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1、摘要套管损坏是石油行业中很常见的问题，套管损坏不仅会带来巨大的经济损失，还会影响油气开发的后续工作。本文主要是针对套管损坏的情况及原因进行分析，并结合国内外套管损坏的现状，提出预防套管损坏的措施。关键词：套管损坏；钻井；完井目录第一章 前言21.1 研究的目的和意义21.2 国内外现状21.3国内外套管损坏的研究内容31.3.1套管损坏机理的研究31.3.2套管损坏预防措施的研究41.3.3套管检测技术综合发展的研究41.3.4套管损坏井修复技术的研究4第二章 套管损坏情况及类型调研52.1套管损坏的情况52.2套管损坏类型62.2.1机械作用类型62.2.1.1错断类型62.2.1.2拉断类
2、型72.2.1.3挤压类型82.2.2化学作用类型9第三章 套管损坏的原因103. 1地质因素103.1.1地应力集中对套管损坏的影响113.1.2泥岩吸水蠕变和膨胀对套损的影响113.1.3油层出砂造成套管损坏123.1.4岩层滑动造成套管损坏123.1.5断层复活造成套管损坏133.1.6地震活动造成套管损坏133.1.7油层压实造成套管损坏143.2工程因素143.2.1酸化压裂对套损的影响143.2.2套管材质对套损的影响153.2.3固井质量对套损的影响153.2.4射孔对套损的影响163.2.5高压注水对套损的影响163.2.6注水井泄压对套损的影响173.2.7采油方式不当造成的
3、套管磨损173.3腐蚀因素183.3.1 溶解氧腐蚀183.3.2 CO2腐蚀183.3.3 H2S腐蚀183.3.4 细菌腐蚀193.3.5 盐酸的腐蚀193.3.6 结垢腐蚀19第四章 套管损坏预防措施调研204.1套管的保护技术204.1.1钻井过程中的套管保护技术204.1.2固井过程中的套管保护技术214.1.3射孔过程中的套管保护技术214.1.4井下套管状况监测技术研究214.1.5油水井套管防腐技术研究214.2搞好套管柱结构设计214.3提高钻井工程质量224.4确保固井质量,优化射孔方案224.5合理设计注水参数, 规范注水操作规程234.6加强对增产措施的管理234.7加
4、强套管防腐工作234.8选择合适的防砂方法预防套管损坏23第五章 结论与建议24参考文献25致谢26套管损坏机理及对策研究第一章 前言1.1 研究的目的和意义油水井套管损坏是石油工程里常见的问题，套管损坏问题不仅会带来巨大的经济损失，还会给油气开发的后续工程带来不便。随着油田开发时间的不断延长,开发方案的不断调整,套管工作状况变差，甚至损坏，使油田不能正常生产，严重影响了油田的稳产。套管损坏破坏了完整的注采井网，注采对应关系也被破坏，地层压降逐渐加大，储量控制程度变差，进而造成油田水驱储量、可采储量不同程度的损失，影响了开发方案的继续实施和整体经济效益的提高。因此，对套管损坏机理开展研究，并在
5、此基础上搜集不同开发方式的套管损坏预防措施和防治办法，不仅能够减少因为维修已损坏套管产生的石油作业的时间，还能减少石油行业的总体工作量，并且还能减少生产维修的费用，使油井能够连续生产，提高油井的产油能力，增大单井的产量，大大提高石油生产的经济效益，对油田的生产实践具有重要意义。1.2 国内外现状国内外的很多油水井都存在严重的套管损坏现象，并且有的非常严重，产量下降甚至直接导致油水井报废。在美国1，套损井主要发生在加州的贝尔利吉油田、威利斯顿油田、密西西比河口南水道区27号油田、蒙大拿州附近的塞达克里克油田、小奈夫油田。其中加州的贝尔利吉油田在过去的20年里出现了1000多口套损井，套损的主要原
6、因是70年代由于过量开采导致了显著的地层压实，套管损坏形式为轴向挤压和剪切；塞达克里克油田套损井占油井的10%，套损原因是塑性流动；小奈夫油田套管损坏井占36%，套损形式为岩盐层挤毁。 俄罗斯的巴拉哈内-萨布奇-拉马宁油田在80年代初有套损井3200口，套损原因是构造顶部和构造侧翼的地层下沉，每年沉降速度达1830mm。格罗兹内石油联合企业有100多口井套管损坏，其中45%发生在上麦科普泥岩层，套管的破坏形式主要为剪切和挤毁变形。 北海白垩纪盆地的油田套管损坏主要是由于高孔隙度油藏再压实造成的。埃科菲斯克油田在1978年首次发现套管损坏，到1989年已有2/3的井发生了套管损坏，70%套损发生
