畢業(yè)論文---套管損壞機(jī)理及對(duì)策研究

1、<p><b>　　摘要</b></p><p>　　套管損壞是石油行業(yè)中很常見(jiàn)的問(wèn)題，套管損壞不僅會(huì)帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)損失，還會(huì)影響油氣開(kāi)發(fā)的后續(xù)工作。本文主要是針對(duì)套管損壞的情況及原因進(jìn)行分析，并結(jié)合國(guó)內(nèi)外套管損壞的現(xiàn)狀，提出預(yù)防套管損壞的措施。</p><p>　　關(guān)鍵詞：套管損壞；鉆井；完井</p><p><b>　　

2、目錄</b></p><p><b>　　第一章 前言2</b></p><p>　　1.1 研究的目的和意義2</p><p>　　1.2 國(guó)內(nèi)外現(xiàn)狀2</p><p>　　1.3國(guó)內(nèi)外套管損壞的研究?jī)?nèi)容3</p><p>　　1.3.1套管損壞機(jī)理的研究3</p&g

3、t;<p>　　1.3.2套管損壞預(yù)防措施的研究4</p><p>　　1.3.3套管檢測(cè)技術(shù)綜合發(fā)展的研究4</p><p>　　1.3.4套管損壞井修復(fù)技術(shù)的研究4</p><p>　　第二章 套管損壞情況及類型調(diào)研5</p><p>　　2.1套管損壞的情況5</p><p>　　2.2套

4、管損壞類型6</p><p>　　2.2.1機(jī)械作用類型6</p><p>　　2.2.1.1錯(cuò)斷類型6</p><p>　　2.2.1.2拉斷類型7</p><p>　　2.2.1.3擠壓類型8</p><p>　　2.2.2化學(xué)作用類型9</p><p>　　第三章 套管損壞的原

5、因10</p><p>　　3. 1地質(zhì)因素10</p><p>　　3.1.1地應(yīng)力集中對(duì)套管損壞的影響11</p><p>　　3.1.2泥巖吸水蠕變和膨脹對(duì)套損的影響11</p><p>　　3.1.3油層出砂造成套管損壞12</p><p>　　3.1.4巖層滑動(dòng)造成套管損壞12</p>

6、<p>　　3.1.5斷層復(fù)活造成套管損壞13</p><p>　　3.1.6地震活動(dòng)造成套管損壞13</p><p>　　3.1.7油層壓實(shí)造成套管損壞14</p><p>　　3.2工程因素14</p><p>　　3.2.1酸化壓裂對(duì)套損的影響14</p><p>　　3.2.2套管材質(zhì)對(duì)

7、套損的影響15</p><p>　　3.2.3固井質(zhì)量對(duì)套損的影響15</p><p>　　3.2.4射孔對(duì)套損的影響16</p><p>　　3.2.5高壓注水對(duì)套損的影響16</p><p>　　3.2.6注水井泄壓對(duì)套損的影響17</p><p>　　3.2.7采油方式不當(dāng)造成的套管磨損17</

8、p><p>　　3.3腐蝕因素18</p><p>　　3.3.1 溶解氧腐蝕18</p><p>　　3.3.2 CO2腐蝕18</p><p>　　3.3.3 H2S腐蝕18</p><p>　　3.3.4 細(xì)菌腐蝕19</p><p>　　3.3.5 鹽酸的腐蝕19</p&g

9、t;<p>　　3.3.6 結(jié)垢腐蝕19</p><p>　　第四章 套管損壞預(yù)防措施調(diào)研20</p><p>　　4.1套管的保護(hù)技術(shù)20</p><p>　　4.1.1鉆井過(guò)程中的套管保護(hù)技術(shù)20</p><p>　　4.1.2固井過(guò)程中的套管保護(hù)技術(shù)21</p><p>　　4.1.3射孔

10、過(guò)程中的套管保護(hù)技術(shù)21</p><p>　　4.1.4井下套管狀況監(jiān)測(cè)技術(shù)研究21</p><p>　　4.1.5油水井套管防腐技術(shù)研究21</p><p>　　4.2搞好套管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)21</p><p>　　4.3提高鉆井工程質(zhì)量22</p><p>　　4.4確保固井質(zhì)量,優(yōu)化射孔方案22</

11、p><p>　　4.5合理設(shè)計(jì)注水參數(shù), 規(guī)范注水操作規(guī)程23</p><p>　　4.6加強(qiáng)對(duì)增產(chǎn)措施的管理23</p><p>　　4.7加強(qiáng)套管防腐工作23</p><p>　　4.8選擇合適的防砂方法預(yù)防套管損壞23</p><p>　　第五章 結(jié)論與建議24</p><p>&l

12、t;b>　　參考文獻(xiàn)25</b></p><p><b>　　致謝26</b></p><p>　　套管損壞機(jī)理及對(duì)策研究</p><p><b>　　第一章 前言</b></p><p>　　1.1 研究的目的和意義</p><p>　　油水井套管損壞

13、是石油工程里常見(jiàn)的問(wèn)題，套管損壞問(wèn)題不僅會(huì)帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)損失，還會(huì)給油氣開(kāi)發(fā)的后續(xù)工程帶來(lái)不便。隨著油田開(kāi)發(fā)時(shí)間的不斷延長(zhǎng),開(kāi)發(fā)方案的不斷調(diào)整,套管工作狀況變差，甚至損壞，使油田不能正常生產(chǎn)，嚴(yán)重影響了油田的穩(wěn)產(chǎn)。套管損壞破壞了完整的注采井網(wǎng)，注采對(duì)應(yīng)關(guān)系也被破壞，地層壓降逐漸加大，儲(chǔ)量控制程度變差，進(jìn)而造成油田水驅(qū)儲(chǔ)量、可采儲(chǔ)量不同程度的損失，影響了開(kāi)發(fā)方案的繼續(xù)實(shí)施和整體經(jīng)濟(jì)效益的提高。因此，對(duì)套管損壞機(jī)理開(kāi)展研究，并在此基礎(chǔ)上搜集

14、不同開(kāi)發(fā)方式的套管損壞預(yù)防措施和防治辦法，不僅能夠減少因?yàn)榫S修已損壞套管產(chǎn)生的石油作業(yè)的時(shí)間，還能減少石油行業(yè)的總體工作量，并且還能減少生產(chǎn)維修的費(fèi)用，使油井能夠連續(xù)生產(chǎn)，提高油井的產(chǎn)油能力，增大單井的產(chǎn)量，大大提高石油生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)效益，對(duì)油田的生產(chǎn)實(shí)踐具有重要意義。</p><p><b>　　1.2 國(guó)內(nèi)外現(xiàn)狀</b></p><p>　　國(guó)內(nèi)外的很多油水井都存在嚴(yán)

15、重的套管損壞現(xiàn)象，并且有的非常嚴(yán)重，產(chǎn)量下降甚至直接導(dǎo)致油水井報(bào)廢。</p><p>　　在美國(guó)[1]，套損井主要發(fā)生在加州的貝爾利吉油田、威利斯頓油田、密西西比河口南水道區(qū)27號(hào)油田、蒙大拿州附近的塞達(dá)克里克油田、小奈夫油田。其中加州的貝爾利吉油田在過(guò)去的20年里出現(xiàn)了1000多口套損井，套損的主要原因是70年代由于過(guò)量開(kāi)采導(dǎo)致了顯著的地層壓實(shí)，套管損壞形式為軸向擠壓和剪切；塞達(dá)克里克油田套損井占油井的10%，

16、套損原因是塑性流動(dòng)；小奈夫油田套管損壞井占36%，套損形式為巖鹽層擠毀。</p><p>　　俄羅斯的巴拉哈內(nèi)-薩布奇-拉馬寧油田在80年代初有套損井3200口，套損原因是構(gòu)造頂部和構(gòu)造側(cè)翼的地層下沉，每年沉降速度達(dá)18～30mm。格羅茲內(nèi)石油聯(lián)合企業(yè)有100多口井套管損壞，其中45%發(fā)生在上麥科普泥巖層，套管的破壞形式主要為剪切和擠毀變形。</p><p>　　北海白堊紀(jì)盆地的油田套管損

17、壞主要是由于高孔隙度油藏再壓實(shí)造成的。?？品扑箍擞吞镌?978年首次發(fā)現(xiàn)套管損壞，到1989年已有2/3的井發(fā)生了套管損壞，70%套損發(fā)生在距油層150m的上覆地層內(nèi)。在上覆地層中套損井多分布在構(gòu)造的邊緣，并且?guī)缀踉谕坏雀呔€上。</p><p>　　70年代以來(lái)，我國(guó)油氣田套管損壞現(xiàn)象也十分嚴(yán)重。據(jù)統(tǒng)計(jì)，到1998年底我國(guó)大慶、吉林、大港、華北、中原、江漢、新疆、玉門、勝利、四川及遼河等油氣田套管損壞井?dāng)?shù)已達(dá)1

