针对注水井套损原因及预防治理的探讨
２０１１年第２Ｏ期 内蒙古石油化工 ７９
针对注水井套损原因及预防治理的探讨
单国飞，王双红，吴连营，李军，周益平，李明强
（中原油田采油二厂）
摘要：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。
关键词：套损；机理分析；防治；认识
中图分类号：ＴＥ３５８＋．４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１１）２Ｏ—Ｏｏ７９～Ｏ１
对套管损坏问题，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、注水后引起地
应力变化等；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；腐蚀因素：主
要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化
学腐蚀等；操作因素：主要有下套管时损坏套管、作
业磨损、高压作业、拇空射孔等。
１套管缩径变形损坏机理分析
１．１ 泥岩段套管损坏机理
注水诱发泥岩段套管损坏的基本原因是：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
油水井完井一段时间内，套管通过水泥环与地层紧
紧结合为一体，套管不受地应力作用，仅承受管外水
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，情况发生了
变化。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，地应力作用也没有变化。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、地层界面引起地质、地层因素变化，
对套管产生破坏力。不平稳注水使地层经常性张合，
导致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
形成了随时间而增大的类似椭圆型的径向分布非均
匀外载，要忽略水泥环的作用时，这种载荷在最大地
收稿日期：２０１１一Ｏ９—１２ 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。
１．２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，就会在油层附近蹩起高压。蹩压作用使岩石骨架
膨胀，吸水层厚度增加，引起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，引起砂岩垂向膨
胀，降低了套管的抗挤毁强度，在泥岩蠕变引起的径
向挤压载荷的作用下，套管发生变形损坏。
２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，引起井下套管腐蚀的因素很多，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
结果进行分析发现，污水回注区引起腐蚀的主要因
素是水中的溶解氧（在０．０５—０．４０ｍｇ／１，超标２—８
倍）、硫酸盐还原菌ＳＲＢ（２５－－１１００ 个／ｍ１）及高矿化
度（３００００ｍｇ／ｌ以上）等。各种因素下的腐蚀率又受
到温度、ｐＨ值、水流速等外部条件的影响。另据有
关报道油层采出水中较高的Ｈ。Ｓ也是造成套管腐蚀
的主要因素。通常情况下，油套环空长期处于封闭
状态，因此起腐蚀作用的主要因素将是ＳＲＢ菌及
Ｈ Ｓ气体。
３预防治理套损井的几点认识
３．１预防治理泥岩层套管变形
３．１．１ 防止注入水窜入软弱夹层
ａ注入压力限制在地层微裂缝以下；ｂ加强注
入水质配伍研究，控制注入压力过高；Ｃ提高固井质 ８０ 内蒙古石油４Ｌ－ｒ－． ２０１１年第２Ｏ期
浅析准能公司发电厂１＃锅炉结焦问题
武美玲
（准能公司发电厂运行部，内蒙古薛家湾０１０３００）
