套损原因分析方法--国内外主要套损成因机理研究理论(上)

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。

套损原因分析及措施于建玮测试十大队摘要：随着油田开发的不断深入，套损已经成为影响油田开发的重要因素。

造成套管变形的原因是多种多样的，搞清造成套损的原因，对于预防套损有十分重要的意义。

前言朝阳沟油田经过多年的开采，油水井普遍存在套管损坏的情况。

在以往工程井测试工作中，发现有些井已经是严重的变形与破损，严重影响油田的正常生产。

本文重点分析套管损坏的原因，并提出几点解决措施。

一、套损检查方法我们在平时测井过程可以通过电磁探伤测井，同位素全井找漏，井径仪测井等测井方法对井下管柱进行检测，检查是否存在套管损坏变形等情况。

图1 电磁探伤测井套管变形实例1、电磁探伤测井可在油水井正常生产情况下，在油管内测量套管的壁厚变化及损坏情况，节省了检查套管情况时起、下油管的作业费用，这一特点使得对油、水井井身结构损坏进行普查成为可能。

如图1中，左图存在厚壁与薄壁之间的转变，而右图中显示的是套管变形或者结垢。

2、同位素五参数组合测井可同时录取五条曲线，该方法同位素示踪曲线、油管内流量和井温资料以及压力异常点可以相互印证，查找有套管外漏情况。

3、多臂井径仪测井是套管检验测井过程中应用最为广泛的。

该仪器是一种接触式测量仪器，即通过仪器的测量臂与套管内壁接触，将套管内壁的变化转为井径测量臂的径向位移，通过井径仪内部的机械设计及传递，变为推杆的垂直位移；差动位移传感器将推杆的垂直位移变化转换成电信号。

如图2中992-995米之间存在套管漏损显示。

图2 多臂井径仪套管漏损成果图二、套损原因造成套管损坏的原因很多,也很复杂,归纳起来主要有地质因素、井身因素、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、地质原因地壳运动（包括断层、沉降）及各种开采活动造成油藏体积发生变化,使得地应力发生变化,从而在地层中形变性质有明显差异的层面产生应力集中,使地层的构造分层,并产生剪切滑移,导致邻井套管遭受非均匀外挤力而发生挠屈变形,甚至错断。

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)01-0173-011、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。

3.2套损在井深剖面上的分布规律：第一，套管损坏发生在油藏构造顶部附近的多：第二，套管损坏点位于软弱岩层交界处附近的较多；第三，套管损坏点大多在泥岩层、盐岩层和煤层等软弱岩层段；第四，套管损坏位置在射孔部位附近相对比例较高。

油田套管损坏原因及防治措施研究【摘要】随着我国工业化进程的不断加快，对于能源的需求量也逐年增加，而作为我国经济战略的重要一环，石油开采也已步入了成熟稳定的阶段。

随着油田勘探开发的进一步深入，地质层物理性质发生了一系列的变化，以及一些工程因素的影响，造成了大量的油田套井损坏，严重影响了油田的开采进程。

本文概述了目前国内油田套井损坏的主要原因，并就这些原因提出了相应的预防措施和治理办法，对套管的治理工作具有一定的指导意义。

【关键词】套管损坏油田防治措施随着改革开放的不断深入成熟，我国在经济、政治、文化、科技方面均取得了显著的成绩。

改革开放初期，国家提出“依靠科技进步，加快油田发展”的号召。

通过引进国外的先进技术，并依靠我们自身的不断创新，科技运用已经被广泛的应用于石油行业的各个环节，成绩逐年上升，取得了显著的成果。

但近年来，随着油田生产进入中后期，由于长时间的注水、注气开发，频繁的井下作业施工以及套管材质与腐蚀、地质储油层的不断变化等等诸多因素，使得各油田中套管损坏十分严重。

