套损井预防与治理措施
[作者简介]魏华动（1985-），男，2009年毕业于西南石油大学，工学学士，工艺研究员，************，E-mail：*********************。 套损井预防与治理方案
魏华动 齐琳
（中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐，830011）
摘要 通过对油田套损井的分析，从套管损坏的影响因素、规律和套变机理的研究中，提出预防套管损坏的措施，即保证入井套管质量和结构优化，同时确保固井质量，还需制定合理开采方式减少油水井套损的发生，而且需要减少人为诱发套损因素。最后针对井口附近套管损坏和生产套管未回接情况下的悬挂器窜漏问题提出了新的解决思路。
关键词：套损井；防治；套管保护
0 引言
在油田开发生产过程中，套管损坏问题给油田生产带来了许多不便，影响了油田的开发效果。近些年随着油田开发年限的延长，塔河油田也陆续出现了多井口套管错段、变形、套管悬挂器渗漏和尾管悬挂器部位窜漏等套损问题，这些问题严重影响了油井的正常生产，并增加了油田的开发成本。有针对性地对套损井进行套变机理和趋势预测的研究，有助于预防和延缓套损的发生，并延长油、水井使用寿命，对于油田的稳定开发、经济效益等都具有重要的意义。
1.套损原因和特征
1.1 导致套管损坏的主要因素
引起套管损坏的原因很多，包括岩体本身物理或化学变化，岩体整体或结合面间滑动，管材质量，施工操作和开发管理不当等诸多因素[1,2]。通过分析和查阅相关资料，概括套管损坏的原因主要有以下几种：
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。
地质因素：主要包括构造应力场(水平差应力值和应力剖面组合)、层间组合、岩层蠕变性能和泥页岩膨胀率；断层活动性及地层塑性流动等。
开发措施因素：油田注水压力过高或人工压裂致使泥页岩遇水膨胀；注水后引起地应力变化、地层滑动和断层活动；地层出砂造成生产层段掏空，套管失去支撑；地层亏空较大造成的地层沉降等。
操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、重复酸化、高压作业、试油掏空过大和射孔等。 [作者简介]魏华动（1985-），男，2009年毕业于西南石油大学，工学学士，工艺研究员，************，E-mail：*********************。 腐蚀因素：主要有高矿化度的地层水，硫酸氢根、SRB、硫化氢和电化学腐蚀等。在上述因素综合影响和作用下，将产生套管变形、弯曲、破裂、穿孔、错断等多种类型的套管损坏。
1.2 塔河采油三厂套损特征
近年来塔河油田采油三厂发现并治理的11口套损井（见表1）有以下特征：①5口井为井口附近套管断裂，占套损井总数的45.45%，这5口井套管断裂位置距离井口均在8m之内，而且7＂套管的固井水泥返高都低于200m；②生产套管未回接井悬挂器窜漏的井有4口，占套损井总数的36.36%，通过固井质量曲线可以看出悬挂器附近固井质量差；③另外，TK1008井在开井初期硫化氢含量高达10920.3mg/m3，二氧化碳含量达8.29%；S76井在射孔段以上发生变形，主要原因为产层在奥陶系泥质含量较高的良里塔格组，且地层产液含水量达90%以上。
表1 采油三厂套损井情况
井名 套损情况 处理办法 处理情况 硫化氢浓度（mg/m3） CL-含量（mg/l） CO2含量(%) 固井质量
T706 7＂套管距井口9.7m处套管节箍断裂 可退式捞矛倒扣打捞，更换损坏套管 成功 182.79 141427 3.51 优
TH10302 7"套管悬挂器下31cm处断脱 可退式捞矛倒扣打捞，更换损坏套管 成功 45889.17 - 7.12 优