7、在距油层150m的上覆地层内。在上覆地层中套损井多分布在构造的边缘，并且几乎在同一等高线上。 70年代以来，我国油气田套管损坏现象也十分严重。据统计，到1998年底我国大庆、吉林、大港、华北、中原、江汉、新疆、玉门、胜利、四川及辽河等油气田套管损坏井数已达14000多口，若按每口井较低的成本150万元人民币计算，仅套管损坏就已造成直接经济损失210亿元，这还不计油井损坏停产所造成的经济损失。 目前，我国套损严重的地区有大庆油田、吉林油田、中原油田和胜利油田。其中大庆油田累计发现套损井8976口，占投产井数的16%以上；吉林油田累计套损井2861口，占投产井数的30%以上；中原油田已发现的套损井
8、占23.3%；胜利油田累计套损井数3000多口，占投产井数的10%。并且各油田套损井数还有上升的趋势。1.3国内外套管损坏的研究内容1.3.1套管损坏机理的研究套管损坏的因素较多。地质因素是造成套管损坏的主要原因，它包括构造应力、层间滑动、泥岩膨胀、盐岩层蠕动、油层出砂、地面下沉及油层压实等；工程因素包括套管的材质、酸化压裂、高压注水、固井质量、射孔等；腐蚀因素是原油天然气中含有的硫、硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，地层水和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中的铁反应等。1.3.2套管损坏预防措施的研究套管损坏的预防措施的研究具有重要的意义，不仅可以减少作业量，还能减少经济损失。套管损坏的预防措
9、施的研究主要有一下几个方面：钻井过程中的套管保护、固井过程的套管保护、射孔过程的套管保护、套管防腐技术的研究。1.3.3套管检测技术综合发展的研究套管检测技术的综合发展的研究主要是将计算机、遥测技术、同轴电缆、声波信息等综合在一起,使采集的信息容量更大,自动化及可靠性更高,定量解释更准确,提供的可视图像更清晰。1.3.4套管损坏井修复技术的研究对于套管已损坏的井，及时进行修复是有必要的，套损井的修复技术主要有套管内打通道技术、套管补贴技术、取换套工艺技术、套管内侧钻工艺技术等2。第二章 套管损坏情况及类型调研油水井的套管损坏通常简称为套损，是指油田开发过程中由于遭受外力作用和腐蚀，采油井及注入
10、井的套管发生塑性变形、破裂或腐蚀减薄至穿孔破裂的一种现象。由于影响套损的因素繁多，而且各油藏的地质条件和开发历史迥异，因而套损划分的依据不一，类型也多种多样，且多是依据单一因素。众所周知，油水井套损往往是由多种因素综合作用的结果，而且作用机理复杂，依据单一因素划分的套损类型难免具有片面性，不利于套损的研究以及套管防护措施的制定。根据机械作用和化学作用特征，套损划分为错断、拉断、挤压以及化学腐蚀四种类型。2.1套管损坏的情况国内的各大油田的套管损坏情况较严重，基本上所有的油田都存在套管损坏情况（表1），其中的一些油田由于套管损坏而导致产量减少，还有的油田由于套管损坏导致油井的完全报废。因此，对于
11、套管损坏的机理和对策的研究具有重要的意义，不仅能减少作业量，还能提高油井产量，增加经济效益。表1 我国部分油田套管损坏情况油田油井数（口）套损井数（口）套损井所占的比例（%）大港油田3115457850.1中原油田4391165137.6江汉油田312393830塔里木油田2803813.6冀东油田64914522.3大庆喇萨杏油田162437923.4中原濮城油田154523815.4吉林油田6724286145.6吐哈油田175231518大港枣园油田81118622.9大庆油田4561008976162.2套管损坏类型2.2.1机械作用类型套管柱下入井后受到各种力的作用。有来自地层和构造
12、活动的剪切应力，砂岩层垂向膨胀以及由本身重量及引起的轴向拉力，还有流体和围岩的内、外压力等。当作用在套管上的应力超过套管所能承受的极限时，套管就会发生损坏。根据引起损坏的作用力不同将套损分为错断、拉断和挤压三种类型5。2.2.1.1错断类型错断类型是指套管遭受来自地层或构造活动的剪切应力作用而造成的成片损坏。该类套损特点为：套管受剪切应力作用成片错断，损坏程度严重；发生时间相对集中；套损点与滑移层位以及构造方位一致等。如大庆萨尔图油田南八区中块在1985年11月30日到1986年1月7日短短38天里经作业和测试证实，区块内总共147口油水井有次序地由南到北全部发生套管错断或严重变形。而且套损点