18、4000多口，若按每口井較低的成本150萬(wàn)元人民幣計(jì)算，僅套管損壞就已造成直接經(jīng)濟(jì)損失210億元，這還不計(jì)油井損壞停產(chǎn)所造成的經(jīng)濟(jì)損失。</p><p>　　目前，我國(guó)套損嚴(yán)重的地區(qū)有大慶油田、吉林油田、中原油田和勝利油田。其中大慶油田累計(jì)發(fā)現(xiàn)套損井8976口，占投產(chǎn)井?dāng)?shù)的16%以上；吉林油田累計(jì)套損井2861口，占投產(chǎn)井?dāng)?shù)的30%以上；中原油田已發(fā)現(xiàn)的套損井占23.3%；勝利油田累計(jì)套損井?dāng)?shù)3000多口，占投產(chǎn)

19、井?dāng)?shù)的10%。并且各油田套損井?dāng)?shù)還有上升的趨勢(shì)。</p><p>　　1.3國(guó)內(nèi)外套管損壞的研究?jī)?nèi)容</p><p>　　1.3.1套管損壞機(jī)理的研究</p><p>　　套管損壞的因素較多。地質(zhì)因素是造成套管損壞的主要原因，它包括構(gòu)造應(yīng)力、層間滑動(dòng)、泥巖膨脹、鹽巖層蠕動(dòng)、油層出砂、地面下沉及油層壓實(shí)等；工程因素包括套管的材質(zhì)、酸化壓裂、高壓注水、固井質(zhì)量、射孔等；

20、腐蝕因素是原油天然氣中含有的硫、硫化氫、二氧化碳等腐蝕性氣體，地層水和注入水中含有的各種腐蝕性物質(zhì)與套管中的鐵反應(yīng)等。</p><p>　　1.3.2套管損壞預(yù)防措施的研究</p><p>　　套管損壞的預(yù)防措施的研究具有重要的意義，不僅可以減少作業(yè)量，還能減少經(jīng)濟(jì)損失。套管損壞的預(yù)防措施的研究主要有一下幾個(gè)方面：鉆井過(guò)程中的套管保護(hù)、固井過(guò)程的套管保護(hù)、射孔過(guò)程的套管保護(hù)、套管防腐技術(shù)的

21、研究。</p><p>　　1.3.3套管檢測(cè)技術(shù)綜合發(fā)展的研究</p><p>　　套管檢測(cè)技術(shù)的綜合發(fā)展的研究主要是將計(jì)算機(jī)、遙測(cè)技術(shù)、同軸電纜、聲波信息等綜合在一起,使采集的信息容量更大,自動(dòng)化及可靠性更高,定量解釋更準(zhǔn)確,提供的可視圖像更清晰。</p><p>　　1.3.4套管損壞井修復(fù)技術(shù)的研究</p><p>　　對(duì)于套管已損壞

22、的井，及時(shí)進(jìn)行修復(fù)是有必要的，套損井的修復(fù)技術(shù)主要有套管內(nèi)打通道技術(shù)、套管補(bǔ)貼技術(shù)、取換套工藝技術(shù)、套管內(nèi)側(cè)鉆工藝技術(shù)等[2]。</p><p>　　第二章 套管損壞情況及類型調(diào)研</p><p>　　油水井的套管損壞通常簡(jiǎn)稱為套損，是指油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于遭受外力作用和腐蝕，采油井及注入井的套管發(fā)生塑性變形、破裂或腐蝕減薄至穿孔破裂的一種現(xiàn)象。由于影響套損的因素繁多，而且各油藏的地質(zhì)條件和

23、開(kāi)發(fā)歷史迥異，因而套損劃分的依據(jù)不一，類型也多種多樣，且多是依據(jù)單一因素。眾所周知，油水井套損往往是由多種因素綜合作用的結(jié)果，而且作用機(jī)理復(fù)雜，依據(jù)單一因素劃分的套損類型難免具有片面性，不利于套損的研究以及套管防護(hù)措施的制定。根據(jù)機(jī)械作用和化學(xué)作用特征，套損劃分為錯(cuò)斷、拉斷、擠壓以及化學(xué)腐蝕四種類型。</p><p>　　2.1套管損壞的情況</p><p>　　國(guó)內(nèi)的各大油田的套管損壞情

24、況較嚴(yán)重，基本上所有的油田都存在套管損壞情況（表1），其中的一些油田由于套管損壞而導(dǎo)致產(chǎn)量減少，還有的油田由于套管損壞導(dǎo)致油井的完全報(bào)廢。因此，對(duì)于套管損壞的機(jī)理和對(duì)策的研究具有重要的意義，不僅能減少作業(yè)量，還能提高油井產(chǎn)量，增加經(jīng)濟(jì)效益。</p><p>　　表1 我國(guó)部分油田套管損壞情況</p><p><b>　　2.2套管損壞類型</b></p>

25、<p>　　2.2.1機(jī)械作用類型</p><p>　　套管柱下入井后受到各種力的作用。有來(lái)自地層和構(gòu)造活動(dòng)的剪切應(yīng)力，砂巖層垂向膨脹以及由本身重量及引起的軸向拉力，還有流體和圍巖的內(nèi)、外壓力等。當(dāng)作用在套管上的應(yīng)力超過(guò)套管所能承受的極限時(shí)，套管就會(huì)發(fā)生損壞。根據(jù)引起損壞的作用力不同將套損分為錯(cuò)斷、拉斷和擠壓三種類型[5]。</p><p>　　2.2.1.1錯(cuò)斷類型<

26、/p><p>　　錯(cuò)斷類型是指套管遭受來(lái)自地層或構(gòu)造活動(dòng)的剪切應(yīng)力作用而造成的成片損壞。該類套損特點(diǎn)為：套管受剪切應(yīng)力作用成片錯(cuò)斷，損壞程度嚴(yán)重；發(fā)生時(shí)間相對(duì)集中；套損點(diǎn)與滑移層位以及構(gòu)造方位一致等。如大慶薩爾圖油田南八區(qū)中塊在1985年11月30日到1986年1月7日短短38天里經(jīng)作業(yè)和測(cè)試證實(shí)，區(qū)塊內(nèi)總共147口油水井有次序地由南到北全部發(fā)生套管錯(cuò)斷或嚴(yán)重變形。而且套損點(diǎn)集中在下白堊統(tǒng)嫩江組二段底部(N2)厚度約

27、10m的泥頁(yè)巖。該地層段分布廣泛、巖性穩(wěn)定、厚度變化小。沿此層位區(qū)塊內(nèi)所有油、水井全部被剪切錯(cuò)斷或變形，套損點(diǎn)深度在西部約810m，在東部約850m，與地層向東傾緩是一致的，而且東部套損較西部嚴(yán)重（圖1）。</p><p>　　圖1　大慶薩爾圖油田南7區(qū)4排標(biāo)準(zhǔn)層剖面圖</p><p>　　2.2.1.2拉斷類型</p><p>　　拉斷類型是指套管在軸向拉力作用下

28、，發(fā)生的脆性拉伸斷裂。拉斷類型套損特征不同于錯(cuò)斷類型，主要表現(xiàn)在：套損以拉斷為主，套管常在接箍處被脫開(kāi)，若接箍強(qiáng)度高于管體，套管則會(huì)發(fā)生斷裂；套損點(diǎn)深度淺；縱向分布相對(duì)集中等。以大慶薩爾圖油田南二區(qū)三排以西面積約16km2區(qū)塊為例。該區(qū)塊位于長(zhǎng)垣背斜頂部，油藏埋深淺，約650m。自1964年開(kāi)發(fā)以來(lái)迄今，130口老井中已有104口發(fā)生套管損壞，占總井?dāng)?shù)的80%。在現(xiàn)有的79 口油井中，60口井已套損，占油井?dāng)?shù)的75.9%，而51口注水井

29、中發(fā)生套損的井有44口，占總井?dāng)?shù)的86.3%。根據(jù)作業(yè)打鉛印和各種測(cè)井資料分析，南二區(qū)西部油水井套損主要以拉斷成因?yàn)橹?。在區(qū)內(nèi)有資料記錄的90口井中，拉伸損壞的井?dāng)?shù)占77.8%。而套管拉斷部位在SⅡ4以上層段的井?dāng)?shù)占到總套損井?dāng)?shù)的88. 2%（圖2）。</p><p>　　圖2 大慶薩爾圖油田南二區(qū)西部套損點(diǎn)縱向分布</p><p>　　2.2.1.3擠壓類型</p>&l