TK718 悬挂器以下双工短节上部丝扣断脱 反丝公锥倒扣打捞，更换损坏套管 成功 3243.99 119099 2.76 差
S115-1 95/8"套管悬挂器密封胶皮刺漏 更换悬挂器密封胶皮 成功 32.21 - 1.99 差
TK824 井下8m处套管变形 待处理 待处理 102.82 132646 1.86 差
S86 5"套管悬挂器处有漏点 机械卡封 成功 478.39 151168 2.48 差
S106-2 该井7″套管悬挂器漏 7″套管悬挂器回接插头进行封堵 成功 3.87 137603 4.72 中
TP12CX 7"套管悬挂器处有漏点 机械卡封 成功 46.81 4479 - 差
TP209 怀疑井下7＂套管悬挂器漏 待处理 待处理 - - - 差
S76 Ф98mm铅模显示在在5505.55m处缩径到80mm， 梨型铣鞋钻铣 成功 420.01 3849 2.46 差
TK1008 3998.33m套管接箍处有漏点 水泥挤堵 成功 10920.3 - 8.29 优
2.套损原因分析
经过对塔河采油三厂套损井的分析研究发现，塔河采油三厂的套损井主要是受电化学腐蚀作用、固井质量和套管悬挂器座封吨位过大的影响。
2.1 电化学腐蚀
电化学腐蚀主要是由于套管和溶解在流体中的02、CO2、H2S等发生的电化学反应，导致体系内部电子发生运移，套管丢失金属离子，这种反应长期存在，将对套管造成腐蚀。
2.1.1 硫化氢对套管的腐蚀
油井硫化氢含量高，硫化氢气体溶于水可对套管产生腐蚀，使套管易产生氢脆。对钢材的腐蚀是氢极化过程。
阳极反应：Fe-2e=Fe2+；阴极反应：2H++2e=H2
由于HS-、S2-的存在，加速了H+的放氢及H+吸附在金属表面继而进入金属晶格内，遇到金属内的夹杂物、晶间孔隙或其它缺陷时，氢原子在某些部位积聚，结合成分子氢，体积增大很多倍，在金属内部产生很大应力，使低强度钢材产生氢鼓泡或阶梯式裂纹，高强度钢材变脆产生微裂纹，即氢脆。
2.1.2 溶解氧引起腐蚀
氧气具有很强的腐蚀性，即使是浓度很低，也可引起严重的腐蚀。铁的腐蚀大部分是由于水和氧共同作用的结果，其反应关系如下：
H2O=H++OH-
H++e=H0 Fe2++2（OH-）=Fe（OH）2
O2继续存在 O2继续存在
2H++02=H20 4Fe（OH）2+O2+H20=4Fe（OH）3
铁表面暴露在水中开始离子化
溶解氧的腐蚀速度随溶解氧含量上升而呈直线上升，而且，它对铁细菌、二氧化碳和其他腐蚀因素的腐蚀有加速作用。
2.1.3 二氧化碳的腐蚀
若地下水中含CO2越多，则H2CO3浓度越高，极化剂H+对高强度套管的氢极化腐蚀越强。
2.2 固井质量和套管悬挂器坐封吨位
2.2.1 井口附近固井质量差
目前已经认识到增加水泥返高度是抑制套管损坏的方法之一。固井质量差可使套管受应力加大，影响套管的承载能力。如：固井水泥环缺陷角度为150度至180度时套管所受应力集中系数达到最大值，使套管的承载能力最大可以降低到原设计承载能力的一半。套管居中与偏心时套管所受的应力相关10％～15％，水泥环的有效应力相差0.2～1倍，套管不居中明显地降低了套管的承载能力。 固井施工过程中，为保证套管悬挂器能安全座挂，西北油田分公司规定油井95/8"套管固井时要求水泥浆上返高度不能高过井口以下200m，7"套管回接井7"套管固井时要求水泥浆上返高度不能高过井口以下400~500m，造成井口相当长的生产套管处于无支撑状态。同时，固井结束后需快速座挂套管悬挂器，座挂吨位难以很好的控制在规定的座挂范围之内（95/8"套管60-120t，7"套管70-110t）。座挂吨位过大容易在井口套管处形成弱点，导致套管极易产生结构变形失稳与失效。
2.2.2 尾管悬挂器附近固井质量
