八面河油田套管损坏原因分析及预防措施

费成俊

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉 430035）

统计分析表明，造成八面河油田油水井套管损坏的主要因素有井身结构、固井质量、地层出砂、高压注水、注蒸汽开采等，具体到某区块某口井，套管损坏不是单一原因而是多种原因综合作用的结果。从下套管固井到射开套管完井再到作业、生产使用，时间跨度长，涉及环节多，使用工况复杂多变，在套管使用过程中任何一个环节出问题皆可影响到其使用寿命。因此，在制定预防套管损坏措施时，考虑主要因素的同时，不能忽略各个次要因素，采取综合预防措施，降低油水井套管的不正常损坏，减少因套管损坏给八面河油田生产带来的损失。

套管损坏一直是困扰油田开发最重要的问题之一，它直接影响油田的开发水平和经济效益。当一口井套管损坏后，不仅造成该井的压裂、防砂、注汽、分采等工艺措施无法实施，同时还可能导致油水井报废，使油田完整的注采井网结构遭到破坏，储量控制程度变差，进而造成油田水驱储量、可采储量下降，影响了油田开发方案的实施。

位于山东寿光的八面河油田经过长期的注水开发，加上频繁的措施作业等诸多因素的影响，油水井套管损坏情况比较严重。截至2012 年底，八面河油田总井数2 495口，生产井1 645口。套管损坏井累计达411口，其中油井套管损坏317口，水井套管损坏94口，占八面河油田总井数16.5%、生产井数的24.9%。套管损坏严重影响了八面河油田的生产开发，降低了油田的产量，目前油田老区产量呈逐年下降之势。加强套管损坏原因分析，提出套管损坏预防的措施与技术规范，不仅能降低油田开发成本，对稳定油田老区产量也是十分必要的。

1 套管损坏类型及特点

1.1 套管损坏类型分析

套管损坏类型多种多样，通过八面河油田套损井的统计分析，其套管损坏类型主要有套管变形、套管破漏和套管错断三类。截至2012 年12月，套管损坏井总井数为411 口（见表1），其中套管变形239 口、套管破漏123 口、套管错断49 口。

表1 八面河油田套管损坏井类型统计表

套管变形主要包括套管缩径、套管弯曲变形与套管挤扁。套管产生变形后将导致压裂、防砂等措施管柱难以下入。套管破漏主要体现在套管丝扣漏失、套管穿孔和套管破裂等方面。套管破漏后一方面造成地层砂进入套管，影响油井的正常开采，另一方面将导致压裂、防砂等措施工艺无法实施。套管错断主要是指套管轴向发生断裂，而径向发生位移的套管损坏。套管断错使得油水井无法进行正常的注采，严重时将导致油水井报废，对油田的井网结构造成破坏，影响区块储量的开发。

1.2 套管损坏井分布规律及特点

1.2.1 套管损坏与油田开发阶段紧密相关

套管损坏与油田开发阶段有重要的关系。1986－1992年油田开发初期，油井套管完好，套管损坏率低。1993－1998年油田进入注水开发阶段，套管损坏井逐渐增加。1999－2004 年油田采用高压注水，油井进入高含水、高液量开采阶段，套管损坏井迅速增加。2005－2012年，随着M120、M138稠油区块实施规模注汽开发，套管损坏井大幅度上升，年平均套管损坏井数增加到44.3口，各个开发阶段套管损坏井数统计结果（见表2）。

表2 八面河油田各开发阶段套管损坏井数统计表

1.2.2 套管损坏部位主要集中在射孔段附近

八面河油田套管损坏部位主要集中在射孔段附近，射孔段附近共计损坏305口，占总损坏井数的74.4%。其次主要分布在措施工具卡封处与造斜点附近，占总井数的17.2%。其余的位置损坏井数较少，总共只占8.4%（见表3）。

