１２Ｏ　西部探矿工程　２０１２年第６期　

套损井原因分析及治理对策　

向　蓉　，王　飞，徐杰斌　

（长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆城７４５１００）　

摘要：随着油田开发时间的延长，油水并套损问题日益突出，成为制约油田稳产和高效开发的不利　

因素。对套管损坏机理进行了认真分析，总结了套管损坏的预防措施和长效治理措施，对今后套损并　

的治理提供了一定的经验和指导作用。　关键词：套管损坏；机理研究；长效防治；工艺技术　

中图分类号：ＴＥ２文献标识码：Ｂ文章编号：１００４－－５７１６（２０１２）０６—０１２Ｏ—Ｏ５　

陇东油田大部分区块均为老油田区块，老井套损所　

占的比例越来越高，严重地影响到油水井正常生产，甚　

至被迫停产，同时增加了井筒和管线维护作业工作量和　成本，不利于油田的高效开发，给油田的持续稳产带来　

了一定困难，特别是部分采出程度低、可采储量大的区　

块。因此，从理论和生产实际上对其治理工艺技术进行　

一些分析总结是有必要的。　

１套损机理研究　

１．１材质及固井质量影晌　

套管本身存在微孔、微缝，螺纹不符合要求，抗剪、　抗拉强度低等质量问题，在完井后的长期注采过程中，　

慢慢出现套损现象。固井方面存在钻井井眼不规则、井　

斜、固井水泥不达标、水泥与岩壁胶结固化不好、注水泥　后套管拉伸载荷过大或过小等问题，都将影响固井质　

量，而固井质量的优劣将直接影响套管完井的质量与寿　

命［引。　

１．２射孔造成的损坏　

射孔造成套损主要原因有３种：一是出现管外水泥　

环的破裂，甚至出现套管破裂现象，特别是无枪身射孔　

对套损程度更大。二是射孔时，深度误差过大或者误　

射，这对于二次、三次加密井的薄互层尤为重要。误将　

薄层中的隔层泥岩、页岩射穿，将会使泥页岩受注人水　

侵蚀膨胀，导致地应力变化，最终使套管损坏。三是射　

孔密度选择不当，影响套管强度　ｊ。　

１．３出砂造成套损　

当油层大量出砂后，上覆岩层失去支撑，打破了原　

有平衡，将产生垂向变形，当上覆地层压力大大超过油　层孔隙压力和岩石骨架结构应力时，相当一部分应力将　

传给套管，当传到套管的压力大于套管的极限强度时，　套管将出现变形或错断【３］。　

１．４地质因素引发的套损　

在进人中高含水期后套损井逐年增多，主要是地层　

水和注人水加快流动，进入断层或地层破碎带，使胶结　

物质水化，导致断层或破碎带“复活”，再加上地层本身　

的不稳定，造成套管损坏。再一个是地层倾角大，高压　

水进入２种岩性的界面后，减小了滑动摩擦，使上下岩　

层相对滑动，对套管产生一个剪切力。套损主要是受断　

层蠕动影响造成套管损坏。　

套损井主要分布于地层倾角大、断层附近的区域，　套损受地质构造因素影响很大。地层不稳定是套管错　

断、破裂损坏的一个主要因素＿２］。　

１．５腐蚀造成套损　

套管腐蚀主要是化学腐蚀、电化学腐蚀、生化腐蚀。　

化学腐蚀、电化学腐蚀主要是发生在高矿化度的地下水　

对套管的腐蚀；生化腐蚀主要是指硫酸盐还原菌、硝酸　

盐还原菌等造成的腐蚀。　

１．５．１　Ｃ０２腐蚀　

局部位置高浓度ＣＯ。气体溶解在水中形成碳酸，　

产生氢去极化反应，形成局部坑蚀。金属材料在ＣＯ。　

水溶液中的腐蚀，从本质上说是一种电化学腐蚀，符合　

一般电化学腐蚀特征。在油气田上ＣＯ。造成的腐蚀破　

坏，主要是由腐蚀产物膜局部破损处的点蚀，引发环状　

腐蚀导致的蚀坑和蚀孑Ｌ。这种局部腐蚀由于阳极面积　

小，往往穿孑Ｌ的速度很快。但ＣＯ。溶液对钢的腐蚀比　

＊收璃日期：２０１ｌ　ｉ０一ｌ　７修回日期：２０ｌｉ－１０－１９　第一作者简介：向蓉（１９７９一）．男（汉族）．湖惠常德人．工程师．现从　井下作业相哭技术研究　鹰用工作。