尾管固井过程中水泥浆上返高不够或者水泥浆未能充分顶替井内泥浆，在水泥环空形成“窜槽”等，不能有效封隔水层，进而造成对套管的严重损坏。
2．3 采油工艺措施与套管损坏的关系
压裂过程中套管反复承受高压易使套管弯曲变形、变径、折断。深抽采油时，井筒内掏空深度过大，套管受挤压作用力大，此时极易引起套管受挤变形，出现套弯、套变、缩径等现象。
3 套损井预防措施
根据上面对套管破损原因的分析，应主要从以下几方面进行预防[3,4]：
3.1 隔氧
溶解氧含量在10～3mg·L-1时对套管就有损害。在生产过程中，要完全隔绝氧是非常困难的，但可以尽量减少氧进入井筒的机会，采取在油井停产时关闭套管放空闸门或给套管放空处加堵头密封，减少氧的吸入量；其次是定期洗井或对油井加注环空保护液，减少环空死水对套管的腐蚀。
3.2 套管阴极保护
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，当极化电位与被保护金属腐蚀电池中阳极电位相等或偏少些时，腐蚀就被控制。
3.3 加缓蚀剂
在油套环空加入缓蚀剂可在套管内表面形成一种致密薄膜，防止腐蚀；而且，反应剩余药剂可随油流进入油管内，在油管表面和抽油杆表面形成保护润滑膜，起到润滑作用，减缓了管杆磨损，延长油井免修期。运用“少量多次”加药工艺，缩短加药周期，应用效果较好。
3.4 提高固井质量
固井时水泥返高应满足固井要求，在斜井段增加套管扶正器，使套管在固井时居中，防止出现水泥窜槽现象，以隔绝腐蚀介质与套管之间的沟通。
3.5 减少套管强度设计外的附加应力
尽量减少套管强度设计外的附加应力，防止套管因变形导致固井质量变差。如注水开发的区块要防止注入水进入泥岩隔层段，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移或膨胀，挤压套管造成损坏。
4.我厂典型套损井处理方法
4.1 井口附近套管窜漏和断裂的治理
从我厂套损井统计数据来看，有5口井是由于井口附近8m以内套管断裂，占套损井总数的45.45%，这些套损井表现为表套起压或与套压同趋势变化，针对此类情况的修井作业，我厂总结出了一套简单有效的现场处理方案，采用千斤顶结合修井机进行悬挂器和井口套管更换作业，简述如下：
（1）.压井稳定后拆井口大四通和套管四通；
（2） 将井筒中液面掏空至7"套管断口以下，观察断口情况后组下打捞工具进行倒扣打捞作业；
（3） 用7"可退式捞矛+变扣（411正×310正）+31/2"钻杆短节+方钻杆捞住悬挂器后，用两个100t千斤顶顶出套管悬挂器，如图1、2所示；
（4） 组下反扣高强度公锥+变扣（411反×310反）+反扣方钻杆对损坏套管进行倒扣打捞直至下部套管完好，且露出完整节箍为止；
（5） 装BX160×BX158套管四通或者升高短节，组下7"套管对扣成功后，按悬挂器座挂标准上提合适吨位座挂7"套管悬挂器；
（6） 切割7寸套管（7寸套管露出BX158法兰部分长为17.5cm）并对其上部打磨；安装BX158×BX156油管四通及采油树，并试压合格。
图1 倒扣捞矛成功造扣 图2 千斤顶顶出悬挂器
油水井套管损坏的原因及预防措施
第３０卷第２期（２０１１．０２）（技术纵横）
油水井套管损坏的原因及预防措施
张清兵 赫娟 任强燕 刘康 杨鲜鲜 青海油田采油三厂
摘要：油水井套管损坏是由多种因素共同作用的结果。高压注水引起泥岩吸水膨胀和蠕
变、局部岩层失稳滑移和注水层地层变形等是导致花土沟油田套管损坏的主要原因。根据花土 沟油田目前的生产状况和套管损坏的实际情况，采用两套注水系统，分层系注水；针对储层具
有薄、多、散、杂的特点，在射孔时一定要考虑夹层的影响，严格控制射孔层段，把好射孔质 量关；在今后的井网完善过程中，考虑套损的影响，采取提高套管钢级和壁厚等措施来预防套 管的损坏。