摘要：分析了准能公司发电厂１ 锅炉频繁发生掉焦灭火的原因，提出了解决措施，解决了该炉掉
焦灭火问题，对于同类型锅炉防止结焦、掉焦具有一定的借鉴和指导作用。
关键词：电站锅炉：结焦；掉焦；灭火；预防措施
中图分类号：ＴＫ２２７．２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１０ｏ６—７９８１（２０１１）２Ｏ—ｏ０８Ｏ—Ｏ２
准能公司发电厂１ 锅炉自投产以来，炉膛结焦
问题比较严重，常因掉大焦引起炉子灭火，曾因灭火
放炮使炉膛水冷壁变形、裂缝，造成炉膛严重漏风，
经常微正压运行。尤其在锅炉低负荷运行时经常发
生掉焦灭火的情况，并且投用了大量助燃用油，这不 仅严重影响了锅炉机组的安全经济运行，也给设备
安全、人生安全带来了许多隐患。因此需要找到引起
炉膛结焦和锅炉燃烧稳定性差的主要原因，以便采
取针对性的措施加以解决，从而保证机组安全、稳
定、经济运行。
１锅炉概况 准能公司发电厂１ 锅炉是北京巴布科克・威
尔科克斯有限公司生产的咖Ｂ一４１０／９．８１一Ｍ
型单汽包自然循环、单炉膛、Ⅱ型布置、平衡通风固
态排渣全悬吊结构煤粉炉。锅炉设计煤种为准格尔
洗中煤，采用钢球磨中间储仓式乏气送粉系统。燃烧 器采用四角切园布置，缝隙式直流燃烧器，假想切园 直径为ｅｐ８００ｍｍ。三层一次风和四层二次风交错布
置，每个燃烧器共有四个二次风口，其中上和中上风
口为可调的，其余为固定的。尾部竖井交错布置两级
省煤器和两级空气预热器。
２锅炉掉焦灭火情况
１ 炉灭火的表现形式大都是机组从高负荷降
至低负荷一段时间后，锅炉突然发生掉焦情况，造成 锅炉炉膛首先正压（正压２００Ｐａ以上），然后立即大
负压（１ ０００Ｐａ左右），导致锅炉灭火。为了减轻锅炉
掉焦，电厂运行人员采取了增大燃烧器内外调风挡
板开度等措施 但效果不明显，反而出现了锅炉燃烧
稳定性下降的情况，为此又利用＃１炉停炉的机会
重新对部分燃烧器内外调风挡板开度按原来推荐值
进行了调整。调整后的锅炉掉焦情况有所好转，燃烧
稳定性增强，由掉焦引起的锅炉灭火情况大为减少。
值得注意的问题是停炉检查时发现２ 、３ 角屏过
处，存在挂焦情况，检修中已清除。
量，保证层间互不相窜。
３．１．２提高套管抗挤强度
ａ完井采用高钢级、大壁厚的套管。ｂ在易发生
套管损坏岩层段下双层组合套管。
３．２防止上部套管腐蚀漏失
通过上面的分析可知上部套管漏失主要是由于
腐蚀造成的，因此在生产上必须从防止腐蚀入手保
护套管，减少漏失的发生。
ａ提高注入水质量，减少腐蚀伤害
ｂ采用环空保护技术提高套管使用寿命
Ｃ钻井完井时，提高水泥浆上返液面，加强固井
质量
ｄ采用阴极保护技术
结束语：套管损坏的原因是多方面的，既有技术 方面的问题，也有管理方面问题；有材质方面问题，
也有生产和制造方面问题，有地质方面问题，也有钻
井和开发方面问题，套管防治是一个系统工程，应采
取综合防治技术措施，从源头抓起，不断优化套管设
计；加强井筒管理，延长套管寿命。
［参考文献］
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探讨口］．石油机械，２００４，３２（特刊）：１２，－－－，１５．
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管分析及防治对策［Ｊ］．石油钻探技术，２００４，
３２（６）ｔ ２２—２４．
［３］ 王辉．高抗挤厚壁套管的性能及应用效果评
价［Ｊ］．石油矿场机械，２００６，３５（３）：１０１～
】０３．
收稿日期：２０１１一ｏ９—１３ 作者简介：武美玲，神华准格尔能源有限责任公司发电厂运行部专工，大学学历，高级工程师，１９９０年毕业一直从事锅炉 运行、锅炉热效率专业。
油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨
油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨
