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【摘要】随着宁夏油田开发时间的延长，套损井逐年增加，并且每年新增套损井数也不断增加，套损趋势不断的恶化，隔采井井筒腐蚀、结垢以及结蜡问题日趋严重造成频繁上修，给油田正常生产带来了严重威胁。因此必须合理有效地应用各种套损井治理技术，加强隔采井的井筒治理，制定出一套行之有效的套損井综合治理的方法。
【关键词】套损井 堵漏 隔采 井筒治理
1 生产现状调查
1.1 套损井逐年增加，影响到油田正常生产
随着宁夏油田开发时间的延长，套损井逐年增加，套损趋势不断恶化，给油田正常生产带来严重威胁 从2002年以来，红井子每年新增套损井1-4口，新增套损井数有逐年增加的趋势，给油田开发带来了极大的危害。目前红井子作业区套破井31口，约占油井总数的5.3%，平均单井影响产量2t/d，共影响62t/d。通过治理（侧钻、隔采等）在用19口，井筒治理难度大，产能损失严重，已成为严重影响了油田稳产的主要因素之一。该区套损井生产层位均未侏罗系油藏，生产特点：高液量、高含水、高液面；井筒现状：①腐蚀、结垢②管杆老化严重；③结蜡周期三个月；表现特征：①油杆腐蚀断、油管穿孔 ②管杆结垢严重。
1.2 目前常规套损井治理技术
（1）隔采技术：是一种最为常见的套损井治理技术，但该技术存在必须有合适的座封段，油井基础资料不能正常录取，井筒不能加药，随着含水上升，井筒结垢腐蚀严重检泵时封隔器难以解封造成大修或停井，在抽吸过程中封隔器的胶筒蠕动，座封周期短。一口座封井每年的检泵和管理费用至少在40万。
（2）侧钻技术：该技术是在原井的井场上的原井筒内拔套后钻井，虽然节约了井场征地费，但目前每口侧钻井140万。费用高风险大。
（3）套管堵漏： 针对套破位置地层特点，优选可以在滤失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的高强度微膨胀化学堵剂。
2 套损的原因分析
（1）泥岩吸水膨胀、蠕变和滑移：泥岩吸水后体积将发生膨胀，若限制其膨胀，将对约束产生膨胀压力。
（2）射孔削弱套管强度，加速套管损坏：理论研究与模拟射孔压馈实验表明，射孔削弱套管强度，加速套管损坏。
（3）套管抗外挤强度组合不合理导致套管损坏：N80×φ139.7mm×7.72mm是井下油层套管的主要规格，试验证明，由于地应力作用，套管承受非均匀载荷的能力要比承受均匀载荷低得多。
（4）腐蚀导致套管的损坏：油田在注水时还采用清、污水混注。
（5）注入水诱发岩层的滑移：岩石力学研究表明，岩体的稳定性决定于岩体结构面，它直接制约着工程岩体变形、破坏的发生和发展过程。
（6）在非均匀外挤力作用下套管变形损坏。
3 套损井治理技术及应用效果
3.1 套管堵漏技术
套管堵漏技术原理：针对套破位置地层特点，优选可以在滤失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的高强度微膨胀化学堵剂。堵漏剂进入漏失段后，能快速形成网架结构，有效地滞留在漏失段内，凝固后能在漏失段内形成强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体，将周围介质胶结成一个牢固的整体，从而起到堵塞套破段漏失出水的现象。
3.1.1？套管堵漏施工前的准备工作
（1）措施选井条件：
①油井目前生产层有较好的生产能力。
②套管套损严重，常规性座封难度大。
（2）措施工艺条件：
①明确套管外窜的水层位置。
