套损井原因分析及治理对策
１２Ｏ 西部探矿工程 ２０１２年第６期
套损井原因分析及治理对策
向 蓉 ，王 飞，徐杰斌
（长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆城７４５１００）
摘要：随着油田开发时间的延长，油水并套损问题日益突出，成为制约油田稳产和高效开发的不利
因素。对套管损坏机理进行了认真分析，总结了套管损坏的预防措施和长效治理措施，对今后套损并
的治理提供了一定的经验和指导作用。 关键词：套管损坏；机理研究；长效防治；工艺技术
中图分类号：ＴＥ２文献标识码：Ｂ文章编号：１００４－－５７１６（２０１２）０６—０１２Ｏ—Ｏ５
陇东油田大部分区块均为老油田区块，老井套损所
占的比例越来越高，严重地影响到油水井正常生产，甚
至被迫停产，同时增加了井筒和管线维护作业工作量和 成本，不利于油田的高效开发，给油田的持续稳产带来
了一定困难，特别是部分采出程度低、可采储量大的区
块。因此，从理论和生产实际上对其治理工艺技术进行
一些分析总结是有必要的。
１套损机理研究
１．１材质及固井质量影晌
套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求，抗剪、 抗拉强度低等质量问题，在完井后的长期注采过程中，
慢慢出现套损现象。固井方面存在钻井井眼不规则、井
斜、固井水泥不达标、水泥与岩壁胶结固化不好、注水泥 后套管拉伸载荷过大或过小等问题，都将影响固井质
量，而固井质量的优劣将直接影响套管完井的质量与寿
命［引。
１．２射孔造成的损坏
射孔造成套损主要原因有３种：一是出现管外水泥
环的破裂，甚至出现套管破裂现象，特别是无枪身射孔
对套损程度更大。二是射孔时，深度误差过大或者误
射，这对于二次、三次加密井的薄互层尤为重要。误将
薄层中的隔层泥岩、页岩射穿，将会使泥页岩受注人水
侵蚀膨胀，导致地应力变化，最终使套管损坏。三是射
孔密度选择不当，影响套管强度 ｊ。
１．３出砂造成套损
当油层大量出砂后，上覆岩层失去支撑，打破了原
有平衡，将产生垂向变形，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
传给套管，当传到套管的压力大于套管的极限强度时， 套管将出现变形或错断【３］。
１．４地质因素引发的套损
在进人中高含水期后套损井逐年增多，主要是地层
水和注人水加快流动，进入断层或地层破碎带，使胶结
物质水化，导致断层或破碎带“复活”，再加上地层本身
的不稳定，造成套管损坏。再一个是地层倾角大，高压
水进入２种岩性的界面后，减小了滑动摩擦，使上下岩
层相对滑动，对套管产生一个剪切力。套损主要是受断
层蠕动影响造成套管损坏。
套损井主要分布于地层倾角大、断层附近的区域， 套损受地质构造因素影响很大。地层不稳定是套管错
断、破裂损坏的一个主要因素＿２］。
１．５腐蚀造成套损
套管腐蚀主要是化学腐蚀、电化学腐蚀、生化腐蚀。
化学腐蚀、电化学腐蚀主要是发生在高矿化度的地下水
对套管的腐蚀；生化腐蚀主要是指硫酸盐还原菌、硝酸
盐还原菌等造成的腐蚀。
１．５．１ Ｃ０２腐蚀
局部位置高浓度ＣＯ。气体溶解在水中形成碳酸，
产生氢去极化反应，形成局部坑蚀。金属材料在ＣＯ。
水溶液中的腐蚀，从本质上说是一种电化学腐蚀，符合
一般电化学腐蚀特征。在油气田上ＣＯ。造成的腐蚀破
坏，主要是由腐蚀产物膜局部破损处的点蚀，引发环状