关键词：花土沟油田；套管损坏；高压注水；原因分析；预防措施 ｄｏｉ：ｌＯ．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１１．２．０４６ ．
１套损井的分布特征
（１）时间分布特征。从发现时间上可以看出，
套损井大部分集中在２００４～２００８年，套损井的工 作寿命各不相同，早期完井的套损井寿命长，而后
期完井的套损井寿命短。１９９９～２００９年共钻井３０６ 口，已发现套损井７５口（其中采油井套损２４口，
注水井套损５１口），套损比例为２４．５％。
（２）剖面分布特征。从纵向上的分布可以看 出，如果按射孔层段和非射孔层段来划分，套损点
位于射孑Ｌ层段的占３９％，位于非射孑Ｌ层段的占 ４９．２％，套损点位置不详的占１１．８％。从岩性剖面
上可看出，套损点主要集中在与注水井射孔层段相 对应的泥岩层段或砂泥岩层问交界部位。
（３）平面分布特征。从平面上的分布可以看
出，套损井主要分布在注水井周围或本身就是注水 井，相邻的几口井同时套损的情况比较普遍；从构
造上看，构造核部及断层附近套损井较多，套损井 主要集中在西５断层以西。
２ 套管损坏的原因分析
２．１ 泥岩吸水膨胀和蠕变
理论研究表明，很多注水开发的油田其套管变 形是由注入水诱发造成的。注入水如果进人泥岩
套损井机理研究及治理措施
墨 曲， 士 中国化工贸易
Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｒａｄｅ ２Ｑ 麓
套损井机理研究及治理措施
龚建明
（长江大学）
摘要：纯梁采油一矿纯化油田除Ｃ６２以外的１０个区块以及梁家楼油田的５个区块Ｃ４７、Ｃ５６、Ｃ４１、Ｔ８４和梁南ｓ２，目前共开油水井４３７口。 统计１９８２—２００９年５年期间，套管损坏油水井２３８井次。套损形式十分严峻，套管损坏不仅造成注采失衡，而且大大降低了套损区井的措施增油效果， 通过不断完善套损井治理措施和防治对策，提高了修井质量，对套损井增产增注措施提供了技术保障。
关键词：套损井治理措施防治对策增产增注
一、套损井情况分析
从历年来采油一矿套损井分布图分析，１９８２～１９９６年套损井年出
现井次在８ ＩＺｌ以下，套损问题表现尚不突出，１９９７～２００８年，套损井
数量逐渐增多，特别是２００６—２００８年，年套损井数在２０口以上，套
损井问题逐渐成为制约油田开发的关键问题。
１．套损类型分析
在建立２０１０年至２０１２年一矿套损井数据库的基础上，对套损形
态进行了分析。统计套损数据记录详细的７１口套损井，发现一矿套管
损伤井往往不是一处变形，而是多处变形，变形形式也是多种形态组
合。套损形态以套管漏失、变形为主，兼有套管错断。
２．套损深度分析
在深度上大致可分为三个套损频发段，Ｏ－３００ｍ、１３００～１９００ｍ、
２２００－２５００ｍ。下面分别对不同类型的套损进行套损深度分析。
二、套损原因分析
１．腐蚀
统计的７１口套损井，有４６口漏失，水泥返高之上的漏失井有３５
口（包括３口返高上下都漏失的井），占总套损井数的４９％。说明浅
层水的腐蚀也是该油田套损的一大重要原因。
套管腐蚀的原因是多方面的，以土壤腐蚀为主，由于土壤是多相
物质组成的复杂混合物，颗粒间充满空气、水和各种盐类，使土壤具 有电解质的特征。
２．泥岩膨胀导致套管变形
纯化油田具有油层多，单层薄的特点，平均单层厚仅为１．３米，
套损井特征与治理方法
龙源期刊网
套损井特征与治理方法
作者：董德贵 刘士军 李龙飞
来源：《科协论坛·下半月》2013年第07期
摘 要：针对套损井套损程度高、套损井段长、套损形态复杂这一状况，施工中研究多项修鱼打通道技术，为套损井修复和有效报废提供适用方法，保证区块井网完善和整体开发效果。
关键词：套损形态 打通道 治理方法
