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南三区油水井套损原因分析及预防措施【摘要】南三区油水井套损是一个常见的问题，主要原因包括腐蚀、磨损和挤压变形。
为了预防这些问题的发生，可以采取定期检测和维护、优化注水工艺以及选择优质材料的预防措施。
这些措施可以有效提高井套的使用寿命，减少维修成本。
通过分析这些问题的原因和预防措施，可以更好地保护油水井的安全性和稳定性。
未来可以进一步研究和改进预防措施，提高油水井的整体效率和稳定性。
【关键词】南三区、油水井、套损、原因分析、预防措施、腐蚀、磨损、挤压变形、定期检测、维护、优化注水工艺、优质材料、总结分析、展望未来1. 引言1.1 背景介绍南三区是中国的一个重要石油开发区域，拥有丰富的油田资源。
在南三区的油田开发过程中，油水井套是一个至关重要的组成部分。
油水井套是保证油水气井正常生产和运行的关键设备，其损坏将直接影响到油田生产效率和安全运行。
随着油水井开采深度的增加和作业条件的复杂化，南三区油水井套损的问题日益凸显。
井套损不仅会造成生产中断和生产效率降低，还会带来油井渗漏、井下环境污染等严重问题。
深入分析南三区油水井套损原因，并采取有效的预防措施，对保障油田生产和环境保护具有重要意义。
本文将从腐蚀、磨损和挤压变形等方面分析南三区油水井套损的原因，同时对定期检测和维护、优化注水工艺以及采用优质材料等预防措施进行探讨。
希望通过本文的研究，能够为南三区油水井套的保护和管理提供参考和借鉴。
1.2 研究目的研究目的是为了深入分析南三区油水井套损的原因，探讨可能的预防措施，以提高油水井的可靠性和稳定性。
通过对腐蚀、磨损和挤压变形等井套损原因进行详细分析，可以为相关企业制定有效的维护计划和技术改进方案提供参考。
通过预防措施的探讨，可以有效降低井套损失带来的经济损失，提高油水井的生产效率和安全性。
本研究旨在为南三区油水井的运营管理提供科学依据，推动油田开发工作的健康发展。
通过对井套损原因和预防措施的分析，可以为未来的研究和实践提供重要参考，促进油水井设备的长期稳定运行和生产效益的提升。
油田套损井机理分析与预防措施研究随着油井使用时间的变长，套损问题对油田产能的影响变得更为突出。
本文对套管损坏机理進行深入的分析，并提出了相应的预防措施。
标签：套管损坏机理;预防措施;工艺技术某油田区块油井套管损坏问题比较严重，直接影响到正常的原油开采，很多油井由于套管损坏而被迫停井，油井和集输管线的维护工作量变多。
特别是储量大、开采效率高的区块出现套管损坏，会给油田企业稳产带来不利影响，需要对套管损坏的机理进行分析，并采取有效预防措施。
1套管损坏机理分析1.1套管材料和固井质量如果套管加工制造过程中存在微缝或者螺纹不符等质量问题，就会使套管的抗剪和抗拉强度变弱，采用该套管的油井经过长时间的原油生产之后，会逐渐出现套管损坏问题。
固井作业过程中没有进行有效的质量控制，导致井眼不规则或井斜问题，采取的水泥浆达不到设计标准，水泥和井壁间没有产生很好地胶结，注水泥之后套管拉伸负载不合理等，都会对套管使用寿命产生影响。
1.2射孔对套管造成的损伤射孔作业引起套管损坏的原因主要有：1）使套管外的水泥环产生破裂，严重情况下使套管产生破裂，尤其是采用无枪身射孔会对套管产生很大的损伤。
2）射孔作业过程中存在着较大的深度误差，特别对加密油井中的薄互层进行射孔时错把隔层泥央、页岩射穿，使得泥页岩受到注水增产措施的影响，使地层应力产生改变而使套管损坏。
3）没有选取合理的射孔密度，会对套管强度产生影响。
1.3出砂对套管产生的损伤在地下储层形成大量的出砂，上部岩层会由于失去支撑而形成垂直方面的变形，如果上部地层压力大于油气储层孔隙压力和结构应力，会把部分地层应力传递到套管，超过套管具备的极限强度时会出现变形和错断问题。
