油水井套损原因分析及预防措施
油水井套损原因分析及预防措施
摘要：分析了油水井套损原因和套管损坏类型，即地质条件、地层出砂、各类大型措施增多、井深质量以及注水开发导致的腐蚀、结垢等诸多因素，使得油水井套管技术状况变差，造成套管损坏。按着”预防为先，防修并重”的方针，研究套管损坏的机理和套损井修复技术，并制定配套的防护措施，增强大修作业修复能力，可减缓套管损坏速度，延长了油水井的使用寿命，提高油田后期开发的经济效益。
关键词：油水井套损原因损坏的类型预防检测技术
Abstract: The paper analysis oil wells set loss causes and the type of casing
damage, geological conditions, the formation of sand, all kinds of large-scale
measures to increase the depth of quality, and water injection development caused by
corrosion, scaling, and many other factors, making the oil well casingconditions
deteriorate, causing casing damage. According to the “prevention first, prevent
revisionism both the principle of casing damage mechanism and casing damage well
repair techniques, and supporting the development of protective measures, enhance
the ability to overhaul operations to repair, can slow the speed of casing damage,
extended oil the wells of life, improve the economic benefits of the oil field late
development.
Key Words: oil wells, the type of damage , damage prevention, detection
technology
一、套损原因
造成油、水井套管损坏的因素是多方面的，概括性地分为地质因素和工程因素两大类。
（1）地质因素。地层（油层）的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动、地壳运动、地层腐蚀等情况是导致油水井套管技术状况变差的客观存在条件，这些内在因素一经引发，产生的应力变化是巨大的、不可抗拒的，将使油、水井套管受到损害，甚至导致成片套管损坏，严重地干扰开发方案的实施，威胁油田的稳产。
（2）工程因素。地质因素是客观存在的因素，往往在其它因素引发下成为套损的主导因素。采油工程中的注水，地层改造中的压裂、酸化，钻井过程中的套管本身材质、固井质量，固井过程中的套管串拉伸、压缩等因素，是引发诱导地质因素产生破坏性地应力的主要原因。套管材质、固井质量、完井质量、井位部署、开发单元内外地层压力大幅度下降、注入水浸入泥页岩、注水不平稳和注水井日常管理等问题。
二、套管损坏类型
根据修井施工积累的资料，结合套损原因，将套管损坏的类型分成以下几种类型。
（1）径向凹陷变形。由于套管本身局部位置质量差，强度不够，固井质量差及在长期注采压差作用下，套管局部处产生缩径，使套管在横截面上呈内凹椭圆形，据资料统计，一般长短轴差在14mm以上，当此值大于20mm以上时，套管可能发生破裂。
（2）多点变形。由于套管受水平地应力作用，在长期注采不平衡条件下，地层滑移迫使套管受多向水平力剪切，致使套管径向内凹形多点变形。多点变形井是一种极其复杂的套损井况。
（3）严重弯曲变形。由于泥岩、页岩在长期水浸作用下，岩体发生膨胀，产生巨大地应力变化，岩层相对滑移剪切套管，使套管按水平地应力方向弯曲，并在径向上出现严重变异，见图1和图2。严重弯曲变形的套管，内径已不规则，多呈基本椭圆变形，长短轴差不太大，但两点或三点变形间距小，近距点一般3m以内，若两点距离过小则形成硬性急弯。这是较多见的复杂套损井况，也是较难修复的高难井况。
图1套管严重弯曲变形图 图2铅印照片
（4）套管错断（非坍塌型）。泥岩、页岩经长期水浸膨胀而发生岩体滑移，
导致套管被剪断，发生横向（水平）错位。由于套管在固井时受拉伸载荷及钢材自身收缩力作用，在套管产生横向错断后，便向上、向下即各自轴向方面收缩，错断及位移情况见图3 图4。套管错断是修井工作中最多见的套损类型。