30、t;p>　　套管內(nèi)壓力往往被外壓力抵消，只有在酸化壓裂以及井噴關(guān)井等特殊情況下因套管所受內(nèi)壓過(guò)大，導(dǎo)致套管的損壞。尤其是當(dāng)套管已遭受腐蝕或磨損很嚴(yán)重時(shí)，套管在內(nèi)壓力作用下易發(fā)生變形乃至破裂。另一種為抗壓變形，主要是來(lái)自套管外擠壓力引起的損壞。套管柱所受的外擠壓力有來(lái)自管外泥漿柱壓力、地層流體壓力以及圍巖壓力等。這類套損主要特點(diǎn)為：（1）套損以縮徑、彎曲變形為主；（2）損壞位置多集中于泥巖部位及射開(kāi)油層段之內(nèi)；（3）損壞程度與注水壓

31、力及油層的出砂量關(guān)系密切；（4）1口井管體通常多點(diǎn)損壞。</p><p>　　2.2.2化學(xué)作用類型</p><p>　　化學(xué)作用類型是指套管金屬材料在一定化學(xué)條件下與其他物質(zhì)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成另一種物質(zhì)而脫離套管本體的一種化學(xué)腐蝕現(xiàn)象。化學(xué)作用類型分酸性溶液腐蝕和電化學(xué)腐蝕，統(tǒng)稱為化學(xué)腐蝕。油田水中常溶解了二氧化碳、硫化氫等氣體，使溶液呈酸性，在固井質(zhì)量不合格的情況下，酸性溶液極易滲透到套

32、管的外壁，對(duì)表層進(jìn)行腐蝕。另外，鹽性物質(zhì)也能對(duì)套管造成腐蝕。地下鹽層中含有多種鹽性物質(zhì)，其中主要的是氯化鈉。這些鹽性物質(zhì)在地層中少量水的溶解下。對(duì)沒(méi)有封固好的套管鐵性物質(zhì)(特別是被磨損的部位)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，進(jìn)行腐蝕，再加上水的銹蝕及鹽垢作用，套管腐蝕更厲害。電化學(xué)腐蝕的基本原理是電流交換，溶解于水中的氧氣具有很強(qiáng)的腐蝕性，套管腐蝕大部分是由于水和氧共同作用的結(jié)果?；瘜W(xué)腐蝕主要表現(xiàn)為管體表層的鐵蝕小坑、絲扣漏失、套管穿孔等?；瘜W(xué)物質(zhì)對(duì)套管

33、直接進(jìn)行腐蝕的同時(shí)，降低了套管抗擠壓的強(qiáng)度，加劇了套損速度。經(jīng)過(guò)一段時(shí)間腐蝕的套管抗彎抗剪強(qiáng)度大大減小。強(qiáng)度減弱的套管在地層壓力的直接作用下，難免會(huì)出現(xiàn)變形甚至斷裂。</p><p>　　在大慶油田、勝利油田、江漢油田等都存在大量的由于化學(xué)原因?qū)е碌奶坠軗p壞。花園油田一共有17口油水井，其中套管損壞井11口。套管損壞井中，腐蝕穿孔井?dāng)?shù)9口，占全油井?dāng)?shù)的52.9%，占套損井?dāng)?shù)的81.8%。套管腐蝕穿孔均發(fā)生在未注水

34、泥井段, 從查實(shí)的幾口井來(lái)看, 腐蝕穿孔深度大多在600-650m，相應(yīng)的地層為荊沙組[6]。</p><p>　　第三章 套管損壞的原因</p><p>　　引起套管損壞的原因很多，包括巖體本身物理或化學(xué)變化，巖體整體或結(jié)合面間滑動(dòng)，管材質(zhì)量，施工操作和開(kāi)發(fā)管理不當(dāng)?shù)戎T多因素。主要包地質(zhì)因素、工程因素、腐蝕因素等。</p><p><b>　　3. 1地

35、質(zhì)因素</b></p><p>　　地質(zhì)因素是造成套損的重要原因，它包括地應(yīng)力集中、層間滑動(dòng)、泥巖浸水膨脹、鹽巖層蠕動(dòng)、油層出砂、地面下沉及油層壓實(shí)等。</p><p>　　3.1.1地應(yīng)力集中對(duì)套管損壞的影響</p><p>　　地應(yīng)力集中效應(yīng)引起地層的隆起和褶皺，造成局部巖體變形，這種附加內(nèi)力在空間的分布是不平衡的，地應(yīng)力集中作用在套管上的結(jié)果使油水

36、井套管被擠扁或拉伸后錯(cuò)斷[7]。</p><p>　　冀東油田許多套損井在套損井段的套管已呈橢圓形。以Gx10-1井為例，該井是2000 年1 月28 日投產(chǎn)，5月21日轉(zhuǎn)注的注水井，同年12月17日因管柱拔不動(dòng)上大修，拔出管柱發(fā)現(xiàn)直徑100mm喇叭口已變形，通過(guò)多臂井徑測(cè)井檢查，證實(shí)3650. 8～3780m 井段有6處套管變形呈橢圓形，每一處都有一最大內(nèi)徑和最小內(nèi)徑，最大內(nèi)徑比原套管內(nèi)徑121mm擴(kuò)大至132

37、mm或140mm不等，最小內(nèi)徑比原套管內(nèi)徑縮小至103～111mm不等，原因是地應(yīng)力的作用將套管擠扁，這種現(xiàn)象在冀東油田套損井中比較普遍[8]。 </p><p>　　3.1.2泥巖吸水蠕變和膨脹對(duì)套損的影響</p><p>　　泥巖是一種不穩(wěn)定的巖石，當(dāng)溫度升高或注入水進(jìn)入泥巖層時(shí)，將改變泥巖的力學(xué)性質(zhì)和應(yīng)力狀態(tài)，使泥巖產(chǎn)生位移、變形和膨脹，增加對(duì)套管的外部載荷，當(dāng)套管的抗壓強(qiáng)度低于外

38、部載荷時(shí)，套管就會(huì)被擠壓變形乃至錯(cuò)斷。油田注水開(kāi)發(fā)后，由于注入水進(jìn)入砂巖油層，水在孔隙中滲透，巖石骨架沒(méi)有軟化，地應(yīng)力也沒(méi)有變化。但注入水進(jìn)入泥巖時(shí)，泥巖吸水軟化，其成巖的膠結(jié)力逐漸消失，變?yōu)樗苄裕渥兯俣仍龃?，在井眼周圍產(chǎn)生非均勻應(yīng)力分布。對(duì)于未射孔段，套管受橢圓形應(yīng)力作用無(wú)法釋放，迫使非均勻水平應(yīng)力擠壓套管，當(dāng)?shù)刃茐妮d荷大于套管屈服強(qiáng)度時(shí)，套管產(chǎn)生橢圓變形，最終造成套管損壞[9]。</p><p>　　據(jù)1

39、981統(tǒng)計(jì)，我國(guó)大慶油田大量的套管損壞井中，在泥巖層段套管變形、破裂的井占套管損壞井的61%。前蘇聯(lián)格羅茲內(nèi)石油聯(lián)合企業(yè)100多例套管分析表明，有45例集中在上麥科普層0.5～1.5 m的泥巖薄層段。孤東油田套變井套變位置在射孔井段頂界以上至20m范圍內(nèi)的井占套變井總數(shù)的57%。這個(gè)部位地層大部分是泥巖或粉砂質(zhì)泥巖的混合層段，誘發(fā)套變的主要原因是某一方向注入水進(jìn)入泥巖或粉砂質(zhì)泥巖后，粘土吸水膨脹，改變了巖層的力學(xué)性質(zhì)和應(yīng)力狀態(tài)，致使泥巖

40、產(chǎn)生位移和變形，在井眼周圍產(chǎn)生非均應(yīng)力分布，造成套管彎曲或錯(cuò)斷[10]。</p><p>　　3.1.3油層出砂造成套管損壞</p><p>　　在目前所開(kāi)發(fā)的油田中，出砂油層一般為弱膠結(jié)疏松砂巖油層。對(duì)于這類油層出砂，在不考慮水對(duì)結(jié)構(gòu)破壞的情況下，從力學(xué)上講其出砂原因是油流的機(jī)械力先將油層局部結(jié)構(gòu)破壞，變成無(wú)膠結(jié)的散砂，油流將散砂攜帶走，造成油井出砂。由于油層出砂，首先在炮眼附近形成空洞

