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【摘要】海拉尔油田套损井逐年增多，造成注水开发井网不完善，直接影响了油田注采结构调整和注水开发效果。结合海拉尔油田实际情况，简要分析套损原因，提出套损井预防及治理措施并加以探讨，为形成海拉尔套损井综合防治措施提供依据。
【关键词】套损 预防 治理
随着海拉尔油田开采时间的延长，特别是高压注水、重复压裂、酸化等措施的不断应用，套管的工作环境不断恶化，套损井逐年增多，造成注水井网不完善，直接影响了油田注采结构调整和注水开发效果。近几年来，海拉尔油田年新增套损13～17口，累计套损井69口，占总井数的4.89%，影响油田开发调整。
1 海拉尔油田套损状况
2012年新增套损井13口，累计套损井69口，占总井数的4.89%。其中油井23口，占油井总数的2.12%，水井46口，占水井总数的13.11%。从套损类型来看主要以变形为主，占总套损井数的77.63%，错断与套漏分别占11.84%、10.53%，单井多点变形占变形井的66.6%；从平面上看海拉尔油田套损井主要分布在贝301、贝28及贝16强水敏储层区块共43口井，占总套损井数的62.32%；从纵向上看变形点位于射孔层段内的口45井，占套损井总数的65.22%，其中位于泥岩夹层、隔层的套损井27口，占射孔层段内的套损井数的60%。
2 海拉尔油田套损原因简析
2.1 非均匀地应力是造成套损的根本因素
地应力影响主要包括应力场、层间结合、层间蠕变性能和泥页岩膨胀率、断层活动性以及地层塑性流动等。海拉尔油田各区块目的层水平应力差值较大3-11MPa，且油水井套损位置也与地应力分布有关。
2.2 油层部位套管钢级、壁厚低
海拉尔油田投产初期目的层的套管为J55/7.72mm，后期为N80/7.72mm，由于开发只考虑了钻井完井施工要求，没有考虑油田开发过程中地应力变化、压裂，酸化等施工对套管承载能力的影响，因而造成了生产套管强度低，抵挡不住非均匀地应力而引起的挤毁变形，经计算只有厚度为10.54mm的P110钢级的套管才能满足要求。
2.3 水井作业降压困难，放溢流泄压会加剧套损
水井作业时放溢流泄压，导致管内和管外的压差突然增大，套管快速收缩，所受应力状态的突然变化引起套管疲劳，降低了抗挤毁强度，加快了注水井套管损坏速度。
2.4 腐蚀削弱套管的抗挤强度
海拉尔各区块的水源井的清水各项指标大多超标准，其中氯化物和硫酸盐超标严重，统计2012年各作业区注入井的矿化度检测数据，其中碳酸氢根和氯化物离子含量较高（10036.47mg/l），占总矿化度的67.57%，氯化物离子引起的腐蚀主要是氢去极化，碳酸氢根离子在低浓度时，可作为阴极去极化剂，会导致局部腐蚀，削弱套管的抗挤强度，导致套损。
3 海拉尔油田套损井防治措施探讨
3.1 套管损坏预防措施
3.1.1新井主要是增加套管设计强度，提高其抗挤毁强度
搞好套管柱结构设计，在容易引起套损的井段如射孔段，泥岩层段，断点附近等处，应选用高强度的套管。通过计算，同等钢级N80，厚度由7.72mm增到10.51mm，抗挤强度增加45%，同等厚度（7.72mm），钢级由J55升至N80，抗挤强度增加28%，不考虑其它因素，优先提高套管的壁厚。根据海拉尔油田套损特点，套损在纵向上分布相对集中，如泥岩段，断层附近，可进行套管局部加强，工艺可行，且费用相对减少。
3.1.2老井主要从防止出现异常高压层和减少腐蚀两方面
（1）防止出现异常高压层
①优化新井射孔方案，对高压层注水井严禁射孔，油井针对高压层射孔泄压，对同层系井网的注采系统尽可能做到完善；
②对于剩余油相对富集的高压层，可通过油井补孔或压裂来协调平面注采关系；
③对高压水淹层，注水井方案相应层段要停注；对套损隐患大的高压水淹层可以通过对相邻油井进行补孔或压裂进行泄压。
（2）减少腐蚀发生的可能性
提高注入水水质，尽量减少注入水中的腐蚀性物质；阴极保护措施，可以通过外加电流法和牺牲阳极法实现。使用阴极型缓蚀剂，能抑制阴极过程，增加阴极极化，即有效又经济的控制套管腐蚀的手段。