13、集中在下白垩统嫩江组二段底部(N2)厚度约10m的泥页岩。该地层段分布广泛、岩性稳定、厚度变化小。沿此层位区块内所有油、水井全部被剪切错断或变形，套损点深度在西部约810m，在东部约850m，与地层向东倾缓是一致的，而且东部套损较西部严重（图1）。图1大庆萨尔图油田南7区4排标准层剖面图2.2.1.2拉断类型拉断类型是指套管在轴向拉力作用下，发生的脆性拉伸断裂。拉断类型套损特征不同于错断类型，主要表现在：套损以拉断为主，套管常在接箍处被脱开，若接箍强度高于管体，套管则会发生断裂；套损点深度浅；纵向分布相对集中等。以大庆萨尔图油田南二区三排以西面积约16km2区块为例。该区块位于长垣背斜顶部，油
14、藏埋深浅，约650m。自1964年开发以来迄今，130口老井中已有104口发生套管损坏，占总井数的80%。在现有的79 口油井中，60口井已套损，占油井数的75.9%，而51口注水井中发生套损的井有44口，占总井数的86.3%。根据作业打铅印和各种测井资料分析，南二区西部油水井套损主要以拉断成因为主。在区内有资料记录的90口井中，拉伸损坏的井数占77.8%。而套管拉断部位在S4以上层段的井数占到总套损井数的88. 2%（图2）。图2 大庆萨尔图油田南二区西部套损点纵向分布2.2.1.3挤压类型套管内压力往往被外压力抵消，只有在酸化压裂以及井喷关井等特殊情况下因套管所受内压过大，导致套管的损坏。
15、尤其是当套管已遭受腐蚀或磨损很严重时，套管在内压力作用下易发生变形乃至破裂。另一种为抗压变形，主要是来自套管外挤压力引起的损坏。套管柱所受的外挤压力有来自管外泥浆柱压力、地层流体压力以及围岩压力等。这类套损主要特点为：（1）套损以缩径、弯曲变形为主；（2）损坏位置多集中于泥岩部位及射开油层段之内；（3）损坏程度与注水压力及油层的出砂量关系密切；（4）1口井管体通常多点损坏。2.2.2化学作用类型化学作用类型是指套管金属材料在一定化学条件下与其他物质发生化学反应生成另一种物质而脱离套管本体的一种化学腐蚀现象。化学作用类型分酸性溶液腐蚀和电化学腐蚀，统称为化学腐蚀。油田水中常溶解了二氧化碳、硫化氢
16、等气体，使溶液呈酸性，在固井质量不合格的情况下，酸性溶液极易渗透到套管的外壁，对表层进行腐蚀。另外，盐性物质也能对套管造成腐蚀。地下盐层中含有多种盐性物质，其中主要的是氯化钠。这些盐性物质在地层中少量水的溶解下。对没有封固好的套管铁性物质(特别是被磨损的部位)发生化学反应，进行腐蚀，再加上水的锈蚀及盐垢作用，套管腐蚀更厉害。电化学腐蚀的基本原理是电流交换，溶解于水中的氧气具有很强的腐蚀性，套管腐蚀大部分是由于水和氧共同作用的结果。化学腐蚀主要表现为管体表层的铁蚀小坑、丝扣漏失、套管穿孔等。化学物质对套管直接进行腐蚀的同时，降低了套管抗挤压的强度，加剧了套损速度。经过一段时间腐蚀的套管抗弯抗剪强
17、度大大减小。强度减弱的套管在地层压力的直接作用下，难免会出现变形甚至断裂。在大庆油田、胜利油田、江汉油田等都存在大量的由于化学原因导致的套管损坏。花园油田一共有17口油水井，其中套管损坏井11口。套管损坏井中，腐蚀穿孔井数9口，占全油井数的52.9%，占套损井数的81.8%。套管腐蚀穿孔均发生在未注水泥井段, 从查实的几口井来看, 腐蚀穿孔深度大多在600-650m，相应的地层为荆沙组6。第三章 套管损坏的原因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。主要包地质因素、工程因素、腐蚀因素等。3. 1地质因素地质因素是造