1.4地质因素对套管产生的损伤随着国内很多油田都进入到开采中后期，出现套损的油井数量会不断变多，由于地层水及注入水流通速度的提升，使得地层胶结物质产生水化，使得断层及破碎带变得更为活跃，如果地下储层地质情况不稳定，会使套管受损产生破坏。
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。
南三区油水井套损原因分析及预防措施南三区油水井是我国石油勘探生产的关键设施，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。
在油水井的运营过程中，由于各种原因导致的套损问题一直是一个较为常见的难题。
为了有效预防和减少南三区油水井套损问题的发生，有必要对套损问题的原因进行深入分析，并制定相应的预防措施。
1. 接口腐蚀在油水井的运行过程中，由于介质的腐蚀作用，套管与管接头之间的接口易受到腐蚀，导致接口腐蚀而套损。
2. 井温井压在井温井压的作用下，套管材料易受到相应的压力和温度影响，容易产生蠕变和疲劳破坏，从而导致套损问题的发生。
3. 钻井施工质量钻井施工过程中，操作人员的技术水平、设备的质量、施工操作是否规范等因素都会直接影响到套管的质量和使用寿命。
4. 井下工艺操作井下工艺操作不当、操作人员经验不足、设备老化等因素也会导致油水井套损问题的发生。
5. 环境因素南三区油水井所处的地理环境、气候条件、地质构造等因素也会对套管材料产生一定的影响，从而引发套损问题。
6. 维护管理不到位油水井的维护管理不到位、检修周期不合理、维修材料质量问题等因素也会间接导致套损问题的发生。
二、南三区油水井套损预防措施1. 优化套管材料选用高强度、抗腐蚀、耐高温的套管材料，并加强对材料的质量控制，提高套管的抗腐蚀性和耐热性。
2. 定期检测和评估定期对井下套管进行检测和评估，及时发现套损隐患，加强对井下环境的监测，有效预防套损问题的发生。
3. 加强施工质量管理提高施工人员的技术水平，加强对施工设备的管理和维护，确保施工过程中的质量和规范。
4. 优化井下工艺操作加强对井下工艺操作的管理和规范，提高操作人员的操作水平和经验，确保井下工艺操作的安全可靠。
6. 完善维护管理体系建立健全的油水井维护管理体系，制定合理的维护周期和维护计划，确保油水井的安全稳定运行。
油水井套损因素与防护措施分析发布时间：2022-01-21T07:56:13.120Z 来源：《中国科技人才》2021年第29期作者：尼加提?赛买提[导读] 井眼不规则、井斜、固井水泥质量不达标、水泥凝固不好等都会影响到固井的质量，从而影响套管的使用寿命。
新疆油田公司实验检测研究院摘要：套管损坏对油水井的开发具有很大的影响，降低油田的生产效率，同时还会影响到井下作业。
套管损坏严重时可能会造成油水井报废，这就需要投入更多的财力来打更替井。
当套管损坏井数量达到一定程度后，就会使得预定开发方案无法正常实施，从而造成油气资源的浪费。
关键词：油水井；套损；因素；防护；措施；分析1.套损机理分析1.1材质及固井质量影响套管材料质量的优劣是造成套管损坏的一个决定性因素，当套管的抗剪切性、抗拉伸强度、螺纹等没有符合相应的质量标准，或者套管上存在有微孔和微缝，在长期的使用后出现损坏则是一个必然的结果。
固井质量也是造成套管损坏的一个重要原因，并且固井的质量会直接影响到套管的寿命。
井眼不规则、井斜、固井水泥质量不达标、水泥凝固不好等都会影响到固井的质量，从而影响套管的使用寿命。
1.2射孔的影响在油水井石油生产过程当中，射孔冲击也使造成套管发生损坏的一个重要因素之一。
射孔是完井生产作业过程当中打开油层，开辟石油流通通道的主要技术，在该技术进行作业的过程中，会发生几十枚射孔弹在极短的时间内同时发生爆炸的情况，此时油水井的套管壁就会受到来自爆炸所引起的极大冲击力的不良影响，发生非常明显的蠕动变形现象，从而使得油水井套管的抗压系数大幅度减小。