②水层上下两端具有渗透层，该渗透层为非目的层且该层的破裂压力上部套管的承压力。
③漏失量不大，吸收量小于1 m 3 /
min/10Mpa～15Mpa。
（3）措施施工注意事项：挤水泥堵水施工注意事项：
①采用低失水、短过渡、微膨胀水泥浆体系，必要时加入早强剂确保水泥石强度达到要求，设计足够多的水泥附加量，满足地层吸入要求 。
②准确的漏失井段，漏层顶界以上试压，承压要求大于所挤注地层的破裂压力。
③挤替过程中，如果泵压忽高忽低变化，则根据泵压变化情况进行判断是否出现新的漏点，如漏点在管柱底部以上，立即进行反洗井，洗干净后起管柱。
3.1.2？套管堵漏措施应用效果分析
（1）现场应用效果评价
截至目前为止，作业区历年共实施化学堵漏9口（06年1口，07年1口，08年5口，09年2口），恢复产能14.68t，取得了较好的效果。
（2）套管堵漏有效井举例分析
措施依据：摆9-41井于2008年3月发生套破，后封隔器座封生产。该井目前生产Y5层，多次座封失效，措施前该井的含水为95.2%，正常生产Y5层时，日产液11.93m3，日产油2.17t，含水78.4%，鉴于该井还有一定的生成能力，要求工程测井后实施套管堵漏。
3.2 封隔器隔采工艺
宁夏老油田共14口井的套损井采用了常规隔采方式进行治理，占全部套损井的45%。应用Y221自锁补偿封隔器有效解决常规封隔器隔采有效期短的问题（该封隔器特点：胶筒锁定，补偿管释放，管柱自由悬挂）。该工艺恢复产能见效快，降低了套损井治理成本，但是也存在一定的问题。
3.2.1？隔采工艺存在的问题
（1）频繁上修，隔采周期短；（2）无防倒灌功能；
（3）有效坐封位置逐渐减少；
（4）卡钻事故时有发生。
3.2.2？延长隔采井免修期技术
我区从井筒治理着手，全面掌握井筒偏磨、结垢、腐蚀、结蜡等状况，制定针对性措施，采取各类新工艺新技术在以下三个方面对井筒进行综合治理，努力延长隔采井免修期，取得了良好的成效。
（1）防腐蚀
宁夏老油田采出液含水逐年上升，易产生油管杆的腐蚀。由于金属表面发生原电池作用而引起金属的电化学腐蚀是该区油井腐蚀的主要根源。该区14口隔采井中共有N4-111等5口井油管杆腐蚀情况严重，2011年针对这5口井的腐蚀情况，下入油管阳极保护器，一杆4扶KD级防腐杆分别保护油管和抽油杆，从现场应用效果来看，效果较为明显。
（2）防垢
该区隔采井生产层位复杂，液量大含水高，结垢较为严重。且检泵作业时上部洛河水层倒灌污染油层，造成油套管结垢现象。卡泵，起下封隔器遇阻等现象频繁发生。针对这一情况，2011年起引进高效固体阻垢器，截至目前共下入4套。
（3）清防蜡
该区隔采井结蜡严重井4口，结蜡位于井口以下300-500m，结蜡厚度一般为4-15mm。对于隔采井，不能采用传统的加药、热洗等治理方法。我区自2011年起引进强磁防蜡器。共下入144口井，其中隔采井4口，下入位置为400/800米，入井前平均结蜡厚度11mm，检泵周期438天。平均检泵周期160天时上修4口井，通过观察结蜡仅3mm。
4 认识及建议
（1）套管堵漏技术可对套破井进行有效的，但不适应于套破段在射孔段附近和水泥返高以上的井。
（2）套管堵漏后的井，应谨慎采取酸化等措施，以免酸液与堵剂反应造成堵漏失效。
（3）隔采技术恢复产能见效快，降低了套损井治理成本。但在井筒治理存在困难，易造成频繁上修。
（4）综合利用高效固体阻垢器、阳极油管保护器、KD级防腐杆、强磁防蜡器可有效的延长隔采井的免修期。
