套管的失效和处理

套管的失效和处理
内容摘要
《套管的失效和处理》，主要分析油水在长期采注输过程中，套管因化学腐蚀、作业过程中的机械伤害、井下工具的坐封解封、地层的应力等原因，导致套管强度下降、不密封，套管发生不同情况的失效形式。

通过对目前套管失效情况的调查分析，对套管损坏井进行分类，归纳分析了造成套管损坏的主要原因，并结合成功修复套管损坏井的事例，深入探讨了套管损坏特点的修复工艺技术，这些修复工艺技术经过现场多口井的应用，成功地解决了现场生产难题，同时缩短了修井时间，降低了生产成本。

关键词：油水井作业套管套管损坏套管修复技术套管处理
第1章前言
世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管技术状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。

如美国威明顿油田，从1926年到1986年开发60年间，由于大量采出地下液体，引起该地区较大的构造运动，油田中心地区地面下沉达9m，水平位移最多达3m，造成油水井成片错断，损失严重；罗马尼亚的坦勒斯油田开发
22年后，已有20%的油井套管损坏；俄罗斯的班长达勒威油田有30%的油水井因套管损坏而停产。

国内港西油田油水井套损比例高达40%以上；长庆樊家油田投入开发仅13年，油水井套损比例达34%，吉林扶余油田套管变形井至1988年多达1347口，占总井数的39.4%；大庆油田套损井数逐年增加，1997年套管损坏井576口，2001年套损井超过700口，整个油田套损井累计已超过8000口。

胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。

胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。

另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。

据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。

截止到今年的4月，胜利油田有限公司（不包括海洋、清河）有油水井27375口，其中有套损井5427口（其中油井3318口，水井2109口），占总井数的19.8％。

报废井4838口，其中因套损原因报废的1502口，占31.1％；停产井7212口，因套损原因停产井2089口，占29％；生产井15325口，其中套损井1836口，占12％。

如此数量的套损井的出现，必然影响到井网的完善和布网的困难，油田不得不投入大量资金打更新井和替
补井，也相应地增加了作业工作量，更重要的是影响了油田的开发效果和经济效益。

并且，胜利油田每年新增加套损井400口（已连续三年超过430口），修复任务相当繁重，是一项长期的修复工程。

因此研究油田套管损坏失效的防治技术对油田预防和修复套损井、减少套损井、完善注采关系及油田可持续开发具有重要意义。

第2章套管现状调查
2.1套管现状调查
随着勘探开发的不断深入，套管损坏井越来越多，越来越严重，严重地影响了油田正常生产，造成了巨大的经济损失。

截止到2006年6月，XX油区油水井中套管损坏井184口（其中试采一厂150口、试采二厂29口、安徽采油厂5口），占江苏油区油水井总井数的10.3%。

其中钻井、作业等人为造成损坏的25口井。

经分类统计，套管损坏类型主要有破漏、变形、外漏和作业时碰损四种，其中套管破漏井最多(87口)，占套损井总数的47.28%。

江苏油田套管损坏井分布面广，涉及油区达25个，个别油区相对严重，损坏类型较为典型。

如真武、富民及杨家坝油区共有套损井75口，占总套损井数的41.9%，其套损井数分别占各油区总井数的23.9%、42.0%、13.0%。

经归纳分析，造成本油田套
管损坏的主要原因有套管质量差、地层水腐蚀、固井质量差、高压注水的影响、油水井周围岩性的影响及施工作业的影响。

2.2套管失效的类型
套管因损坏而失效，出现套管破裂、套管错断、套管腐蚀、套管弯曲变形和套管缩径等现象。

江苏油田套管损坏井失效形式多种多样，经分类统计，按其损坏失效的特征和原因可以分为套管破漏、套管变形、套管外漏和作业时碰损四种类型。

（1）套管破漏。

这样类型最多，占套损井总数的47.28%，主要表现为套管在轴向上有裂缝或破孔。

有的油井微裂缝很难发觉，当套管内带高压作业时，原微裂缝被撑大，变成张开的裂缝，此时油管漏；当套管内压力降低时，裂缝又闭合变成裂纹，不影响油井正常生产。

（2）套管变形。

主要表现为套管在轴向上有一处或多处挤扁、缩径或弯曲变形，其中挤扁变形较多，当下大工具遇阻时通过打铅印可以得到验证。

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（3）套管外漏。

主要表现为油水井套管外面有油气水渗漏。

套管外漏多发生在夹层薄而且比较疏松的地层或在井的浅层，因为浅层井段地层松散，套管外水层没有封固住或套管外水泥返高没达到此处，正常生产时地面有油气水渗出。

（4）作业时碰损。

这种损坏分钻井作业、下套管作业和修
井作业时碰损套管三种。

损坏的程度轻重不一，有变形、破裂、错断、外漏和综合几种损坏，有的甚至造成油水井报废或套管内侧钻新井。

第3章套管失效的机理分析
结合江苏油田套管因损坏而失效的井四种类型，归纳分析了造成该油田套管损坏的主要原因有以下六种：
3.1套管质量差
江苏油田前几年存在着套管检验设备缺乏、手段落后、检验项目少、抽检率低，造成下井套管本身质量差，强度低，承受不了长期生产过程中所承受的复杂多变的外力作用，导致套管损坏。