18、成套损的重要原因，它包括地应力集中、层间滑动、泥岩浸水膨胀、盐岩层蠕动、油层出砂、地面下沉及油层压实等。3.1.1地应力集中对套管损坏的影响 地应力集中效应引起地层的隆起和褶皱，造成局部岩体变形，这种附加内力在空间的分布是不平衡的，地应力集中作用在套管上的结果使油水井套管被挤扁或拉伸后错断7。 冀东油田许多套损井在套损井段的套管已呈椭圆形。以Gx10-1井为例，该井是2000 年1 月28 日投产，5月21日转注的注水井，同年12月17日因管柱拔不动上大修，拔出管柱发现直径100mm喇叭口已变形，通过多臂井径测井检查，证实3650. 83780m 井段有6处套管变形呈椭圆形，每一处都有一最大内
19、径和最小内径，最大内径比原套管内径121mm扩大至132mm或140mm不等，最小内径比原套管内径缩小至103111mm不等，原因是地应力的作用将套管挤扁，这种现象在冀东油田套损井中比较普遍8。 3.1.2泥岩吸水蠕变和膨胀对套损的影响泥岩是一种不稳定的岩石，当温度升高或注入水进入泥岩层时，将改变泥岩的力学性质和应力状态，使泥岩产生位移、变形和膨胀，增加对套管的外部载荷，当套管的抗压强度低于外部载荷时，套管就会被挤压变形乃至错断。油田注水开发后，由于注入水进入砂岩油层，水在孔隙中渗透，岩石骨架没有软化，地应力也没有变化。但注入水进入泥岩时，泥岩吸水软化，其成岩的胶结力逐渐消失，变为塑性，蠕变速
20、度增大，在井眼周围产生非均匀应力分布。对于未射孔段，套管受椭圆形应力作用无法释放，迫使非均匀水平应力挤压套管，当等效破坏载荷大于套管屈服强度时，套管产生椭圆变形，最终造成套管损坏9。据1981统计，我国大庆油田大量的套管损坏井中，在泥岩层段套管变形、破裂的井占套管损坏井的61%。前苏联格罗兹内石油联合企业100多例套管分析表明，有45例集中在上麦科普层0.51.5 m的泥岩薄层段。孤东油田套变井套变位置在射孔井段顶界以上至20m范围内的井占套变井总数的57%。这个部位地层大部分是泥岩或粉砂质泥岩的混合层段，诱发套变的主要原因是某一方向注入水进入泥岩或粉砂质泥岩后，粘土吸水膨胀，改变了岩层的力学
21、性质和应力状态，致使泥岩产生位移和变形，在井眼周围产生非均应力分布，造成套管弯曲或错断10。3.1.3油层出砂造成套管损坏在目前所开发的油田中，出砂油层一般为弱胶结疏松砂岩油层。对于这类油层出砂，在不考虑水对结构破坏的情况下，从力学上讲其出砂原因是油流的机械力先将油层局部结构破坏，变成无胶结的散砂，油流将散砂携带走，造成油井出砂。由于油层出砂，首先在炮眼附近形成空洞，一旦空洞形成，将会造成局部应力集中，对油层结构造成进一步的破坏。有关研究认为：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
22、。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。由于油层出砂导致的套管损坏在孤东油田和辽河油田中较为常见。孤东油田的主力油层馆陶组属于河流相沉积，而Ng上层系又是主河道沉积微相，地层发育好，胶结疏松，有很好的渗透性。因此，随着地层长期强注强采，首先在射孔炮眼附近形成空洞，空洞出现后，先造成局部应力集中，对油层结构进一步破坏，在
23、固定产液速度下，油层结构的破坏局限在一定半径范围内。油层出砂形成空洞后，由原来油层承受的重力除了空洞中流体承受一部外，相当一部分转嫁给了套管。当转嫁力达到或超过套管的极限强度时，套管失稳，产生弯曲变形，严重的甚至造成套管错断。辽河油田曙23井由于出砂在1244m以下，引起套管变形,导致下部的17根油管严重变形11。3.1.4岩层滑动造成套管损坏油田开发地质资料表明，地下岩层或多或少有软弱夹层，多则四、五层，少则一层。在软弱夹层不吸水时，在原始地应力的作用下岩层保持稳定。但软弱夹层一般都具有较强的吸水能力，在油田注水开发过程中，当注入压力达到一定值后，注入水通过裂缝窜到软弱夹层，使它吸水，改变其
24、物理性能，强度降低，导致岩层失稳滑动，从而造成油水井套管损坏。从围岩蠕变引起非均匀地应力作用在套管上，可以解释油水井损坏的现象，然而，现场调查中发现了不少油水井套管错断和在一定层位出现大断套管轴线偏移现象，还有相当部分的套管损坏并不是发生在地应力较高的深井段，而是发生在浅井段。如扶余油田、玉门老君妙油田套管损坏多集中在300600m之间。扶余油田所采用的套管钢级为J-55钢级,壁厚5.69和6.35mm，其挤毁强度分别为28.2和29.1MPa，若按泥岩蠕变算，其“等效挤压载荷”为11.4MPa，显然扶余油田泥岩蠕变不是造成套管损坏的原因。通过分析认为地层滑动是造成套管变形、错断及弯曲损坏的一