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同一ｐＨ值的酸液腐蚀严重，其主要原因是ＣＯｚ能够　

对Ｈ＋放电反应起催化作用口］。　

１．５．２　Ｏ２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，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。　

１．５．３　Ｈ２Ｓ腐蚀　

（１）电化学腐蚀过程干燥的ＨｚＳ对套管没有腐蚀　

破坏作用。ＨｚＳ只有溶解在水中才具有腐蚀性。在油　

气开采中与Ｃ０２和（）２相比，Ｈ　Ｓ在水中的溶解度最　

高，Ｈ。Ｓ一旦溶于水便立即电离呈酸性。ＨｚＳ在水中　

释放出的氢离子是强去极化剂，易在阴极夺取电子，促　

进阳极溶解反应，使套管遭受腐蚀。阳极反应生成的腐　

蚀产物硫化铁，通常是一种有缺陷的结构，它与钢铁表　

面的粘结能力差，易脱落，易氧化。它的电位校正，作为　

阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，对钢基体继续　

进行腐蚀。腐蚀产物为Ｆ　Ｓ　，主要有Ｆｅ　Ｓ８、Ｆｅ。Ｓ４、　

ＦｅＳ　、ＦｅＳ。它们的生成随着环境因素（如ｐＨ值等）和　Ｈｚ　Ｓ浓度等参数变化而变化。　

（２）硫化氢导致氢损伤过程ＨｚＳ水溶液对钢材电　

化学腐蚀的另一种产物是氢。被钢吸收的氢原子，破坏　

其基体的连续性，从而导致氢损伤，也称为Ｈ。Ｓ环境开　

裂。Ｈ。ｓ作为一种强渗氢介质，不仅是因为它本身提　

供氢来源，而且还因为它能起阻碍氢原子结合成氢分子　

的作用，这样就提高了钢铁表面氢浓度，其结果便加速　

了氢向钢中的扩散溶解过程【＿】］。　

１．５．４化学腐蚀　

油田为了增产增注，常用盐酸或土酸进行酸化措　

施；在常温常压下对铁的腐蚀速度不大。若缓蚀剂效果　

不好，则随着温度、压力和搅拌速度增加，腐蚀反应速度　

大大加快，降低套管强度。　

１．５．５其他腐蚀　

另外，地层水中大量存在的Ｃｌ也是套管腐蚀的一　

个因素。带负电荷的Ｃｌ一总是先吸附到钢铁表面，阻碍　

或破坏套管表面形成的钝化膜，使腐蚀加剧。实验结果　

表明，一旦表面保护层受到饥械损伤或者化学侵蚀以　后，金属的腐蚀过程将大大加快【一¨。　

１．６大型增产措施等造成的套损　

大型增产措施（如压裂和酸化）施工，井口压力常达　

到２０～３５ＭＰａ，油层部位套管压力可达４Ｏ～５５ＭＰａ。　

常用的Ｊ一５５套管抗内压设计强度为２１．９３～　

２７．４ＭＰａ，这样套管接箍和丝扣部位以及固井质量差的　井段很容易产生破裂。　

Ｉ．７注水造成套损　

注人水挤入油层顶部或底部的泥岩层中，使蒙脱石　

水化膨胀，同时泥岩层原生裂纹、裂缝被压开，由于水楔　

作用而形成对套管的挤压力，伴随着井壁上的应力集中　

挤坏套管。当注入水进人断层或地层破碎带以后，使胶　

结物质水化，导致断层或破碎带复活，地层错动而挤坏　

套管。对低渗透油田实施高压注水时，注水井的压力逐　

步上升，造成局部应力增高，在泥质含量高的地层，将使　

泥岩产生位移、变形和膨胀导致套损。　

１．８修井过程中造成的套损　

