1 套損現(xiàn)狀

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，套變點集中在射孔井段附近。橫向區(qū)域分布規(guī)律：套損井點集中在斷層附近，構(gòu)造高點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等。

2.1.1泥巖膨脹和蠕變，鹽巖蠕變

巖石有蠕變和應力松弛的特征，巖石種類不同，其蠕變種類也不同，相應的蠕變程度也不同，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)生剪切應力。這就使套管外部負荷增加，隨著時間的推移，該負荷會增大，當套管的抗壓強度低于該外部的負荷時，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。當應力集中處的應力達到圍巖的屈服極限，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，沿斷層層面地層移動造成油層套管大量損壞。

2.2 套管損壞的工程因素

2.2.1井身原因

主要包括套管設計強度不夠，施工時絲扣密封不嚴，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硬巖層產(chǎn)生劇烈摩擦，若強行下入，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。當壓力從注水井和可滲透巖石向外擴散擴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，固體充填引起的永久性體積變化也會導致地層沿層面滑動。

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，而腐蝕的最終結(jié)果則使套管破漏。

（2）腐蝕削弱套管壁厚，降低套管強度造成套損。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)費用，這一特點使得對油、水井井身結(jié)構(gòu)損壞進行普查成為可能。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測井過程中應用最為廣泛的。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)部的機械設計及傳遞，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?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?？刂频貙訅毫υ谂R界地層壓力以內(nèi)或套管抗內(nèi)擠強度的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，重復射孔或酸化壓裂，大幅度降低套管抗擠壓強度，加速套管損壞變形。對儲層實施壓裂酸化改造，確定施工壓力， 施工壓力以不超過套管抗內(nèi)擠強度的80 %為宜。

4.4改進井下工具，避免磨銃套管

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

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