表3 八面河油田套管损坏部位位置分布统计表

2 套管损坏主要原因分析

造成套管损坏的原因很复杂，各个油田由于开发情况与地质构造不同，套管损坏原因也各不相同。油水井套管损坏也不是由单一因素造成的，而是由多种因素共同作用的结果。就八面河油田而言，因其地质上属于疏松砂岩浅层地层，开发方式上主要采用注水与注蒸汽工艺，因此，造成套管损坏的因素主要有出砂、热采、固井、注水、措施作业等几方面。

2.1 地层出砂对套管损坏的影响

油层出砂后，首先在炮眼附近形成空洞或坑道，一旦空洞形成，将会造成局部应力集中，对油层结构造成进一步的破坏。当油层大量出砂后，空洞进一步扩大，上覆岩层失去支撑，打破了原有平衡，将产生垂向变形，使上覆层产生拱形剖面。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，传到套管的地层压力大于套管的极限强度时，套管失稳，直至出现变形或错断。

出砂对套管应力变化影响规律见图1。从图可知，沿井深方向，套管的应力出现两个明显增大区域，分别位于油层与上下夹层交界面附近，这主要是由于出砂引起油层部位套管周围出现空洞，从油层到夹层的套管外部条件发生突变，在套管内压力作用下使得该位置套管存在附加弯矩，并导致应力剧增。射孔段附近的套管应力与地层的出砂量有很大关系，出砂量越大，地层形成的空洞越大，射孔段附近的套管应力就越高，套管损坏的可能性就越大。

图1 出砂对套管应力变化的影响

八面河油田属于疏松砂岩地层，油层埋藏浅，地层平均深度在900m～1 300m 之间，压实程度差；岩性为泥质胶结的细砂岩，胶结程度弱，粘土胶结物容易水化膨胀；油井在注水、注蒸汽、高含水的开发条件下，普遍出砂。据统计，在套管损坏的411 口井中，92%的井存在不同程度的出砂情况。

2.2 固井质量对套管损坏的影响

固井质量差的具体表现，一是窜槽；二是套管与水泥环、水泥环与地层之间胶结不牢固；三是水泥环固后强度低；四是水泥环厚薄不均，不连续。对于八面河疏松砂岩油藏，由于岩层易坍塌，导致钻井时井眼规则性差。固井后水泥环与井眼胶结性能差，水泥浆胶结不均，形成环状段塞，直接造成部分套管没有支撑点，套管受力不均后产生应力集中，最后发生错断、弯曲变形。另外，油层与水泥环之间很容易形成水泥浆与泥浆混合的过渡带，投产以后，一旦泥浆排出，套管部分位置将连通地层，地层水长期浸泡套管而产生腐蚀伤害。

2.3 井身结构对套管损坏的影响

由于地面关系复杂，八面河油田油井结构以斜井居多，水平井、大斜度井也逐年增多。受储层深度和地面条件限制，油井造斜率高，井眼曲率大，使套管弯曲变形严重，下入困难。目前，八面河油田斜井的造斜率在（16°～20°）／100m，水平井的造斜率在（20°～25°）／100m，水平井造斜率几乎达到地层造斜能力极限。另外，为提高油层钻遇率，施工中经常调整井身轨迹，导致井身轨迹不平滑，特别是水平井的水平段，为了能保证水平穿越油层，井斜角始终要保持在90°上下波动，有时增斜，有时降斜，井眼轨迹成蛇形波浪起伏，这必然造成套管在入井之初就产生了应力集中。同时，八面河油田地层出力程度差，需要靠压裂、防砂、热采等措施工艺提高产量。在频繁的作业过程中，由于油井造斜率高、井眼轨迹不平滑，起下管柱时容易对套管产生剧烈碰撞、摩擦。长期碰撞一方面会使套管轻微摆动，导致套管外水泥环松动，影响固井质量；另一方面会使套管壁厚变薄，产生应力集中，加速套管损坏。

2.4 射孔完井对套管损坏的影响

八面河油田由于地层的原因，完井方式主要采用射孔完井。而射孔必然要降低套管的强度。射孔以后在套管上将出现微裂纹，并在长期应力作用下导致裂纹开裂和疲劳扩展。在射孔段，套管将产生应力集中，并加快裂纹发展。套管裂纹部位在地层液体的浸泡作用下，产生快速腐蚀伤害。压裂、地层充填防砂作业时，高速石英砂颗粒作用于套管射孔孔眼处，对孔眼进行冲刷与磨蚀，孔眼逐渐变大，套管处于应力高度集中，抗挤压强度降低，套管损坏加速。