摘要：现阶段，油田生产作业频繁，生产周期逐渐变长，以及注水、底层下沉引起的应力变化，造成油田开发过程中油水井套管损坏现象逐渐增多，严重影响着油田的产量和开采效率，而且为井下施工带去一定的风险与难度。基于此，本文首先分析套管损坏机理，继而提出有效的预防、检测及修复技术措施。
关键词：油田开发；油水井；套管损坏
引言
在油田生产中，如果发生套管损坏，会造成注采井网布局不合理，影响开发效果与进度，如果重新打更新井会大大增加成本，同时拖延开发进度，因此，套管损坏的预防与修复成为油田开发中亟待解决的问题。
一、套管损坏的类型
首先油田开发中多种因素的干扰，套管损坏的类型较多，常见的有套管的破裂、变形、穿孔、错断等，对套管的运行造成很大的影响，严重的会导致流体泄漏，影响油田生产。如果注水井的套管发生故障，会导致注入水的窜槽，影响注水效果。油井的套管损坏，导致压力的泄漏，影响到井下抽油泵的正常运行，致使油井产量大大降低。
套管变形有缩颈变形和弯曲变形两种，有一些还有套管漏失的现象，包括套管断裂、套管错断，一旦出现套管损坏，必须进行修复技术措施。对井下套管进行修复，可以解决套损故障，保障油水井的正常生产，满足油田开发过程中的技术要求。
二、套管损坏机理
1、地层力对套管的破坏
第一，套管受盐层塑性流动产生的外挤压力而出现损坏和变形，盐膏和盐层发育井段，在波动的外界压力、高压和高温下出现塑性流动，产生较大的外挤压力，大大的超过上覆地层压力而挤毁套管，尽管在有水泥封固的组合套管中，外壁受到的压力会明显减小，但非均匀载荷也会通过固体介质传递到外壁，造成破坏。
第二，在盐层的溶解作用下，扩大了井眼或是造成坍塌而产生外挤压力和冲击力挤毁套管，通常情况下会有结盐出现在损坏处，压裂放压可释放出盐水，严重情况下结盐会卡死油管和套管，不能进行大修。
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究
胜采老油田作业区是中国胜利油田公司旗下的一个油田作业区，该作业区存在着油水井套损的问题。本文将对该问题进行分析与研究。
油水井套损是指油水井套在钻井和完井过程中受到损害的情况。造成油水井套损的原因有很多，主要包括以下几个方面：
1. 地质原因：胜采老油田作业区地质条件复杂，地层变化大。在钻井和完井过程中，地层可能存在着各种不均匀性，如岩石裂隙、崩塌层等。这些地质原因可能使得油水井套受到损伤。
2. 操作原因：在作业过程中，不当的操作也会导致油水井套损。比如在钻井和完井过程中使用不当的钻具或井下工具，操作不规范等。
3. 化学原因：在油田作业过程中，使用了一些化学药剂，如钻井液、固井材料等。这些化学药剂有时可能会对油水井套产生腐蚀或腐蚀影响。
针对油水井套损这一问题，我们可以采取一些措施来解决：
1. 加强地质勘探，通过地震勘探等技术手段尽可能的准确预测地层情况，避免遇到复杂地质条件。
2. 完善作业操作指导书，明确作业规范和流程，加强作业人员培训，确保操作规范。
3. 优化化学药剂的配方，选择抗腐蚀和抗腐蚀的物质，以降低对油水井套的损害。
4. 常规检查和维护油水井套，定期巡检和维修，及时发现和解决问题。
通过以上一些措施的实施，可以有效减少胜采老油田作业区油水井套损的发生，提高油田作业的效率和安全性。也能够降低油田作业的成本和环境污染。
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。套管所受的外部载荷不断增加，直至套管损坏。认真分析和研究油水井套管损坏的各种原因和机理，即可根据原因制定和采取有效的维护和防治方法，满足油田长期采油的需要，具有重大的现实意义。
闵桥油田油水井套损原因分析及治理建议
闵桥油田油水井套损原因分析及治理建议
一、闵桥油田套损现状
闵桥油田共有25口套损井，其中破漏井数为3口，变形井12（包括6口缩径）口， 错断井数为9口，其它1口。套损类型主要为变形、错断，占总套损井数的84%。套损25口井，其中主要为水井16口，占总套损井数的62.5%，油井9口。
二、套管损坏机理分析
1.造成套损的地质原因
1.1井眼周围岩石压力对套损的影响