41、，一旦空洞形成，將會(huì)造成局部應(yīng)力集中，對(duì)油層結(jié)構(gòu)造成進(jìn)一步的破壞。有關(guān)研究認(rèn)為：油層少量出砂時(shí)空洞只存在于各射孔附近，大量出砂后形成的空洞只存在于油層頂部的一部分，并占據(jù)油層的整個(gè)厚度，但隨著空洞的增大，空洞占據(jù)的油層頂部也相應(yīng)增多。如果上覆地層產(chǎn)生坍塌，空洞將存在于上覆層內(nèi)。油層上覆地層重力主要靠油層來(lái)承擔(dān)。當(dāng)油層大量出砂后，破壞了巖石骨架的應(yīng)力平衡，油層壓力在開(kāi)采過(guò)程中出現(xiàn)較大幅度的下降。當(dāng)上覆地層壓力大大超過(guò)油層孔隙壓力和巖石骨架

42、結(jié)構(gòu)應(yīng)力時(shí)，相當(dāng)一部分應(yīng)力將轉(zhuǎn)嫁給套管，當(dāng)轉(zhuǎn)嫁到套管的壓力大于套管的極限強(qiáng)度時(shí)，套管失穩(wěn)，出現(xiàn)彎曲、變形或錯(cuò)斷。</p><p>　　由于油層出砂導(dǎo)致的套管損壞在孤東油田和遼河油田中較為常見(jiàn)。孤東油田的主力油層館陶組屬于河流相沉積，而Ng上層系又是主河道沉積微相，地層發(fā)育好，膠結(jié)疏松，有很好的滲透性。因此，隨著地層長(zhǎng)期強(qiáng)注強(qiáng)采，首先在射孔炮眼附近形成空洞，空洞出現(xiàn)后，先造成局部應(yīng)力集中，對(duì)油層結(jié)構(gòu)進(jìn)一步破壞，在固

43、定產(chǎn)液速度下，油層結(jié)構(gòu)的破壞局限在一定半徑范圍內(nèi)。油層出砂形成空洞后，由原來(lái)油層承受的重力除了空洞中流體承受一部外，相當(dāng)一部分轉(zhuǎn)嫁給了套管。當(dāng)轉(zhuǎn)嫁力達(dá)到或超過(guò)套管的極限強(qiáng)度時(shí)，套管失穩(wěn)，產(chǎn)生彎曲變形，嚴(yán)重的甚至造成套管錯(cuò)斷。遼河油田曙23井由于出砂在1244m以下，引起套管變形,導(dǎo)致下部的17根油管嚴(yán)重變形[11]。</p><p>　　3.1.4巖層滑動(dòng)造成套管損壞</p><p>　　

44、油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)資料表明，地下巖層或多或少有軟弱夾層，多則四、五層，少則一層。在軟弱夾層不吸水時(shí)，在原始地應(yīng)力的作用下巖層保持穩(wěn)定。但軟弱夾層一般都具有較強(qiáng)的吸水能力，在油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)注入壓力達(dá)到一定值后，注入水通過(guò)裂縫竄到軟弱夾層，使它吸水，改變其物理性能，強(qiáng)度降低，導(dǎo)致巖層失穩(wěn)滑動(dòng)，從而造成油水井套管損壞。從圍巖蠕變引起非均勻地應(yīng)力作用在套管上，可以解釋油水井損壞的現(xiàn)象，然而，現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查中發(fā)現(xiàn)了不少油水井套管錯(cuò)斷和在一定層位出現(xiàn)大

45、斷套管軸線偏移現(xiàn)象，還有相當(dāng)部分的套管損壞并不是發(fā)生在地應(yīng)力較高的深井段，而是發(fā)生在淺井段。</p><p>　　如扶余油田、玉門老君妙油田套管損壞多集中在300～600m之間。扶余油田所采用的套管鋼級(jí)為J-55鋼級(jí),壁厚5.69和6.35mm，其擠毀強(qiáng)度分別為28.2和29.1MPa，若按泥巖蠕變算，其“等效擠壓載荷”為11.4MPa，顯然扶余油田泥巖蠕變不是造成套管損壞的原因。通過(guò)分析認(rèn)為地層滑動(dòng)是造成套管變

46、形、錯(cuò)斷及彎曲損壞的一種原因[12]。</p><p>　　3.1.5斷層復(fù)活造成套管損壞</p><p>　　在油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于地殼升降、地震和高壓注水作用等原因，使原始地層壓力發(fā)生變化，將引起巖體力學(xué)性質(zhì)和地應(yīng)力的改變，使原有平衡的斷層被誘發(fā)復(fù)活，特別是注入水侵蝕后，更加劇對(duì)套管的破壞作用，造成成片套損區(qū)的發(fā)生。我國(guó)港西、大慶和吉林油田有部分套管損壞集中在斷層附近，這就是斷層復(fù)活造

47、成的后果。一旦斷層復(fù)活，就將形成斷層附近井的套管出現(xiàn)成片損壞，而且造成套管損壞的程度比較嚴(yán)重，多數(shù)損壞為套管錯(cuò)斷類型，其損壞位置和斷層深度基木一致。對(duì)于一個(gè)未開(kāi)發(fā)油田，在沒(méi)有地震和地殼運(yùn)動(dòng)的情況下，其地應(yīng)力是平衡的，斷層處于穩(wěn)定狀態(tài)。油田大面積高壓注水開(kāi)發(fā)后，隨著高壓注水時(shí)間的延長(zhǎng)，一方面是地層空隙壓力增加，改變了原始地應(yīng)力，因其地應(yīng)力不平衡或是區(qū)塊空間空隙壓差增大；另一方面當(dāng)注水進(jìn)入斷層接觸面，造成接觸面泥化，使其內(nèi)摩擦系數(shù)減小，尤其

48、是當(dāng)斷層不密封時(shí)，注入水在斷層面迅速推移，在接觸面起潤(rùn)滑作用，使層面間的膠合力和內(nèi)摩擦力系數(shù)趨于零，大大降低了兩層之間的抗剪應(yīng)力，斷層處于不穩(wěn)定狀態(tài)，在上下盤不太大的壓差或重力作用下推動(dòng)斷層滑動(dòng)，剪擠套管，從而導(dǎo)致套管損壞。</p><p>　　據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至1999年底統(tǒng)計(jì)，大慶油田采油五廠722口套損井中位于斷層附近的有382口，占52.9%。其中，杏南開(kāi)發(fā)區(qū)619口套損井有332口井在斷層附近，太北開(kāi)發(fā)區(qū)79

49、口套損井有36口井在斷層附近，高臺(tái)子油層24口套損井有14口在斷層附近[13]。</p><p>　　3.1.6地震活動(dòng)造成套管損壞</p><p>　　地球是一個(gè)不停運(yùn)動(dòng)的天體，地下地質(zhì)活動(dòng)也從未間斷，根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)資料一，每天地表、地殼的微震達(dá)上萬(wàn)次，地震是由于地應(yīng)力發(fā)生變化，打破原有的地應(yīng)力平衡，釋放過(guò)剩能量的結(jié)果。每一次地震都使地應(yīng)力進(jìn)行重新調(diào)整，達(dá)到新的平衡，較嚴(yán)重的地震可以產(chǎn)生

50、新的構(gòu)造斷裂和裂縫，也可使原生構(gòu)造斷裂和裂縫活化，因此地震引起地應(yīng)力變化導(dǎo)致套管損壞的現(xiàn)象在國(guó)內(nèi)外大量出現(xiàn)。我國(guó)大慶油田的套管損壞與黑龍江省地震存在一致的關(guān)系。在時(shí)間上，套管損壞數(shù)量與地震頻次表現(xiàn)為同步增長(zhǎng)，套管損壞數(shù)量與地震震級(jí)有關(guān)，震級(jí)越大，套管損壞數(shù)量增多。</p><p>　　加利福尼亞長(zhǎng)灘的威明頓油田位于洛杉機(jī)沉積盆地西南邊緣附近。在20世紀(jì)50 年代沉降最嚴(yán)重時(shí)期，該油田有五、六次相對(duì)而言低震級(jí)(2～

