论注水井套损原因及预防治理

来源：湖北自考网时间：2013-06-28

华中农业大学自考
对于低渗透油田一般采用高压注水的开发方式，高压注水开发虽取得了明显的经济效益，但也使注水井套管的工作环境不断恶化，套管所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的变径甚至破裂，部分井还出现了浅层套管漏失窜槽的情况。为此迫切需要找出引起这些油田套管损坏的主要原因，并采取相应的措施，防止或减少高压注水井的套管损坏，这对今后低渗透油田正常的注水开发具有着重要意义。

　　
2、高压注水井套管损坏特征

低渗透油田高压注水井套管损坏以套管漏失、缩径变形为主，变形严重的发生破裂现象。经统计，86.2%的套管损坏井套损出现的时间一般在转注后5年以内。套管漏失主要发生在套管上部未固井井段，缩径变形主要位于射孔部位附近的夹层及射孔井段，且缩径变形水井注水压力一般都比较高，射孔部位出现套管变形的注水井大都存在出砂情况。

3、高压注水井套管损坏原因分析

对套管损坏问题，国内外不少学者进行了多方面研究，主要有以下观点：地质因素：主要包括构造应力、层间滑动、蠕变、注水后引起地应力变化等；
钻井因素：主要包括井眼质量、套管层次与壁厚组合、管材选取和管体质量；
腐蚀因素：主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等；
操作因素：主要有下套管时损坏套管、作业磨损、高压作业、掏空射孔等。
3.1套管缩径变形损坏机理分析
3.1.1泥岩段套管损坏机理
注水诱发泥岩段套管损坏的基本原因是：注入水进入泥岩层，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移和变形，挤压造成套管损坏。
油水井完井一段时间内，套管通过水泥环与地层紧紧结合为一体，套管不受地应力作用，仅承受管外水泥浆柱压力。这对于一般按水泥浆柱设计下入的套管，不会发生套变。
但油田注水开发后，情况发生了变化。当注入水进入砂岩层时，水在孔隙中渗流，岩石骨架没有软化，地应力作用也没有变化。当注水井在接近或超过地层破裂压力注水时，大量高压水便窜入泥岩隔层、地层界面引起地质、地层因素变化，对套管产生破坏力。不平稳注水使地层经常性张合，导致套管周围的水泥环松动、破裂，注入水得以沿破裂的水泥环窜至泥岩层，使注入水与损坏段外泥岩充分接触。
由于地下岩层非均匀地应力存在，当注入水进入泥岩层，破坏了其原始的含水状态，使泥岩层出现侵水软化，产生了蠕变变形，从而在套管周围形成了随时间而增大的类似椭圆型的径向分布非均匀外载，要忽略水泥环的作用时，这种载荷在最大地应力方向将超过该深处的最大主地应力值，而在最小地应力方向低于该深处的最小地应力值。
3.1.2砂岩段套管损坏分析
高压注水时，如油层物性差，油水井间连通性不好，就会在油层附近蹩起高压。蹩压作用使岩石骨架膨胀，吸水层厚度增加，引起砂岩层局部发生垂向膨胀。
在实际注水井中，由于射孔井段一般都是砂岩和泥岩的混层，注入水进入地层后，引起砂岩垂向膨胀，降低了套管的抗挤毁强度，在泥岩蠕变引起的径向挤压载荷的作用下，套管发生变形损坏。
3.2套管漏失损害机理分析
套管漏失主要发生在套管固井水泥返高界面以上。据调查，引起井下套管腐蚀的因素很多，通过对低渗油田注入水常规离子化验资料及水质指标监测结果进行分析发现，污水回注区引起腐蚀的主要因素是水中的溶解氧（在0.05-0.40 mg/l，超标2-8倍）、硫酸盐还原菌SRB（25-1100个/ ml）及高矿化度（30000 mg/l以上）等。各种因素下的腐蚀率又受到温度、PH值、水流速等外部条件的影响。另据有关报道油层采出水中较高的H2S也是造成套管腐蚀的主要因素。
通常情况下，油套环空长期处于封闭状态，因此起腐蚀作用的主要因素将是SRB菌及H2S气体。
4、预防治理套损井的几点认识