据资料统计，目前我国陆上各油田套管损坏数量在一万二千口以上。

油田套管的好坏直接关系着油田能否正常开采运营，是影响油田采出率的重要因素，其直接与国家的经济利益挂钩，是油田开采中需要重点维护的对象。

因此，新环境下，如何有效解决油田套管的损坏问题已成为当今油田开采的一大重点科研难题。

1 油田套管损坏的原因分析油田套管损坏形式可分为：套管弯曲、套管缩径、套管破裂与错断、套管穿孔、套管渗漏等。

其中，套管弯曲指在套管的某一段发生弯曲变形，使整条套管不成一条直线。

通常情况下，这主要是由于油田高压注水和地层应力造成的；套管缩径主要指套管中的某一横截面内径缩小，其主要原因是油田所注入的水进入到了泥岩层，地层应力发生变化，高压力挤压致使套管内径缩小；套管破裂和错断，其主要原因是地层高压力、综合高压力作用于套管所致；套管穿孔通常是由于周围土壤环境对套管的腐蚀作用造成的；套管渗漏通常是由于套管管材自身材质问题所持造成。

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。

套管损坏机理及预防措施研究【摘要】套损相关理论研究对油气田开采有重要作用，通过调研国内外相关文献，总结出了套损的机理，并在套损成因的基础上提出了多种预防措施，指明了套损井研究的不足与今后发展方向。

【关键词】套管损坏预防措施发展方向多年来国内外很多学者都开展了套管损坏的机理研究，而国内外油田开发实践表明，套损现象非常普遍。

由于油藏自身地质情况不同，不同井的钻井情况及后期开采工艺不同，导致套管损坏的形式及机理具有复杂性和多样性。

国内外套管损坏严重，如美国贝尔利吉油田1000多口套损井，大庆油田累计发现万余口套损井，套管损坏带来巨大经济损失，影响油气开发后续工程，套损问题已成为国内外油田开采过程中急需解决的问题。

1 套管损坏的原因导致套损现象有多方面的原因，比如岩石自身的化学、物理变化，层间滑动或沿结合面滑动，套管材料或套管固井质量，施工质量以及开发管理的规范与否等。

主要包地质因素、工程因素、腐蚀因素等。

（1）泥页岩中浸水区域：若当注水压力较高时，注入水一方面从泥岩或者页岩的裂缝（原生和次生）浸入，另一方面从砂泥岩交界面浸入。

如果泥页岩浸水，抗剪强度、摩擦系数都会大幅度降低，并且泥页岩本身富含吸水矿物如蒙脱石等，这样会导致岩体体积发生膨胀，泥岩处于塑性变形状态，若此时具备一定倾角，岩体会发生蠕动或者塑性流动，最终挤压套管，导致套损现象发生。

（2）流固-耦合作用：指渗透性岩石中自身的流体和岩石本身骨架之间发生的相互作用。

岩石中孔隙压力和流体的改变会引起储层所处应力场的改变，进一步使流场特征发生变化。

若流体在岩体流动，岩石骨架应力变化会随着孔隙压力的变化而变化，从而引起地层的变化（压实或膨胀），此时储层的物性（孔隙性和渗透性）将发生变化。

套损现象的发生是岩石中流体，地应力以及岩石特性相互作用导致的。

（3）不同区块间孔隙压差：造成区块间孔隙压差的原因主要包括平面上的不均衡注水和钻井的调整。

处于高孔隙压力的区域有效应力减小，反之增大，从而产生差异应力场。

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%。

(3)嫩二段标准层出现水浸域导致套损。

由于嫩二段泥、页岩浸水,注入水沿层理面形成一定范围的水浸域,使岩层抗剪切强度和摩擦系数大幅度降低,在重力的水平分力和区域压差的影响下,形成成片套损。

修井作业中套管损坏原因分析及对策修井作业中套管损坏原因分析及对策摘要:各油田进入开发中后期，套管损坏情况十分严重，频繁的措施作业加剧了套管的损坏。

通过在施工作业中深入调查，分析了射孔作业，压裂酸化作业，机械整形施工，解卡作业，磨、铣、套作业，找漏、试压作业等不同施工作业中套管损坏原因。

指出采用如下方式来进行套管损坏预防：选择合理的射孔方式；加强对增产措施的管理；合理选择机械整形修套方式；慎用大负荷解卡技术；优选磨、铣、套工具，优化施工参数；注意每个保护套管的施工细节。

