段強國

摘要：油井套損往往指套管發(fā)生彎曲、變形、錯段，主要發(fā)生在射孔段或以上地層內(nèi)。本文對油井套管發(fā)生損壞的原因進行分析，對此不同類型套損井的治理對策進行綜研究，從而順利恢復油井產(chǎn)能，進一步挖潛剩余油，為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供有利技術(shù)支持。

關(guān)鍵詞：油井 套損 治理對策

前言

油井發(fā)生套損后嚴重制約油井正常生產(chǎn)，尤其稠油油藏油井一旦發(fā)生套損，油井一般很快出現(xiàn)低產(chǎn)低液的生產(chǎn)特點，最后因供液不足不出關(guān)井;部分油井存在油層與水層之間隔夾層厚度小的特點，因套損位置發(fā)生在油層頂部，導致油井水淹，嚴重影響生產(chǎn)。引起套管損環(huán)的原因很多，包括巖體本身物理或化巖體整體或結(jié)合面間滑動，管精質(zhì)量施工操作和開發(fā)管理不當?shù)戎T多因素要包地質(zhì)因素、工程因素、腐蝕因素。

一、套損原因分析

1、生產(chǎn)方式不當，生產(chǎn)壓差過大。盲目快速的開采，破壞了地層結(jié)構(gòu)，大量的地層砂涌入井筒。不但影響了油井的正常生產(chǎn)，還使近井地帶嚴重虧空，地層坍塌，造成了套管錯斷或變形。在井眼有一定的斜度、有坍塌的大洞、固井質(zhì)量差、水泥返高低的情況下，注汽時套管遇熱伸長，在壓縮應力的作用下產(chǎn)生[1]。

2、増產(chǎn)、增注不當，高壓施工造成套管強度降低。壓裂、酸化施工時壓力過高，造成地層串通。外來水及注汽冷卻水的侵入，破壞了地層原有穩(wěn)定的膠結(jié)結(jié)構(gòu)及套管外水泥環(huán)，水礦物質(zhì)對套管造成一定的腐蝕，強度下降。巖石有變和應力松弛的特性，外來水引起巖石脹，當蠕變和脹超過套管的抗壓強度時，套管就會被擠壓變形甚至錯斷[2]。

3、頻繁的修井作業(yè)施工。油田生產(chǎn)的中后期，地層壓力遍降低，漏失嚴重。洗井、沖砂作業(yè)時，修井液大量的進入地層，造成地層破壞，套管腐蝕損壞。

4、油層出砂造成套管損壞。油層出砂后，在炮眼附近地層形成空洞，出砂嚴重時將會在整個射孔段形成空洞或坑道，隨開采強度增加空洞的半徑也增加。而油層上覆地層的壓力主要靠油層來承擔，當上覆層壓力大于油層孔隙壓力時，地層應力平衡破壞，有相當一部分應力將轉(zhuǎn)移到套管上，造成套管損壞。

5、套管、固井質(zhì)量問題。套管本身存在微孔、微縫，螺紋不符合要求，以及抗剪、抗拉強度低等質(zhì)量問題都會導致開采過程套管損壞。同樣油井固井質(zhì)量不合格也會加速油井的套損[3]。

6、射孔對套管損壞的影響。油管射孔投產(chǎn)后，套管強度大大降低，常規(guī)射孔10孔/米、12孔/米，套管強度抗擠壓穩(wěn)強度降低4-5%，抗內(nèi)壓強度降低10%;射孔密度30孔/米時，抗擠壓失穩(wěn)強度降低10%，導致油井多發(fā)生在射孔中部和非射孔相交處。

7、腐蝕造成套管損壞。套管腐蝕根源在于套管本身、活性介質(zhì)和腐蝕條件。套管本身是由含鐵原子的金屬組成，失去電子后變?yōu)殍F離子;活性介質(zhì)原油中的硫、天然氣中的二氧化碳、硫化氫、地層水中的鹽類、結(jié)垢、溶解氧，酸化的酸液。腐蝕條件在于溫度、壓力、鐵離子濃度、地層水中的還原菌等。化學腐蝕是指套管與腐蝕性物質(zhì)之間發(fā)生化學反應，不產(chǎn)生明顯的電壓。腐蝕性物質(zhì)主要是酸—酸化活酸象，腐蝕速度與酸濃度、酸液類型和溫度、壓力有關(guān)，多發(fā)生在套管內(nèi)壁。

二、套損井治理對策

1、提高套管抗擠壓程度

嚴格套管檢查和地面保護，采用高強度套管（易發(fā)生損壞的井段）改進套管設計（抗內(nèi)壓、外擠壓強度計算）采用壁厚、小直徑套管，采用雙層組合套管，同時改善射孔工藝，減少射孔對套管抗擠壓強度的影響，采用預應力套管完井（稠油熱采井）[4]。

2、防止注入水竄入軟化地層

提高固井質(zhì)量保證層間互不相竄，固井時在油層頂部下管外封隔器，避免高壓注水，保持地下壓力平衡（層間）壓裂改造時防止垂直裂縫延伸到軟弱地層，合理設計注采井網(wǎng)維持合理注采壓差（層內(nèi)）。

3、防止油層出砂

想進一切辦法減少油井出砂，繞絲篩管礫石充填防砂濾砂器防砂方法，預膠結(jié)礫石尾管防砂絲篩管防砂，不銹鋼棉防砂，管內(nèi)預充填礫石篩管防砂穩(wěn)定砂橋防砂，熱力防砂，正壓射孔樹脂充填防砂[5]。

4、套管防腐方法

要積極做好陰極保護，化學防腐、涂層防腐、石油專用套管，低密度全返程水泥用高Ph值泥漿減少與腐蝕介質(zhì)的接觸。

三、結(jié)論

（1）對套損井機理的認識。泥、頁巖大量浸水并形成浸水域是引起套管損壞的主要因素。泥巖浸水膨脹、蠕變造成的往往是單井套損;頁巖浸水后巖層成片滑動，造成的是成片套損。固水泥返高一般應控制在泥頁巖層以下。

（2）非均勻注水引起地層內(nèi)孔隙壓力不均衡是套管損壞的主要條件之一。

同一區(qū)塊平面上或縱向上出現(xiàn)高壓、低壓區(qū)，高壓區(qū)巖石骨架膨脹使外圍巖體受壓而上抬，低壓區(qū)巖石骨架收縮使外圍巖體受拉而下沉，這種巖體的垂向升降易造成套管拉斷。

（3）套損井的預防措施。對易發(fā)生套損區(qū)域內(nèi)的生產(chǎn)井提出合理的開采方式和開采條件（注采壓力差、各開發(fā)層地層壓力保持水平、注水壓力界限等），對易發(fā)生套損的井段提出相應的保護措施，對待鈷井提出合理的套管和固井、完井設計方案（局部加強）。

參考文獻：

[1].稠油熱采井套損防治措施及計算理論[J].趙旭亮.石油地質(zhì)與工程.2012（04）.

[2].稠油熱采井套管的預應力分析[J].宋洵成，趙洪山，管志川.石油鉆采工藝.2006（04）.

[3].稠油熱采優(yōu)化組合注汽技術(shù)研究[J].陳鳳君，劉軍紅，葉志權(quán)，張海清，高孝田，梁建新.河南石油.2006（04）.

[4].遼河油田熱采井套損防治新技術(shù)[J].余雷，薄岷.石油勘探與開發(fā).2005（01）.

[5].注汽工藝管柱對熱采井套損的影響[J].張毅，翟勇，姜澤菊，安申法，曲麗.石油機械.2004（02）.