图4铅印照片
图3套管错断图
（5）坍塌形套管错断。主要是套管错断处部位地层坍塌，可分为两种：套管下错断口固定，不活动，不位移，虽然地层坍塌把下断口埋上，断口丢失，但是修复起来成功率还很高的。套管下错断口不固定，可活动，断口发生偏移，再
加上地层坍塌，把下错断口埋上，造成套管通道丢失，大修时很难修复。这两种前者容易修复，后者不易修复。套管坍塌型错断是目前极难采取修复或报废处理的复杂套损类型。
三、套管技术状况检测
套管技术状况检测是为修井技术措施的制定提供切实可行的依据，同时也为套损机理研究和预防措施的制定和实施提供可靠资料。常用的检测方法有工程测井法和机械法两种。
3.1工程测井法
工程测井法就是利用测井仪检测套管的技术状况。常用的测井方法有：
（1）井径测井—套管变形检测。
（2）井温与连续流量测井—套管漏失检测。
（3）彩色超声波电视成像测井。
3.2机械法
机械法检测就是利用铅模对套管和鱼头状态及几何形状进行印证，然后加以定性、定量的分析，以确定其具体形状和尺寸。印模法检测适用于井下套管变形、错断、破裂等套损程度，深度位置的验证以及在作业、修井施工过程中临时需要查明套管技术状况等其它情况的井况。
（1）印模打印（检测）施工方法。清洗铅模，在螺纹处涂抹密封脂，记录铅模端面形状描绘。铅模下至变点或错断处1~2m时，记录管柱悬重，如套管错断处部位地层坍塌，开泵循环工作液（一般用清水），冲洗断口、套损点1~2周，正常后，以0.5~1m/s的速度下放打印，注意管柱下降悬重不超过30~50kN，一次打成。计算下入深度。
（2）印痕分析。起出铅印，根据印痕形状、尺寸，分析判断套损程度情况，套管的破损状况直观地反映出来，既有准确的几何形状，又可直接测得破损尺寸。为下一步磨铣，修复套管，奠定基础。
四、套管修复及加固
（1）磨（套）铣施工。套磨铣钻柱组合，磨铣套管时，现场常用的钻柱组合如下（自上而下），方钻杆+钻杆+钻铤（扶正器4个以上）+磨铣工具。磨铣工具选择：根据套管变形、错断程度选择的磨铣工具：组合铣、锥形铣、柱形、平底铣、凹底、领眼磨鞋、引鞋工具钻杆笔尖等。
（2）磨铣施工时应注意的问题。对磨屑进行辩认，如发现磨屑细末状，可能是排量过小，磨屑重复研磨所致，可加大排量。如排量不可能增大，考虑增加携砂液的携带能力，如确认排量与携砂液性能没有问题，则可能是磨鞋过度磨损，需要更换。使用锥形、柱形、套铣和裙边磨鞋时，由于工具接触部分受力面积小，不能采用较高钻压，以免造成工具损坏。一般应选用较高的磨铣转速（100r/min左右），低钻压，这样钻杆扣不宜过紧。具体操作时应根据钻压、钻具、设备和工具等因素而定。钻具出现憋跳时，一般通过降低转速，减小钻压即可消除。如出现周期性突变，应上提钻具加大排量，轻压快转直到消除为止。磨铣时要注意保护套管，应事先在磨鞋上加接一定长度的钻铤，或在钻杆上加装扶正器。磨铣时不能与震击器配合使用，因为配合后不能施行顿钻和冲顿落物碎块。
（3）膨胀管补贴技术。针对套管变形处，错断口进行磨铣整形后，经井径检测结果，磨铣过的变点、错断口内径大于套管内径符合要求，就可以实施套管补贴合格，下入完井管柱。
五、套损预防措施
根据上述的套管损坏原因，提出以下预防措施，以便有效地减缓套损速度的上升。
（1）防止注入水窜入软弱夹层。
（2）提高固井质量保证层间互不相窜。
（3）固井时在油层顶部下管外封隔器。
（4）注入压力限制在地层微破裂压力以下。
（5）压裂改造时防止垂直裂缝延伸到软弱夹层。
（6）合理地设计注采井网。
5.1维持合理的注采压差
由于油层中流体被开采出来，一段时间（或很长时间）不注水补充能量，岩石的弹性应变力大量释放而形成一个低的应力异常区，周围高压应力区推动岩体向低压区运动，造成大量套管损坏。相反，注水强度大，注水量过多，则可形成高应力异常区，也会推着岩体向低应力区运动，使套管成片损坏。因此，油田开发都应适时、适量、低于破裂压力注水，保持适当孔隙压力，并使油田内部各区块孔隙压力保持基本平衡，以避免套管损坏。
5.2防止油层出砂
油井出砂，水井吐砂，一方面影响油水井生产；另一方面在出砂层位形成空
洞，空洞位置的套管失去支撑，当覆盖层发生坍塌，其坍落的岩石块撞击套管，很容易造成套管损坏，因而在开采过程中应防止地层出砂。
5.3防止套管腐蚀
随着油田持续开发，因腐蚀所致的油水井套管损坏问题也日趋严重，注入水质的质量，也是造成水井套管腐蚀的因素，所以要严格检验水质是防止套管腐蚀的重要环节。
5.4改进射孔对套管损害的措施
对下井套管要进行严格质量检验，改进套管柱设计方法
5.5提高套管抗挤强度
（1）使用高强度套管。
（2）采用厚壁和小直径的套管。
（3）在易发生套管损坏岩层段下双层组合套管。
参考文献：
[1] 陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社，2004.