腐蚀导致的蚀坑和蚀孑Ｌ。这种局部腐蚀由于阳极面积
小，往往穿孑Ｌ的速度很快。但ＣＯ。溶液对钢的腐蚀比
＊收璃日期：２０１ｌ ｉ０一ｌ ７修回日期：２０ｌｉ－１０－１９ 第一作者简介：向蓉（１９７９一）．男（汉族）．湖惠常德人．工程师．现从 井下作业相哭技术研究 鹰用工作。
２０１２年第６期 西部探矿工程 １２１
同一ｐＨ值的酸液腐蚀严重，其主要原因是ＣＯｚ能够
对Ｈ＋放电反应起催化作用口］。
１．５．２ Ｏ２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，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。
１．５．３ Ｈ２Ｓ腐蚀
（１）电化学腐蚀过程干燥的ＨｚＳ对套管没有腐蚀
破坏作用。ＨｚＳ只有溶解在水中才具有腐蚀性。在油
气开采中与Ｃ０２和（）２相比，Ｈ Ｓ在水中的溶解度最
高，Ｈ。Ｓ一旦溶于水便立即电离呈酸性。ＨｚＳ在水中
释放出的氢离子是强去极化剂，易在阴极夺取电子，促
进阳极溶解反应，使套管遭受腐蚀。阳极反应生成的腐
蚀产物硫化铁，通常是一种有缺陷的结构，它与钢铁表
面的粘结能力差，易脱落，易氧化。它的电位校正，作为
阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，对钢基体继续
进行腐蚀。腐蚀产物为Ｆ Ｓ ，主要有Ｆｅ Ｓ８、Ｆｅ。Ｓ４、
ＦｅＳ 、ＦｅＳ。它们的生成随着环境因素（如ｐＨ值等）和 Ｈｚ Ｓ浓度等参数变化而变化。
（２）硫化氢导致氢损伤过程ＨｚＳ水溶液对钢材电
化学腐蚀的另一种产物是氢。被钢吸收的氢原子，破坏
其基体的连续性，从而导致氢损伤，也称为Ｈ。Ｓ环境开
裂。Ｈ。ｓ作为一种强渗氢介质，不仅是因为它本身提
供氢来源，而且还因为它能起阻碍氢原子结合成氢分子
的作用，这样就提高了钢铁表面氢浓度，其结果便加速
了氢向钢中的扩散溶解过程【＿】］。
１．５．４化学腐蚀
油田为了增产增注，常用盐酸或土酸进行酸化措
施；在常温常压下对铁的腐蚀速度不大。若缓蚀剂效果
不好，则随着温度、压力和搅拌速度增加，腐蚀反应速度
大大加快，降低套管强度。
１．５．５其他腐蚀
另外，地层水中大量存在的Ｃｌ也是套管腐蚀的一
个因素。带负电荷的Ｃｌ一总是先吸附到钢铁表面，阻碍
或破坏套管表面形成的钝化膜，使腐蚀加剧。实验结果
表明，一旦表面保护层受到饥械损伤或者化学侵蚀以 后，金属的腐蚀过程将大大加快【一¨。
１．６大型增产措施等造成的套损
大型增产措施（如压裂和酸化）施工，井口压力常达
到２０～３５ＭＰａ，油层部位套管压力可达４Ｏ～５５ＭＰａ。
常用的Ｊ一５５套管抗内压设计强度为２１．９３～
２７．４ＭＰａ，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。
Ｉ．７注水造成套损
注人水挤入油层顶部或底部的泥岩层中，使蒙脱石
水化膨胀，同时泥岩层原生裂纹、裂缝被压开，由于水楔
作用而形成对套管的挤压力，伴随着井壁上的应力集中
挤坏套管。当注入水进人断层或地层破碎带以后，使胶
结物质水化，导致断层或破碎带复活，地层错动而挤坏
套管。对低渗透油田实施高压注水时，注水井的压力逐
步上升，造成局部应力增高，在泥质含量高的地层，将使
泥岩产生位移、变形和膨胀导致套损。
１．８修井过程中造成的套损
在油田开发中不可避免地要对井下生产管柱进行
调整，经常重复作业，管柱受外力影响，形成对套管的损