51、4級(jí)) 的小型淺源地震記錄。震間上百口油井的套管發(fā)生錯(cuò)斷，導(dǎo)致套管損壞了很多[14]。</p><p>　　3.1.7油層壓實(shí)造成套管損壞</p><p>　　超高壓油層一般是欠壓實(shí)的，孔隙度和滲透率在同一深度比正常油層高，從超高壓油層中開(kāi)采油氣會(huì)導(dǎo)致油層和相鄰泥巖中的流體壓力的大幅度下降，原來(lái)由孔隙流體承受的上覆巖層負(fù)載轉(zhuǎn)加到沉積層骨架，使粒間壓力增大，造成嚴(yán)重的地層變形，隨著地層變形，

52、油井套管可能出現(xiàn)嚴(yán)重的變形。美國(guó)人以三維固結(jié)理論為基礎(chǔ)，用無(wú)限元方法對(duì)地層壓實(shí)進(jìn)行了數(shù)值模擬，研究地層壓實(shí)對(duì)套管變形的影響。模擬得出的結(jié)論是：開(kāi)采欠壓實(shí)高壓油藏時(shí)，不但在油藏內(nèi)，而且在相鄰的粘土、泥巖地層中也會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的壓實(shí)，從含油砂巖層以上4.6m到含油層底部層段，因地層壓實(shí)套管可能承受到很大的擠壓應(yīng)力而使其變形。</p><p>　　?？品扑箍撕屯郀柟栍吞锏暮癜讏子筒貥?gòu)造頂部附近區(qū)域的原始孔隙度高達(dá)50%。

53、油藏為異常高壓地層，生產(chǎn)壓力下降很快引起大規(guī)模壓實(shí)和套管錯(cuò)斷。如2000年，?？品扑箍擞吞飰簩?shí)了10m，穿透油藏的大部分油井至少發(fā)生過(guò)1次錯(cuò)斷，有些情況下會(huì)發(fā)生4次。每次破壞都需要進(jìn)行井下封堵，然后側(cè)鉆[14]。</p><p><b>　　3.2工程因素</b></p><p>　　3.2.1酸化壓裂對(duì)套損的影響</p><p>　　酸化使油

54、井附近的油層發(fā)生溶蝕作用，會(huì)產(chǎn)生溶洞或小洞，使套管周圍受力不均，另一個(gè)作用是溶蝕套管，降低套管的承載能力，從而導(dǎo)致套損。壓裂可將地層壓出裂縫，即超過(guò)地層破裂壓力，這樣會(huì)使油水井附近巖層受力不均，再者由于壓裂的重新定向使裂縫的方向偏離所設(shè)計(jì)方向，從而導(dǎo)致注入水進(jìn)入其它泥巖層，使泥巖層受力蠕變，加快了套損。</p><p>　　據(jù)統(tǒng)計(jì)，大慶長(zhǎng)垣西部的龍虎泡高臺(tái)子油層套損的9口注水井中，實(shí)施壓裂的5 口注水井，占總井?dāng)?shù)

55、的55.6%，說(shuō)明不當(dāng)?shù)膲毫岩?guī)模導(dǎo)致套管過(guò)早損壞[15]。</p><p>　　吐哈油田鄯善油田屬于低滲油田，投產(chǎn)初期油井采取整體壓裂改造措施，井口壓力較高，達(dá)到50-60MPa。該地區(qū)的井普遍采用酸化壓裂措施增產(chǎn)，在該地區(qū)統(tǒng)計(jì)的107口井中有21口套損井在損壞之前采取過(guò)酸化壓裂作業(yè)，而且大部分是在措施后1至5年內(nèi)發(fā)生套損[16]。</p><p>　　3.2.2套管材質(zhì)對(duì)套損的影響<

56、;/p><p>　　首先，套管本身存在微孔、微縫、螺紋不符合要求及抗剪、抗拉強(qiáng)度低等質(zhì)量問(wèn)題，在完井后的長(zhǎng)期注采過(guò)程中，將會(huì)出現(xiàn)套管損壞現(xiàn)象；其次， 套管螺紋加工不符合要求，或由于損傷而不密封。完井后，由于采油生產(chǎn)壓差或注水壓差長(zhǎng)期影響，導(dǎo)致管外氣體、流體從螺紋不密封處滲流進(jìn)入井內(nèi)，或進(jìn)入套管與巖壁的環(huán)空，分離后并聚集在環(huán)空上部，形成腐蝕性很強(qiáng)的硫化氫氣塞，將逐漸腐蝕套管，造成套管損壞；另外，套管管體尺寸的精度，如套

57、管的圓度、壁厚不均勻度對(duì)套管的抗擠壓臨界壓力的影響是不容忽視的。由于套管的材質(zhì)原因引起的套管損壞在全國(guó)各大油田中都較為常見(jiàn)。</p><p>　　1989年6月，渤南油田9口新井連續(xù)發(fā)生套管損壞。經(jīng)檢查，其中7口井的套管為阿根廷所產(chǎn)。進(jìn)一步檢驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)這批套管都不合格。</p><p>　　3.2.3固井質(zhì)量對(duì)套損的影響</p><p>　　固井是鉆井完井前極其重要的

58、工序，它直接關(guān)系到井的壽命和以后的注采關(guān)系，固井施工由于受到各方面因素影響較多，固井質(zhì)量難以實(shí)現(xiàn)最優(yōu)狀況，如鉆井井眼不規(guī)則，井斜、固井水泥不達(dá)標(biāo)、頂水泥漿的頂液不符合要求，水泥漿的密度低或高，或在固井過(guò)程中，鉆井液泥餅問(wèn)題、固井前沖洗井壁與套管外干凈程度，注水泥后套管拉伸載荷過(guò)小或過(guò)大等等，都將影響固井質(zhì)量，而固井質(zhì)量的優(yōu)劣將直接影響套管完井質(zhì)量與壽命。在許多情況下套管損壞往往是由于固井質(zhì)量差造成的。</p><p&

59、gt;　　研究發(fā)現(xiàn)，套管固井質(zhì)量完好時(shí)套管截面應(yīng)力是均勻的，固井水泥環(huán)可以減小和延緩地層圍巖對(duì)套管的作用，改善套管受力狀況，延長(zhǎng)套管使用壽命。濮城油田沙三段深層、高壓、低滲透油藏54口套損井中有14口是在固井質(zhì)量差的井段發(fā)生破損、套漏, 占該油藏套損井總數(shù)的25.9%[17]。</p><p>　　3.2.4射孔對(duì)套損的影響</p><p>　　油層射孔段套管的損壞在套損油水井中占有很高的

60、比例。而且對(duì)于射孔性能不同的套管，當(dāng)采用不同的射孔方法時(shí)，射孔后套管射裂的程度是有很大差別的。最好的射孔效果應(yīng)使射孔彈擊穿套管及水泥環(huán)并進(jìn)入地層一定深度，而在套管上不產(chǎn)生射孔裂紋。由于孔的存在，使套管抗擠能力有所降低，由于射孔裂紋的存在，在注采過(guò)程中井下動(dòng)載的作用下，將會(huì)使裂紋擴(kuò)展，最終發(fā)生套管低載荷脆裂，即使是套管射孔后未產(chǎn)生可觀察到的裂紋，但是由于孔眼周邊的不規(guī)則性，也會(huì)產(chǎn)生應(yīng)力集中，導(dǎo)致產(chǎn)生裂紋并隨之?dāng)U展。無(wú)裂紋射孔管的抗擠能力取

61、決于管體本身的條件以及射孔影響兩方面的因素。</p><p>　　通過(guò)對(duì)中原慶祖油田的套損井統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)29口套損井中，在射孔頂界以上的套損點(diǎn)有10個(gè)，占34.5%，在射孔井段中間套損點(diǎn)有14個(gè)，占48.3%，射孔底界以下有5個(gè)，占17.2%。由于射孔井段部位的內(nèi)外壓力, 套損承受壓力強(qiáng)度不同，易產(chǎn)生損壞。隨著油水井許多增產(chǎn)措施的進(jìn)行，對(duì)射孔井段的套管影響最大，易造成套管變形損壞。</p><p

62、>　　3.2.5高壓注水對(duì)套損的影響</p><p>　　油田注水開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，隨著注水壓力的增加及非平衡注水的實(shí)施，將加快套損速度。高壓注水主要體現(xiàn)在下面幾個(gè)方面：</p><p>　?。?）高壓注水引起地應(yīng)力增加，地殼巖石孔隙中可能有油、氣和水存在，這就使地下的巖石成為一相為固體，另一相為孔隙流體。流體壓力增加，在斷層附近和地層傾角較大的地方必然導(dǎo)致水平應(yīng)力增加。</p&g

