注水井套损原因及预防治理论文

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1、注水井套损原因及预防治理论文.freelg/l，超标2-8倍）、硫酸盐还原菌SRB（25-1100个/ml）及高矿化度（30000mg/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

2、，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、

3、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，

4、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

5、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

6、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

7、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。