套损井预防与治理措施

套损井预防与治理方案

魏华动齐琳

（中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐，830011）

摘要通过对油田套损井的分析，从套管损坏的影响因素、规律和套变机理的研究中，提出预防套管损坏的措施，即保证入井套管质量和结构优化，同时确保固井质量，还需制定合理开采方式减少油水井套损的发生，而且需要减少人为诱发套损因素。最后针对井口附近套管损坏和生产套管未回接情况下的悬挂器窜漏问题提出了新的解决思路。

关键词：套损井；防治；套管保护

0 引言

在油田开发生产过程中，套管损坏问题给油田生产带来了许多不便，影响了油田的开发效果。近些年随着油田开发年限的延长，塔河油田也陆续出现了多井口套管错段、变形、套管悬挂器渗漏和尾管悬挂器部位窜漏等套损问题，这些问题严重影响了油井的正常生产，并增加了油田的开发成本。有针对性地对套损井进行套变机理和趋势预测的研究，有助于预防和延缓套损的发生，并延长油、水井使用寿命，对于油田的稳定开发、经济效益等都具有重要的意义。

1.套损原因和特征

1.1 导致套管损坏的主要因素

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[1,2]。通过分析和查阅相关资料，概括套管损坏的原因主要有以下几种：

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。

地质因素：主要包括构造应力场(水平差应力值和应力剖面组合)、层间组合、岩层蠕变性能和泥页岩膨胀率；断层活动性及地层塑性流动等。

开发措施因素：油田注水压力过高或人工压裂致使泥页岩遇水膨胀；注水后引起地应力变化、地层滑动和断层活动；地层出砂造成生产层段掏空，套管失去支撑；地层亏空较大造成的地层沉降等。

操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、重复酸化、高压作业、试油掏空过大和射孔等。

腐蚀因素：主要有高矿化度的地层水，硫酸氢根、SRB、硫化氢和电化学腐

蚀等。在上述因素综合影响和作用下，将产生套管变形、弯曲、破裂、穿孔、错断等多种类型的套管损坏。

1.2 塔河采油三厂套损特征

近年来塔河油田采油三厂发现并治理的11口套损井（见表1）有以下特征：①5口井为井口附近套管断裂，占套损井总数的45.45%，这5口井套管断裂位置距离井口均在8m之内，而且7＂套管的固井水泥返高都低于200m；②生产套管未回接井悬挂器窜漏的井有4口，占套损井总数的36.36%，通过固井质量曲线可以看出悬挂器附近固井质量差；③另外，TK1008井在开井初期硫化氢含量高达10920.3mg/m3，二氧化碳含量达8.29%；S76井在射孔段以上发生变形，主要原因为产层在奥陶系泥质含量较高的良里塔格组，且地层产液含水量达90%以上。

表1 采油三厂套损井情况

2.套损原因分析

经过对塔河采油三厂套损井的分析研究发现，塔河采油三厂的套损井主要是受电化学腐蚀作用、固井质量和套管悬挂器座封吨位过大的影响。

2.1 电化学腐蚀

电化学腐蚀主要是由于套管和溶解在流体中的02、CO2、H2S等发生的电化学反应，导

致体系内部电子发生运移，套管丢失金属离子，这种反应长期存在，将对套管造成腐蚀。2.1.1 硫化氢对套管的腐蚀

油井硫化氢含量高，硫化氢气体溶于水可对套管产生腐蚀，使套管易产生氢脆。对钢材的腐蚀是氢极化过程。

阳极反应：Fe-2e=Fe2+；阴极反应：2H++2e=H2

由于HS-、S2-的存在，加速了H+的放氢及H+吸附在金属表面继而进入金属晶格内，遇到金属内的夹杂物、晶间孔隙或其它缺陷时，氢原子在某些部位积聚，结合成分子氢，体积增大很多倍，在金属内部产生很大应力，使低强度钢材产生氢鼓泡或阶梯式裂纹，高强度钢材变脆产生微裂纹，即氢脆。

2.1.2 溶解氧引起腐蚀

氧气具有很强的腐蚀性，即使是浓度很低，也可引起严重的腐蚀。铁的腐蚀大部分是由于水和氧共同作用的结果，其反应关系如下：

H

2

H++e=H0

O2继续存在

2H++02=H20

溶解氧的腐蚀速度随溶解氧含量上升而呈直线上升，而且，它对铁细菌、二氧化碳和其他腐蚀因素的腐蚀有加速作用。

2.1.3 二氧化碳的腐蚀

若地下水中含CO2越多，则H2CO3浓度越高，极化剂H+对高强度套管的氢极化腐蚀越强。

2.2 固井质量和套管悬挂器坐封吨位

2.2.1 井口附近固井质量差

目前已经认识到增加水泥返高度是抑制套管损坏的方法之一。固井质量差可使套管受应力加大，影响套管的承载能力。如：固井水泥环缺陷角度为150度至180度时套管所受应力集中系数达到最大值，使套管的承载能力最大可以降低到原设计承载能力的一半。套管居中与偏心时套管所受的应力相关10％～15％，水泥环的有效应力相差0.2～1倍，套管不居中明显地降低了套管的承载能力。

固井施工过程中，为保证套管悬挂器能安全座挂，西北油田分公司规定油井95/8"套管固井时要求水泥浆上返高度不能高过井口以下200m，7"套管回接井7"套管固井时要求水泥浆上返高度不能高过井口以下400~500m，造成井口相当长的生产套管处于无支撑状态。同时，固井结束后需快速座挂套管悬挂器，座挂吨位难以很好的控制在规定的座挂范围之内（95/8"套管60-120t，7"套管70-110t）。座挂吨位过大容易在井口套管处形成弱点，导致套管极易产生结构变形失稳与失效。

2.2.2 尾管悬挂器附近固井质量

尾管固井过程中水泥浆上返高不够或者水泥浆未能充分顶替井内泥浆，在水泥环空形成“窜槽”等，不能有效封隔水层，进而造成对套管的严重损坏。

2．3 采油工艺措施与套管损坏的关系

压裂过程中套管反复承受高压易使套管弯曲变形、变径、折断。深抽采油时，井筒内掏空深度过大，套管受挤压作用力大，此时极易引起套管受挤变形，出现套弯、套变、缩径等现象。

3 套损井预防措施

根据上面对套管破损原因的分析，应主要从以下几方面进行预防[3,4]：

3.1 隔氧

溶解氧含量在10～3mg·L-1时对套管就有损害。在生产过程中，要完全隔绝氧是非常困难的，但可以尽量减少氧进入井筒的机会，采取在油井停产时关闭套管放空闸门或给套管放空处加堵头密封，减少氧的吸入量；其次是定期洗井或对油井加注环空保护液，减少环空死水对套管的腐蚀。

3.2 套管阴极保护

套管的阴极保护原理是采用地面直流电源和辅助阴极，供给大量电子，使被保护金属阴极化，当极化电位与被保护金属腐蚀电池中阳极电位相等或偏少些时，腐蚀就被控制。

3.3 加缓蚀剂

在油套环空加入缓蚀剂可在套管内表面形成一种致密薄膜，防止腐蚀；而且，反应剩余药剂可随油流进入油管内，在油管表面和抽油杆表面形成保护润滑膜，起到润滑作用，减缓了管杆磨损，延长油井免修期。运用“少量多次”加药工艺，缩短加药周期，应用效果较好。

3.4 提高固井质量

固井时水泥返高应满足固井要求，在斜井段增加套管扶正器，使套管在固井时居中，防