2.5 采油及井下措施作业对套管损坏的影响

八面河以南区为主的老区地层，目前已进入高含水开发阶段，采液平均含水率高达93%。为了提高产量，大部分油井采油大泵、电潜泵进行放差提液，导致采液强度高，生产压差大，油井套管长期承受较大的负载而产生疲劳损坏。八面河东、西区稠油地层，地层天然产能低，油井普遍低产低液，需要进行注汽、压裂、防砂等措施来增产。这些措施管柱往往带有水力锚、锚定器等锚瓦类井下工具，这些工具坐卡后，卡瓦牙嵌入套管内壁，对套管造成物理伤害，同时也加速了液体对套管的腐蚀。频繁的井下作业，也增加了作业管柱被套管卡住的风险，一旦管柱卡死套管内后，需要进行套洗、打捞、钻铣、磨铣等大修作业，大修过程中，钻柱控制不好，很容易钻铣坏套管，导致套管壁厚变薄或者穿孔破裂。

2.6 注汽开采对套管损坏的影响

八面河油田M120、M138 稠油地层主要采用热采开发，在注蒸汽过程中，温度高达350℃～370 ℃。高温下套管屈服强度降低约16%，弹性模量降低约35%，抗拉强度降低约8%，使套管基本处于屈服状态。注蒸汽时，套管受热产生膨胀，由于水泥环的线膨胀系数和套管的线膨胀系数及弹性模量均不同，必然束缚套管的膨胀和收缩，在套管柱内产生内应力（即热应力），在持续的高温和热应力作用下，套管将产生弯曲变形。

目前，M120、M138稠油油井已进入多轮次注蒸汽开采阶段，单井年均吞吐2～3 井次，使油层套管反复承受高温差变化，套管不断进行热胀冷缩，造成水泥环与套管松脱，在热应力与地应力不断变化与反复作用下，套管始终处在一种伸、缩的“动态”之中，久之造成疲劳损坏。

2.7 注水开发对套管损坏的影响

2008年以前，八面河油田注入水采用缓冲－沉降－除油三段式污水未加药处理，注入水水质较差，达标率低，特别是腐蚀达标率远低于标准值。由于注入水的水质复杂，且含有H2S、CO2、O2等多种有害气体，注水井套管长期受到腐蚀伤害。

受各种因素的影响，八面河油田地层吸水情况较差，大部分井需采用增压注水，在高压下部分注入水进入泥岩层，引起泥岩吸水膨胀，进而导致蠕变，使泥岩层产生塑性流动。并在上覆地层压力的作用下产生层间滑移，层间滑移使套管受到挤压变形，甚至错断。

3 套管损坏预防措施

由前述可知，地层出砂是造成套管损坏的主要原因，射孔完井是导致套管损坏的外在因素，套管腐蚀降低了套管的强度，注蒸汽开采、注水开发诱发了套管的损坏。因此，八面河油田套管的损坏是各种因素共同作用的结果，必须制定综合的预防措施，以延长套管的使用寿命。八面河油田主要采用三种方式来预防套管损坏：第一在钻井完井设计时采取应对措施；第二减少生产中各类不利因素对已投产套管的伤害；第三减少施工作业时对套管的伤害。

3.1 在钻井完井设计时采取应对措施

1）在钻井、完井设计时要考虑出砂等地层特性对套管的影响，分析套管在完井、作业、生产过程中所受的拉伸、内压和外挤载荷，针对水层、泥质夹层、射孔层等套管易损坏的部位，采用N 80×9.17mm 加厚套管，提高套管强度，延长套管寿命。

2）在设计中参考各区块储层的动液面，在井身轨迹允许情况下，将定向点下移到动液面之下，确保抽油泵安装在直井段或井斜较小的斜井段，以减少后期的管杆偏磨和套损，利于降低后期的开发成本。

