强化执行四级报警制度。
治理标准层套损井，“关控查”169口。
（2）积极治理套损井，完善注采关系。
2016-2018年共修复水井274口，累计恢复注水量284*104m3；修复油井192口，恢复产油7.8*104t，注水井大修后，
多向连通比例提高25.8个百分点。
通过套损综合防治，年套损率和作业套损率均呈下降趋势。
三、防控风险及对策
（1）因素一：连续五年新井投产，连续三采投注，增加了新井1460口，新投注三采区块4个，水驱萨葡配合封堵，生产规模、工作量逐年加大。
（2）因素二：产量压力大，连年上产注采速度高；且水驱注采比、地层压力、沉没度较低，套损防控难度大。
（3）因素三：长期关控井多，注采关系失衡，主要受套损和高含水影响，多向连通比例较低，其中采出井长关井占比15.8%，注入井占比14.2%。
（4）因素四：配合二类油层封堵，水驱可调厚度减少35%，造成剩余开采层段注采强度高，负荷大。
四、总体思路
坚守“防治并重”的原则，从区域、井、层找准风险因素，严格防控，加强动态分析，改善地下开发形势。
（1）风险区域—东区。
受集中套损影响，地层压力下降幅度较大，目前沉没度285m，地层压力9.48Mpa，总压差-1.15 Mpa，高低压分布不均衡。
油水井保压工作两年累计545井次，低压开采状况依然未得到缓解。
高低压过渡区域出现标准层套损井。
今年在高低压过渡区域出现标准层套损井，对周围300m注水井及时关控，目前已查套103口，套损发现率31.1%，查套区修复开井后，标准层套损井按嫩二底重新计算上覆岩压，其它井严格按照上覆岩压以下0.5MPa注水。
对策：平衡区域间压力：地层压力稳步提升的同时，各区域内压力均衡分布。
（2）治理原则。
低压区—油井控制采出与水井大修恢复注水相结合，保持地层能量。
高压区—油井压裂、长关井开井泄压，平衡区域间压力差异。
全面治理套损井：以东区为治理重点，先零散区后中心区，以注水井为治理中心，优化大修作业运行。
积极开展更新治理，待更新井55口，主要集中在套损集中区，
通过大修及更新，力争2019年东区井网完善程度全面提高，水驱提高11.2个百分点，东区二类提高9.2个百分点，恢复注采平衡。
优化更新运行：延用钻降跟踪软件（见钻降跟踪系统图），制定油水井开关技术界限，特别是投产过程中，在钻关、钻开等关键环节，依据保压原则，油井根据沉没度和泵效，对抽电螺进行关井，间抽，下调参。
水井分阶段恢复注水，分阶段打开低中高渗透层，重点做好压力系统调控工作，确保压力系统稳定。
（2）风险区域—北一区断东东SII1-9、南一区东西块SII1-9，北一区断东
东SII1-9，南一区东西块SII1-9。
开采萨II1-4套损敏感层，注入压力上升快，高峰期注采两端动管柱工作量大。
对策：一是优化注入强度、控制注入速度，对
于偏一注入强度大于6的井及时分析，根据SII1-4注入强度调整原则，对注入
井强度适时调整，缩小偏一和偏2注入强度差异：二是调整平面压力，及时措施
泄压。
（3）调整平面压力，调整平面压力及时措施泄压，断东东萨II1-9对发育
较差的区域，2018年压裂39口，预计2019年见效高峰期压裂30口；南一区东
块二类压裂引效10口，防止憋压套损。
（4）风险井。
一是顶压井：保持合理注水压力界限，优先治理顶压时间长、投产时间长、区域集中井，预计2019年顶压井治理84口，比例数降低至15%。
二是注水异常井：强化异常井处理、上报、查套工作流程注水压力不变、注水量
增加30％以上。
注水量不变、油压下降1MPa以上或套压下降2MPa以上。
三采区
块在注入压力上升阶段，相邻井组注入压力上升，而该井注入压力不升。
2018年
共上报异常井22口，证实套损问题井8口。
建立油水异常井的预警处理制度
（异常井见预警处理流程图），由工艺队套损综合岗对异常井进行月度预警，及
时与小队及区块管理人员联系，查找原因，核实上报。
采出异常井：采出井含水
突升5.0%以上，产液量突增30%以上，三采井采出化学剂浓度与注入井浓度相当的。
（5）关控区域井。
高关井、限液井动态关控过程中及时跟踪、调整，平衡
注采关系。
风险层：一是强化同位素吸水剖面及固井曲线资对固井质量差Z272-
E050偏I组卡死停注，避免套损蔓延。
对异常吸水层、固井质量较差、存在上窜
风险的井层及时停控。
二是强化单砂体注采关系分析，单层相对吸水量大于30%
的井，及时停控厚注薄采层段，控制注水；有注无采、注大于采井组，动态调整。
五、结论及认识
通过几年的套损治理，套损防控工作初见成效，深入分析套损形势，抓住风
险因素，从区域到井、层严格控制，全力以赴地做好“防控治”的每一个环节，
改善注采及压力平衡状况，缩小差异，深挖潜力，实现套损形势的全面好转，逐
步摆脱套损对产量稳产的长期不利影响。
注采关系更加完善，注采系统更加合理，地层压力稳步提升，不同区域有效挖潜。
年套损率2.7%；标准层井区注水井关、控、查执行率100%；油层部位套损点停、控措施到位率100%；不出现新的标准
层套损集中区。
参考文献:
［1］袁庆峰. 油藏工程方法研究[M].北京：石油工业出版社，1990.。