在油田开发中不可避免地要对井下生产管柱进行　

调整，经常重复作业，管柱受外力影响，形成对套管的损　

坏力。在作业过程中，使用工具不当、盲目施工等，也会　形成对套管的损坏力。通井、落物打捞、偏磨等诸多因　

素也会对套管造成损伤。　

２套损长效防治工艺技术　

２．１预防措施　

套损治理要坚持“预防为主，防治结合”的原则进　

行。根据成像测井技术的成果应用，全面推行套管保护　

技术，从注重对油水井套管的先期防护、优化油田开采　

方案、控制作业过程中对套管的损坏等方面人手，减少　

套损井的发生。　

２．１．１钻井过程中的套管保护技术　

２．１．１．１优化钻井设计　

预防套损首先要在钻井前优化井身结构和套管强　

度设计，下套管时在地层倾角大、断层的附近对套管进　

行如使用加固工具、增加套管壁厚等加固措施，增强套　

管的抗冲击能力。　

２．１．１＿２有针对性选择套管　

在套管设计时，在容易引起套损的井段，如射孔段、　

泥岩层段、断层附近等处上、下５０ｍ以内，应选用高强　

度的厚壁套管。　

２．１．１＿３套管接箍保护　

应用套管接箍保护环减轻地层对台肩面的正压力，　

应用先进的套管上扣扭矩监控技术，切实保护套管接　

箍。　

２．１．１．４井眼轨迹控制技术　

应用井眼轨迹控制（防斜打直）技术，严格控制井径　

扩大率和全角变化率，确保井身质量。　

２．１．２　固井过程中的套管保护技术　

２．１．２．１套管扶正技术　

在斜井、水平井、丛式井施工中，在设计井筒的拐点　

附近适度增加套管扶正器的使用数量，以保证套管处于　１２２　西部探矿工程　２０１２年第６期　

设计轨迹的居中位置，以提高固井质量。　

２．１．２．２改进水泥浆体系　

根据不同的地质条件和井况，有针对性优选水泥添　

加剂，应用低密度、塑性等优质水泥浆体系，以提高水泥　

环的强度。对于易腐蚀的区块，将油层套管外的水泥返　

高尽量设计得高一些，可延缓对套管的腐蚀，特殊条件　

下固井水泥返高至井口。　

２．１．２．３完井固井新技术　

应用触变水泥充填完井技术，以解决漏失问题；应　

用泡沫水泥浆固井技术，以防止地层压漏。　

２．１．３射孔过程中的套管保护技术　

开展射孔参数与套损井产能适应性研究，减少射孔　

对套管的影响。双复射孔器是集射孔和高能气体压裂　

于一体的新式射孔工艺，该技术可以提高射孔弹的穿　深，提高一次成功率，避免重复射孔；水力喷射射孔集射　

孔和解堵于一体，该技术不仅射孔孔径大、穿透深，而且　

对套管有保护作用。采用６Ｏ相位角射孔，提高套管抗　

挤压强度。据文献介绍采用６Ｏ相位角射孔，套管强度　

要比相同孔密和孔径的０、９０、１２０和１８０相位角射孑Ｌ大　

得多　引。　

２．１．４应用防腐技术保护套管　

２．１．４．１应用化学防腐技术　

现场常用缓蚀剂有重铬酸盐、磷酸盐、有机胺类等，　

加缓蚀剂是既有效又经济的控制腐蚀的手段。　

２．１．４．２环氧冷缠带锌阳极外防腐技术　

环氧冷缠带锌阳极外防腐技术主要是在井口至　

１０００ｍ使用环氧冷缠带，并间隔１５０ｍ增加锌阳极。锌　

阳极给套管提供保护电流，产生阴极极化而停止腐蚀，　

在套管外壁的环氧冷缠带缠隔绝腐蚀介质。两种技术　