钻井前，原始地层应力场中的各岩层处于平衡状态，钻井后，井眼中的应力被释放，井眼周围的岩石出现了临空面，原来的平衡状态遭到破坏，引起周围岩石应力重新分布，使孔壁上的应力比远处大得多。当应力集中处的应力达到围岩的屈服极限时，就有塑性变形发生或产生地层破裂，这种变形和破裂受套管和套管外水泥环的限制，同时套管外受到围岩的反作用力而产生变形损坏。因此，周围岩石压力是大多数套管变形损坏的一个重要原因。
1.2油层出砂造成套管损坏
在注水开发油田，在水驱油过程中，砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解，在高的采液强度下，产生压差较大，从而使油层岩石骨架结构破坏，形成油井附近地带出砂。油层少量出砂时空洞只存在于各射孔附近，大量出砂后形成的空洞只存在于油层顶部的一部分，并占据油层的整个厚度，但随着空洞的增大，空洞占据的油层顶部也相应增多。如果上覆地层产生坍塌，空洞将存在于上覆层内。油层上覆地层重力主要靠油层来承担。当油层大量出砂后，破坏了岩石骨架的应力平衡，油层压力在开采过程中出现较大幅度的下降。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。
1.3断层复活造成套管损坏
闵桥油田是小断块油田，断层比较多。在油田开发过程中，由于地壳升降、地震和高压注水作用等原因，使原始地层压力发生变化，将引起岩体力学性质和地应力的改变，一方面是地层空隙压力增加，改变了原始地应力，因其地应力不平衡或是区块空间空隙压差增大；另一方面当注水进入断层接触面，造成接触面泥化，使其内摩擦系数减小，尤其是当断层不密封时，注入水在断层面迅速推移，在接触面起润滑作用，使层面间的胶合力和内摩擦力系数趋于零，大大降低了两层之间的抗剪应力，断层处于不稳定状态，在上下盘不太大的压差或重力作用下
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。
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究 2
胜采老油田作业区油水井套损分析与研究
胜采老油田作业区是中国一个重要的油田作业区之一，油田开采的重要设施之一就是油水井套。油水井套是指利用地下油气资源进行采收的工程设备，其作用是为了提高油田生产能力和开发效益。在长期的使用中，油水井套也会出现各种问题，如套损。套损是指油水井套在使用过程中由于各种原因而受到损坏或失效，导致油田生产能力下降，甚至造成安全生产事故。对胜采老油田作业区油水井套的套损进行分析与研究具有重要意义。
一、套损的原因
油水井套的套损主要是由于以下原因导致的：
1. 物质磨损
油水井套处于地下，长期暴露在高温、高压、高含水量、酸性环境下，易受物质磨损的影响，尤其是常年运转的注水、采油井套，其套管和管线物质磨损更加明显。
2. 腐蚀
地下水含有各种化学物质，如硫化物和氯化物等，会发生腐蚀作用，导致套管和管线的腐蚀损伤。
3. 沉积物
在注水、采油过程中，地层中的杂质、沉积物会进入管道和井筒中，导致套管和管线被阻塞，甚至损坏。
4. 设备老化
油水井套处于高温、高压环境中，长期运转会导致设备老化，出现裂纹、变形等问题，影响其正常使用。
二、套损的影响
油水井套损会对胜采老油田作业区的生产、安全和环境造成严重的影响：
1. 生产能力下降
套损会导致油田的采收能力下降，影响油田的产量和开发效益。
2. 安全生产事故
套损会导致油井的泄漏和爆炸事故，对油田作业区的安全生产构成威胁。 3. 环境污染
套损会导致地下水、土壤和空气的污染，对周围的自然环境造成影响。
三、套损的解决办法
针对胜采老油田作业区油水井套的套损问题，可以采取以下措施来加以解决：
1. 加强维护保养
定期对油水井套进行检修、更换设备，确保设备的正常运行。
注水井异常产生的原因及治理措施
注水井异常产生的原因及治理措施