63、t;<p>　　（2）高壓注水會(huì)使砂巖層發(fā)生垂向膨脹，使得套管承受附加拉應(yīng)力。</p><p>　　（3）注水壓力超過(guò)上覆地層壓力，吸水泥巖軟弱層產(chǎn)生橫向?qū)娱g位移及縱向位移破壞套管。高壓注入水壓開(kāi)泥巖層原生微裂紋、裂縫及層理面，由于“水楔”作用而形成對(duì)套管的破壞力，“水楔”作用對(duì)套管的破壞力與注水壓力，泥巖層原生微裂紋、裂縫及層理的發(fā)育程度較好時(shí)，這些泥巖層同樣會(huì)產(chǎn)生橫向?qū)娱g位移及縱向地層位移。&l

64、t;/p><p>　　（4）注入水竄入斷層面破碎帶且超過(guò)地層上覆壓力時(shí)，在特定條件下使斷層上升擠壞套管。</p><p>　　大慶油田于1972年將注水壓力提高到100大氣壓，油田地層壓力逐漸回升，1978年后地層壓力普遍上升到原始地層壓力以上，個(gè)別地區(qū)地層壓力高于原始地層60-70大氣壓。隨著注入壓力的升高，油、水井套管損壞井?dāng)?shù)逐年增加，1974年以前只有20口注水井套管損壞，年平均不到2口

65、；1974年一戶開(kāi)始出現(xiàn)油井套管損壞，到1978年套損井共79口年平均損壞15.8口。1979年和1980年，油、水井套管損壞146口，年平均損壞73口，相當(dāng)于兩年前的4.6倍。1981年11月底油、水井套管損壞127口，尤其是隨著注水壓力的增加，這種趨勢(shì)更加明顯[10]。</p><p>　　3.2.6注水井泄壓對(duì)套損的影響</p><p>　　在注水井泄壓過(guò)程中套損井?dāng)?shù)在總套損井中占有

66、一定的比例，注水井泄壓導(dǎo)致套管損壞的機(jī)理以及計(jì)算、預(yù)防措施等在注水井泄壓過(guò)程中，流體壓力急劇變化，井眼附近孔隙壓力下降迅速。修正的太沙基有效應(yīng)力原理可得知，地層中總的承壓系統(tǒng)包括兩部分，一部分為孔隙流體所承擔(dān)，另一部分為巖石骨架承擔(dān)在注水井泄壓中，巖層的總應(yīng)力基本不變，當(dāng)孔隙流體壓力突然變小時(shí)，巖石骨架承受的有效應(yīng)力增加。當(dāng)套管承受的有效應(yīng)力大于套管的抗擠強(qiáng)度時(shí)，套管即可能發(fā)生損壞。由于泄壓初期，地層孔隙壓力下降速度最快，所以套管承受的

67、有效應(yīng)力迅速增加。在注水井注水的過(guò)程中，井眼壓力始終高于地層流體壓力，注入水逐漸向油層遠(yuǎn)處滲流，油層壓力逐漸升高，隨著距井眼距離的增加，儲(chǔ)層壓力呈對(duì)數(shù)形式降低。這時(shí)，可以將井眼內(nèi)的高流體壓力視為套管的一個(gè)支護(hù)力，當(dāng)注水井泄壓過(guò)程中，井內(nèi)流體壓力突然降低，相當(dāng)于支護(hù)突然撤去，這樣套管承受的力必將急劇增加，從而導(dǎo)致套管破壞[6]。</p><p>　　3.2.7采油方式不當(dāng)造成的套管磨損</p><

68、;p>　　采油方式不合適是指采油過(guò)程中，所使用的有些采油措施不合適，如增加抽油機(jī)沖程、提高抽油機(jī)的沖次等。在抽油桿長(zhǎng)期的上下運(yùn)動(dòng)中，由于動(dòng)靜載荷的影響，油管長(zhǎng)期的在套管壁上蠕動(dòng)產(chǎn)生磨擦，造成套管磨損，中原慶祖油田已經(jīng)作業(yè)的Q19- 9井生產(chǎn)500天以上，起出后發(fā)現(xiàn)泵上30多根油管接箍均有不同程度的磨損，可想而知對(duì)套管的磨損也相當(dāng)嚴(yán)重[15]。</p><p><b>　　3.3腐蝕因素</b

69、></p><p>　　套管腐蝕是套管損壞的一種主要誘因，一旦套管腐蝕穿孔則會(huì)多點(diǎn)破漏。另外，腐蝕會(huì)加速套管的疲勞進(jìn)而過(guò)早變形和損壞。可見(jiàn)，套管防腐工作非常重要。據(jù)1996年3月78口外漏井統(tǒng)計(jì)，因腐蝕穿孔的套管井有34口，占43.6%。近幾年在井下大修取套的20口井中，套管腐蝕成洞眼的有5口井，占25%。1999年，對(duì)2口新井進(jìn)行了井壁超聲成像檢查，發(fā)現(xiàn)套管不同程度受到了腐蝕。如杏9-丁1-336井是19

70、99年5月完井的，1999年11月2日用井壁超聲成像進(jìn)行檢查時(shí)發(fā)現(xiàn)，在深度888.8～890.4m處有輕微腐蝕變形，在895.3～896.4m處腐蝕性破裂[16]。</p><p>　　3.3.1 溶解氧腐蝕</p><p>　　氧具有很強(qiáng)的腐蝕性，即使?jié)舛群艿停?×106以下），也可以引起嚴(yán)重的腐蝕。另外，水中的溶解氧對(duì)井下管材產(chǎn)生氧化去極化腐蝕作用，可加劇H2S或CO2所引起

71、的腐蝕。氧在水中的溶解度取決于壓力溫度和Cl一含量。氧的腐蝕通常表現(xiàn)為凹痕。</p><p>　　3.3.2 CO2腐蝕</p><p>　　地下水對(duì)套管的腐蝕為氫去極化腐蝕。CO2腐蝕程度取決于溫度、壓力、CO2含量、水的pH值、水的組份、沉淀物類型和流動(dòng)條件，其主要影響因素是CO2在水中的含量。低硫油井或凝析氣井中，局部腐蝕要比均勻腐蝕嚴(yán)重得多，特別是CO2分壓升高到0.1MPa時(shí)，碳

72、鋼的坑蝕更嚴(yán)重，局部腐蝕出大小不同、形狀各異的腐蝕疤和溝槽，腐蝕穿透率也很高，一般可達(dá)10mm/a。CO2腐蝕產(chǎn)物為FeCO3，含量高時(shí)呈灰白色，而且比較堅(jiān)硬，遇酸起泡。</p><p>　　3.3.3 H2S腐蝕</p><p>　　H2S在水中溶解度極高，呈弱酸性，井中的H2S來(lái)自地層或是由金屬硫化物與酸反應(yīng)產(chǎn)生。在地層中的H2S作為溶解氣存在于原油或地層水中。H2S溶于水與Fe2+

73、生成黑色難溶的FeS沉淀物緊貼套管表面，呈銹垢狀，而銹垢作為鋼材的陰極,加速腐蝕作用, 其結(jié)果表現(xiàn)為深麻點(diǎn)。</p><p>　　3.3.4 細(xì)菌腐蝕</p><p>　　油氣井中含有碳酸鹽還原菌、硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌。由SRB引起的腐蝕使硫酸鹽還原，這一反應(yīng)使陽(yáng)極恢復(fù)了極性, 從而引起腐蝕。SRB是一種厭氧菌，在適度條件下，可迅速繁殖，將硫酸鹽中的硫還原成二價(jià)硫，生成黑色FeS

74、。</p><p>　　3.3.5 鹽酸的腐蝕</p><p>　　油井酸化一般采用濃度為13%-16%的鹽酸，酸與套管反應(yīng)生成氫氣。若在高溫高壓下，鐵與酸的反應(yīng)相當(dāng)劇烈，造成套管損壞。</p><p>　　3.3.6 結(jié)垢腐蝕</p><p>　　這里的結(jié)垢是指腐蝕產(chǎn)物如FeS、FeCO3、Fe2O3等鐵化物, 及通常所指的在鋼鐵表面的沉積

75、物如CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4及硅垢污泥等。這些結(jié)垢很不均勻，不但起不到保護(hù)作用，相反會(huì)加速腐蝕。其腐蝕均為孔蝕，嚴(yán)重時(shí)穿孔，穿孔的速度除同Cl－含量有關(guān)外，還同介質(zhì)中的O2、H2S、CO2及SRB的繁殖有關(guān)。</p><p>　　垢下腐蝕是一種綜合性腐蝕。其機(jī)理是：介質(zhì)中所含活性陰離子穿透垢層后吸附在金屬表面，對(duì)金屬表面的氧化膜產(chǎn)生破壞作用。破壞處成為電偶陽(yáng)極，未破壞處成為陰極，于是形成電偶