通过采用针对性的对策，采取有效措施，到达综合治理，预防套管损坏的目的。

关键词：套管损坏；修井；原因分析；对策随着河南油田的开采进入中后期，套管损坏井日益增多，套管损坏主要有套管缩径、套管破裂、套管漏失等。

由于套管损坏造成作业工作量增大和油井开采难度增加，也越来越影响了油田下步开发措施的进行。

1不同施工作业中套管损坏原因分析1.1射孔作业套管损坏段多数发生在射孔层段附近或射孔层段中，射孔方式不当会导致以下情况：①射孔作业时可能导致油层套管外固井水泥环破裂；射孔产生的瞬间高压可导致孔眼附近产生裂纹、裂缝，甚至使油层套管出现破裂。

这些裂纹、裂缝成为套管比拟薄弱的地方，在以后的采油或注水生产、作业增产措施中加速损坏。

②射孔深度误差过大或者误射，将泥页岩薄层射穿，使泥页岩受到侵入水浸泡而膨胀，从而导致套管受到径向挤压而变形。

③射孔方式选择不当，会影响套管强度。

高密度射孔，尤其是在低渗透地层采用高密度射孔方式，导致套管强度大幅降低，增加了后期套变可能。

1.2压裂酸化作业1〕大型压裂施工时井口压力一般到达70MPa，压裂目的层承压70~100MPa，通常N80套管内设计压力为65MPa，强度更低的套管或长时间生产的套管很容易产生破裂，如果压裂井段的固井质量不合格或者水泥环在压裂中出现裂缝，尤其是在套管接箍丝扣局部，是套管抗压的薄弱地方，很容易出现裂缝。

油田水井套损产生原因与对策浅析油田水井套损是指油田开采过程中，水井套存在其中一种损坏或损失导致产能下降或无法继续生产的情况。

水井套损产生的原因有很多，包括工艺问题、设备损坏、人为疏忽等。

针对这些原因，可以采取一系列的对策来避免和修复水井套的损失，以确保油田的正常运营。

首先，工艺问题是导致水井套损的主要原因之一、油田开采过程中，井筒穿越多层地层，压力和温度都有所不同，如果在井筒设计和施工过程中存在工艺问题，很容易导致水井套的失效。