摘要：现阶段，油田已经进入高含水开发阶段，注水不仅可以补充底层缺失的能量，还可以在注采关系中起到一定的平衡作用，对油井的稳产和产液量的稳步下降起到积极的作用。目前油田注水方式主要分为一般注水和分层注水。一般注水是指注水井井下部分没有分层段，各小层注入压力相同。分层注水是指注水井井下层段区分不同，井下管柱由封隔器和配水器组成，每个层段注入不同的压力。
关键词：注水井；注水异常；原因；治理对策；
随着注水开发时间的延长，注水井出现异常是正常现象，如地层变化，日常资料录取、套损、注水井注水异常等方面都是注水井管理中常见的问题，遇到这些问题需要技术人员和岗位操作人员及时解决维护注水井的正常运行。
一、异常注水井的概念
根据相关标准的规定，界定注水异常井：注水压力波动超过±0.3MPa；在完成配注的情况下，日配注≤10m3，日注水量波动超过配注的±2m3；10m350m3，日注水量波动超过配注的±15%；完不成配注的情况下，未按照接近允许注水压力或泵压注水。此上情形均属于异常井，其中尤其要注意注水过程中，相同压力下注水量上升超过30%或者相同水量下压力下降1.0MPa以上井，有套损的可能。
二、注水井异常产生的原因分析
1.设备出现问题。（1）仪器影响，日常所用的压力表校验和存放使用都可能导致数据的不准确，还有水表由于水质等问题导致叶轮卡死等原因造成数据的异常，要求我们日常工作要细致，遇到数据异常时要先进行工具检查。（2）设备影响，管线穿孔、闸门损坏导致控制难度大，出现异常，要求我们要勤对设备进行维护并且要多观察多看，周围管线和井的情况。（3）井下工具，油管漏失、封隔器不严、水嘴刺大等都会引起注水异常，这就要求我们及时进行测试，录取套压并进行套压自行调查，尤其是油套平衡的井更要优先调查看是否有漏或封隔器不严的问题，早发现早处理，避免套损的进一步发生。
2.地层发生异常变化。油压不变或者有所升高时，注水量下降。（1）发生这种情况的原因有以下几种：第一，由于水嘴的堵塞，解决的办法就需要通过洗井或者测试；第二，地层的吸水能力的降低，解决的办法就需要用微喷的方法进行洗井；第三，水表不准，解决的办法就需要检验或者校对水表；第四，井口的闸门松动、掉落，解决的办法就需要检查或者更换闸门；第五，压力表使用时间过长或碰撞引起的压力表不准，这种情况下就需要校对压力表来解决。油压不变或者有所下降时，注水量升高。（2）发生这种情况的原因有以下几种：第一，由于封隔器的失效，封隔器起不到封隔的作用，解决的办法就需要进行洗井、重新进行座封或者是进行测试；第二，由于挡球发生漏失，解决的办法就需要进行洗井；第三，由于水嘴的刺漏或者掉脱，解决的办法就需要重新测试换水嘴；第四，井底油管有漏失，解决的办法就需要重新测试进行找漏，进而上作业措施；第五，管线有穿孔处，解决的办法就需要焊接管线或者换管线。
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1 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
注水井产生套损的原因与对策分析
243 科学管理2018年第5期
近年来，国内很多大型油田几乎都出现过水井套损所引发的事故。在一些过度注水的老油田之中，套损已经影响到了正常的开采活动。修复套损会给石油企业的运行带来巨大的经济压力，但是不采取措施又会影响到正常的开采。综上，在国内石油工业面临转型的今天，解决好这类问题有着非常重要的意义。本文结合日常工作经验，对此类问题进行了总结。1 油田水井套损的基本原因油田水井套损是多重因素共同作用下的结果，具体来说，主要包括以下几部分内容。1.1 地层因素地层因素是油田水井套损的重要原因，其主要是指的构造应力的变化，注水后引起的地应力变化，层间蠕动、滑动以及腐蚀因素的等等。处在开发初期的油田，加之其没有受到地震以及地壳活动的影响，其地应力处在相对平衡的状态之下。此种状态之下，地层接近于休眠状态，而长时间的高压注水会导致地应力发生改变，这会出现局部的压力不平衡。如果地层存在不封闭的断层，注水之后水会沿着不封闭的断层面流动，这时断层的上下盘抗剪应力就会大幅度降低，如果上下盘抗剪应力不能处在一个相对平衡的状态，断层就有可能重新复活。此种状态下，断层处会出现滑动，此时断层周围的套管就会出现不同程度的损坏。