套管损坏机理研究和检测技术

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1、套管损坏机理研究和检测技术【摘要】我厂所辖油田经过四十多年的开发生产,已经进入了高含水开发期，越来越多的强化采油措施如高压注水、压裂、大型酸化、注蒸汽等不断用于生产，使地层流体场、应力场均发生变化，套管的工作环境不断恶化。加之受固井质量、套管材质以及腐蚀等因素的影响，套管技术状况变得越来越差，套管变形、穿孔、破裂等套损井逐年增多,严重影响油田的合理开发，这就要求我们进行套管损坏机理的分析，并找到有效地检测手段。【关键词】套损；机理；井温；40臂；注采井网0.前言截止到今年底，采油厂累计发现套损油、水井443口。这些套损井的大量存在，不仅是固定资产的浪费，还会导致一些单元注

2、采井网二次不完善，注采对应关系破坏，储量控制程度变差，在很大程度上制约了油田开发的良性循环。1•套管损坏原因及机理分析影响油、水井套管损坏的主要因素包括地质因素和工程因素。由于这些因素对套管作用载荷的加剧或这些因素载荷叠加的结果，超过了套管在地层条件下承载能力而导致套管损坏。地质因素指地层的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动、地壳运动等地质因素导致油水井套管受到严重损害，导致局部小区块套管损坏甚至成片套管损坏的出现。工程因素指地层改造中的压裂、酸化，钻井过程中的套管本身材质，固井质量，固井过程中套管拉伸、压缩等因素使套管受到损害。2.套损状况检测技术

3、及应用效果套管状况检测是油水井套损防治的重要措施。进行套管检测不仅有助于确定套管损坏的类型、损坏部位及程度，也为修井工艺的制定和实施提供切实可行的依据和必要可靠的技术资料，套管技术状况检测还可以为井下套管损坏及产生和加速损坏的环境原因进行分析研究，为采取预防措施提供可靠依据。2.1井温测井验套管漏失在地层未被扰动的情况下，井筒温度与深度的关系基本上是一条直线，其斜率就是地温梯度，当井筒存在破漏时，漏点处的温度就会出现异常。井温找漏测井就是采取“静止、加压、产液”的动态测井工艺，来定性判断漏点。我厂近5年来，累计实施井温找漏228井次，经作业验证准确找漏191井次，符合率高

4、达83.8%o例如河50-斜141井在大修过程中打压3.5MPa不升，停泵瞬间降为0,于是实施井温+流量找漏测井，测试资料显示1370-1400米温度和流量都有明显负异常，准确找到漏失井段，用于作业指导。2.2电磁流量计验漏测井电磁流量计验漏测井的原理是根据电磁感应原理，导体切割磁力线时，在导体中产生感应电动势。电磁流量计利用这一原理实现对水和聚合物水溶液等导电流体流量的测量。用电磁流量计测井，在套管漏失或变形井段，井筒内流体的流速会有明显变化，根据流速的变化即可确定套管漏失或变形位置。河100-侧1井生产过程中突然全水，怀疑油层上部有套漏，实施了流量+井温测井，根据测试

5、资料分析，1550米流速为30m3/h,1570米流速降为4m3/h,分析1550-1570米套管漏失，水量流入漏失段，对该段实施封堵开作后，日增油3.1吨，含水降至57.8%o2.340臂井径测井技术，检测套管形变状况40臂井径测井仪采用伞形机械结构，臂间夹角为9度，仪器的传感器采用非接触式位移传感器，测量40条单臂井径曲线并能成像，其最大内径可计算出套管的剩余壁厚，最小内径可用于套管通径的测量，用来检查套管腐蚀、变形、错位、射孔位置等。近几年，随着油水井生产时间的延长，套管腐蚀漏失现象越来越严重，40臂井径测井在寻找漏失井段方面，不但深度准确，而且能形成套管内径展开成

6、像、圆周剖面成像、柱面立体成像，可准确判断套管不同方位上的形变。近五年，我厂累计实施40臂井径测井86井次，查出漏失井次33口，漏失比例为38.4%o2.3.1识别套管变形套管变形是指由于地应力的作用，当套管外挤压力大于内压力时，就可能造成套管一处或多处缩径、挤扁或弯曲等套管变形损坏，主要包括椭圆变形、弯曲变形、单面挤扁变形、缩径变形和扩径变形五种形态。套管发生变形，利用40臂测井曲线上最大臂值变大、最小臂值变小、剖面成像上也有明显变化。2.3.2检查套管错断检查套管错断与识别套管弯曲相似，只是在曲线响应上会出现最大最小井径突变，最大值超过套管外径值，错断点的截面图有明显

7、的偏心显示。因此，40臂井径成像仪能够较好地判定套管错断断面形态和准确给出断面通径。在河31-斜69井实施的40臂井径测井曲线上，测量井段1900-2000米，资料显示1958-1960米套管变形，有错断现象。2.3.3确定套管孔眼、孔洞和腐蚀40臂井径成像测井仪有40个高精度位移传感探头，能沿360°全方位同时测出40条井径曲线。尺度超过lcm的孔眼、孔洞和腐蚀在测试结果中有明显的反映。在河31井实施的40臂井径测井中，资料显示在55-56米有三个探测臂探至套管外，其最大外径达145mm(套管外径为139.7mm),表明该处