坏力。在作业过程中，使用工具不当、盲目施工等，也会 形成对套管的损坏力。通井、落物打捞、偏磨等诸多因
素也会对套管造成损伤。
２套损长效防治工艺技术
２．１预防措施
套损治理要坚持“预防为主，防治结合”的原则进
行。根据成像测井技术的成果应用，全面推行套管保护
技术，从注重对油水井套管的先期防护、优化油田开采
方案、控制作业过程中对套管的损坏等方面人手，减少
套损井的发生。
２．１．１钻井过程中的套管保护技术
２．１．１．１优化钻井设计
预防套损首先要在钻井前优化井身结构和套管强
度设计，下套管时在地层倾角大、断层的附近对套管进
行如使用加固工具、增加套管壁厚等加固措施，增强套
管的抗冲击能力。
２．１．１＿２有针对性选择套管
在套管设计时，在容易引起套损的井段，如射孔段、
泥岩层段、断层附近等处上、下５０ｍ以内，应选用高强
度的厚壁套管。
２．１．１＿３套管接箍保护
应用套管接箍保护环减轻地层对台肩面的正压力，
应用先进的套管上扣扭矩监控技术，切实保护套管接
箍。
２．１．１．４井眼轨迹控制技术
应用井眼轨迹控制（防斜打直）技术，严格控制井径
扩大率和全角变化率，确保井身质量。
２．１．２ 固井过程中的套管保护技术
２．１．２．１套管扶正技术
在斜井、水平井、丛式井施工中，在设计井筒的拐点
附近适度增加套管扶正器的使用数量，以保证套管处于 １２２ 西部探矿工程 ２０１２年第６期
设计轨迹的居中位置，以提高固井质量。
２．１．２．２改进水泥浆体系
根据不同的地质条件和井况，有针对性优选水泥添
加剂，应用低密度、塑性等优质水泥浆体系，以提高水泥
环的强度。对于易腐蚀的区块，将油层套管外的水泥返
高尽量设计得高一些，可延缓对套管的腐蚀，特殊条件
下固井水泥返高至井口。
２．１．２．３完井固井新技术
应用触变水泥充填完井技术，以解决漏失问题；应
用泡沫水泥浆固井技术，以防止地层压漏。
２．１．３射孔过程中的套管保护技术
开展射孔参数与套损井产能适应性研究，减少射孔
对套管的影响。双复射孔器是集射孔和高能气体压裂
于一体的新式射孔工艺，该技术可以提高射孔弹的穿 深，提高一次成功率，避免重复射孔；水力喷射射孔集射
孔和解堵于一体，该技术不仅射孔孔径大、穿透深，而且
对套管有保护作用。采用６Ｏ相位角射孔，提高套管抗
挤压强度。据文献介绍采用６Ｏ相位角射孔，套管强度
要比相同孔密和孔径的０、９０、１２０和１８０相位角射孑Ｌ大
得多 引。
２．１．４应用防腐技术保护套管
２．１．４．１应用化学防腐技术
现场常用缓蚀剂有重铬酸盐、磷酸盐、有机胺类等，
加缓蚀剂是既有效又经济的控制腐蚀的手段。
２．１．４．２环氧冷缠带锌阳极外防腐技术
环氧冷缠带锌阳极外防腐技术主要是在井口至
１０００ｍ使用环氧冷缠带，并间隔１５０ｍ增加锌阳极。锌
阳极给套管提供保护电流，产生阴极极化而停止腐蚀，
在套管外壁的环氧冷缠带缠隔绝腐蚀介质。两种技术
相结合实现套管复合防腐Ｅ 。
２．１．４．３采取阴极保护技术
在套管上施加外加电流，使套管外壁的全部阳极区
变为阴极区，腐蚀电流变为零或负值，从而使套管免遭
破坏，实质是将腐蚀转移到阳极上，现场应用表明可以
减缓套管因电化学作用造成腐蚀破坏【引。
２．１．４．４投加抗硫缓蚀剂内防腐技术
在高含硫区块，投加抗硫缓蚀剂进行内防腐。抗硫
缓蚀剂能够很好地分散在油、水相中，缓蚀剂分子与金
属发生化学吸附，并在金属表面形成致密膜，以隔离腐
蚀介质 同时又能起中和反应，将ｓ 变成稳定的硫化
