浅析注水井套损原因及预防治理(1)程力学毕业

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1、浅析注水井套损原因及预防治理(1)程力学毕业摘要:由于注水井套管的工作环境不断恶化，所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的损坏。为此通过套管缩径变形及套管漏失损害等机理分析，找出预防治理泥岩层套管变形和防止上部套管腐蚀漏失的方法，防止或减少高压注水井的套管损坏，为低渗透油田正常的注水开发提供坚实的基础。关键词:套管;注水;腐蚀　　　　1、引言　　　　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

2、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、　　　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。（作文网zg/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、

4、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，井底共2页:1压力都不得高于地层最小水平地应力，以免形

5、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

6、。　　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

7、”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。