此外，吸水膨胀以及泥岩蠕变也能够对水井套管造成不可逆转的损害。注水开发之后的油田，注入的水会进入泥页岩，因此泥页岩就会出现吸水软化的现象。成岩的胶结力会逐渐丧失，其蠕动的速度会增加。一旦出现这一问题，井眼周围周围就会产生非均匀的压力分布，而在末射孔井段，这种非均匀的压力分布会直接作用于套管。一旦内外压力差超过套管的屈服强度，套管就会发生形变。日常开采中，一定要对泥岩的蠕变作用进行综合分析，必要时应该采取相对应的措施缓解其对水井套管的影响。1.2 工程因素工程因素中主要包括注水井操作因素以及钻井因素两部分内容：首先在注水井操作中，射孔、高压作业等工序其实都会产生不同程度的套管损坏。修井时需要对套管进行射孔作业，套管在经过射孔之后其周围会产生不同程度的裂纹，而裂纹周围非均匀应力的影响，会加速这种裂纹变化。从而会使得套管出现损坏，此外一旦套管出现裂纹，那么将很难承受注水而产生的压力。其次钻井因素主要是指的井眼质量，管套层次与壁厚的组合以及管材选取等因素对套损的影响。实际工作中，应该落实好这方面的细节，这样才能够从根本上提高管套的稳定性。2 应对油田水井套损的具体措施2.1 做好泥质岩夹层防护射孔作业中，应该做好泥质岩夹层防护工作，在开工之前应该制定相应的防护方案。尤其射孔位置离泥质岩夹层较近时，更应该落实好这部分工作，以此来避免层间互窜，提高固井质量。此外，这也能够有效的防止注入的水对泥岩层造成破坏。在这里需要强调的是，注水井的注入压力不得高于地层最小的破裂压力，这样才能够避免套管附近地应力不平衡而导致套管发生的套损。2.2 提高注水作业质量注水井在长期作业的过程中会因为在磨损的过程中在会产生一定的污垢，需要定期的进行清理。若是采用化学原理来进行清理的话需要考虑到化学药品的腐蚀性，例如像是用酸性溶液清理时，要认真控制好浓度，降低对水井套管的腐蚀，以延长套管的使用寿命。若是采用涂刮的方式来除垢的话，工作人员要控制好作业的力度，减少对套管的磨损程度。2.3 选择合适的防砂方法做好防砂工作能够有效的缓解油田水井套损，应该重视油井的先期防砂，尤其需要注意井筒附近油层的保护工作。这能够有效的避免亏空带的产生，使油层能够保持其对上方的支撑，也就保障了油层的稳定性。对于已出砂的油水井，则应该通过化学方法进行防砂，这能够避免因为亏空带而造成的应力过于集中。2.4 提高套管强度油田开采之前要对地应力的数值进行准确的测定，应该以此为参照选择管材。在注水时一定要严格控制注水量，不能超越注水的压力极限，要杜绝超高压注水。尤其是生产时间过长的油井，更需要注意这一点。完井应该采用高钢级、大厚壁的套管来保证其抗挤压性，这其实也能够降低套管的损坏。3 结束语应对油田水井套损涉及到了方方面面的工作，只有在多方配合之下才能够实现既定目标。具体到日常工作中，应该坚持以措施为基础，以技术为辅助的工作原则。真正落实好工作的细节，将油田水井套损降到最低，进而提高油田的开采效率。当前这部分工作中还存在很多问题，从实际经验出发，对油田注水井套损机理遇防范措施之类的问题进行了总结，以期能够对改善当前油田的开采现状有所帮助。参考文献[1]王昌利.孤东油田套管损坏原因分析及预防措施[J].今日科苑，2010（20）.[2]费二战.油房庄油田套损机理分析及治理技术[J].内江科技，2010（2）.注水井产生套损的原因与对策分析张润 李武彤 郭丽娟中国石油集团测井有限公司华北事业部 河北 任丘 062552摘要：随着石油资源开采的不断深入，洗油效率却在不断降低，因此我们需要进一步提升泵压来满足其注采比方面的要求。而随着强采作业的实施，油田水井套损的问题却在日益严重。这不仅直接影响到了油田的产量，更制约了油田开采企业未来的发展，因此我们必须制定出有针对性的方案来解决好这类问题。这对于需要高压注水开采的低渗透油田有着非常重要的意义，保证注水井能够正常的注水，也就保证了低渗透油田的产量。关键词：油田水井 套损 原因 对策
套管损坏特点及防控对策
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%。