物．起到减缓腐蚀的目的［ ｊ。
２．１．５优化压裂酸化设计
在压裂酸化施工设计中，为减少套管受施工压力高
和酸液腐蚀的影响，施工管柱采用７３ｍｍ、Ｎ一８０外加 厚油管，对封隔器座封位置进行优化，施工排量控制在
３．０ｍ３／ｍｉｎ以内，最高施工压力不超过３５ＭＰａ，有效防
止压裂过程中对套管的损坏，防止酸液进入封隔器以上
的油套环形空间，尽可能减少酸化对套管腐蚀。
２．１．６生产过程中的套损预防技术
２．１．６．１化学防砂
对于严重出砂的油层，做好前期人造井壁的化学防 砂，生产过程中采用筛管防砂，阻挡地层出砂，以避免油
层出砂造成套损。
２．１．６．２注水技术措施
控制注水压力不得高于地层最小水平主应力值，控
制压力平衡对减缓及预防套损意义重大，注人压力控制
在原始地层压力以上０．５～０．８ＭＰａ范围内，这是控制
热采井套损原因分析及对策
・４８・ 河南化工
｝ｌＥ Ａ ｛ ｝｛ｌ ｉ（ Ａ｝，ｌＮ１）ｌ：Ｓ＇Ｉ ｝｛、
热采井套损原因分析及对策
于同印高立军尹风利牛强李保容
（胜利油田胜利采油厂，山东，东营，２５７０００）
【摘要】稠油油井经过多轮次的注汽吞吐，套管均发生不同程度的损坏，本文通过对Ｔ我厂热采井调研分析，找出了注汽 高压破坏砂墙引起地层出砂、油层部位热应力高等引起套管损坏的因素，在套管损坏原因分析的基础上，提出了各种预防套管 损坏的措施，尽可能减轻对油层套管的破坏，延长稠油井的寿命。
【关键词】热采；套损；注汽高压；出砂；热应力 【中图分类号】ＴＵ８３２．１＋６ 【文献标识码】 Ｂ 【文章编号】 １００３—３４６７（２０１０）０２—００４８－０２
由于注汽热采工艺的特殊性，随着吞吐周期的增加，套
管损坏率远高于普通油井，截至目前，我厂热采开发６年，套
损井１１ １２１（包括２ １２１管外窜），套损比例为１１．８％。开展注
汽热采井套管的损坏机理研究，找出造成注汽井套管损坏的
主要原因，制定和实施有效的防治措施，尽可能减轻对油层
套管的破坏，延长稠油井的寿命，对提高稠油热采效益具有
重要意义。
１ 我厂目前热采套损发生情况
我厂自２００４年Ｔ８２、Ｔ１１南东二段热采投产以来，截至
２００９年９月份，全厂热采套损井共发生１１口（包括２口管外
窜），套损比例为１ １．８％。注汽井套损部位均在油层部位附
近，套损型式主要为套管错断、套管缩径，其次为管外窜槽、
螺纹掺头泄漏。
２ 套损原因分析 我厂稠油热采区块均为２００４年开发，目前套损井均发
生在Ｔ８２块，Ｔ１１南东二段基本无套损发生，为此，我们对两
区块存在的差异进行了调研分析，寻找热采井套损主要影响
因素。Ｔ８２、Ｔ１１南东二段热采主要不同点如下：油井套管管
材及井况方面：从油井套管管材可以看出，Ｔ８２油井套管管
材绝大部分为ＴＰ１１０Ｈ，占９７．６％，Ｎ８０套管占２．４％，而Ｔ１１
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
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。
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。
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。
油水井套损原因、检测方法及修复措施