并且万一在油水井生产石油的过程中，射孔技术作业过程中发生了显著误差，射击在隔层泥岩上面，那么射孔液就会使得泥岩发生水化膨胀现象，同样会造成套管的变形。
除此之外，射孔技术作业过程中的射孔液密度也是影响套管抗压系数的一个不容忽视的重要因素。
1.3井身结构设计不合理现阶段，国内的油田在设计的过程中，针对套管设计时，全部将外挤压力均匀分布在套管上，然后在这个条件下计算套管抗挤压强度。
浅析注水井套损原因及预防治理浅析注水井套损原因及预防治理摘要:由于注水井套管的工作环境不断恶化，所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的损坏。
为此通过套管缩径变形及套管漏失损害等机理分析，找出预防治理泥岩层套管变形和防止上部套管腐蚀漏失的方法，防止或减少高压注水井的套管损坏，为低渗透油田正常的注水开发提供坚实的基础。
关键词:套管;注水;腐蚀1、引言对于低渗透油田一般采用高压注水的开发方式，高压注水开发虽取得了明显的经济效益，但也使注水井套管的工作环境不断恶化，套管所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的变径甚至破裂，部分井还出现了浅层套管漏失窜槽的情况。
为此迫切需要找出引起这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的措施，防止或减少高压注水井的套管损坏，这对今后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。
2、高压注水井套管损坏特征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。
3、高压注水井套管损坏原因分析对套管损坏问题，国内外不少学者进行了多方面研究，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、掏空射孔等。
3.1套管缩径变形损坏机理分析3.1.1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。
浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防
谢学明黄军辉
摘要现在的开发井大多数以定向井和水平井代替了过去的直井，由于井眼曲率的变化，增加了套管弯曲变形的几率，使管杆偏磨、套管破损现象时有发生。
据国内外有关报道，套管损坏原因及防治，多以“地质因素、工程因素、腐蚀”三方面为主，而对井眼轨迹的影响研究报道甚少。
本文提出了预防套管损坏需从钻井源头抓起，认真抓好钻井井眼质量的前期工作，分析了井眼轨迹对套管损坏的影响，为预防套管损坏，延长油井寿命提供了可参考依据。
主题词井眼轨迹套管损坏影响分析措施
一、问题的提出
随着江汉油田的开发进入中后期，加之地处鱼米之乡，江河、湖泊、沟渠、稻田甚多，地面井位选择困难，致使定向井、水平井逐年增多，井眼轨迹控制难度越来越大。
而定向井、水平井所形成的井眼大都是椭圆形井眼，这一先决条件就对固井质量有影响；如果井眼轨迹控制不好，形成较大的拐点，使井身剖面与设计相差甚远的话，就会导致摩阻增加，下套管困难，给后期完井和采油工作留下更多隐患。
特别是套管不居中会带来固井质量差、套管变形、抽油杆偏磨、油井寿命短的不良后果。
目前，江汉油田套损井日益增多，截止2009年底仅江汉区块就有307口。
据采油厂统计，由于管杆偏磨导致的杆断、管漏占井下作业总井次的20%和30%，管杆偏磨一度成为影响油井免修期的“罪魁祸首”，诸多偏磨“缠身”的油井，严重影响了开发管理水平和油井寿命。
因此，预防套管损坏是目前勘探开发工作的当务之急，除了在采油工艺上狠下功夫外，还必须从钻井源头抓起，优化井眼轨迹，改善管杆受力状况，减轻管杆偏磨程度，才能达到标本兼治的目的。
二、井眼轨迹对套管损坏的影响因素