25、种原因12。3.1.5断层复活造成套管损坏在油田开发过程中，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，使原有平衡的断层被诱发复活，特别是注入水侵蚀后，更加剧对套管的破坏作用，造成成片套损区的发生。我国港西、大庆和吉林油田有部分套管损坏集中在断层附近，这就是断层复活造成的后果。一旦断层复活，就将形成断层附近井的套管出现成片损坏，而且造成套管损坏的程度比较严重，多数损坏为套管错断类型，其损坏位置和断层深度基木一致。对于一个未开发油田，在没有地震和地壳运动的情况下，其地应力是平衡的，断层处于稳定状态。油田大面积高压注水开发后，随着高压注水时间的
26、延长，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推动断层滑动，剪挤套管，从而导致套管损坏。据统计，截至1999年底统计，大庆油田采油五厂722口套损井中位于断层附近的有382口，占52.9%。其中，杏南开发区619口套损井有332口井在断层附近，太北开发区79口套损井有36口井在断层附近，高台子油层24
27、口套损井有14口在断层附近13。3.1.6地震活动造成套管损坏地球是一个不停运动的天体，地下地质活动也从未间断，根据微地震监测资料一，每天地表、地壳的微震达上万次，地震是由于地应力发生变化，打破原有的地应力平衡，释放过剩能量的结果。每一次地震都使地应力进行重新调整，达到新的平衡，较严重的地震可以产生新的构造断裂和裂缝，也可使原生构造断裂和裂缝活化，因此地震引起地应力变化导致套管损坏的现象在国内外大量出现。我国大庆油田的套管损坏与黑龙江省地震存在一致的关系。在时间上，套管损坏数量与地震频次表现为同步增长，套管损坏数量与地震震级有关，震级越大，套管损坏数量增多。加利福尼亚长滩的威明顿油田位于洛杉机
28、沉积盆地西南边缘附近。在20世纪50 年代沉降最严重时期，该油田有五、六次相对而言低震级(24级) 的小型浅源地震记录。震间上百口油井的套管发生错断，导致套管损坏了很多14。3.1.7油层压实造成套管损坏超高压油层一般是欠压实的，孔隙度和渗透率在同一深度比正常油层高，从超高压油层中开采油气会导致油层和相邻泥岩中的流体压力的大幅度下降，原来由孔隙流体承受的上覆岩层负载转加到沉积层骨架，使粒间压力增大，造成严重的地层变形，随着地层变形，油井套管可能出现严重的变形。美国人以三维固结理论为基础，用无限元方法对地层压实进行了数值模拟，研究地层压实对套管变形的影响。模拟得出的结论是：开采欠压实高压油藏时，
29、不但在油藏内，而且在相邻的粘土、泥岩地层中也会产生严重的压实，从含油砂岩层以上4.6m到含油层底部层段，因地层压实套管可能承受到很大的挤压应力而使其变形。埃科菲斯克和瓦尔哈尔油田的厚白垩油藏构造顶部附近区域的原始孔隙度高达50%。油藏为异常高压地层，生产压力下降很快引起大规模压实和套管错断。如2000年，埃科菲斯克油田压实了10m，穿透油藏的大部分油井至少发生过1次错断，有些情况下会发生4次。每次破坏都需要进行井下封堵，然后侧钻14。3.2工程因素3.2.1酸化压裂对套损的影响酸化使油井附近的油层发生溶蚀作用，会产生溶洞或小洞，使套管周围受力不均，另一个作用是溶蚀套管，降低套管的承载能力，从而
30、导致套损。压裂可将地层压出裂缝，即超过地层破裂压力，这样会使油水井附近岩层受力不均，再者由于压裂的重新定向使裂缝的方向偏离所设计方向，从而导致注入水进入其它泥岩层，使泥岩层受力蠕变，加快了套损。据统计，大庆长垣西部的龙虎泡高台子油层套损的9口注水井中，实施压裂的5 口注水井，占总井数的55.6%，说明不当的压裂规模导致套管过早损坏15。吐哈油田鄯善油田属于低渗油田，投产初期油井采取整体压裂改造措施，井口压力较高，达到50-60MPa。该地区的井普遍采用酸化压裂措施增产，在该地区统计的107口井中有21口套损井在损坏之前采取过酸化压裂作业，而且大部分是在措施后1至5年内发生套损16。3.2.2套