第３Ｏ卷第４期 ２００２年８月 石 油 钻 探 技 术 ＰＥＴＲＯＩ ＥＵＭ ＤＲＩＩ Ｉ ＩＮＧ ＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ Ｖｏ１．３０．ＮＯ．４ Ａｕｇ．。２００２ ．．Ｉ试井与开采 油水井套损原因、检测方法及修复措施
付丽霞 ，马立军 ，王 威。，乔翠敏 ，孙迪飞 （１．华北油田分公司采油工艺研究院．河北任丘０６２５５２；２．大港油田分公司第二采油作业区．天津大港 ３００２８０；３．大港油田集团公司汽车技术服 务中心．天津大港３００２７２；４．大港油田分公司南部开发公司．河北沧州０６１０２３） 摘 要：系统分析了套管损坏的原因。介绍了国内外几种较先进的套损检测方法。提出了预防套管损坏的几项措施。 并提供了几种常用的修复工艺，对油田因地制宜地采取套管修复措施．恢复套损井的正常生产具有一定的借鉴意义。 关键词：油井；水井；套管；损坏；套管检测；套管修理 中图分类号：ＴＥ２５ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００１—０８９０（２００２）０４ ００５３—０４ 油水井套管的损坏一直困扰着我国浅层油田的开 发。国内外对于套管损坏的机理已有很多针对性的研 究，提出了高压注水诱发套损、泥岩膨胀与软化诱发 套损、应力及化学腐蚀诱发套损、套损发生机理与预 测、沉降压实诱发套损、热应力膨胀诱发套损等理 论ｎ ］。这些研究很大程度上减少了套损的危害，但目 前我国许多油气田油水井的套损问题还很严重，影响 了油田的正常生产。
１ 套管损坏原因分析 造成套管损坏的原因很多，也很复杂，归纳起来 主要有井身因素、地质因素、生产因素、腐蚀等 ，但 绝大多数套管损坏是多种因素共同作用的结果。 １．１井身因素 井身因素主要包括套管设计强度不够、套管缺陷、 井眼狗腿严重度过大，在钻井过程中造成套管磨损、施 工时丝扣密封不严、水泥返高不够、固井质量差等。 套管缺陷是指在套管加工制造时，出现壁厚不均 匀、同圆度差或椭圆度偏移、加工微裂痕或内部组织 被破坏、连接螺纹间隙大、没有良好的保护膜等 ］。这 种套管下入井后，可能发生连接不好、密封不严、管 柱失稳、渗漏等问题，严重者会发生脱扣和断裂。 在向井中下套管时，套管外表面难免与坚硬岩层 产生剧烈摩擦，特别是遇到“狗腿度”严重的井段时， 若强行下人，套管一方面遭遇重大磨损，另一方面套 管柱易失稳弯曲而变形损坏。另外，套管磨损后，内 表面积增大，与腐蚀介质的接触面增大，并使套管内 壁表面加工钝化层消失，内层金属直接与腐蚀介质接 触，加速套管的腐蚀速度。 １．２地质因素 地质因素包括异常地层作用（如盐岩的蠕变、流 动，泥岩的膨胀和滑移、地层异常高压等）、地震、断 层、地层沉降压实、地应力变化等。 １．２．１ 异常地层作用 盐层和膏盐层都是较软弱地层，它们在上覆地层 压力、构造压力、岩石自重等因素的作用下易变形．甚 至产生塑性流动，对套管产生非均匀外挤。如果套管 强度设计不当，套管就有可能变形，甚至错断。在盐 层或盐膏层发育井段，多有砂、泥交替韵律层，这些 盐层在地下高温、高压及外界压力波动较大的条件下， 蠕变而发生塑性流动，导致套管塑性变形破坏。盐岩 纯度越高，越易产生蠕变；厚度越大，蠕变造成的超 常外挤压力越大，因而更易挤毁套管。江汉油田套管 损坏部位岩性为盐岩者占４６．２ ．为韵律层者占 １６．５ 。高压与异常高温、高矿化度并存的油田投入 开发后，由于地层压力迅速释放，油气储集层可能发 生弹性形变或塑性形变，地层承受的压力发生变化，岩 石结构遭到破坏，地层吐砂，导致油水井套管受挤压 损坏。