4.1预防治理泥岩层套管变形
4.1.1防止注入水窜入软弱夹层
a注入压力限制在地层微裂缝以下
注入压力应以满足注水量，防止套管损坏为合理注入压力。如果这两项发生矛盾时，应以后者来确定，注水量则通过调整注采井网，增加注水井数来满足。在生产中，注水、压井时，井底
压力都不得高于地层最小水平地应力，以免形成注入水窜入软弱夹层。因此，一个油田开发前，应开展地层地应力测试，根据地应力测得结果，按开发方案要求，把注入压力控制在最小地应力以下。
b加强注入水质配伍研究，控制注入压力过高
定期对高压注水井采取洗井、防膨及解堵措施，防止各种因素造成地层污染；
避免注水压力超高。同时加强注水配伍方案研究，对已污染地层可采用低伤害酸预处理后再投注
c提高固井质量，保证层间互不相窜
采取有效措施提高固井质量，防止注入水沿水泥胶结不好层带窜入泥岩层，如下套管扶正器使套管居中；
调整好水泥浆性能；
控制水泥浆上返速度和高度等，使第一、二界面结合牢固。
4.1.2提高套管抗挤强度
a完井采用高钢级、大壁厚的套管
由上面的分析可以看到，对容易发生变形的岩层段，普通N80/139.7难以承受不均匀地应力的挤压。在传统保守设计套管抗挤强度时采用上覆岩层压力来确定套管抗最大外挤力。事实上证明用这种方法确定最大外挤力是不合适的。应采用泥页岩蠕变形成不均匀“等效外挤应力”作为套管最大抗挤强度。因此，油田开发前要准确测定地应力值，选择合适的套管等级和壁厚。
b在易发生套管损坏岩层段下双层组合套管
泥页岩层在见水时易产生蠕变，在井壁周围产生不均匀地应力挤压套管，当其“等效破坏载荷”或地层出现施加套管侧向力比较大时，用高强度套管满足不了抗挤需要，这时，可采用双层组合套管，并在环空加注水泥，其强度比原两根套管的强度还要高出25％-70％。
4.2防止上部套管腐蚀漏失
通过上面的分析可知上部套管漏失主要是由于腐蚀造成的，因此在生产上必须从防止腐蚀入手保护套管，减少漏失的发生。
4.2.1提高注入水质量，减少腐蚀伤害
当发现井下套管漏失是由于腐蚀造成的，应根据化验出的各种离子成分含量分析判断是属于那种腐蚀而采取相应的防腐措施。在生产实际中应对不同区块的腐蚀损坏作出分析化验，根据腐蚀类型和腐蚀速度进行防腐，杀菌措施。
4.2.2采用环空保护技术提高套管使用寿命
环空保护与软密封隔离技术是一种用于注水井环空防腐的保护技术。它是在油套环空的水中加入保护剂，抑制细菌的繁殖，减轻腐蚀，同时在环套空间下部加入软密封隔离塞，使保护液与注入水隔离，它的作用类似于封隔器，且不受套管变形限制。该技术可用于所有的合注井和分层注水井，特别是套管变形的合注井。
4.2.3钻井完井时，提高水泥浆上返液面，加强固井质量
针对套管漏失主要发生在套管未固井井段上部的现状，完井时可考虑提高水泥环上返高度至地面，并采取措施保证固井质量，达到水泥浆硬化后在套管周围形成一圈致密连续的水泥环。
4.2.4针对注水压力高，腐蚀性强的水井，采用封隔器卡封上部套管，既可有效保护上部套管，又可防止高压注水对套管造成进一步损坏。
4.2.5采用阴极保护技术
套管的阴极保护原理是采用地面直流电源和辅助阴极，供给大量电子，使被保护金属阴极化，当极化电位极化至被保护金属腐蚀电池中阳极初始电位相等或负些时，腐蚀就被控制。

5、下步研究方向

5.1关于套管形态的监测
套管损坏的形态多种多样，套管变形中除缩径变形外还有椭圆变形、弯曲变形、单面挤变变形等；
套漏又有套管裂开、腐蚀穿孔及密封性漏失多种情况。尤其对套管变形的确定，采用打铅印或通井的方式仅能确定一个位置，对于一口井有多处位置的情况就不好确定。建议下步应用彩色成像测井技术或微井径仪对套损形态作深入研究，为套损的研究、预防和治理提供确凿证据。
5.2关于变形机理的深入研究
目前根据有关的理论研究只能对地层非均匀应力对套管的挤压作定性分析，高压注水压力强度的界定难以解决。下步建议采用ANSYS软件对三维套管外挤进行大变形、非线形弹塑性应力应变强度进行防真研究。充分了解套管在双向非均匀外挤条件下的应力场与位移场，以及套管的椭圆变形过程、外部载荷矢量、管壁应力等高线分布等。从而为确定合理的注水压力界限等提供量化依据。