针对这个问题，首先需要优化井筒设计，根据不同地层的特点确定合理的套管参数和建立防渗透层，以提高套管的耐高温、抗压能力。

其次，加强施工质量控制，确保井筒的完整性和浇灌质量，以保证水井套的正常使用。

此外，使用新型的防腐涂料和防腐材料，加强对井筒的防腐措施，延长水井套的使用寿命。

其次，设备损坏也是导致水井套损失的重要原因。

在油田生产过程中，由于一些设备的老化或磨损，容易导致设备故障，从而造成水井套的损失。

面对这个问题，首先需要加强设备检修和维护工作，定期对关键设备进行检查和维护，及时更换磨损或老化的设备，以避免设备故障对水井套的影响。

此外，可以采用先进的设备监测系统，对设备运行状况进行实时监控和预警，及时发现和解决问题，减少水井套损失。

另外，人为疏忽也是导致水井套损失的一个重要原因。

在油田开采过程中，如果操作人员没有严格遵守操作规程，或者存在操作不当，都会对水井套产生不利影响。

为解决这个问题，首先需要加强操作人员培训，提高其操作技能和安全意识，确保他们能正确、规范地操作设备和井筒。

其次，加强管控，建立严格的监管机制和责任制度，对操作人员的操作进行记录和检查，及时纠正和解决存在的问题，提高工作的规范性和准确性。

此外，应建立起各级管理人员与施工人员良好的沟通机制，加强沟通协调，及时发现和解决问题。

总的来说，水井套损产生的原因多种多样，但通过合理的工艺设计、设备维护和操作管理，可以有效地降低水井套损失的风险。

套管损坏机理及理论模型与模拟计算本文旨在探讨套管损坏机理及理论模型与模拟计算方法。

套管损坏是指石油、天然气等井下管柱在使用过程中，由于各种因素的影响，导致套管发生变形、破裂、磨损等问题。

了解套管损坏机理和建立相应的理论模型对于预测和预防套管损坏具有重要意义。

套管损坏是石油、天然气等井下管柱在使用过程中普遍存在的问题。

套管损坏会导致油井产能下降、油气资源浪费，严重时甚至可能引发井喷、火灾等安全事故。

因此，研究套管损坏机理及理论模型，对于采取有效的预防和补救措施具有重要意义。

套管损坏机理的理论模型主要包括套管受力分析、套管材料性能衰减和套管损坏演变过程三个部分。

套管受力分析：套管在井下受到的力主要包括拉伸力、压缩力、弯曲力、摩擦力等。

这些力的作用方式和组合程度决定了套管的受力状态，进而影响套管的损坏形式和程度。

套管材料性能衰减：套管材料性能衰减主要是指材料的机械性能、化学性能等方面的变化。

这些变化会导致套管的强度、硬度、耐磨性等指标下降，从而使套管易受到损坏。

套管损坏演变过程：套管损坏的演变过程包括初始损坏、加速损坏和极限状态三个阶段。

针对不同阶段的特点和影响因素，可以采取相应的预防和补救措施。

模拟计算是研究套管损坏机理的重要手段之一。

通过模拟计算，可以预测套管的承载能力、使用寿命等指标，为采取有效的预防和补救措施提供依据。

模型建立：模拟计算的第一步是建立套管模型。

模型应包括套管的几何形状、材料属性、边界条件等要素。

根据实际工况，应对模型进行合理简化，以提高计算效率。

数据采集：数据采集的目的是为模拟计算提供输入数据。

数据主要包括套管材料的力学性能参数、井下环境参数等。

数据采集应尽可能准确、全面，以保证模拟结果的可靠性。

参数选择：参数选择包括模型参数和材料参数的选择。

模型参数包括刚度、阻尼比等，材料参数包括弹性模量、泊松比、屈服强度等。

参数选择需根据实际情况进行优化，以获得更准确的模拟结果。

结果分析：结果分析主要是对模拟计算结果进行解释和评价。

国内外油田套管损坏机理分析摘要：目前国内外很多油田都不同程度的存在套管损坏，随着油水井服役时间的延长，套管损坏率也不断增加，影响了油田的生产和效益。

分析认为套损机理主要分为地质因素和工程技术因素两类。

本文全面分析介绍了目前国内外油田影响套损的机理。

关键词：油田套管损坏套损机理地质因素工程技术因素地层的非均质性、地层断层活动、岩石性质、油层倾角、地震活动等地质因素是导致油水井套管损坏的客观条件，严重威胁油田的稳产。

注水、酸化压裂、固井质量、套管材质、套管伸缩等是引发地质因素产生破坏性地应力的主要原因，因此，这些因素综合作用便出现了套损井或套损区块。

套损不仅对油田的开采造成困难，增加开采成本，甚至可以导致油井报废。

为此本文全面介绍分析了目前国内外油田影响套损的机理研究，有助于指导预防和延缓套损发生，延长油、水井寿命。

1、国内外影响套损井的地质因素分析1.1 地面下沉及油层压实由于地面下沉及油层压实造成的套损主要发生在产层、超压负荷或超压层附近的层内。

在垂直应力作用下使套管周围岩石压实，导致应力发生变化，从而使套管发生弯曲或错断。

1.2 断层复活造成套损油田开发过程中原始地层压力发生变化，断层被诱发复活引起岩体力学性质和地应力改变，注入水侵蚀后发生成片套损区。

当注入水进入断层接触面后，造成接触面泥化使其内摩擦系数减小，从而导致套损发生。

一个区块被多条断层切割，且标准层和断层面都形成大范围的浸水域时，在区块压差的作用下，将导致成片套损的出现。

1.3 地震活动造成套管损坏较严重的地震可产生新的构造断裂和裂缝，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。

