地层 馆陶组 馆陶组 馆陶组 馆陶组 沙四段 沙二段
（二）套损规律分析 3、套损时间
胜利油田套损井历年发现数量图
600
年新增套损
533
500
井近400口
468 433
400
367 389 377
300
253 254 271 281
204
200 105 112 125 118 138 145
100
68
报 生 停产 废 产总井 总 井井总 井 总数数数 套其因损 中套井 套损 损数 变停 报井产 废
（一）套损井基本状况
广利油田因地层水矿化度高，腐蚀严重，成为 套损最严重的油田之一，自74年投入开发，86年开 始出现套损井，至2003年4月套损井高达106口， 占油水井总数的 41.8％，套损井的大量出现使得广 利油田开井数和产量急剧下降，开井数下降到145 口，年产量下降到20万吨。
2、套损部位
在平面上，套损井多分布于断层附近、地层 倾角大的区块，占套损井总数的30％。
0X175
20104
（二）套损规律分析
2、套损部位
在纵向上，套管损坏主要分布在新生界各个 地层中，以馆陶组最为严重，沙河街组次之。
油田 埕东 孤岛 孤东 临盘 平方王 胜坨
平均套损深度（m） 1160 1230 1310 1600 1460 1950
量 因
之间胶结不牢固
素
水泥凝固后强度低
（三）套损原因分析 7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键
水泥环 有效 应力 /MPa
240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20
0 0
偏心 居中
20
40
60
80
套 管内压 /MPa
100
120
套管偏心有限元计算模型
在相同内压与地应力条件下，套管居中与套管偏心 时水泥环的有效应力相差20％甚至达一倍.
套窜 1%
弯曲 34%
破裂 16%
缩径 25%
弯曲 缩径 破裂 错断 穿孔 套窜
（二）套损规律分析 2、套损部位
4% 55%
16% 25%
水泥返高以上
水泥返高与油层上界 之间 油层上下界之间
油层下界以下
套损部位主要集中在射孔井段附近，位于射孔 井段及其上下界50米以内的套损井占81%。
（二）套损规律分析
3、坍塌错断井打通道技术
坍塌错断井是指上部套管错断，下部套管被套管外的流
砂、砾石充填，且套管外地层塌落，套管错断上端口成
临自71由-3悬井挂是状一态，口与51下/2端″口坍不塌在错同断一井轴，线上该。井通通过过采扶用正扶 胀正套上、部挤套灰损稳段定，封、固磨坍铣塌打层通，道钻塞、打套通管道补处接理井后眼，，射再孔
井号：营52-斜3
结论：套管破裂
井号：GD2-33-532 结果：井内落物
井号：GDX2-4 结论：开窗
套损井检测技术
利用这些技术，可以定性、定量的检测出套 管弯曲、错断、长距离缩径、漏失等损坏情况， 察看井下落物形状、射孔孔眼位置及数量、套管 接箍的上扣情况等，还可以对修井过程中的施工 情况进行随时检测。
胜利油田套损井综合治理 及应用效果
开发管理部 二○○五年二月
前言
胜利油田经过四十多年的开发生产，地层的流体 场、应力场发生了很大变化，加之频繁的油水井增产 增注措施和修井作业以及完井固井质量、套管材质与 腐蚀等诸多因素的影响，使油水井套管技术状况变得 越来越差，每年新增套管变形、穿孔、破裂等套损井 近400口，导致部分单元注采井网二次不完善，储量 控制程度变差，在很大程度上制约了油田开发的良性 循环。为此，有限公司从2003年开始组织开展了 “套损井综合治理工程”，取得了初步效果。
1、完善和发展了传统套管检测Fra bibliotek艺对打铅印验套、薄皮管验套、封隔器验漏、 井温测井验漏等常规的单项套管检测手段进行了 改进和完善。
改进了封隔器的结构，采用了更为合理的验 漏方法，提高了验套的精确度，可以将漏失段确 定在0.5m范围内，并可根据漏失量分析出漏洞的 大小。
发展了传统的套损井检测技术
研制侧面打印器检测技术 利用可变形材料对井下变形、破损部位进
套管内壁沟槽
目录
汇报内容
一、套管损坏原因及机理分析 二、套损井综合治理技术进步与发展 三、套损井综合治理效果 四、体会与认识
两年来通过发展传统的套损井检测技术，引进 先进的光纤井下电视检测设备，丰富套管漏失的封 堵工艺，突破修井工艺的瓶颈，储备套管修复的新 技术，提升了套损井治理的水平。
套损井综合治理“三大”技术系列
181668171885 133
76 5144282917 3
64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 2002