3.2 套损井治理措施
海拉尔套损井治理原则：一是套管最小变径大于φ100mm的井，如不能及时修复，用小 直径工具进行分注注水；二是针对最小变径范围在φ80～100mm间的井，进行套管修复 实施套管整形、套管加固、套管错断井打通道、取套等；三是针对最小变径小于φ80m或者多点变形且大段弯曲，错断出砂严重的井，无法找到修复通道，只能进行工程报废，侧钻或钻更新井。
2012年大修11口，累计大修38口，修复30口，修复率78.95%，共有8口井工程报废恢复产油7.84t/d，注水67m3/d。
油田套管保护技术是一种综合技术，需要多项技术配合使用才能达到理想的效果。针对海拉尔油田套损的治理要坚持预防为主、治理为辅的指导方针，只有从钻井完井、采油生产、作业施工各个环节都加强套管保护措施，才能减少套管的损坏。套管损害位置的准确测试是实施治理的关键环节，现场测试时应尽量采用多种测试手段，找准套损位置和形态，针对不同套损状况采取相应治理措施。套损井修复治理应根据套管损坏程度的不同，引进新技术、新工艺，采用不同的大修技术，以达到对套损井修复再利用的目的。
4 认识与建议
（1）非均匀地应力和油层部位套管钢级壁厚低是海拉尔油田发生套损的主要因素；
（2）海拉尔油田主要从防止出现异常高压区、实施不压井带压作业和减少腐蚀发生三方面进行预防套损；
（3）加大修井修复工作的力度，实施大修队伍竞争机制，做到早发现、早治理，避免套管损坏程度加深，增大套管损坏井修复难度；
（4）攻关通径小于φ80m的井、落物与断口平齐的井、大段弯曲变形井大修修复工艺手段。
参考文献
[1] 胡博仲.大庆油田油水井套管损坏机理及防护措施[J].石油钻采工艺，1998，20（5）：95-98
[2] 宋治.油层套管损坏原因分析及预防措施[J].石油学报，1987，8 （2）：101-1071
[3] 蔡国华，王先荣. 高压注水对油田套管的损坏及防治分析[J].石油钻采工艺，2001，29 （3）：32-341
作者简介
于艳涛，男，1985年2月9日出生，2008年毕业于大庆石油学院，现在大庆油田海拉尔勘探开发指挥部贝16作业区。
【关键词】套损 预防 治理
随着海拉尔油田开采时间的延长，特别是高压注水、重复压裂、酸化等措施的不断应用，套管的工作环境不断恶化，套损井逐年增多，造成注水井网不完善，直接影响了油田注采结构调整和注水开发效果。近几年来，海拉尔油田年新增套损13～17口，累计套损井69口，占总井数的4.89%，影响油田开发调整。
1 海拉尔油田套损状况
2012年新增套损井13口，累计套损井69口，占总井数的4.89%。其中油井23口，占油井总数的2.12%，水井46口，占水井总数的13.11%。从套损类型来看主要以变形为主，占总套损井数的77.63%，错断与套漏分别占11.84%、10.53%，单井多点变形占变形井的66.6%；从平面上看海拉尔油田套损井主要分布在贝301、贝28及贝16强水敏储层区块共43口井，占总套损井数的62.32%；从纵向上看变形点位于射孔层段内的口45井，占套损井总数的65.22%，其中位于泥岩夹层、隔层的套损井27口，占射孔层段内的套损井数的60%。
2 海拉尔油田套损原因简析
2.1 非均匀地应力是造成套损的根本因素
地应力影响主要包括应力场、层间结合、层间蠕变性能和泥页岩膨胀率、断层活动性以及地层塑性流动等。海拉尔油田各区块目的层水平应力差值较大3-11MPa，且油水井套损位置也与地应力分布有关。
2.2 油层部位套管钢级、壁厚低
海拉尔油田投产初期目的层的套管为J55/7.72mm，后期为N80/7.72mm，由于开发只考虑了钻井完井施工要求，没有考虑油田开发过程中地应力变化、压裂，酸化等施工对套管承载能力的影响，因而造成了生产套管强度低，抵挡不住非均匀地应力而引起的挤毁变形，经计算只有厚度为10.54mm的P110钢级的套管才能满足要求。
2.3 水井作业降压困难，放溢流泄压会加剧套损