3）降低造斜率，提高井身轨迹的平滑度。具体措施是增大靶前距，定向井的靶点位移控制在300m 以内，造斜率由目前普通定向井的（16°～20°）／100m 降低到（12°～16°）／100m；水平井的靶前距控制在320m～400m 之间，造斜率由目前的（20°～25°）／100m 下降（16°～20°）／100m，避免套管应力集中。

4）对于热采井，采用预应力完井，以抵消注蒸汽过程中套管产生的过大热应力。固井时，水泥返高至地面，使用钢级为TP110H 的加厚套管，并采用热力补偿技术，降低套管在热应力状态下的伸缩伤害。

3.2 减少施工作业时对套管的伤害

1）作业前认真查阅施工井的井史资料，要清楚井筒的造斜位置、油层深度、套变位置、挂小套位置。在这些部位控制下管速度，切忌盲目施工对井筒造成伤害。

2）磨、套、钻铣施工严格按照操作规程，要根据套管的尺寸、井筒状况选取大小合适的钻头组合。钻柱不易很复杂，为保证钻头垂直钻进，磨、套、钻铣钻柱应该加扶正器确保套管不会受到磨损。

3）井下措施管柱配套工具优先使用无卡瓦井下工具，同口井多次作业时调整卡封位置，降低卡封处对套管的累积伤害。

4）压裂、防砂等高压措施施工时采用封隔器对上部套管进行保护，根据油井套管情况控制施工参数，降低施工压力，压裂返排时控制返排速度。

5）进行分层、分段措施工艺时，优化管柱结构，管柱设计要充分考虑下入与起出安全性能，避免管柱卡死，造成大修。

6）酸化施工中采用缓蚀剂、杀菌剂和除氧剂保护套管，避免腐蚀损坏。返排残酸要及时、干净彻底，以免套管在酸液中浸泡时间过长而造成腐蚀损坏。

3.3 减少生产中对套管的伤害

其原则是从延长套管使用寿命方面对采油井、注水井加强日常管理，出砂井、热采井进行重点管理。

1）采油井：产液速度必须控制在出砂临界流速以下，易出砂油井上慎用电泵进行强采；针对套管腐蚀较严重的区块，开展缓蚀阻垢剂投加工作，减缓井筒液对套管的腐蚀。

2）注水井：定期对高压注水井采取洗井、防膨、解堵措施，防止各种因素造成地层污染，避免注入水压力超高。提高注入水水质，对注入水进行杀菌、除氧处理，降低套管腐蚀伤害。采用环空保护技术提高套管寿命，通过对注水井实施环空软密封技术隔离上部套管，避免上部套管长期处于高压状态下。

3）易出砂井改变防砂时期，油井投产前进行先期防砂，注重保护井筒附近油层，采用地层预充填＋井筒循环充填的复合防砂工艺，提高防砂强度，防止地层形成亏空带，已保持对上覆岩层的支撑力。对已出砂油井可采用化学防砂工艺，在井筒附近形成高强度砾石固结层，恢复油层支撑能力，杜绝上覆岩层因亏空造成的应力集中。

4）热采井：采用注采一体化隔热管柱与环空充液氮技术，尽最大可能降低注蒸汽过程中对油层上部套管的伤害。注汽时控制注汽速度，降低注汽压力。

4 结束语

统计分析结果表明，造成八面河油田油水井套管损坏的主要因素有井身结构、固井质量、地层出砂、高压注水、注蒸汽开采等，具体到某区块某口井，套管损坏不是单一原因而是多种原因综合作用的结果。从下套管固井到射开套管完井再到作业、生产使用，时间跨度长，涉及环节多，使用工况复杂多变，在套管使用过程中任何一个环节出问题皆可影响到其使用寿命。因此，在制定预防套管损坏措施时，考虑主要因素的同时，不能忽略各个次要因素，采取综合预防措施，降低油水井套管的不正常损坏，减少因套管损坏给八面河油田生产带来的损失。

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