（5）油管杆的偏磨会加剧油管的腐蚀，对于偏磨腐蚀井，使用阳极油管保护器时应配合使用一杆四扶的KD级防腐杆；高效固体阻垢器适用于生产层位为延安组的油井，对直罗组无效；强磁防蜡器使用时间的延长，磁力逐渐减弱，使用效果逐渐变弱。
参考文献
[1] 姜守华.油井套损机理综述[J].国外油田工程.2001（12）
【关键词】套损井 堵漏 隔采 井筒治理
1 生产现状调查
1.1 套损井逐年增加，影响到油田正常生产
随着宁夏油田开发时间的延长，套损井逐年增加，套损趋势不断恶化，给油田正常生产带来严重威胁 从2002年以来，红井子每年新增套损井1-4口，新增套损井数有逐年增加的趋势，给油田开发带来了极大的危害。目前红井子作业区套破井31口，约占油井总数的5.3%，平均单井影响产量2t/d，共影响62t/d。通过治理（侧钻、隔采等）在用19口，井筒治理难度大，产能损失严重，已成为严重影响了油田稳产的主要因素之一。该区套损井生产层位均未侏罗系油藏，生产特点：高液量、高含水、高液面；井筒现状：①腐蚀、结垢②管杆老化严重；③结蜡周期三个月；表现特征：①油杆腐蚀断、油管穿孔 ②管杆结垢严重。
1.2 目前常规套损井治理技术
（1）隔采技术：是一种最为常见的套损井治理技术，但该技术存在必须有合适的座封段，油井基础资料不能正常录取，井筒不能加药，随着含水上升，井筒结垢腐蚀严重检泵时封隔器难以解封造成大修或停井，在抽吸过程中封隔器的胶筒蠕动，座封周期短。一口座封井每年的检泵和管理费用至少在40万。
（2）侧钻技术：该技术是在原井的井场上的原井筒内拔套后钻井，虽然节约了井场征地费，但目前每口侧钻井140万。费用高风险大。
（3）套管堵漏： 针对套破位置地层特点，优选可以在滤失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的高强度微膨胀化学堵剂。
2 套损的原因分析
（1）泥岩吸水膨胀、蠕变和滑移：泥岩吸水后体积将发生膨胀，若限制其膨胀，将对约束产生膨胀压力。
（2）射孔削弱套管强度，加速套管损坏：理论研究与模拟射孔压馈实验表明，射孔削弱套管强度，加速套管损坏。
（3）套管抗外挤强度组合不合理导致套管损坏：N80×φ139.7mm×7.72mm是井下油层套管的主要规格，试验证明，由于地应力作用，套管承受非均匀载荷的能力要比承受均匀载荷低得多。
（4）腐蚀导致套管的损坏：油田在注水时还采用清、污水混注。
（5）注入水诱发岩层的滑移：岩石力学研究表明，岩体的稳定性决定于岩体结构面，它直接制约着工程岩体变形、破坏的发生和发展过程。
（6）在非均匀外挤力作用下套管变形损坏。
3 套损井治理技术及应用效果
3.1 套管堵漏技术
套管堵漏技术原理：针对套破位置地层特点，优选可以在滤失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的高强度微膨胀化学堵剂。堵漏剂进入漏失段后，能快速形成网架结构，有效地滞留在漏失段内，凝固后能在漏失段内形成强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体，将周围介质胶结成一个牢固的整体，从而起到堵塞套破段漏失出水的现象。
3.1.1？套管堵漏施工前的准备工作
（1）措施选井条件：
①油井目前生产层有较好的生产能力。
②套管套损严重，常规性座封难度大。
（2）措施工艺条件：
①明确套管外窜的水层位置。
②水层上下两端具有渗透层，该渗透层为非目的层且该层的破裂压力上部套管的承压力。
③漏失量不大，吸收量小于1 m 3 /
min/10Mpa～15Mpa。
（3）措施施工注意事项：挤水泥堵水施工注意事项：