套损井的平均正常生产年限仅为11年
胜利油田套损井套管使用年限饼状图
1%
3%
7%
11% 小于等于5年
6-10年
11-15年
引进了先进的光纤井下电视检测设备
通过引进美国DHV公司先进的光纤井下视像 系统，并进行配套应用，为套损井检测提供清晰、 连续、实时的井下图像，为分析井下状况提供了 更加直接的依据。
耐压 69MPa 耐温 120℃（高温150℃） 适用井深 4000m 仪器外径 43mm（高温54mm） 测井方式 通过73mm油管，光纤下入 数据输出 视频输出
16-20年
24%
21-25年
26-30年
31-35年
5年之内的套损井占23％
23%
6-10年的套损井占31％
11-15年的占24％
31%
15年以上的占22％
（三）套损原因分析
套管在固井、射孔、投产及修井作业过程 中，具有复杂的工况和受力条件，在对套管 损坏状况进行统计归类，并对形成套管损坏 的因素和损坏机理进行分析的基础上，认为 造成胜利油田套管损坏的原因是多方面的。
29 32 28 39 47 44 42
3 45
0
75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002
（二）套损规律分析
3、套损时间
套损井集中71-73年、 84-94年完钻井中，这
（三）套损原因分析 8、修井作业施工造成套管损坏
套磨铣施工时当 钻压过大或鱼顶不平 正，套铣头（磨鞋） 的切削面呈倾斜状， 使得切削面的边缘部 分与套管接触。
（三）套损原因分析 8、修井作业施工造成套管损坏
打捞或其 它施工时，下 井工具被挤在 落鱼与油层套 管的环形空间 中，套管在该 部位受到了变 形损伤。
目录
汇报内容
一、套管损坏原因及机理分析 二、套损井综合治理技术进步与发展 三、套损井综合治理效果 四、体会与认识
（一）套损井基本状况
2003年初，有限公司组织开展了“油水井套 管损坏状况大调查”活动，对套管损坏状况、损坏 原因、损坏规律进行了分析探讨。
428717325381372255
1502 1（（ 8（ 321526093498.12%98%7）%）） （12%）
渤南、纯化、商河等油田： 主力油层埋藏深，胶结致密， 渗透率低，层间差异大，自然 产能小，往往需要进行压裂、 酸化等增产增注措施作业,容易 造成套管弯曲、变形、错断。
（三）套损原因分析
5、注高压高温蒸汽引起的交变热应力是稠油热 采油藏套管损坏的主要原因
单家寺、草桥、金家等油田： 在多轮次蒸汽吞吐采油过程中，套管承受高温、高压 引起的交变热应力负荷影响。注蒸汽时，温度高达 300-350℃，引起套管热胀伸长，造成局部塑性变形； 停注时注套汽管温收度缩场，引起塑性变形部位的结构损伤。
（二）“打”——套损井打通道技术
套损井修复中一个重要工序是“打通道”， 只有修出了通道，打捞、封堵、套管补贴、下小 套管固井等一系列的技术才可实施。
通过发展完善、攻关研究，初步形成了套管 缩径整形、非坍塌错断井打通道、坍塌错断井打 通道、弯曲坍塌套损井打通道等配套技术。
1、套管缩径整形技术
对于套管弯曲变形不大 的，可采用整形工具如 梨形整形器、辊子整形 器、铣锥进行机械整形 工艺修复。
7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键
井身、井径、井封质量等 达不到标准
钻 井 运送套管时不加套管护箍 质 量 不清理丝扣、未涂密封脂 因 、上扣不紧或上斜扣 素
卡瓦、大钳不合格在套管 上咬出牙痕
（三）套损原因分析 7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键
水泥浆窜槽
固
井
质 套管与水泥环、水泥环与地层
水 导致断层或破碎带“复活”，地层错动。
4、高压注水进入泥岩后会产生微裂纹，形成“浸水 域”，发生蠕变，形成比上覆岩层压力要大得多的 蠕变力，挤坏套管。
（三）套损原因分析
2、不合理注水开发，是诱发套管损坏的直接原因
地 层 软
红 黄
化
表
的 套 管
示 应
应
力
力 分 析
较 大
当高压注入水进入泥岩层形成水浸后，泥岩地层吸水软
机 械 整 形 示 意 图
机械整形
1、套管缩径整形技术
套管变形量超过套管内 径的12%时，采用爆炸 整形工艺修复，利用火 药燃爆瞬间产生的巨大 能量，使套管向外扩张 膨胀。
爆炸整形示意图
2、非坍塌错断井打通道技术
依靠钻具旋转和加载到磨铣工具上部的钻具重 量，使磨铣工具在旋转过程中侧面或端面的硬质合 金磨铣损坏的套管，适用于通径大于Ф90mm的错 断井修复。
行打印检测，可以获得直观的变形情况。