如周32-2井投产后含水上升很快，挤水泥封堵后套管试压仍稳不住，测井温发现1230m-1275m井段套管存在破损，超声波成像解释井深1263m附近套管有小块断裂。

3.2地层水腐蚀
地层水含有一定氧气，在地层温度条件下会发生强烈的腐蚀反应：
2e+O +H O→(OH) 22Fe→Fe +++2e ++
Fe +3(OH) →Fe(OH)3↓
Fe(OH)3可以生成黄色的FeO铁锈。

杨家坝油田目前综合含水23 接近70%，高含量的地层水一方面加速了套管腐蚀，
尤其是当套管在受到磨蚀和刮伤后，腐蚀速度更快，另一方面在套管内壁极易形成坚硬的水垢，因此，杨家坝油区套管腐蚀非常严重。

根据室内测试数据，N80套管在富民、真武油区地层水中70℃时平均腐蚀速率分别达0.7749mm/d和0.5446mm/d。

目前富民、真武油区部分套损井的超声波成像测试结果显示,发生破漏损坏的套管大多内壁腐蚀严重。

如富114井投产50天后超声波测试就发现
2051.5m-2052.8m、2053.9m-2055.7m及2058.
0m-2059.2m井段套管严重腐蚀。

3.3固井质量差
江苏油田主要是钻眼不规则、井斜、固井水泥与岩壁胶结固化不好；套管外水泥返高不够，卸下顶联接后，套管下沉而变形；封固段质量差，引起注入水窜入泥岩层，使得泥
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岩膨胀挤压套管；固井泥浆候凝时放热不均匀产生不均衡轴向应力等原因造成固井质量差，导致套管外面侧向压力不均匀，结果使套管变形，加速套管损坏。

3.4高压注水的影响
江苏油田为小断块低渗透油田，一般采用高压注水开发，虽然提高了采收率，但也使地层应力发生较大变化，使油水井套管的工况恶化，造成套管发生变形或错断损坏。

当进行高压注水时，注水层形成高压层，而临近油层相对地变为低压层，由于压力扩散作用，高压层挤压低压层，低压层
产生横向流动，压力传给套管就成了破坏套管的作用力。

据资料统计，江苏油田套损井中与高压注水直接相关的井占套损井总数的10.7%。

3.5周围岩性的影响
江苏油田的油层夹层既有砂岩也有泥岩，随着油田注水开发的深入，注水压力越来越高，注入水极易被挤入油层顶部或底部的泥岩中，造成粘土成分膨胀，泥岩吸水软化，成岩胶结力逐渐消失，泥岩的力学性质和应力状态发生了改变，当泥岩产生移动或变形时，在套管周围形成了新的周向应力，使套管承受的侧向压力不均匀，造成套管发生破坏变形。

根据杨家坝油田套损井统计，套损部位基本都是在泥岩层段，这也是杨家坝油田套损的重要原因。

3.6施工作业的影响
（1）钻井作业：江苏油田为典型的复杂小断块油田，地面河网密布、交叉纵横，井距小，井位密，多目标井多，钻井施工难度大。

如在施工过程中防碰绕障和井身轨迹中靶预测不慎，钻碰邻井，造成邻井套管损坏。

（2）下套管作业：江苏油田前几年下套管上扣作业基本都是使用钻杆钳而未使用液压套管钳进行上扣，由于钻杆钳钳牙过于尖锐，一方面，极易在套管表面形成一定深度的压痕或咬伤套管，套管下入井内后就易形成腐蚀穿孔；另一
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方面，大钳牙痕在套管表面形成牙痕缺口，产生缺口效应和强烈的应力集中，在套管柱自重及弯曲应力作用下，牙痕尖
端产生三向拉应力场，如果材质本身韧性差、脆性大，则极易产生纵向裂缝。

另外，由于有些井队不及时更换磨损严重的钳牙，造成钳牙严重磨损套管。

此外丝扣未上紧或错扣套管入井也是造成入井套管发生破漏损坏的原因之一。

（3）修井作业：频繁的井下作业，特别是进行一些强化性的技术改造施工，不断使套管涨缩，反复地加压与卸载，如压裂、酸化、射孔、胀管、磨铣等，都不同程度的加速了套管的损坏。