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
低渗透油田套损机理分析及防治
低渗透油田套损机理分析及防治
【摘要】随着油田高压注水的进行和油田开发时间的增长，油水井套损问题日趋严重，直接影响油田长期稳定。如何正确分析油田套损成因及规律，已经成为我们当前工作的重要部分。本文以m油田为例，分析了低渗透油田套损成因，并提出相应的治理对策，为减缓油田套损速度提供坚实的理论基础。
【关键词】套损 地应力 注采关系 异常高压层
1 低渗透油田套损成因认识1.1 与高压注水有关
高压注水易引起套损主要有三方面原因。一是引起地应力增高：油、气和水以不同方式在岩石空隙中流动，流体压力的增加，势必会导致水平地应力在断层附近集中，引起地应力增高；二是使岩层膨胀：高压注水极易在井底造成憋压形成裂缝，注入水将沿裂缝进入岩层。低渗透油田胶结物以泥质为主，岩石中含量较高的粘土矿物遇水易发生膨胀，套管阻碍了这种膨胀，就会对套管产生较大的附加拉应力。三是造成层间滑动：高压注入水进入岩层后，由于水楔作用使水胶连结代替胶体及可溶盐的连结，产生润滑作用。吸水泥岩软弱层产生横向或纵向层间位移破坏套管。
注水井长期高压注水，是造成油层部位套损的主要根源。m油田原始地层压力11.55mpa，84年投产以来注水压力维持较低，94年以后注水压力超过原始地层压力，随着注水压力的不断升高，套损形势加剧，08年套损井数达到最高值，09年开始下调注水压力，近三年来，套损井数控制在较低范围内。 1.2 与压力分布不均衡有关
在非均质多油层注水开发的砂岩油田中，由于各油层间、同一平面上的非均质性，以及开发井网和开采方式的不同，使开发区块在平面上形成高低压区块，油层组内部形成高低压井段，地层压力在平面和层间分布不均衡，最大、最小主应力分布发生变化，引起套损。
1.3 与注采关系不完善有关
油田注采关系不完善，在长期注水的情况下，压力逐渐积存起来形成了异常高压层。这类异常高压层往往是造成油水井套管损坏的直接原因。
1.4 作业施工对套损的影响
胜利油田油水井套变预防措施研究概要
胜利油田油水井套变预防措施研究
摘 要 针对套变套损原因制定了相应的预防措施，一是防止外挤力超过套管屈服强度，二是提高套管强度。近两年来，通过对560口油水井应用了上述措施，油井套变率小于1.5%，水井套变率小于5%，取得了明显的防套变效果。
关键词 套变 泥岩 蠕变 地应力 预防措施
为了创造良好的稳产基础，胜利油田从“七五”期间就开始了套变机理研究，且开展了早期预防套变技术的研究，并取得了一定的防套损效果。老区套损得以缓解，新区套损得到有效控制。套变速度由1978年的230口/年下降到2002年的150口/年。
1 套变分布特点
通过对胜利油田套损调查发现，变形位置大都集中在沙三段油层或沙三段油层上部泥岩段，且同一口井有多段变形；大规模变形时间集中在高压注水以后；变形平面分布集中在断层两侧构造高点及翼部地层倾角较大的区域。其套变类型主要有两大类：一是套管变形类型，主要包括椭圆变形、弯曲变形、单面挤扁变形、缩径变形。二是套管破裂损坏类型，常见的有套管错断形态、套管裂开形态、套管腐蚀或套管磨损穿孔形态、套管密封性破坏形态。以现河地区史南油田史深100地区为例：套管损坏井集中在断层两侧；套损井在构造高点及翼部地层倾角较大的区域发生较多；史南油田史深100地区套损首先集中在构造顶部、地层倾角大的翼部和断层附近，而后呈放射状分布。至2002年底，本区的油水井套变率达13.6%；史深100地区套损位置集中在沙三中21油层或沙三中21油层上部，且同一口井有多段变形；大规模套变时间集中在高压注水后。