高矿化度流体在采出过程中还会对套管产生严 重腐蚀。 １．２．２地震 地震会造成地应力重新分布，使地层发生各种复 杂变化。加利福尼亚Ｗｉｌｍｉｎｇｔｏｎ油田油井的大量损坏 与沉降诱发的层理面滑移和低倾角断层有关 一。在２Ｏ 世纪５Ｏ年代，该油田曾发生五六次低震级（２～４级） 的小型浅源地震，上百口油井的套管发生错断，而且 大部分错断移动发生在厚砂岩及粉砂岩之间的薄泥质
纯梁油田套损井机理分析及防治对策
２０１３年第１２期 内蒙古石油化工 ７５
纯梁油田套损井机理分析及防治对策
魏世俊
（胜利油田分公司纯梁采油厂，山东博兴２５６５０４）
摘 要：纯梁油田是复杂断块低渗透油藏，随着油田开发的深入，套损、套破井日益增多，导致失控
储量不断增加，井网变差，破坏区块整体注采平衡。由于套损类型多、原因复杂，且工艺技术不够完善，需
要深化套损井治理技术改革，不断提高套损井的治理效果。
关键词：纯梁；油田开发；套损；封堵；治理
中图分类号：ＴＥ３５ 文献标识码；Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２Ｏ１３）１ｏ＿ｏｏ７５一Ｏ２
纯梁采油厂所辖油气田是较为复杂的多断块油
田，随着开发的不断深入，因套损使油水井井况日益
恶化。目前全厂油井开井１２１９口，水井开井４２４口。
已发现套损井３２６日，影响控制储量５０２万吨，影响
日油２５４吨。分析历年套损井可知，１９８２—１９９６年套
损井年出现井次在８口以下，套损问题表现尚不突
出，１９９７￣２０１１年，套损井数量逐渐增多，２００６年～
２０１１年，年套损井数在２Ｏ口以上，套损井问题逐渐
成为制约全厂开发的关键问题。
１套损原因分析
１．１套管损坏特征
套管损坏的主要类型可归纳为套管变形、破裂、
错断、腐蚀穿孔和密封性破坏等。调查发现，纯梁采
油厂套管变形形态主要以套管漏失、缩径变形为主，
兼有错位和窜槽。据统计，２２４口严重套损井中，套
管漏失１３４口，占５９．８ ，为套管损伤主要表现形式
（表１）。
表１ 油水井套管损伤类型统计表
１．２套管损伤在不同区块的分布特征
统计２２４口套管严重损伤井，分布在２６个不同
区块，主要有Ｃ６、Ｃ１７、Ｃ６９、Ｃ６２、Ｃ５６、Ｌ３８等区块， 纯化油田套损井最多，占套损井数的６Ｏ．３ ，其次是
梁家楼油田。 发生大比例套管损伤的区块有几个共同特征： ①注入污水，水中的硫化氢气体、ＳＲＢ等因素导致
平均腐蚀率超标；②油层埋藏深，都在２２００ｍ以上，
聚驱井套损原因
浅析聚驱井套损原因
[摘 要]某试验区即将开展聚驱上返f1-2层现场试验，在对上返利用井进行补孔、封堵措施过程中，发现套损比例为90.7%，聚驱井套损比例高成为分层系逐层上返进行三次采油的主要问题。因此，本问从聚驱开发与水驱开发存在的差异入手，分析了聚驱套损的主要原因。结果表明：聚驱井与水驱井套损特点一致，注聚不是聚驱井套损的主要原因，但是由于聚合物溶液对套管具有腐蚀作业，受效起频繁作业造成压力激动等原因，在套损集中区，注聚会加剧油水井套损，同时给出了聚驱井套损防止的几点建议。为今后聚驱井套损机理研究及防止提供依据。
[关键词]聚驱井 套损
中图分类号：te357. 46 文献标识码：te 文章编号：1009―914x（2013）22―0613―01
1 引言