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）007-055-02
1 前言
套损后，严重影响注采关系。若不及时进行彻底治理，将给后期开发带来隐患。本文针对套损特点进行了分析，并针对性的制定了治理方法，初步解决了单井修复与治理问题，为萨北开发区持续稳产提供了巨大技术支持。
2 套损形态分析
2.1 套损形态认证技术
针对套损严重，原有技术无法落实套损状况，为准确了解套损井段的通径大小，指导后续施工，设计研究了新的通道认证工艺方法和工具，从而保证准确了解套损形态，在现场试验中取得了良好的应用效果。
（1）油管内测井技术。在原井油管内，电缆投送 28mm测井仪，进行落实单井套损情况。
（2）油管内通井技术。在原井油管内，下入 38mm小油管管柱，进行油管内通井作业，根据下入深度及遇阻情况判断单井套损状况。
（3）套管内铅模打印。起出原井管柱后，在套管内下入合适尺寸铅模，进行打印落实套损情况，需注意判断是否碰触到最小套损井段，不能对大尺寸铅模印盲目乐观，以免误导后续施工。
（4）套管内井径测井。起出原井管柱后，电缆投送16臂井径测井仪，直接反映井内套管内径和井眼轨迹变化，一般用于大直径套损井和修复效果的检验。
2.2 区块套损特点 龙源期刊网
通过运用以上套损检测技术及对现场试验数据的分析，总结得出了套损区块具有下套损特点：
张天渠油田套损机理分析及治理技术
２０１０年第２３期 内蒙古石油｛Ｌ＿ｒ－ ８３
张天渠油田套损机理分析及治理技术
张贺敏
（中国石油化工股份有限公司华北分公司盐池采油厂，宁夏盐池７５１５００）
摘要：张天渠油田已经进入开发中后期，油井含水不断上升，井筒状况日趋恶化，受地面下沉及油
层压实等地质因素和油田注水、酸化、压裂、固井等工程因素以及油田生物、化学腐蚀的影响，形成了套
损井大量出现的局面，给油田的持续稳产造成了极大的负面影响。本文主要对张天渠油田套损井特点、
套损机理、套损井现场治理措施进行深入分析，并提出了套损井治理管理的技术措施。
关键词：张天渠；套损机理；治理；现场应用
中图分类号：ＴＥ３５８＋．４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２Ｏ１Ｏ）２３一ｏｏ８３一Ｏ２
１张天渠油田套损井现状
截至２０１０年４月底张天渠油田共有套损井１７
口，平均井深２０５０ｍ左右（白垩系洛河水层约在４００ －－－，８００ｍ左右），占总井数的３９ 。
由于油井含水高井筒状况恶化，自２００６年后套 损井以每年４．５ 的速率急剧增加，严重影响油井产
能，给老油田后期稳产开发带来了困难，治理套损井
势在必行。
２套损井特点
２．１从完井到套损的年限相差不大，一般在开采十
年左右 张天渠油田现有套损井１７口，其每年套损井数
如表１：
表１ 各年出现套损井情况
２．２套损井治理难度大
一是油水井发现套损，工程测井资料显示从井 口３００ｍ以下至射孔段以上３００ｍ全段腐蚀或穿孔，
很难选择合适的座封位置；二是在伴随着射孔段以
上大段腐蚀穿孔的同时洛河层水的漏失加剧了套管
的腐蚀。
２．３套损段表现为以水泥返高为界 油水井套损的特点是从油井射孔段至水泥返高
一般不存在腐蚀穿孔，而水泥返高以上均有腐蚀和 穿孔的现象存在。
２．４ 区块套损严重，储量失控
ＨＫ２５注采井组总井数为５口，套损井２口，占
总井数的４ｏ 。目前开采井集中在油藏的西北部，其
东辛油区套损井研究与防治工艺技术
２０１２年第１期 西部探矿工程 ５３
东辛油区套损井研究与防治工艺技术
吴 景 ，张 跃，林 军，穆新红
（中石化胜利油田有限公司，山东东营２５７０００）
摘要：通过对东辛油田油水井套管损坏情况的全面调查与分析，找出了造成东辛油田油水井套管损 坏的主要原因，并提出了相应的预防措施；针对套管损坏的不同程度，提出了相应的套管修复治理技