如美国威名顿油田在1951年的地震造成17口油井套管损坏，其直接原因是岩层产生水平位移，使套管严重弯曲变形，甚至剪切错断。

1.4 泥岩吸水蠕变和膨胀造成套管损坏泥岩的不稳定，会给吸水蠕变和膨胀造成套管等造成一定的影响，尤其是温度全面升高的时候，由于注入了一定的水质造成泥岩层改变泥岩的力学原理，发生不同程度的改变，从而影响到套管会被挤压变形乃至错断。

- 119 -第7期FNE油田热采井疑似套损原因分析佟岩（大庆钻探工程公司钻井生产技术服务一公司， 黑龙江 大庆 163000）[摘 要] 在油井开采过程中出现不同程度的套管损坏，不得已进行修井作业。

以FNE油田疑似套管损坏的三口井为例，从热应力引起套管损坏、油层出砂、固井质量不合格、预拉应力不合理和注入蒸汽不合理等几方面对可能引起套管损坏的原因进行了分析，可供有关部门有针对性地制定防套管损坏措施。

[关键词] FNE油田；套管损坏；原因分析作者简介：佟岩（1982—），男，吉林松原人，2006年毕业于东北石油大学石油工程专业，本科学历，工程师。

现在大庆钻井生产技术服务一公司从事固井工作。

FNE 油田热采井于2009年10月开始生产，在2015年9月17日进行注入蒸汽开采。

FNE 油田区块地层多为砂岩地层，油气藏主要集中在Aradeiba 地层和Bentiu 地层。

Bentiu 储层具有浅层、疏松块状砂饱和稠油等特点。

1 FNE 油田出现疑似套损井情况据甲方提供的信息，有三口井疑似套损：（1）FNE-66在524.95m 遇阻；（2）FNE-55井下入标记铅块变形，（3）FNE-69井封隔器卡住提不上来。

2 FNE 地区热采井疑似套管损坏原因分析套管永久性变形意味着套管在载荷作用下，应力已超过套管材料的屈服极限值。

热采套管在封隔器以下处于约300℃的热蒸汽中，套管受热产生热膨胀，因全井管外壁由水泥与地层固结，套管必将受热应力作用。

2.1 热应力大引起套管损坏2.1.1 套管本体原因FNE 地区油井套管均为API N80套管，其最大允许温度值204~220℃，从甲方作业部了解到注入蒸汽平均温度为287℃，最高温度很可能远高于300℃，通过与其最大允许温度相比发现，300℃已超出N80套管最大允许温度值（204~220℃）80℃以上，这样对套管损坏的概率会大大增加。

同样在室内对N80套管进行实验发现，当温度达到300℃以上后，其屈服强度会比原来降低18%左右，而弹性模量会比原来降低约38%左右。

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。

套管损坏分析方法及预防措施摘要：在套损机理新认识的基础上，套管保护坚持“预防为主，防修结合”的工作方针，在套管防护和套损治理的实践中，不断总结经验、摸索规律，形成了一套从钻井完井、开发调整、生产管理、作业管理到套损井的报废更新等全过程的套管防护措施，使套损得到了有效的控制。

关键词：套损原因；预防措施中图分类号：tu74 文献标识码：a 文章编号：一、产生套损原因分析（1）油层出砂是造成油层段套损的原因（2）断层活动是引起套损的主要因素（3）高压注水及井筒漏失造成泥岩膨胀，引起套损；频繁修井作业和施工不当也是导致套损的因素。