76、電池。由于陽(yáng)極面積遠(yuǎn)比陰極小，故陽(yáng)極電流密度很大，很快就被腐蝕成小孔。同時(shí)，腐蝕電流流向小孔周圍的陰極，使這一部分受到陰極保護(hù)，繼續(xù)維持著鈍態(tài)，溶液中的Cl－隨著電流的流通，即向小孔內(nèi)遷移，使小孔內(nèi)形成FeCl2、NiCl2、CrCl等氯化物（其濃溶液可使小孔表面繼續(xù)保持活化狀態(tài)）。由于這是一個(gè)自催化溶解過(guò)程，小孔會(huì)進(jìn)一步腐蝕加深直到穿孔。</p><p>　　在氯化物如NaCl、KCl、CaCl2中，以CaCl

77、2的腐蝕作用最強(qiáng)，這是因?yàn)镃a2+的去極化作用最強(qiáng)。當(dāng)有腐蝕產(chǎn)物或結(jié)垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一種介質(zhì)時(shí)，均可以在垢下形成電偶電池腐蝕。以氧腐蝕為例，由于腐蝕產(chǎn)物的表面容易吸附許多氧原子，而氧濃度差的作用促使金屬表面陰極去極化，加速金屬表面的腐蝕。</p><p>　　當(dāng)有腐蝕產(chǎn)物或結(jié)垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一種介質(zhì)時(shí)，均可以在垢下形成電偶電池腐蝕。以氧腐蝕為例，由于腐蝕產(chǎn)物的表面容易吸

78、附許多氧原子，而氧濃度差的作用促使金屬表面陰極去極化，加速金屬表面的腐蝕。</p><p>　　第四章 套管損壞預(yù)防措施調(diào)研</p><p>　　由于套管的損壞對(duì)石油行業(yè)玉很大的影響，所以對(duì)于套管的損壞，對(duì)應(yīng)的預(yù)防措施很多，主要有以下幾個(gè)方面的措施：</p><p>　　4.1套管的保護(hù)技術(shù)</p><p>　　4.1.1鉆井過(guò)程中的套管保護(hù)

79、技術(shù)</p><p>　　選用合理的套管材質(zhì)不僅能增加單根套管的壽命，還能減少因更換套管而增加的作業(yè)量，大大提高鉆井的經(jīng)濟(jì)效益。選用合理的套管材質(zhì)主要有一下的要求：一是要增加套管設(shè)計(jì)強(qiáng)度提高其抗擠毀能力，在套管設(shè)計(jì)時(shí)，在容易引起套損的井段，如射孔段、泥巖層段、斷層附近等處上、下50m以內(nèi)，可以選用高強(qiáng)度的P110厚壁套管；二是選擇優(yōu)質(zhì)套管, 提高防腐能力，一般采用含碳的碳-錳-銅系列低合金的熱軋無(wú)縫鋼管或高頻直縫

80、焊管，或含鉻鐵素不銹鋼管。應(yīng)用套管接箍保護(hù)環(huán)減輕地層對(duì)臺(tái)肩面的正壓力。應(yīng)用套管上扣扭矩監(jiān)控技術(shù)主要是保證上扣質(zhì)量。</p><p>　　四川盆地深層氣井在鉆井及完井過(guò)程中，為了有效保護(hù)套管，提高油氣井的壽命和質(zhì)量，在部分深井鉆進(jìn)過(guò)程中，使用了非旋轉(zhuǎn)套管防磨保護(hù)工具。DY7井在四開(kāi)井段鉆進(jìn)過(guò)程中，使用了與Φ101.6mm鉆桿相匹配的非旋轉(zhuǎn)套管保護(hù)防磨套，數(shù)量共計(jì)29只。后來(lái)在現(xiàn)場(chǎng)收集井口返出鐵屑的情況，發(fā)現(xiàn)正常鉆進(jìn)

81、過(guò)程中，未使用防磨套時(shí)鐵屑量為12.48 g/m，使用防磨套后為3.08 g/m，鐵屑量減少了75.4%，其對(duì)套管的保護(hù)效果良好，可以有效減少套管磨損[23]。</p><p>　　4.1.2固井過(guò)程中的套管保護(hù)技術(shù)</p><p>　　套管扶正技術(shù)施工中，增加套管扶正器的使用數(shù)量，每2根套管加1個(gè)雙弓扶正器，油層段每根加1個(gè)剛性扶正器，保持套管居中。應(yīng)用優(yōu)質(zhì)水泥漿體系并優(yōu)選水泥添加劑應(yīng)用

82、低密度、塑性等優(yōu)質(zhì)水泥漿體系，并根據(jù)不同的地質(zhì)條件和井況，選擇不同的水泥添加劑，以確定凝固時(shí)間和提高水泥環(huán)的強(qiáng)度。對(duì)于易腐蝕的區(qū)塊，固井時(shí)將油層套管外的水泥返高盡量設(shè)計(jì)的高一些，可延緩氣體對(duì)套管的腐蝕，預(yù)防套漏，阻止外部水源侵入，特殊條件下返高至井口。</p><p>　　4.1.3射孔過(guò)程中的套管保護(hù)技術(shù)</p><p>　　開(kāi)展射孔參數(shù)與套損井產(chǎn)能適應(yīng)性研究，減少射孔對(duì)套管的影響。雙復(fù)

83、射孔器是集射孔和高能氣體壓裂于一體的新式射孔工藝，該技術(shù)可以提高射孔彈的穿深，提高一次成功率，避免重復(fù)射孔。水力噴射射孔集射孔和解堵于一體，該技術(shù)不僅射孔孔徑大、穿透深，而且對(duì)套管有保護(hù)作用。</p><p>　　4.1.4井下套管狀況監(jiān)測(cè)技術(shù)研究</p><p>　　井下?tīng)顩r監(jiān)測(cè)是處理井下各種事故的前提和依據(jù)。目前油田已擁有多種井下套管技術(shù)狀況檢測(cè)儀器。主要包括超聲波井下電視儀、磁記憶檢

84、測(cè)技術(shù)、機(jī)械井徑測(cè)井儀和垂直測(cè)井儀等。</p><p>　　4.1.5油水井套管防腐技術(shù)研究</p><p>　　第一種：油水井中應(yīng)用殺茵劑和緩蝕劑等化學(xué)防腐技術(shù)，常用緩蝕劑有重鉻酸鹽、磷酸鹽、有機(jī)胺類等，加緩蝕劑是既有效又經(jīng)濟(jì)的控制腐蝕的手段。第二種：取陰極保護(hù)技術(shù)，可以減緩套管因電化學(xué)作用造成腐蝕破壞，方法是在套管上施加外加電流，使套管外壁的全部陽(yáng)極區(qū)變?yōu)殛帢O區(qū)，使腐蝕電流變?yōu)榱慊蜇?fù)值

85、，從而使套管免遭破壞，其實(shí)質(zhì)是將腐蝕轉(zhuǎn)移到陽(yáng)極上。</p><p>　　4.2搞好套管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)</p><p>　　在進(jìn)行抗拉、抗擠強(qiáng)度設(shè)計(jì)時(shí)，要特別注意滿足鹽膏層、斷層、泥頁(yè)巖地層等復(fù)雜井段的抗擠強(qiáng)度的需要，必要時(shí)可應(yīng)用特殊厚壁套管或雙層套管來(lái)提高復(fù)雜井段套管的抗擠強(qiáng)度，也可考慮下技術(shù)套管封住復(fù)雜井段。設(shè)計(jì)時(shí)要考慮高壓注水、大型壓裂對(duì)套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的要求。</p><

86、;p>　　中原油田是典型的復(fù)雜斷塊油氣田，鹽層多、厚度大。由于受鹽層塑性流動(dòng)和高地應(yīng)力諸多因素的影響。套管損壞十分嚴(yán)重，每年有200多口套損井發(fā)生。因此，中原油田開(kāi)發(fā)研制了直徑152.4mm的TP130TT高抗擠套管，從根本上解決了鹽巖層、鹽膏層、泥巖層射孔段套管損壞問(wèn)題，延長(zhǎng)了油氣水井壽命。該套管在中原油田濮135正式投入現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用以來(lái)。施工順利，未發(fā)現(xiàn)套管質(zhì)量題；而且從投產(chǎn)情況看，未發(fā)現(xiàn)套管變形等套管損壞事故發(fā)生[17]。<

