1 套損現(xiàn)狀

近年來，某區(qū)塊工程測井，施工作業(yè)過程中，共計(jì)發(fā)現(xiàn)45口井存在不同程度套損現(xiàn)象，約占總井?dāng)?shù)的28.5%，套損井?dāng)?shù)量呈大幅上升趨勢。套損的主要形式主要包括套管彎曲、縮徑、錯斷、破裂以及套管腐蝕穿孔等，其中主要以套管縮徑變形及套管錯斷為主。套損總體趨勢為套損井抽產(chǎn)年限短，套損點(diǎn)深度偏大?？v向損壞規(guī)律：深層套損多以縮徑變形為主，淺層套損多以錯斷或破裂為主，套變點(diǎn)集中在射孔井段附近。橫向區(qū)域分布規(guī)律：套損井點(diǎn)集中在斷層附近，構(gòu)造高點(diǎn)處及翼部傾角較大的區(qū)域。

2 套管損壞的原因

2.1套管損壞的地質(zhì)因素

地質(zhì)因素是造成套損的主要原因，它包括構(gòu)造應(yīng)力、層間滑動、泥巖膨脹、鹽巖層蠕動、油層出砂、地面下沉及油層壓實(shí)等。

2.1.1泥巖膨脹和蠕變，鹽巖蠕變

巖石有蠕變和應(yīng)力松弛的特征，巖石種類不同，其蠕變種類也不同，相應(yīng)的蠕變程度也不同，即使在自然地質(zhì)條件下，巖石也會發(fā)生蠕變。泥巖中的粘土礦物尤其是蒙脫石、伊利石、高嶺石，它們遇水會膨脹并發(fā)生蠕動，由于套管阻止了這種蠕變和膨脹，對套管產(chǎn)生剪切應(yīng)力。這就使套管外部負(fù)荷增加，隨著時間的推移，該負(fù)荷會增大，當(dāng)套管的抗壓強(qiáng)度低于該外部的負(fù)荷時，套管就會被擠壓、擠扁甚至錯斷。

2.1.2圍巖壓力

鉆后，井眼周圍的巖石中出現(xiàn)了臨空面，原來的平衡狀態(tài)遭到了破壞。當(dāng)應(yīng)力集中處的應(yīng)力達(dá)到圍巖的屈服極限，就有塑性變形發(fā)生，這種變形受到套管和套管外水泥殼的限制，同時套管也受到圍巖的反作用而產(chǎn)生套管變形損壞。

2.1.3斷層活動、現(xiàn)代地殼運(yùn)動、地震和滑坡

斷層的存在，造成斷層區(qū)間壓力的不平衡，使巖層之間發(fā)生水竄，在泥膏鹽層與斷層共存的情況下，將使套管的受力不穩(wěn)定，導(dǎo)致套管變形損壞。斷層的活動是由很多方面的因素引起的，沿?cái)鄬訉用娴貙右苿釉斐捎蛯犹坠艽罅繐p壞。

2.2 套管損壞的工程因素

2.2.1井身原因

主要包括套管設(shè)計(jì)強(qiáng)度不夠，施工時絲扣密封不嚴(yán)，固井質(zhì)量差，在鉆井過程中造成套管磨損。在向井中下套管時，套管外表面難免與堅(jiān)硬巖層產(chǎn)生劇烈摩擦，若強(qiáng)行下入，套管一方面遭遇重大磨損，另一方面套管柱易失穩(wěn)彎曲而變形損壞。另外，套管磨損后， 內(nèi)表面積增大，與腐蝕介質(zhì)的接觸面增大，并使套管內(nèi)壁表面加工鈍化層消失，內(nèi)層金屬直接與腐蝕介質(zhì)接觸，加速套管的腐蝕速度。

2.2.2生產(chǎn)原因

高壓注水會造成地層體積膨脹。當(dāng)壓力從注水井和可滲透巖石向外擴(kuò)散擴(kuò)張時會對油層和邊界層之間的界面產(chǎn)生很大的壓力。如果這個力超過了界面強(qiáng)度，就會發(fā)生滑移，使鄰井造成套損。

壓裂過程中，固體充填引起的體積變化也會導(dǎo)致地層沿層面滑動。

油層出砂會引起上覆巖體下沉和下覆巖體上沖聯(lián)合作用，使油藏層段縮短，影響套管的橫向支撐，使其形成撓曲。

2.3 套管損壞的腐蝕因素

管腐蝕是指原油天然氣中含有的硫、CO2、HS及地層水中和注入水中含有的各種腐蝕性物質(zhì)與套管中鐵或亞鐵離子發(fā)生反應(yīng)而腐蝕管體。套管腐蝕的條件包括一定的溫度、壓力、亞鐵離子的濃度及地層水中存在的還原菌等，大多與硫酸還原菌的作用有關(guān)。大多數(shù)套管腐蝕的套管處在高礦化度溶液和低的pH值下。腐蝕對套損的影響對套管而言.其損壞形式主要有以下兩種：