（4）套管的质量问题，固井质量的不合格、腐蚀和射孔等也是导致套损的因素之一。

二、地应力平衡原理（1）整个地壳处于地应力平衡状态，当smx-smin大到一定数值时，地壳通过滑动的方式释放应力，使得应力重新平衡，油田构造整体上也处于应力平衡。

（2）地层中存在许多断层等不连续面，应力调整就是通过不同尺度的不连续面滑动进行调整。

油田套损就是地应力失衡调整的结果。

油田地应力失衡的尺度：单区块（单井）应力失衡导致区块成片套损或（单井损坏）；在油田开发过程中，由于注水使得应力失衡导致套管损坏。

套损研究就是找到地应力失衡的原因。

正断层：逆断层：式中：sv-垂向应力；smx-水平最大应力；smin-水平最小应力；pp空隙压力；u-摩擦系数。

（3）套损研究技术流程和方法。

见图1。

图1总体技术流程及方法三、流程中的关键技术主要有套损形态分析技术、套损特征统计分析方法、套损地质模型建立技术、地应力控制套损分布模拟技术、开发控制因素分析方法、工程控制因素分析方法、套损力学模型建立技术、套损综合预防技术。

研究认为，出砂不是a油田套损的主控因素，泥岩水化是主控因素，在新认识的基础上，制定不同类型套损的预防措施。

3.1套损形态分析技术套损形态力学性质分类方法。

以前的套损分类比较混乱，没有以套损的力学性质为基础分类。

套损井机理研究及治理措施摘要：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口以下，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，0-300m、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，泥岩、砂岩间互，泥岩是一种不稳定的岩类，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。

水泥环损坏的套损力学机理及防治对策研究一、引言水泥环是石油钻井中的重要部件，用于保护钻柱并封隔地层压力，而水泥环损坏可能导致严重的安全隐患和环境污染。

研究水泥环损坏的套损力学机理及防治对策具有重要意义。

二、水泥环损坏的套损力学机理1. 损坏形式及机理水泥环的损坏形式主要包括环空扩大、环缝渗漏、环高变形等。

其机理主要包括套损屈服、环空应力失衡、地层运动等。

在水泥环与地层、钢管之间受力的过程中，套损屈服是导致水泥环损坏的关键因素之一。

地层运动和钻井过程中的温度、压力等外部作用也会对水泥环造成影响。

2. 影响因素水泥环损坏的套损力学机理受到诸多因素的影响，包括地层地质条件、井眼结构、钻井工艺参数等。

地层地质条件对于水泥环的封隔性能有着重要影响，例如地层岩性、孔隙度、地层应力等。

而井眼结构、钻井工艺参数则会影响水泥环的施工、固化和搅拌效果，间接影响水泥环的损坏情况。

三、水泥环损坏的套损力学防治对策研究1. 环空充填材料的优化选择合适的环空充填材料对于防治水泥环损坏至关重要。

可以通过优化材料成分、控制施工质量等方式来提高环空充填材料的抗压、抗渗性能，从而降低水泥环的损坏风险。

2. 钻井工艺参数的优化合理的钻井工艺参数能够降低水泥环的损坏概率。

比如在高温高压地层中，通过优化泥浆密度、降低钻井液循环速度等方式来减小钻井过程对水泥环的损害，从而延长水泥环的使用寿命。

3. 监测与维护对于已经施工完成的水泥环，定期进行监测和维护是防治水泥环损坏的重要手段。

通过超声波检测、地层应力监测等技术手段来发现水泥环损坏的迹象，并及时进行维修和加固。

四、总结水泥环损坏的套损力学机理及防治对策研究，需要综合考虑地质条件、工程施工参数等多个方面的因素。

通过优化环空充填材料、钻井工艺参数的选择以及加强监测与维护，可以有效地降低水泥环损坏的风险，保障钻井作业的安全和环境保护。

五、个人观点在石油钻井领域，水泥环的损坏一直是一个严重的问题，对于这一问题，我个人认为应该注重科研和技术创新，不断改进施工工艺和材料性能，以提高水泥环的耐久性和抗损性能。