研究套管损坏的原因有许多方面，主要表现在：（1）地应力异常高和非对称外挤力大是导致套管损坏的主因；（2）高压注水、射孔、采油工艺措施参数不合理；（3）套管不居中、固井质量差、套管应力变大；（4）套管抗挤强度与组合不合理；（5）下井工具偏磨、违章操作、频繁的井下作业。
以上这些原因分析和预防措施，国内外均有大量报道，这里不再赘述。
本文从另一角度出发，着重分析井眼质量对套管损坏的影响，找出了井眼轨迹对套管损坏的影响因素如下：
1、造斜点太浅，直井段井斜过大，提前定向，过早在上部井段形成拐点；
2、造斜率过高，井眼曲率太大，使套管弯曲变形严重，下套管困难；
3、全角变化率较大，井眼轨迹不平滑，摩阻增加，引起键槽卡钻，增加套管变形的几率；
4、侧钻井在侧钻点处为了迅速离开老眼，拐弯过急；
5、大斜度长稳斜段井眼轨迹控制难，井斜方位稳不住，多次纠方位，井眼不规则；
6、水平井着陆控制段由于油层垂深不确定，有时上翘，有时下倾，井眼形成台阶;
7、水平井水平段，为了保证水平穿越油层，井斜角始终要保持在90°上下波动，有时增斜，有时降斜，井眼轨迹成蛇形波浪起伏;
8、三维绕障的定向井，存在井斜和方位同时变化的井段，形成严重的螺旋形井眼。
三、井眼轨迹对套管损坏的潜在危害分析
1、井身剖面对比分析
近年来，江汉油田定向井每年都在100口以上，设计的定向井井身剖面种类很多，但基本上可归纳为两种类型，一类是“直—增—稳”型井身剖面，一类是“直—增—降”型井身剖面，如图1：
直—增—稳型直—增—降型
图1 井身剖面图
“直—增—稳”型井身剖面简单易行，井眼轨迹控制平滑；“直—增—降”型井身剖面，从井眼轨迹控制难度上考虑，比“直—增—稳”型容易，因为降斜调节余地大，容易中靶；但从井下安全考虑，此类井身剖面容易造成井下故障（如键槽卡钻、下套管困难等），这是因为在该井身剖面中，出现了两个拐点，拐了2道弯井眼轨迹不平滑，摩阻扭矩大等；从采油工艺上考虑，对采油管柱和杆柱的受力、磨损、断脱等产生重大影响，给采油工艺带来很大困难。
这是因为油管在井眼中的弯曲形状与井眼轨迹是十分相近的，抽油杆的行程是沿着井眼轨迹运行的，如果降斜率很大，形成严重“狗腿”，会使抽油杆磨穿油管和发生抽油杆断脱的井下故障。
2、直井段井斜的危害分析
定向井直井段井眼轨迹控制的原则是防斜打直。
有人认为普通定向井（是指单口定向井）的直井段钻不直影响不大，这种想法是不对的，因为当钻至造斜点KOP时，如果直井段不直，不仅造斜点KOP处有一定井斜角而影响定向造斜的顺利完成，还会因上部井段的井斜造成的位移影响下一步的井身轨迹控制。
如果KOP处的位移是负位移，为了达到设计要求，会造成实际施工中需要比设计更大的造斜率和最大井斜角；如果是正位移情况恰好相反，就必须提前下工具定向纠斜，使井眼轨迹在直井段就形成拐点；如果KOP处的位移是向设计方向两侧偏离的，一开始就将一口两维定向井变成了一口三维定向井了，同时也造成下一步井眼轨迹控制的难度。
水平井的井眼轨迹控制精度要求更高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对普通定向井来讲，其影响和危害更加严重。
如果丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工故障，造成新老井眼同时报废。
综上所述，直井斜段井斜越大，所形成的拐点越大，其井眼轨迹对后续完井工作和套管损坏的危害也越大。
3、增斜段造斜率的限制
增斜段造斜率应严格控制，不能超过套管允许通过的最大井眼曲率，可按下式计算，中国石油大学（北京）推荐的套管可通过最大井眼曲率的计算公式如下：
Cm=16.693KA
D
P
P
o
e
j)
(
；（1）式中
Cm—套管允许通过的最大井眼曲率，（°/30m）Pj—为套管螺纹的连接强度，kN；
Pe—套管已承受的有效轴向力，kN；
Do—为套管管体外径，cm；
K—考虑螺纹应力集中等因素的系数，推荐为1.65；
A—套管管体截面积，cm2.