①采用低失水、短过渡、微膨胀水泥浆体系，必要时加入早强剂确保水泥石强度达到要求，设计足够多的水泥附加量，满足地层吸入要求 。
②准确的漏失井段，漏层顶界以上试压，承压要求大于所挤注地层的破裂压力。
③挤替过程中，如果泵压忽高忽低变化，则根据泵压变化情况进行判断是否出现新的漏点，如漏点在管柱底部以上，立即进行反洗井，洗干净后起管柱。
3.1.2？套管堵漏措施应用效果分析
（1）现场应用效果评价
截至目前为止，作业区历年共实施化学堵漏9口（06年1口，07年1口，08年5口，09年2口），恢复产能14.68t，取得了较好的效果。
（2）套管堵漏有效井举例分析
措施依据：摆9-41井于2008年3月发生套破，后封隔器座封生产。该井目前生产Y5层，多次座封失效，措施前该井的含水为95.2%，正常生产Y5层时，日产液11.93m3，日产油2.17t，含水78.4%，鉴于该井还有一定的生成能力，要求工程测井后实施套管堵漏。
3.2 封隔器隔采工艺
宁夏老油田共14口井的套损井采用了常规隔采方式进行治理，占全部套损井的45%。应用Y221自锁补偿封隔器有效解决常规封隔器隔采有效期短的问题（该封隔器特点：胶筒锁定，补偿管释放，管柱自由悬挂）。该工艺恢复产能见效快，降低了套损井治理成本，但是也存在一定的问题。
3.2.1？隔采工艺存在的问题
（1）频繁上修，隔采周期短；（2）无防倒灌功能；
（3）有效坐封位置逐渐减少；
（4）卡钻事故时有发生。
3.2.2？延长隔采井免修期技术
我区从井筒治理着手，全面掌握井筒偏磨、结垢、腐蚀、结蜡等状况，制定针对性措施，采取各类新工艺新技术在以下三个方面对井筒进行综合治理，努力延长隔采井免修期，取得了良好的成效。
（1）防腐蚀
宁夏老油田采出液含水逐年上升，易产生油管杆的腐蚀。由于金属表面发生原电池作用而引起金属的电化学腐蚀是该区油井腐蚀的主要根源。该区14口隔采井中共有N4-111等5口井油管杆腐蚀情况严重，2011年针对这5口井的腐蚀情况，下入油管阳极保护器，一杆4扶KD级防腐杆分别保护油管和抽油杆，从现场应用效果来看，效果较为明显。
（2）防垢
该区隔采井生产层位复杂，液量大含水高，结垢较为严重。且检泵作业时上部洛河水层倒灌污染油层，造成油套管结垢现象。卡泵，起下封隔器遇阻等现象频繁发生。针对这一情况，2011年起引进高效固体阻垢器，截至目前共下入4套。
（3）清防蜡
该区隔采井结蜡严重井4口，结蜡位于井口以下300-500m，结蜡厚度一般为4-15mm。对于隔采井，不能采用传统的加药、热洗等治理方法。我区自2011年起引进强磁防蜡器。共下入144口井，其中隔采井4口，下入位置为400/800米，入井前平均结蜡厚度11mm，检泵周期438天。平均检泵周期160天时上修4口井，通过观察结蜡仅3mm。
4 认识及建议
（1）套管堵漏技术可对套破井进行有效的，但不适应于套破段在射孔段附近和水泥返高以上的井。
（2）套管堵漏后的井，应谨慎采取酸化等措施，以免酸液与堵剂反应造成堵漏失效。
（3）隔采技术恢复产能见效快，降低了套损井治理成本。但在井筒治理存在困难，易造成频繁上修。
（4）综合利用高效固体阻垢器、阳极油管保护器、KD级防腐杆、强磁防蜡器可有效的延长隔采井的免修期。
（5）油管杆的偏磨会加剧油管的腐蚀，对于偏磨腐蚀井，使用阳极油管保护器时应配合使用一杆四扶的KD级防腐杆；高效固体阻垢器适用于生产层位为延安组的油井，对直罗组无效；强磁防蜡器使用时间的延长，磁力逐渐减弱，使用效果逐渐变弱。
参考文献
[1] 姜守华.油井套损机理综述[J].国外油田工程.2001（12）