31、管材质对套损的影响首先，套管本身存在微孔、微缝、螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等质量问题，在完井后的长期注采过程中，将会出现套管损坏现象；其次， 套管螺纹加工不符合要求，或由于损伤而不密封。完井后，由于采油生产压差或注水压差长期影响，导致管外气体、流体从螺纹不密封处渗流进入井内，或进入套管与岩壁的环空，分离后并聚集在环空上部，形成腐蚀性很强的硫化氢气塞，将逐渐腐蚀套管，造成套管损坏；另外，套管管体尺寸的精度，如套管的圆度、壁厚不均匀度对套管的抗挤压临界压力的影响是不容忽视的。由于套管的材质原因引起的套管损坏在全国各大油田中都较为常见。1989年6月，渤南油田9口新井连续发生套管损坏。经检查，
32、其中7口井的套管为阿根廷所产。进一步检验，发现这批套管都不合格。3.2.3固井质量对套损的影响固井是钻井完井前极其重要的工序，它直接关系到井的寿命和以后的注采关系，固井施工由于受到各方面因素影响较多，固井质量难以实现最优状况，如钻井井眼不规则，井斜、固井水泥不达标、顶水泥浆的顶液不符合要求，水泥浆的密度低或高，或在固井过程中，钻井液泥饼问题、固井前冲洗井壁与套管外干净程度，注水泥后套管拉伸载荷过小或过大等等，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质量与寿命。在许多情况下套管损坏往往是由于固井质量差造成的。研究发现，套管固井质量完好时套管截面应力是均匀的，固井水泥环可以减小和延缓地
33、层围岩对套管的作用，改善套管受力状况，延长套管使用寿命。濮城油田沙三段深层、高压、低渗透油藏54口套损井中有14口是在固井质量差的井段发生破损、套漏, 占该油藏套损井总数的25.9%17。3.2.4射孔对套损的影响油层射孔段套管的损坏在套损油水井中占有很高的比例。而且对于射孔性能不同的套管，当采用不同的射孔方法时，射孔后套管射裂的程度是有很大差别的。最好的射孔效果应使射孔弹击穿套管及水泥环并进入地层一定深度，而在套管上不产生射孔裂纹。由于孔的存在，使套管抗挤能力有所降低，由于射孔裂纹的存在，在注采过程中井下动载的作用下，将会使裂纹扩展，最终发生套管低载荷脆裂，即使是套管射孔后未产生可观察到的裂
34、纹，但是由于孔眼周边的不规则性，也会产生应力集中，导致产生裂纹并随之扩展。无裂纹射孔管的抗挤能力取决于管体本身的条件以及射孔影响两方面的因素。通过对中原庆祖油田的套损井统计，发现29口套损井中，在射孔顶界以上的套损点有10个，占34.5%，在射孔井段中间套损点有14个，占48.3%，射孔底界以下有5个，占17.2%。由于射孔井段部位的内外压力, 套损承受压力强度不同，易产生损坏。随着油水井许多增产措施的进行，对射孔井段的套管影响最大，易造成套管变形损坏。3.2.5高压注水对套损的影响油田注水开发实践表明，随着注水压力的增加及非平衡注水的实施，将加快套损速度。高压注水主要体现在下面几个方面：（1
35、）高压注水引起地应力增加，地壳岩石孔隙中可能有油、气和水存在，这就使地下的岩石成为一相为固体，另一相为孔隙流体。流体压力增加，在断层附近和地层倾角较大的地方必然导致水平应力增加。（2）高压注水会使砂岩层发生垂向膨胀，使得套管承受附加拉应力。（3）注水压力超过上覆地层压力，吸水泥岩软弱层产生横向层间位移及纵向位移破坏套管。高压注入水压开泥岩层原生微裂纹、裂缝及层理面，由于“水楔”作用而形成对套管的破坏力，“水楔”作用对套管的破坏力与注水压力，泥岩层原生微裂纹、裂缝及层理的发育程度较好时，这些泥岩层同样会产生横向层间位移及纵向地层位移。（4）注入水窜入断层面破碎带且超过地层上覆压力时，在特定条件下
36、使断层上升挤坏套管。大庆油田于1972年将注水压力提高到100大气压，油田地层压力逐渐回升，1978年后地层压力普遍上升到原始地层压力以上，个别地区地层压力高于原始地层60-70大气压。随着注入压力的升高，油、水井套管损坏井数逐年增加，1974年以前只有20口注水井套管损坏，年平均不到2口；1974年一户开始出现油井套管损坏，到1978年套损井共79口年平均损坏15.8口。1979年和1980年，油、水井套管损坏146口，年平均损坏73口，相当于两年前的4.6倍。1981年11月底油、水井套管损坏127口，尤其是随着注水压力的增加，这种趋势更加明显10。3.2.6注水井泄压对套损的影响在注水井