2 套变机理
对套损的原因进一步深入研究，其套损机理主要有以下几种：
2.1 岩层滑移导致油水井套管变形损坏
当注入水窜进非射孔层面后，一方面由于注水压力而使得正应力变小；另一方面，水在其中起到了润滑剂的作用，结果降低了水力摩阻，也就是说降低了两接触面的抗剪能力。两接触面开始滑动的条件一般可用下式表示： ⑴式中： －分别为接触面上的剪应力和正应力（MPa）； －摩擦系数； －摩擦角(°)。 这样在构造应力、重力应力等非均匀外挤力的作用下，均可使岩层滑动，而使井中套管产生形变损坏。
油井套管损坏原因及预防措施分析
油井套管损坏原因及预防措施分析
摘要：在油田开采中，有时会发生油井套管损坏的情况。油井套管损坏会极大影响油田开采整体效率。导致油井套管损坏原因有很多：地质影响、工程进度因素、注水压力、温度因素、环境因素、人为因素、不可抗力、地层蠕动、射孔作业、构造因素等。为减少油管套管损坏、减少生产难题、增加生产效率、减少生产成本，本文分析了下油井中套管损坏的主要原因和解决方案。
关键词：油井套管；分析原因；控制预防
引言
本篇文章从油井套管损坏的主要原因着手，分析并总结减少下油井套管操作中的常见失误情况。以不断促进我国油田开发稳定高效，提高效率及经济效益。
一、油管套管损坏主要原因分析
在实际工作中，使套管损坏的原因各式各样：地质因素、注水的压力、下井因素、地层温度高、水流喷射等。针对下油井套管损坏的原因进行具体分析研究后发现，工作中套管损坏常常是由多种因素所共同导致的。套管损坏会对油田的正常生产作业造成严重的影响,对油田的经济效益有很大影响[1]。
1.固井质量因素
固井的质量好坏往往决定了在注气之后会不会发生套管变形。在进行固井作业时，往往会因为水泥质量、钻井液、套管、井壁清洁程度没有达到指定标准。从而使套管与水泥之间没有达到理想的胶结效果，给没有加固好的套管增加了压力。水泥凝固之后，由于套管内外压力不平衡，就十分容易发生套管弯曲变形损坏的情况。
2.作业本身因素 当作业过程中操作不当时就容易使套管损坏，造成套管酸化、变形、射孔。一般发生射孔上方段损坏更严重时就是因为这次作业是泥层地层，泥层地层遇水后容易发生膨胀的情况导致地层坍塌。使得泥层地层在水力压力特别高的情况下把套管压变形。还会由于在施工作业中操作不当使得缝高过大，裂缝不断延伸到附近的地层是泥层不断吸水膨胀压力变大，从而间接的影响套管损坏情况。
3.地质的因素
一般情况下，在断层中的破碎带也叫脆质地层和泥质地层，特点十分明显：胶裂性差、容易发生变形的情况、十分容易膨胀。这种地层在实际作业中是极易发生套管损坏的。地层在蠕动时会发生很高的不对称载荷压力，使套管受到挤压造成变形。想要促使地层蠕动就要在地层倾斜角度大时才能进行。因为这时注水压力不断升高，岩石之间的倾斜角度明显变小，胶结能力减弱使岩层倾斜角度下滑。
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。
浅谈套损成因
浅谈套损成因
[摘要]套管损坏机理及预防对策研究涉及到油田开发、油藏工程、材料力学、固体力学、塑性力学、流体力学、地球化学、油层物理学、测井工程学、试井工程学等许多技术学科。这里所介绍的基本术语隶属于上述学科范畴并与套损研究、检测、分析、治理等方面密切关联。
[关键词]套管损坏机理；泥页岩‘浸水域’引发套损；油层部位套损
套损机理：是指油水井套管损坏的成因和力学机制，研究套损作用机理是了解套损发生、发展和演化的技术前提，是进一步指导套管防护工作和套损治理工作的技术依据。不同地区、不同开发阶段、不同技术研究条件下提出的套损机理学说是有差异的，套损机理随着开发过程的深入、地下检测手段的提高套损机理将得到进一步发展和完善。也就是说套损机理不仅不是唯一的和一成不变的，而是不断创新、层出不穷、日臻完善的。