术，即取换套管工艺技术、套管加固密封工艺技术、爆炸整形修井工艺技术、套管补贴工艺技术等，并
对存在的问题及攻关方向提出了一些看法。 关键词：东辛油田；套管损坏；原因分析；套管修复技术 中图分类号：ＴＥ２８文献标识码：Ａ文章编号：１００４—５７ｌ６（２０１２）０１一ＯＯ５３一Ｏ４
在油田开发生产过程中，套管损坏给油田生产带来
了许多不便，导致油田注采井网布局不合理，开发效果 变差；如重新打更新井，经济效益变差。在东辛油田，套 管变形和损坏井情况尤为突出。东辛油田具有多种油
藏结构类型的复式油气区，已基本进入开发后期和“三 高”阶段，稳产基础十分薄弱，由于长期强采强注，造成
储采严重不平衡，地下亏空严重，井下状况日益恶化，导 致套管变形、错断，对生产产生了极大的危害。有针对 性地对套管进行全面的损坏原因分析，找出预防保护套
管的措施，同时根据套管损伤情况决定处理工艺技术， 使油水井能够满足生产施工的需要，对于油田的稳定开 发、经济效益等都具有重要的意义。
１套管损坏原因分析及类型 １．１套管损坏的地质因素分析 １．１．１泥岩吸水蠕变和膨胀
泥页岩是一种不稳定岩类，在遇水情况下易引起膨 胀，在高温高压条件下产生蠕变，对套管产生横向和纵
向载荷作用及非均匀的围岩蠕变外压，使套管在弯曲、 拉伸和非均匀挤压等多种复杂载荷作用下而损坏。 １．１．２油层出砂 地层出砂后，地下亏空引起地层下沉，是疏松砂岩
油藏中套管损坏的主要原因。由于长期开采，使地下压 力失去平衡，地层下沉，将套管压弯。东辛油田的营１３ 断块、辛１７断块及永８断块等出砂较多，套损严重。 ｌ－１．３断层活动 由于注入水和压裂液侵入断层，起到润滑作用，破 坏了断层相对静止状态，使断层上下盘产生滑移，从而 对穿越断层的套管造成剪切破坏。东辛油田是胜利石
套损机理与防治措施研究
套损机理与防治措施研究
摘要：随着油田不断开发套损情况日趋严重，深化套损机理研究并有针对性的采取相应的预防和治理措施对油水井的生产有着重大的意义，同时也将产生巨大的经济效益。
关键词：套管损坏 影响因素 失效形式 预防 修复
中图分类号：te 文献标识码：a 文章编号：1007-0745(2011)01-0173-01
1、套管失效的影响因素
1.1纯地质因素：纯地质因素主要指大地应力场及其自然变化。
1.2钻井工程因素：钻井工程因素主要指钻井、固井和完井等施工对套管强度的影响因素。
1.3采油工程因素：采油工程因素是指由于开采、增产和增注等措施导致地层局部岩石的碎裂和大变形，进而诱发地应力变化和重新分布，甚至激活断层等导致套管损坏。
1.4使用环境因素：使用环境因素主要指套管内外壁工作时所接触到的介质方面。
2、套管失效的基本形式
2.1套管的径向变形失效：套管的径向变形失效是指套管的径向变形超过了其规定值，使套管无法正常工作。该类失效从表现的形式来看，有挤毁、椭圆变形、缩径、单面挤扁和扩径共五种主要形态。
2.2套管的错断失效：套管的错断失效是指套管柱被剪断成了两
截或者上下两截套管错开相当大的距离。
2.3套管的弯曲失效：套管的弯曲失效是指套管柱轴线偏离l其理想轴线位置太远，导致套管无法正常工作。
2.4套管的破裂失效：套管破裂失效是指套管沿纵向或周向出现裂纹和开裂。
2.5套管的穿孔失效：套管的穿孔失效主要是指套管壁出现孔洞而不能正常工作。
2.6套管的密封失效：套管的密封失效是指套管的螺纹连接部位出现套外返油气水的现象。
3、套损井的分布规律研究
3.1套损的平面分布规律：第一，套损井集中在主力油藏或主力油层开发区域：第二，套管损坏井在构造顶部区域及地层倾角较大的翼部区域发生较多：第三，套管损坏井主要集中在断层两侧或邻近部位的比例较高。
东辛复杂断块油藏套损原因及预防措施