相结合实现套管复合防腐Ｅ　。　

２．１．４．３采取阴极保护技术　

在套管上施加外加电流，使套管外壁的全部阳极区　

变为阴极区，腐蚀电流变为零或负值，从而使套管免遭　

破坏，实质是将腐蚀转移到阳极上，现场应用表明可以　

减缓套管因电化学作用造成腐蚀破坏【引。　

２．１．４．４投加抗硫缓蚀剂内防腐技术　

在高含硫区块，投加抗硫缓蚀剂进行内防腐。抗硫　

缓蚀剂能够很好地分散在油、水相中，缓蚀剂分子与金　

属发生化学吸附，并在金属表面形成致密膜，以隔离腐　

蚀介质　同时又能起中和反应，将ｓ　变成稳定的硫化　

物．起到减缓腐蚀的目的［　ｊ。　

２．１．５优化压裂酸化设计　

在压裂酸化施工设计中，为减少套管受施工压力高　

和酸液腐蚀的影响，施工管柱采用７３ｍｍ、Ｎ一８０外加　厚油管，对封隔器座封位置进行优化，施工排量控制在　

３．０ｍ３／ｍｉｎ以内，最高施工压力不超过３５ＭＰａ，有效防　

止压裂过程中对套管的损坏，防止酸液进入封隔器以上　

的油套环形空间，尽可能减少酸化对套管腐蚀。　

２．１．６生产过程中的套损预防技术　

２．１．６．１化学防砂　

对于严重出砂的油层，做好前期人造井壁的化学防　砂，生产过程中采用筛管防砂，阻挡地层出砂，以避免油　

层出砂造成套损。　

２．１．６．２注水技术措施　

控制注水压力不得高于地层最小水平主应力值，控　

制压力平衡对减缓及预防套损意义重大，注人压力控制　

在原始地层压力以上０．５～０．８ＭＰａ范围内，这是控制　

套损与减少产量递减的基本平衡点，注入水中添加粘土　

稳定剂，避免粘土吸水膨胀。　

２．１．６．３减轻修井作业对套管的损伤　修井作业中为减轻封隔器对套管造成的损坏，应用　

全包式小吨位座封封隔器；同时通过打丢手或打桥塞等　

措施简化生产管柱，减少座封次数；通过运用射孔一测　

试一抽汲一压力、温度梯度～油水界面一取高样一酸　

化一测试一压恢测试一探边一干扰试井联作工艺，避免　

重复起下管柱，以减少对套管的磨损；严格执行行业规　

范，以降低对套管的磨伤［３］。　

２．１．７加强套损井的监测　

利用先进的测井技术检查套损状况，合理运用套管　

修复技术，进行套损综合治理，以达到促进油田开发良　

性循环的目的。　

２．２治理措施　

２．２．１封隔器隔采工艺技术　

主要采用下封隔器封套破段的治理工艺技术。该　

工艺操作简单、成本低，但座封有效期短，对井筒结垢严　

重和套管腐蚀严重的井座封效果差；导致频繁上修，修　

井费用增加＿５］。采油二厂主要应用有Ｙ２１１—１１４和　

Ｙ１ｌｌ一１１４封隔器隔采工艺，该工艺技术成熟，现场操　

作简单，应用较多；ＦＸＹ３４１—１１４斜井封隔器隔采工　

艺，由于常规封隔器没有扶正装置，在斜井中胶筒密封　效果不好，斜井封隔器具有扶正装置座封成功率高，隔　

采周期长。缺点是座封时间长易造成卡钻。Ｙ３４１—　

１１４液力扶正封隔器隔采工艺，优点是先扶正后座封，　

井况适应性强；封隔器实行胶简保护设计，防止下井过　

程损坏；改性胶筒，胶筒移位仍可密封，抗蠕动。缺点是　

由于油井结垢，使用该封隔器后可能造成卡钻　引。　

２．２．２长寿命封隔器隔采技术　

长寿命封隔器内带插管，起下油管不影响封隔器，