37、泄压过程中套损井数在总套损井中占有一定的比例，注水井泄压导致套管损坏的机理以及计算、预防措施等在注水井泄压过程中，流体压力急剧变化，井眼附近孔隙压力下降迅速。修正的太沙基有效应力原理可得知，地层中总的承压系统包括两部分，一部分为孔隙流体所承担，另一部分为岩石骨架承担在注水井泄压中，岩层的总应力基本不变，当孔隙流体压力突然变小时，岩石骨架承受的有效应力增加。当套管承受的有效应力大于套管的抗挤强度时，套管即可能发生损坏。由于泄压初期，地层孔隙压力下降速度最快，所以套管承受的有效应力迅速增加。在注水井注水的过程中，井眼压力始终高于地层流体压力，注入水逐渐向油层远处渗流，油层压力逐渐升高，随着距井眼距
38、离的增加，储层压力呈对数形式降低。这时，可以将井眼内的高流体压力视为套管的一个支护力，当注水井泄压过程中，井内流体压力突然降低，相当于支护突然撤去，这样套管承受的力必将急剧增加，从而导致套管破坏6。3.2.7采油方式不当造成的套管磨损采油方式不合适是指采油过程中，所使用的有些采油措施不合适，如增加抽油机冲程、提高抽油机的冲次等。在抽油杆长期的上下运动中，由于动静载荷的影响，油管长期的在套管壁上蠕动产生磨擦，造成套管磨损，中原庆祖油田已经作业的Q19- 9井生产500天以上，起出后发现泵上30多根油管接箍均有不同程度的磨损，可想而知对套管的磨损也相当严重15。3.3腐蚀因素套管腐蚀是套管损坏的一
39、种主要诱因，一旦套管腐蚀穿孔则会多点破漏。另外，腐蚀会加速套管的疲劳进而过早变形和损坏。可见，套管防腐工作非常重要。据1996年3月78口外漏井统计，因腐蚀穿孔的套管井有34口，占43.6%。近几年在井下大修取套的20口井中，套管腐蚀成洞眼的有5口井，占25%。1999年，对2口新井进行了井壁超声成像检查，发现套管不同程度受到了腐蚀。如杏9-丁1-336井是1999年5月完井的，1999年11月2日用井壁超声成像进行检查时发现，在深度888.8890.4m处有轻微腐蚀变形，在895.3896.4m处腐蚀性破裂16。3.3.1 溶解氧腐蚀氧具有很强的腐蚀性，即使浓度很低（1106以下），也可以引
40、起严重的腐蚀。另外，水中的溶解氧对井下管材产生氧化去极化腐蚀作用，可加剧H2S或CO2所引起的腐蚀。氧在水中的溶解度取决于压力温度和Cl一含量。氧的腐蚀通常表现为凹痕。3.3.2 CO2腐蚀地下水对套管的腐蚀为氢去极化腐蚀。CO2腐蚀程度取决于温度、压力、CO2含量、水的pH值、水的组份、沉淀物类型和流动条件，其主要影响因素是CO2在水中的含量。低硫油井或凝析气井中，局部腐蚀要比均匀腐蚀严重得多，特别是CO2分压升高到0.1MPa时，碳钢的坑蚀更严重，局部腐蚀出大小不同、形状各异的腐蚀疤和沟槽，腐蚀穿透率也很高，一般可达10mm/a。CO2腐蚀产物为FeCO3，含量高时呈灰白色，而且比较坚硬，
41、遇酸起泡。3.3.3 H2S腐蚀H2S在水中溶解度极高，呈弱酸性，井中的H2S来自地层或是由金属硫化物与酸反应产生。在地层中的H2S作为溶解气存在于原油或地层水中。H2S溶于水与Fe2+生成黑色难溶的FeS沉淀物紧贴套管表面，呈锈垢状，而锈垢作为钢材的阴极,加速腐蚀作用, 其结果表现为深麻点。3.3.4 细菌腐蚀油气井中含有碳酸盐还原菌、硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌。由SRB引起的腐蚀使硫酸盐还原，这一反应使阳极恢复了极性, 从而引起腐蚀。SRB是一种厌氧菌，在适度条件下，可迅速繁殖，将硫酸盐中的硫还原成二价硫，生成黑色FeS。3.3.5 盐酸的腐蚀油井酸化一般采用浓度为13%-16%的盐酸
42、，酸与套管反应生成氢气。若在高温高压下，铁与酸的反应相当剧烈，造成套管损坏。3.3.6 结垢腐蚀这里的结垢是指腐蚀产物如FeS、FeCO3、Fe2O3等铁化物, 及通常所指的在钢铁表面的沉积物如CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4及硅垢污泥等。这些结垢很不均匀，不但起不到保护作用，相反会加速腐蚀。其腐蚀均为孔蚀，严重时穿孔，穿孔的速度除同Cl含量有关外，还同介质中的O2、H2S、CO2及SRB的繁殖有关。垢下腐蚀是一种综合性腐蚀。其机理是：介质中所含活性阴离子穿透垢层后吸附在金属表面，对金属表面的氧化膜产生破坏作用。破坏处成为电偶阳极，未破坏处成为阴极，于是形成电偶电池。由于阳极面积