x3t试验区在聚驱上返f1-2层前的措施工作中新发现套损井9口，作业发现率为13.43%，试验区聚驱井总套损井数比例达到90.7%，套损率高。针对这一问题，对我厂x3区块套损井进行分析。
聚驱开发与水驱开发存在以下差异：
⑴聚驱井在注聚过程中，存在注入压力上升过程，在注聚后期为防止剖面反转，通常保持较高的注入压力注入；
⑵注入介质不同；
⑶聚驱目的层单一，油层发育较好； ⑷聚驱受效后，注采井增产增注措施增加，作业率较水驱高。
2 注聚不是聚驱井套损的主要原因
2.1聚驱井与水驱井套损特点一致
2.1.1聚驱区块内水、聚驱套率相当
不同区块水、聚驱井套损情况统计结果表明：x3区内水、聚驱套损井比例均高于x2x试验区，水驱井套损严重的区块聚驱井套损比例也较高。x3t试验区内水驱井套损比例达到70.59%，是x3区内套损比例最高的区块，聚驱井套损比例达到了90.70%。
2.2注聚层段油层发育好，高压注聚不易导致套损
根据井底压力与井口压力公式：
ph=ρgh+p0
ph：井下某深度的压力，mpa
p0：井口压力，mpa
h：埋深，m
不同深度压力与井口压力公式表明：相同注入压力条件下，随着埋深增加井下压力增加，即射孔顶界上部为套管承受压力最高点。按照以上公式，聚驱井注入压力高应导致f2层套损井比例增高。以杏十三区提高聚驱采收率试验区为例：
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
套管损伤的原因分析及防治
套管损伤的原因分析及防治
【摘要】本文主要是从套管损伤的表现出发，分析损伤的原因，包括地质因素、工程因素和其他因素，然后针对这些因素探讨预防措施和治理方案。
【关键词】套管损伤 地质 固井 封堵
随着油田开发的不断深入，套管损伤造成的油水井井况恶化情况越来越严重，要想做好防治工作，就需要对套管损伤的机理进行分析，根据其损伤的不同类型和方式，分别制定对应的治理方案，来改善油水井的井况，取得更好的经济效益。
1 套管损伤表现
在油水井的生产中，通过调查可以发现，后期套管的损伤对正常生产和后期的治理都带来了很大的影响，也对油田开发方案的执行带来了一定的困难，具体的表现可以归纳为以下几个方面。
（1）使油水井的生产处于不正常状态、产期停产甚至是报废。
（2）对正常的井网布置干扰严重，注采过程中会出现层间干扰。
（3）容易出现不同层的油、水、气互窜，容易造成套管的进一步损伤，形成恶性循环。
（4）在出现套管严重损伤后，无法使用常规大修方法来修复，在需要保持原有井网体系的情况下，需要采取开窗侧钻或者是打更新井的方式，这就很大程度的提高了成本。
在出现大比例套管损伤的区域，都有着以下几类特征：
（1）出现污水回注，溶解在水中的硫化氢气体和SRB等因素会导致腐蚀程度加重，出现套管穿孔漏失的机会大大增加。
（2）高温加剧了套管的腐蚀现象。由于油藏的深度较大，都在2000米左右，以地表温度20℃，地温梯度为每100米3℃计算，油层的温度在80℃左右，就会加剧腐蚀作用。
（3）地层压力高加重损伤。在原始地层压力比较高的情况下，套管所受到的注水压力长期较高，这就更加重了套管的损伤程度。
2 套管损伤的原因分析
导致套管损伤的原因有很多，进行大致的分类可以分为地质因素、工程因素和其他因素。地质因素主要包括地层的出砂、地块断层的运动、岩层的蠕变、泥岩吸水后产生的膨胀等。工程因素包括设计不合理，生产过程中存在注水、压裂、酸化等各种施工作业不当以及固井质量达不到要求等。其他因素是指相关腐蚀问题和射孔问题等。