２０１２年６月 第２６卷第２期 中国石油大学胜利学院学报 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｃｏｌｌｅｇｅ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｊｕｎ．２０１２ Ｖｏ１．２６ Ｎｏ．２
东辛复杂断块油藏套损原因及预防措施
张卫东 ，王建龙 ，杨 勇 ，刘新华。，张艳增
（１．中国石油大学石油工程学院，山东青岛２６６５８０｝２．中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营２５７０００｝ ３．中国石化胜利油田分公司钻井工艺研究院，山东东营２５７０００，４．中国石化胜利油田分公司东辛采油厂地质研究所，山东东营２５７０００）
［摘 要］ 针对东辛油田套损严重问题，开展套损机理与预防措施研究。根据套损原因提出预防措施，如 提高局部套管强度，提高固井质量，断层附近进行完井优化设计，合理控制注水压力。防止套管腐蚀等。结果表明。 断层滑移、泥岩蠕变、腐蚀、套管设计不合理等是造成该油田套损的主要原因。所提出的预防措施在一定程度上为 减缓东辛复杂断块油藏套管损坏提供了理论指导。 ［关键词］ 东辛油田；复杂断块；套管损坏；预防 ［中图分类号］ＴＥ９３１ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］１６７３—５９３５（２０１２）０２—００２４—０３
目前进人高含水期开发的东辛复杂断块油藏， 套损现象日趋严重，严重影响了油田的注水开发效
果，制约了油田正常开发。因此，为确保油藏开发层 系井网长效性，笔者进行东辛复杂断块油田套损原 因和预防措施的研究。
ｌ套管损坏分布规律
Ｉ．１套损类型
多臂井径测试和铅模资料显示，东辛复杂断块 油藏套损类型主要有套管弯曲、缩径、错断、破漏４
种，统计的１ ０８０口井中，套管弯曲１４９口，占 １３．８％；套管缩径３５３口，占３２．７ ；套管错断１４０
口，占１３ ；套管破漏４３８口，占４０．５ 。由此可 见，东辛油田套管损坏类型主要以缩径变形和破漏
为主。
１．２套损点深度分布 自２００７年以来，东辛油田共有套损井３０２口， 纵向分布规律显示水泥浆返高以上（１ ５００ ｍ）为套
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:A
ConfigurationAnalysisofCasingDamageandPreventiveMeasure
TANGMing1,2,JINYou2hai1,LIUMeng3
(1.CollegeofMechanicalandElectronicEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Dongying257061,China;2.DrillingEngineeringTechnologyResearchInstitute,ShengliPetroleumAdministration,Dongying257017,China;PCInternationalResearchCenter,Beijing100083,China)
Abstract:Configurationofcasingdamagecanbeinthreecategories:deformation,breakandseal
超稠油区块油井套损机理及预防措施研究
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。
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%。