套损原因：是指单井或局部地区套损发生的具体原因，它可以具体到某种因素造成的、也可以是多种因素的综合结果。套损原因分析往往只是对宏观上的可控因素进行分析，还无法达到套损机理研究那样的精细和微观程度，它是套损机理研究的技术基础。
“泥页岩‘浸水域’引发套损”在注水压力较高条件下，注入水可从泥岩的原生微裂缝和节理浸入，也可沿砂泥岩界面处浸入。对页岩而言，注入水通过管外窜槽沿其层理面浸入。当泥页岩含水后，其抗剪强度和摩擦系数大幅度降低，而且由于泥页岩中富含蒙脱石等吸水矿物，会使泥岩发生体积膨胀，此时泥岩往往处于塑性状态，当具备一定倾角时便会发生塑性流动或蠕动，从而对套管产生挤压，导致套管损坏。
“流固--耦合作用引发套损”流固耦合作用是指渗透性岩石中的流体与岩石骨架之间的相互作用。岩石中流场或孔隙压力的改变，必然引起储层力学性质和应力场的改变，而应力场的改变又会使流场特征发生进一步变化。当流体在岩石中流动时，孔隙压力的改变即孔隙压力的增加或减小，将导致岩石骨架应力减小或增加，引起地层的压实或膨胀，进而导致岩石的孔隙性和渗透性改变，使表征岩石孔隙性和渗透性的参数--孔隙度和渗透率等参数增大或降低。石油套管的损坏变形正是地下流体、地应力、岩体性质三个因素综合作用的结果。
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大庆油田的一部分，也是我国重要的油田之一。该油田开发历史悠久，油井钻造时间长，井壁强度较弱，易受到井壁损害，其中油水井套损是常见的问题之一。为了解决这一问题，需要进行详细的分析与研究。
需要对胜采老油田作业区油井套损进行分析。油井套损是指油井套管在钻井、完井和生产过程中受到损害的现象。主要原因有：井壁塌陷、边际稳定性差、井壁不稳定、裸眼节理带和噪声等。在胜采老油田作业区，由于井口历史较长、井壁强度较弱，很容易发生油井套损。
需要对胜采老油田作业区油井套损的影响进行研究。油井套损对油井的生产和钻井作业都会产生负面影响。油井套损会导致井筒无法稳定，增加井下事故的风险。油井套损会导致油井生产受限，降低油井的产能，影响油田的开发效益。研究油井套损对油田开发的影响非常重要。
需要寻找解决胜采老油田作业区油井套损的方法。针对油井套损的原因，可以采取一些措施来解决。可以采用增强井壁稳定性的措施，如使用高强度套管、注浆处理等。还可以优化钻井液的配方，以增加井壁的稳定性。需要加强井下监测和调整工作，及时发现井壁不稳定的问题，采取相应的措施加以解决。
胜采老油田作业区油井套损是一项需要重视的问题。通过对油井套损的分析与研究，可以找到解决问题的方法，提高油井的产能和开发效益。这对于胜采老油田作业区的油田开发具有重要的意义。
套损井形成原因及综合预防措施
龙源期刊网
套损井形成原因及综合预防措施
作者：张 亮
来源：《管理观察》2010年第03期
摘要:分析了套损井产生的原因及分布特点,并采取了相应防护措施和今后套管保护建议。结合套损井综合预防措施和方法,油水井套损率下降了1.05个百分点,年套损率下降0.66个百分点。抓好油层和套管保护,搞好套损井的综合治理工作,是油田开发的主要内容,是实现油田可持续发展的战略目标。
关键词:套损井分布原因综合治理
一、套损井分布特点及产生原因
1.1分布特点