（1）腐蝕造成上部套管破漏。從力學(xué)原理上講，因外力造成的套損不會表現(xiàn)為套管破漏，而腐蝕的終結(jié)果則使套管破漏。

（2）腐蝕削弱套管壁厚，降低套管強(qiáng)度造成套損。在腐蝕作用下套管壁整體或局部逐漸變薄，套管強(qiáng)度隨之降低，在外力作用下更容易發(fā)生損壞。

3 套損檢查方法

我們在平時測井過程可以通過電磁探傷測井，同位素全井找漏，井徑儀測井等測井方法對井下管柱進(jìn)行檢測，檢查是否存在套管損壞變形等情況。

（1）電磁探傷測井可在油水井正常生產(chǎn)情況下，在油管內(nèi)測量套管的壁厚變化及損壞情況，節(jié)省了檢查套管情況時起、下油管的作業(yè)費(fèi)用，這一特點(diǎn)使得對油、水井井身結(jié)構(gòu)損壞進(jìn)行普查成為可能。存在厚壁與薄壁之間的轉(zhuǎn)變及套管變形或者結(jié)垢。

（2）同位素五參數(shù)組合測井可同時錄取五條曲線，該方法同位素示蹤曲線、油管內(nèi)流量和井溫資料以及壓力異常點(diǎn)可以相互印證，查找有套管外漏情況。

（3）多臂井徑儀測井是套管檢驗(yàn)測井過程中應(yīng)用廣泛的。該儀器是一種接觸式測量儀器，即通過儀器的測量臂與套管內(nèi)壁接觸，將套管內(nèi)壁的變化轉(zhuǎn)為井徑測量臂的徑向位移，通過井徑儀內(nèi)部的機(jī)械設(shè)計(jì)及傳遞，變?yōu)橥茥U的垂直位移；差動位移傳感器將推桿的垂直位移變化轉(zhuǎn)換成電信號。存在套管漏損顯示。

4主要預(yù)防措施

4.1合理控制注水壓力

油田高壓注水時，隨著注水壓力的不斷提高，地層壓力水平也不斷上升，當(dāng)?shù)貙訅毫Τ^臨界壓力時，地層將發(fā)生相對滑動，引發(fā)套管變形，特別是泥巖夾層發(fā)育或斷層發(fā)育地區(qū)套損井可能成片發(fā)生。另外，長期高壓注水，使套管在長期高壓載荷的作用下，加劇套損速度。控制地層壓力在臨界地層壓力以內(nèi)或套管抗內(nèi)擠強(qiáng)度的70 %以內(nèi)，減緩套損的發(fā)生。

4.2合理控制生產(chǎn)壓差，保持注采平衡

由于注采不平衡、后期井網(wǎng)大幅度加密以及層間連通性差等原因，從而形成了一個從高壓區(qū)指向低壓區(qū)的附加應(yīng)力，誘發(fā)地層滑動，產(chǎn)生套管變形，特別是在高壓區(qū)，套損現(xiàn)象尤為嚴(yán)重。

4.3優(yōu)化射孔及儲層改造方案

任何酸化壓裂、射孔工藝和質(zhì)量都對套管的壽命有重要影響，重復(fù)射孔或酸化壓裂，大幅度降低套管抗擠壓強(qiáng)度，加速套管損壞變形。對儲層實(shí)施壓裂酸化改造，確定施工壓力， 施工壓力以不超過套管抗內(nèi)擠強(qiáng)度的80 %為宜。

4.4改進(jìn)井下工具，避免磨銃套管

由于方案設(shè)計(jì)或施工原因，常發(fā)生井下落物、管卡、管堵等現(xiàn)象，需進(jìn)行打撈磨銃，不可避免地造成套管壁的磨損，降低套管強(qiáng)度。建議改進(jìn)鉆具，在鉆磨施工過程中，安裝扶正裝置，減少偏磨現(xiàn)象，保護(hù)套管。

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地?zé)峁芾硐到y(tǒng)（geothermal management system）是為實(shí)現(xiàn)地?zé)豳Y源的可持續(xù)開發(fā)而建立的管理系統(tǒng)。

我司深井地?zé)岜O(jiān)測產(chǎn)品系列介紹：

1.0-1000米深井單點(diǎn)溫度檢測（普通表和存儲表）／0-3000米深井單點(diǎn)溫度檢測（普通顯示，只能顯示溫度，沒有存儲分析軟件功能）

2.0-1000米深井淺層地溫能監(jiān)測（采集器采用低功耗、攜帶方便；物聯(lián)網(wǎng)NB無線傳輸至WEB端B/S架構(gòu)網(wǎng)絡(luò)；單總線結(jié)構(gòu)，可擴(kuò)展256個點(diǎn)；進(jìn)口18B20高精度傳感器，在10-85度范圍內(nèi)，精度在0.1-0.2度）

3. 4.0-10000米深井分布式多點(diǎn)深層地溫監(jiān)測（采用分布式光纖測溫系統(tǒng)細(xì)分兩大類：1.井筒測試 2.井壁測試）

4.0-2000米NB型深井液位／溫度一體式自動監(jiān)測系統(tǒng)（同時監(jiān)測溫度和液位兩個參數(shù)，MAX耐溫125攝氏度）

5.0-7000米全景型耐高溫測溫成像一體井下電視（同時監(jiān)測溫度和視頻圖片等）

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