据资料统计，江苏油田因修井、酸化、压裂和作业过程中频繁起下管柱等作业中的不规范操作造成套管损坏的井占套损井总数的4.1%。

第4章套管失效处理的常用措施
套管损坏的形式多种多样，因而套管修复的工艺技术也不尽相同，要根据具体情况具体分析，有时一种修复技术即可，有时要综合几种修复技术。

针对江苏油田套管修复工艺技术的研究，具体方法有以下几种：
4.1通胀扩径
对套管轻微缩径变形的套损井利用套管整形工具（如梨形胀管器、三锥辊整形器、偏心辊子整形器和旋转震击式整形器等）连接钻杆下至变形部位，通过顿压下放的方法使之冲胀套管变形位置，并使套管逐渐恢复至原来尺寸。

注意在
选择胀管器时应该由小到大，先小后大的顺序逐级加大外径，不可一次加大过多，头一次通过后，下一次下井的工具外径尺寸只能加大1.5mm-2mm，否则容易损坏套管，甚至造成卡死胀管器的井下卡钻事故。

4.2磨铣扩径
对套管缩径比较严重或有一些错断以及套管破裂卷边使用胀管器无法胀管通过的情况下，利用合适的磨铣工具（磨鞋、铣锥等）连接钻杆下至变形部位，启动转盘慢慢下放，使磨铣工具修铣变形位置，从而达到扩径目的。

这种扩径方式经常需要其他修复方法配合，如磨铣后挤水泥封堵或套管内补贴封堵等。

4.3爆炸整形
对套管缩径不很严重的套损井可将炸药下入到套管缩径部位，点火后高压气体的高压膨胀和冲击使缩径部位得到扩张。

在下炸药入井前，必须进行工程测井或下通井规检查套管最小通径，确信炸药可以安全顺利下至预计深度，以防止造成井下落物事故。

这种办法的优点是施工工艺简单，速度快，成本低；缺点是不十分可靠，有时会使事故复杂化。

4.4挤水泥封堵
对于套管腐蚀穿孔破漏和通径无变化的破裂套损井以
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及无工业价值的射孔井段封堵，可采用对破漏、破裂部位和射孔井段挤注水泥浆，在套管外形成一个新的水泥环进行封固。

这种修复方法优点是施工简便，成本较低；缺点是不适
用于浅层，地层越浅，越难承受高压。

4.5套管补贴
对于套管腐蚀穿孔、裂缝、误射井段和无工业价值的射孔井段可采用套管补贴工艺修复。

这种工艺是将特制膨胀管下至预定位置，然后用胀头工具从膨胀管下方拉向上方，将膨胀管拉平胀开，最下面和最上面的膨胀管上分别有五个密封橡胶，牢牢补贴在套管壁上，确保上下两头的密封性。

这种修复方法优点是施工简便，修复井段大，一次施工可补贴10m-70m；缺点是修复后套管内径要缩小。

4.6悬挂小套管
对于套损井段大，用常规方法难以修复的套损井，在套管内通径允许的情况下，可以采用悬挂小套管工艺修复。

这种工艺是在原损坏套管内损坏段悬挂一段外径略小于油层套管内径的小套管，然后在其环空注入水泥固井的一种工艺方法。

该技术不受井段位置限制，悬挂后能彻底封堵套管破漏处，并可以修复大段套损且有效期长；缺点是悬挂小套管后套管直径变小。

4.7套管内侧钻
对于套管严重损坏井、用常规修井方法无法修复的井或为挖掘该区块的剩余油而对无工业价值的井进行套管内测钻。

这种工艺是在油水井的某一特定深度固定一个定斜器，利用斜面造斜和道斜作用，用铣锥在套管侧面开窗，从窗口另钻新井眼，然后下尾管固井的一整套工艺。

既使死井复活
又提高油井利用率和提高油田最终采收率的一项重要工艺技术，达到比钻新井快且经济；与前面六种工艺相比，缺点是钻井周期稍长，成本稍高。

第5章套管处理常用措施的现场应用
5.1综合胀管、磨铣、悬挂小套管事例
2006年6月马33-3新井试油时发现套管有损伤，经下Ф118通井规、Ф116铅印、Ф110通井规、Ф106通井规、光油管验套、电磁探伤、测井温以及邻井（马33-4井）测井资料解释证实该井248.0m-865.3m之间套管多处（段）有缩径变形损伤且有漏失，原因是马33-4井实施钻井钻进时与该井套管相碰所致。