一是在时间上,统计2000以来某厂油水井的套损情况,2005年套损井数已经达到79口井,是“十五”以来套损形势最严峻的一年。二是从纵向上分布看,主要集中在萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11井段为主,从岩性上看主要发生在未射孔的非油层部位。统计套损比较严重的XN开发区萨Ⅱ5及以上以及萨Ⅱ9-11的地层压力已经达到16.96MPa和17.21MPa,分别高于平均地层压力1.28 MPa和1.53Mpa。三是从平面分布看,主要集中部位在部分断层及井排。
1.2产生原因
(1)油层部位及夹层、泥岩部位浸水导致套损。由于注水开发后,注入水浸入泥岩,泥岩浸水后,其岩石力学性质将发生明显的变化,随着泥岩中含水量的增加,岩石的抗剪切强度降低,在剪切地应力及区域压差不均匀衡等因素影响下,造成水浸域上下界面的相对位移,使套管损坏。这类井共63口,占套损井数的35.6%。
(2)高腐蚀地表层导致浅部外漏。由于存在着高腐蚀地表层,大量的浅部套管外漏是由于套管外没有固井水泥,套管受地表水腐蚀作用的结果。因地表水含有一定的溶解氧、二氧化碳、硫化氢、各种无机盐和细菌,与套管共存在浅表层湿度较大的地层中,形成了良好的化学、电化学腐蚀环境,使套管逐渐腐蚀穿孔外漏。这类井共有46口,占套损井数的26.0%。
油水井套损诊断与防治
◇能源科技◇ 科技一向导 ２０１４年２１期
油水井套损诊断与防治
袁辉
（胜利油田有限公司临盘采油厂作业大队 山东德州２５１５０７）
【摘要】针对目前油水井套管破损类型，对导致油水井套管破损的原因进行了分析，提出了一套成熟的油水井套损诊断技术。根据目前油
水井套损现状，结合套损原因分析，指出了预防与治理油水井套损的方法及措施，对油田的长期稳定开发有一定的指导意义。
【关键词】油水井套管；损坏类型；诊断方法；预防与治理；措施
０．前言
随着油田开发时间的不断延长和开发工作的不断深化．长期的注
水开发及地层出砂情况越来越严重．加之频繁的油水井措施和修井施
工以及井身结构、完井固井质量、套管材质与加工质量、地层水及注入 水的腐蚀等诸多因素．使油水井套管状况每况愈下．导致了套管弯曲
变形、穿孔、破裂、错断等损坏时有发生。 为了满足油田的正常生产和持续发展．对套损井必须进行一定的
修井作业．根据目前临盘采油厂套损井的损坏类型进行了套损原因分
析．并结合目前的监测手段．提出了一套预防和治理措施
１．油水井套管破损原因
根据目前对现场套损情况的诊断监测与综合分析．发现造成油水
井套管损坏的原因十分复杂、多种多样．并且诸多原因相互影响，互相 交织，综合作用 主要原因有：
（１）地质构造应力、层间滑移、岩性膨胀、岩层塑性流动等造成地
层应力发生变化而挤毁套管 （２）钻井工程设计的缺陷
（３）钻井磨损、作业磨损、掏空过深、压裂酸化等高压作业，修井过 程中使用磨鞋、铣锥不当造成局部薄弱而损坏。
（４）地层严重岩砂．形成管外空洞而导致套管外胀弯曲；井壁坍塌
或岩层蠕动，挤压套管致使变形
（５）地面注入水对套管的腐蚀．高矿化度及含腐蚀性的地层水对 套管的腐蚀等
（６）特殊作业超过套管许可压力或放喷时压差过大造成应力敏感 而导致的套管损坏
（７）油井生产过程中，由于工作参数不合理．造成生产压差过大引
起套管变形 （８）射孔导致的套管强度相对降低而导致局部薄弱损坏
油井套损原因分析及预测方法探讨
油井套损原因分析及预测方法探讨
摘要：在我国，对开发油田年限的逐渐增加是导致油水井套损的问题严重的主要原因，这不仅会影响到油田的生产，甚至会给油田带来无法避免的经济损失，所以面对油水井套损进行及时的预防就成为了现阶段相关企业需要解决的首要问题。本文立足于当今的社会背景，以油水井套损的主要原因为出发点，运用理论与实际相结合的方式，对监测的方法和预防的措施进行了科学、详细的分析。
关键词：油水井套损；原因分析；预防措施
1、油水井套损的类型
1.1套管变形