目前，常规定向井和水平井均未超过套管允许通过的最大井眼曲率，而短半径水平井要超过计算值，应采取下筛管而不下套管的完井方式。
4、“狗腿度”即全角变化率较大，会形成三维螺旋形井眼，导致键槽卡钻，影响顶替效率，还会增加下套管摩阻，严重时使套管不居中，套管变形，挤毁套管。
5、水平井着陆控制段由于油层垂深不确定，一会儿增斜、一会儿降斜，井眼一旦形成台阶，就会使电测遇阻、下套管困难、台阶处水泥封固不好。
6、侧钻点处拐弯过急，多次扭方位井段，会出现套管偏心度增大，则顶替钻井液的难度增大，水泥浆分布不均，影响固井质量。
通过以上分析，针对江汉油田套管损坏情况进行统计，截止2009年12月，套损井共计307口，其中直井196口，定向井111口，全角变化率超标的井23口，定向井占套损井比例为36.16%。
套损类型主要包括套管破漏、套管错断、套管变形等，套损部位大都不在造斜井段，只有少数井在全角变化率超标的井段（见表1）。
表1 井眼轨迹对套管损坏的影响统计表
表1 井眼轨迹对套管损坏的影响统计表（续表）
江汉钻井钻井工艺
2010年第3期
四、目前存在的问题
1、速度与质量的矛盾。
由于钻井定额的限制，有些定向井和水平井几乎无赢利可言，迫使钻井必须想尽一切办法提高钻井速度，降低钻井成本。
特别表现在直井段，过去常规钟摆钻具“轻压吊打”的钻井方式速度慢，现在采用螺杆复合钻井方式，王场地区增斜率2～3°/100m，致使直井段不直，位移超标，甚至反向，务必在直井段中途纠偏，使井眼轨迹一开始就与设计相差很大。
2、造斜段扩划眼，短起下钻不及时，出现椭圆形井眼和台阶，造成井壁不光滑，下套管困难。
3、井眼轨迹连续大幅度调整，特别是纠方位井段，在造斜率不够的情况下，采用全力纠方位模式不可取，会出现拐急弯形成“狗腿”等现象。
4、由于江汉油田断层多，油层垂深不确定，地质导向不准，大斜度井、水平井着陆控制难，致使井斜上下波动，井眼轨迹不平滑。
五、下步预防措施
1、直井段采用塔式钟摆钻具：PDC+φ177.8 m m钻铤2根+φ214 m m稳定器+φ158.8 m m 钻铤9根+φ127mm钻杆，钻压30kN，转速217r/min。
2、常规定向井采用 1.25°单弯螺杆改用1°单弯螺杆。
3、造斜段彻底改变过去连续定向的习惯，采用定向2根，复合钻2根的方法。
4、针对要求大幅度调整井斜方位的井段，应采取早扭方位，尽量在井斜角较小的情况下进行，装置角采用±30°左右，微调井斜和方位。
严禁急于求成，一步到位的定向模式，确保井眼轨迹平滑。
5、采取适当延长定向段的措施，将造斜点提前50～100m，采用1°单弯螺杆钻具自然增斜，既提高了机械钻速，又使井眼轨迹平滑，减少定向工作量。
6、坚持定向一根，划眼两遍，及时消除台阶，保持井壁光滑。
还可加强倒划眼，短起下等措施，确保井眼畅通无阻。
7、水平井在油层垂深不准的情况下，采取打导眼的方法，或者使用近钻头地质导向钻进技术。
8、侧钻出新眼10～15m以后，停止继续定向，进行复合钻进，防止形成过大的拐点，起钻至侧钻点，反复划眼修整侧钻口，使侧钻窗口平滑，保证下套管顺利。
9、水平井着陆控制，采取稳斜探顶的方式，平缓着陆，尽量避免增斜着陆A点。
10、过靶点后，继续采用原钻具至完钻，需要起钻换钻具时，尽量采用与原钻具刚性相近的钻具组合，杜绝在完钻前降斜引起下套管遇阻，强行下压，导致套管卡死的严重后果。
六、结论与建议
1、井眼轨迹对套管损坏的影响不是主要因素，但在预防上要杜绝全角变化率超标，减少局部的侧向力和摩阻，从而预防套管损坏。
2、优化井眼轨迹，提高井眼质量，为顺利下套管和后期采油作业创造良好条件。
3、尽快购置近钻头地质导向测斜仪（LWD），为确保井眼轨迹平滑提供可靠保证。