经优选套管修复工艺技术后决定先胀管、磨铣，然后采用悬挂小套管修复。

先后分别用直径90mm-120mm(每2mm递增)的梨形胀管器对套管变形处（段）实施顿击整形18趟，其中下Ф106梨形胀管器顿击整形至744.94m时无进尺，经下Ф106铅模证实套管有破裂卷边，改下Ф106梨形铣锥在744.94m磨铣后通过；在下Ф120mm梨形胀管器顿击整形至906.12m，使套管变形段恢复至直径117.3mm，后用Ф116梨形铣锥从248.00m磨铣划眼至906.12m。

下Ф116通井规顺利通井至人工井底1985.73m，在904.63m-950.0m注悬空水泥塞，在201.67m-900.62m悬挂小套管封堵变形和破漏段，试压合格
后结束套管修复工作。

5.2挤水泥封固套管破漏事例
2005年7月陈101x1井挤灰封堵Ef2-7号层1348.4m-1386.6m 井13 段成功后，验套发现884.75m-885.75m 、720.54m-722.58m 两段套管有腐蚀破漏，经两次挤灰后成功封堵破漏段。

2005年9月永212井注灰封堵底部油层后上返调层，在上返过程中验套发现1575.51m-1651.4m 和1240.45m-1249.94m 两段套管有腐蚀破漏，经两次挤灰后成功封堵破漏段。

5.3套管补贴事例
2006年4月闵35-6井套管补贴破漏井段1185.03m-1221.96m 。

先下Φ120mm 通井规通井至1243.65m ，后下膨胀补贴管柱，每下补贴管柱20根向油管内灌满水，下至目的井段后打压膨胀补贴，成功后膨胀管内通径为103.02m ，后下Φ102m 平底高效磨鞋磨铣掉膨胀头下泵投产。

2006年7月庄2-21井套管补贴破漏井段1687.1m1747.5m 。

先下GX-J140胶筒刮削器刮削通井至1763.50m ，后下验套管柱证实1687.1m-1747.5m 井段为套管严重腐蚀破漏段，后下膨胀补贴管柱，每下补贴管柱20根向油管内灌满水，下至目的井段后打压膨胀补贴，成功后膨胀管内通径为102.5mm ，后下Ф102平底高效磨鞋磨铣掉膨胀头结束大修施工。

5.4爆炸整形套管事例 8
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杨18-2井电缆传输射孔（102枪身）时在1385m遇阻，采用爆炸整形，当油管整形弹输送至变形段（1385m-1388m）后，投棒引爆，经八壁井径证实该井段扩径4mm-7mm，成功完成电缆传输射孔任务。

5.5套管内侧钻事例
杨11-2井在2005年3月施工作业时发现套管变形，最小缩径为85mm，采用多种方法磨铣和胀管无效后停止修复，进行套管内侧钻打新井侧杨11-2井，日增油4.6吨。

2004年5月崔15井下Y531115压裂封隔器至1639.8m做压裂前验封封隔器时发现套管外串。

下Y453-114可钻式挤注桥塞至1604.58m挤灰封堵，成功封堵后下Φ117mm五刃磨鞋磨铣桥塞，连续磨铣7天后依然在1604.80m无进尺，期间损坏五刃磨鞋磨3个并进行两次强磁打捞碎片，后考虑到目的油层产量低，决定停止修复，改套管内侧钻新井侧崔15井，日增油4.2吨。

第6章结论及建议
如何预防套管失效对油田开发生产的防治技术对油田预防和修复套损井、减少套损井、完善注采关系及油田可持续开发具有重要意义。

（1）在修井作业过程中，从方案的选择，设计的编写，
到现场的施工，尽量考虑到对套管的保护，避免因方案、设计等不合理的因素造成套管损坏。

（2）对套管损坏井的修复，坚持具体问题具体分析，不能千篇一律，一成不变。

同时必须坚持施工简单、经济实用为原则，在深入分析套管损坏原因的基础上，针对不同套管损坏类型，有针对性地选择修复方法和工具。

（3）在套管修复中应加大新技术、新工艺的应用力度，尽可能降低劳动强度和提高套管损坏修复技术和修复成功率。

致谢
本论文在开展和研究过程中，自始至终得到了江苏油田工程院、江苏油田试采一厂、江苏油田试采二厂等方面的关心和支持，在此表示衷心的感谢！
参考文献
[1]万仁溥等.采油工程手册.石油工业出版社,2003
[2]刘合.油田套管损坏防治技术.石油工业出版社,2003
[3]王仲茂，卢万恒，胡江明.油田油水井套管损坏的机理及防治. 石油工业出版社，1994。