注采和生产之间的压差会危及长期的油水井套管。在水平应力场的作用下，地质结构的运动会导致防水套管在多个方向上被水平力割断，从而导致防水套管产生更多的变形，这种变形占很大的比例。在所有变形井中的比例；受注水的影响，岩石层会膨胀并相对运动，从而切割防水套管，造成套管轴向上发生弯曲变形。
1.2腐蚀破裂
由于在防水套管的浅水区域中长期受到电化学腐蚀的影响，或者由于线嘴的紧密性差，防水套管由于腐蚀而破裂。当工作压力过高时会产生裂纹，并且防水外壳的腐蚀和破裂问题主要发生在白边填充液顶部的防水外壳中。
1.3径向内凹变形
防水套管的抗压强度相对较弱，在固井中存在产品质量问题。由于注射压力和生产压力的不同而引起的防水外壳的长期作用将减小某些部分的直径，从而导致防水外壳的轴向内部呈椭圆形的凹形变形。
1.4非坍塌型错断
受水侵入的影响而膨胀并移动。当岩体的移动速度超过30mm/a时，防水套将垂直移位，并且防水套的左右部分将水平移动。防水套管会因其承受的拉力和收缩力而损坏，它会在水平方向上错位，并且防水套管在中断点处会出现垂直偏差。 2、油田注水井套损的原因分析
2.1地质原因
在许多情况下，油田注水井的套损是由地质环境引起的。较常见的地质环境要素主要包括地应力要素，例如断层块主题活动，泥岩应力松弛和地质结构中的出砂。在整个过程中，诸如断层块之类的因素会长时间损坏被套管损坏的井。在油田开发设计的整个过程中，中断块的主题活动也应归因于关键损坏防水外壳的元件。其次，由于吸水后岩石层的膨胀和应力松弛，这次泥岩的结构力学性能和原地应力条件已经改变的非常大了，这最终导致泥岩的位移和变形。用泥土和石头做了一件防水外套。管道变形、地质破坏、出砂等易造成防水套管弯曲。
辽河油田油水井套管损坏的研究和防治
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辽河油田油水井套管损坏的研究和防治
作者：薛磊
来源：《科学与财富》2020年第12期
摘 要：油水井是油田生产的基本单元，其套管损坏不但使原有的注采系统受到破坏，影响产量，同时，修复已损坏的又将投入更多的成本。因此，随着油田开发的深入，套损预防技术的研究已经成为油田开发的一项重要课题。
关键词：辽河油田;油水井;套管损坏;防治
1.油水井套管损坏的成因
油水井套管损坏的分析资料表明，导致套管损坏的原因是多方面的。
1.1非油层部位套损成因
形成套损的原因主非油层部位套损主要集中在油层以上部位，要是注人水通过固井质量差的井段窜入泥岩中形成浸水域引发的。从标准层结构看，其层理面发育，有助于注人水的迅速浸人，形成不断扩大的浸水域。
1.2油层部位套损成因
超压注水是油层部位套损的主要因素之一：合理的注水压力：指在套管和水泥环以及油层不受伤害的情况下，为保证地质方案配注量的完成，注水井允许达到的最高井口压力。在油田开发初期，为了满足产液量不断增长的需要，在计算最高允许注水压力时，在上覆岩压的基础上又加上了嘴损、管损等来提高吸水能力，使注水压力普遍超过上覆岩压。辽河油田某区块采用以下的注水压力计算公式来确定注水井允许的最高注水压力，使注水压力普遍超过上覆岩压0.29-0.89MPa。
P=[0.13xA+（3.22043+1.543x10-3.X（A-1000））xB2x10-5+C]x0.098
P—射孔顶界允许的最高注水压力（MPa）
A—射孔顶界深度（m）
B—配注水量（m3）
C—第一层段水嘴压力损失 龙源期刊网
近几年的研究结果表明：合理的注水压力不应超过上覆岩压，即P=0.13xAx0.098。超合理注水压力幅度越大套管损坏的越快压差越大，套损井数越多;距射孔顶界深度越大套损井数越少。