43、远比阴极小，故阳极电流密度很大，很快就被腐蚀成小孔。同时，腐蚀电流流向小孔周围的阴极，使这一部分受到阴极保护，继续维持着钝态，溶液中的Cl随着电流的流通，即向小孔内迁移，使小孔内形成FeCl2、NiCl2、CrCl等氯化物（其浓溶液可使小孔表面继续保持活化状态）。由于这是一个自催化溶解过程，小孔会进一步腐蚀加深直到穿孔。在氯化物如NaCl、KCl、CaCl2中，以CaCl2的腐蚀作用最强，这是因为Ca2+的去极化作用最强。当有腐蚀产物或结垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一种介质时，均可以在垢下形成电偶电池腐蚀。以氧腐蚀为例，由于腐蚀产物的表面容易吸附许多氧原子，而氧浓度差的作用促使金属表
44、面阴极去极化，加速金属表面的腐蚀。当有腐蚀产物或结垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一种介质时，均可以在垢下形成电偶电池腐蚀。以氧腐蚀为例，由于腐蚀产物的表面容易吸附许多氧原子，而氧浓度差的作用促使金属表面阴极去极化，加速金属表面的腐蚀。第四章 套管损坏预防措施调研 由于套管的损坏对石油行业玉很大的影响，所以对于套管的损坏，对应的预防措施很多，主要有以下几个方面的措施：4.1套管的保护技术4.1.1钻井过程中的套管保护技术选用合理的套管材质不仅能增加单根套管的寿命，还能减少因更换套管而增加的作业量，大大提高钻井的经济效益。选用合理的套管材质主要有一下的要求：一是要增加套管设计强度提高其抗挤
45、毁能力，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，可以选用高强度的P110厚壁套管；二是选择优质套管, 提高防腐能力，一般采用含碳的碳-锰-铜系列低合金的热轧无缝钢管或高频直缝焊管，或含铬铁素不锈钢管。应用套管接箍保护环减轻地层对台肩面的正压力。应用套管上扣扭矩监控技术主要是保证上扣质量。四川盆地深层气井在钻井及完井过程中，为了有效保护套管，提高油气井的寿命和质量，在部分深井钻进过程中，使用了非旋转套管防磨保护工具。DY7井在四开井段钻进过程中，使用了与101.6mm钻杆相匹配的非旋转套管保护防磨套，数量共计29只。后来在现场收集井口返出铁屑的情况，
46、发现正常钻进过程中，未使用防磨套时铁屑量为12.48 g/m，使用防磨套后为3.08 g/m，铁屑量减少了75.4%，其对套管的保护效果良好，可以有效减少套管磨损23。4.1.2固井过程中的套管保护技术 套管扶正技术施工中，增加套管扶正器的使用数量，每2根套管加1个双弓扶正器，油层段每根加1个刚性扶正器，保持套管居中。应用优质水泥浆体系并优选水泥添加剂应用低密度、塑性等优质水泥浆体系，并根据不同的地质条件和井况，选择不同的水泥添加剂，以确定凝固时间和提高水泥环的强度。对于易腐蚀的区块，固井时将油层套管外的水泥返高尽量设计的高一些，可延缓气体对套管的腐蚀，预防套漏，阻止外部水源侵入，特殊条件下返
47、高至井口。4.1.3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。4.1.4井下套管状况监测技术研究 井下状况监测是处理井下各种事故的前提和依据。目前油田已拥有多种井下套管技术状况检测仪器。主要包括超声波井下电视仪、磁记忆检测技术、机械井径测井仪和垂直测井仪等。4.1.5油水井套管防腐技术研究 第一种：油水井中应用杀茵剂和缓蚀剂等化学防腐技术，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。第二种：取阴极保护技术，可以减缓套管因电化学作用造成腐蚀破坏，方法是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，使腐蚀电流变为零或负值，从而使套管免遭破坏，其实质是将腐蚀转移到阳极上。4.2搞好套管柱结构设计 在进行抗拉、抗挤强度