水井作业时放溢流泄压，导致管内和管外的压差突然增大，套管快速收缩，所受应力状态的突然变化引起套管疲劳，降低了抗挤毁强度，加快了注水井套管损坏速度。
2.4 腐蚀削弱套管的抗挤强度
海拉尔各区块的水源井的清水各项指标大多超标准，其中氯化物和硫酸盐超标严重，统计2012年各作业区注入井的矿化度检测数据，其中碳酸氢根和氯化物离子含量较高（10036.47mg/l），占总矿化度的67.57%，氯化物离子引起的腐蚀主要是氢去极化，碳酸氢根离子在低浓度时，可作为阴极去极化剂，会导致局部腐蚀，削弱套管的抗挤强度，导致套损。
3 海拉尔油田套损井防治措施探讨
3.1 套管损坏预防措施
3.1.1新井主要是增加套管设计强度，提高其抗挤毁强度
搞好套管柱结构设计，在容易引起套损的井段如射孔段，泥岩层段，断点附近等处，应选用高强度的套管。通过计算，同等钢级N80，厚度由7.72mm增到10.51mm，抗挤强度增加45%，同等厚度（7.72mm），钢级由J55升至N80，抗挤强度增加28%，不考虑其它因素，优先提高套管的壁厚。根据海拉尔油田套损特点，套损在纵向上分布相对集中，如泥岩段，断层附近，可进行套管局部加强，工艺可行，且费用相对减少。
3.1.2老井主要从防止出现异常高压层和减少腐蚀两方面
（1）防止出现异常高压层
①优化新井射孔方案，对高压层注水井严禁射孔，油井针对高压层射孔泄压，对同层系井网的注采系统尽可能做到完善；
②对于剩余油相对富集的高压层，可通过油井补孔或压裂来协调平面注采关系；
③对高压水淹层，注水井方案相应层段要停注；对套损隐患大的高压水淹层可以通过对相邻油井进行补孔或压裂进行泄压。
（2）减少腐蚀发生的可能性
提高注入水水质，尽量减少注入水中的腐蚀性物质；阴极保护措施，可以通过外加电流法和牺牲阳极法实现。使用阴极型缓蚀剂，能抑制阴极过程，增加阴极极化，即有效又经济的控制套管腐蚀的手段。
3.2 套损井治理措施
海拉尔套损井治理原则：一是套管最小变径大于φ100mm的井，如不能及时修复，用小 直径工具进行分注注水；二是针对最小变径范围在φ80～100mm间的井，进行套管修复 实施套管整形、套管加固、套管错断井打通道、取套等；三是针对最小变径小于φ80m或者多点变形且大段弯曲，错断出砂严重的井，无法找到修复通道，只能进行工程报废，侧钻或钻更新井。
2012年大修11口，累计大修38口，修复30口，修复率78.95%，共有8口井工程报废恢复产油7.84t/d，注水67m3/d。
油田套管保护技术是一种综合技术，需要多项技术配合使用才能达到理想的效果。针对海拉尔油田套损的治理要坚持预防为主、治理为辅的指导方针，只有从钻井完井、采油生产、作业施工各个环节都加强套管保护措施，才能减少套管的损坏。套管损害位置的准确测试是实施治理的关键环节，现场测试时应尽量采用多种测试手段，找准套损位置和形态，针对不同套损状况采取相应治理措施。套损井修复治理应根据套管损坏程度的不同，引进新技术、新工艺，采用不同的大修技术，以达到对套损井修复再利用的目的。
4 认识与建议
（1）非均匀地应力和油层部位套管钢级壁厚低是海拉尔油田发生套损的主要因素；
（2）海拉尔油田主要从防止出现异常高压区、实施不压井带压作业和减少腐蚀发生三方面进行预防套损；
（3）加大修井修复工作的力度，实施大修队伍竞争机制，做到早发现、早治理，避免套管损坏程度加深，增大套管损坏井修复难度；
（4）攻关通径小于φ80m的井、落物与断口平齐的井、大段弯曲变形井大修修复工艺手段。
参考文献
[1] 胡博仲.大庆油田油水井套管损坏机理及防护措施[J].石油钻采工艺，1998，20（5）：95-98
[2] 宋治.油层套管损坏原因分析及预防措施[J].石油学报，1987，8 （2）：101-1071
[3] 蔡国华，王先荣. 高压注水对油田套管的损坏及防治分析[J].石油钻采工艺，2001，29 （3）：32-341
作者简介
于艳涛，男，1985年2月9日出生，2008年毕业于大庆石油学院，现在大庆油田海拉尔勘探开发指挥部贝16作业区。