87、;/p><p>　　大慶油田的薩零組底至薩二組頂是高塑性底層，對(duì)套管具有嚴(yán)重的危害，因此，這些油田的套管都采取了一些技術(shù)措施，如加厚套管壁，提高套管鋼級(jí)，或下雙層套管[10]。</p><p>　　4.3提高鉆井工程質(zhì)量</p><p>　　提高井身質(zhì)量，盡量減少井眼狗腿度和井徑擴(kuò)大率。嚴(yán)把套管質(zhì)量關(guān)，入井前認(rèn)真檢查、丈量、通徑，不合格的套管嚴(yán)禁入井。嚴(yán)格控制套管上扣扭

88、矩，保證施工質(zhì)量。努力提高固井質(zhì)量，防止水泥漿竄槽、井漏、替空或低返。對(duì)設(shè)計(jì)水泥返高以上的套管自由段，采用低密度水泥漿封固，使水泥返至地面，提高套管抗擠和防腐能力。</p><p>　　例如孤東油田對(duì)于鉆井工程質(zhì)量的要求有：提高鉆井固井質(zhì)量，確保油層套管與地層環(huán)空內(nèi)的水泥環(huán)固結(jié)良好。建議在油層部位及油層上界井段50m范圍內(nèi)采用P-110鋼級(jí)的套管。為防治套管接頭絲扣處密封失效，可采用偏梯形扣套管螺紋連接，在絲扣處

89、涂高溫密封脂并上緊上滿等[18]。</p><p>　　4.4確保固井質(zhì)量,優(yōu)化射孔方案</p><p>　　設(shè)計(jì)套管管柱時(shí)，充分考慮采油、注水、地應(yīng)力變化等動(dòng)態(tài)因素，結(jié)合地層特性、開(kāi)采方案和出砂規(guī)律進(jìn)行套管受力分析，按照套管實(shí)際變形規(guī)律與可能的破壞方式進(jìn)行結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)；在固井時(shí)，選用高強(qiáng)度優(yōu)質(zhì)水泥固井，優(yōu)選添加劑類型，改善水泥凝固質(zhì)量，設(shè)計(jì)合理的注水泥參數(shù)，采用可靠的注水泥設(shè)備及工藝，同時(shí)對(duì)

90、固井質(zhì)量進(jìn)行嚴(yán)格檢查，保證高質(zhì)量固井；在射孔時(shí)，射孔孔眼的微裂紋疲勞擴(kuò)展及疲勞腐蝕都會(huì)造成套管早期破裂，因此，在套管設(shè)計(jì)時(shí)充分考慮射孔影響, 進(jìn)一步優(yōu)化射孔參數(shù)，如槍、彈類型，孔眼密度、分布等。</p><p>　　例如大港港西油田采用的針對(duì)射孔的方法有以下幾點(diǎn)：一是對(duì)新開(kāi)井完井應(yīng)盡量使用大的射孔槍或采取井筒扶正措施,保證射孔槍身在套管內(nèi)居中；二是應(yīng)盡可能避免采取重復(fù)射孔[19]。這樣就大大減少了套管發(fā)生損壞的可

91、能性。</p><p>　　4.5合理設(shè)計(jì)注水參數(shù), 規(guī)范注水操作規(guī)程</p><p>　　為了使油井增產(chǎn)，很多井都使用了注水技術(shù)。甚至有些井還采用了高壓注水，這樣就可能導(dǎo)致套管損壞。因此對(duì)于注水有以下要求：嚴(yán)格控制注水排量、注水壓力；根據(jù)井內(nèi)套管強(qiáng)度、固井質(zhì)量、投產(chǎn)年限、腐蝕和磨損情況等因素來(lái)確定注水參數(shù)。</p><p>　　大慶長(zhǎng)垣西部油田由于套損現(xiàn)象較為嚴(yán)重

92、，并且有很多是由于注水引起的，因此該對(duì)油田的古622井和英37井對(duì)注水參數(shù)進(jìn)行了合理的設(shè)計(jì)，使得該處的井發(fā)生套管損壞的現(xiàn)象大大減少[11]。</p><p>　　4.6加強(qiáng)對(duì)增產(chǎn)措施的管理</p><p>　　采取壓裂、酸化、解堵、高壓增注措施時(shí)對(duì)套管要有保護(hù)措施，如合理選擇參數(shù)，完善操作規(guī)程，一般情況下壓裂壓力不得超過(guò)套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的80%，采用封隔器保護(hù)套管等。計(jì)量要準(zhǔn)確，嚴(yán)禁將酸液替

93、入套管環(huán)空。</p><p>　　4.7加強(qiáng)套管防腐工作</p><p>　　開(kāi)展套管防腐工作的研究，加強(qiáng)對(duì)套管腐蝕監(jiān)測(cè)；采取合理的井身結(jié)構(gòu)，盡量減少或避免油層套管暴露在裸眼井段；加強(qiáng)入井液的管理；根據(jù)不同情況，采取化學(xué)防腐、內(nèi)涂層防腐、陰極保護(hù)等措施，以減緩套管腐蝕，延長(zhǎng)油井壽命。套管防腐工藝應(yīng)用了電化學(xué)防腐和提高固井質(zhì)量?jī)煞N方法。</p><p>　　中原慶祖油

94、田對(duì)于防腐蝕工作有以下要求：高含水油井要定期定量加油井緩蝕劑，使油層套管、井下管柱、地面集輸管網(wǎng)都得到防腐保護(hù)；加強(qiáng)注入水水質(zhì)處理與日常管理，使注入水水質(zhì)全部達(dá)到部頒標(biāo)準(zhǔn)；注水井定期定量加環(huán)空保護(hù)液或環(huán)空水質(zhì)穩(wěn)定劑[15]。</p><p>　　4.8選擇合適的防砂方法預(yù)防套管損壞</p><p>　　油井投產(chǎn)前進(jìn)行先期防砂，注重保護(hù)井筒附近油層，防止形成虧空帶，以保持對(duì)上覆巖層的支撐力。

95、對(duì)已出砂的油水井采用后期顆?；瘜W(xué)防砂，恢復(fù)油層支撐能力，杜絕上覆巖層因虧空造成的應(yīng)力集中。</p><p><b>　　結(jié)論與建議</b></p><p>　　本文得到的結(jié)論有以下幾點(diǎn)：</p><p>　?。?）套管損壞在國(guó)內(nèi)外各大油田中都很嚴(yán)重，是導(dǎo)致石油開(kāi)采難度增加的一個(gè)重要因素，因此對(duì)于套管損壞的研究具有重要的意義。</p>

96、<p>　　（2）套管損壞類型很多，主要分為機(jī)械作用類型和化學(xué)作用類型。機(jī)械作用類型有錯(cuò)斷、拉斷和擠壓三種類型；化學(xué)作用類型主要是由于化學(xué)腐蝕導(dǎo)致的套管損壞。</p><p>　　（3）套管損壞的原因很多，主要分為地質(zhì)因素、工程因素和腐蝕因素。地質(zhì)因素包括地應(yīng)力集中、泥巖吸水蠕變和膨脹、油層出砂、巖層滑動(dòng)、斷層復(fù)活、地震活動(dòng)、油層壓實(shí)等；工程因素包括酸化壓裂、套管的材質(zhì)、固井質(zhì)量、射孔、高壓注水、注

97、水泄壓、采油方式不當(dāng)?shù)?；腐蝕因素包括溶解氧腐蝕、CO2腐蝕、H2S腐蝕、細(xì)菌腐蝕、鹽酸的腐蝕、結(jié)垢腐蝕等。</p><p>　?。?）套管損壞的預(yù)防措施很多，主要有套管的保護(hù)技術(shù)，套管保護(hù)技術(shù)是指在鉆井過(guò)程、固井過(guò)程和射孔過(guò)程對(duì)套管的保護(hù)；搞好套管柱的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)；提高鉆井工程質(zhì)量；確保固井質(zhì)量，優(yōu)化射孔方案；合理設(shè)計(jì)注水參數(shù)，規(guī)范注水操作規(guī)程；加強(qiáng)套管防腐工作；選擇合適的防砂方法預(yù)防套管損壞等。</p>

98、<p>　　對(duì)于套管損壞，我有如下建議：</p><p>　?。?）應(yīng)該加大套管損壞的研究的力度，其中主要是括損壞機(jī)理和損壞預(yù)防措施的研究。</p><p>　　（2）對(duì)于已經(jīng)發(fā)生損壞的套管，應(yīng)當(dāng)盡量補(bǔ)救，降低經(jīng)濟(jì)損失。</p><p>　?。?）多多借鑒國(guó)外在這方面的經(jīng)驗(yàn)。</p><p><b>　　參考文獻(xiàn)<

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