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[摘 要]套损是各油田普遍存在的事实，大量资料和研究结果表明，套管损坏主要是由地质因素、工程因素及腐蚀等因素造成的。随着油田开发的不断深入，套损已经成为影响油田开发的重要因素。造成套管变形的原因是多种多样的，搞清造成套损的原因，对于预防套损有十分重要的意义。
[关键词]套管损坏原因 套管损坏机理 套管损坏防护
中图分类号：TE931.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）09-0014-01
1 套损现状
近年来，某区块工程测井，施工作业过程中，共计发现45口井存在不同程度套损现象，约占总井数的28.5%，套损井数量呈大幅上升趋势。套损的主要形式主要包括套管弯曲、缩径、错断、破裂以及套管腐蚀穿孔等，其中主要以套管缩径变形及套管错断为主。套损总体趋势为套损井抽产年限短，套损点深度偏大。纵向损坏规律：深层套损多以缩径变形为主，浅层套损多以错断或破裂为主，套变点集中在射孔井段附近。横向区域分布规律：套损井点集中在断层附近，构造高点处及翼部倾角较大的区域。
2 套管损坏的原因
2.1套管损坏的地质因素
地质因素是造成套损的主要原因，它包括构造应力、层间滑动、泥岩膨胀、盐岩层蠕动、油层出砂、地面下沉及油层压实等。
2.1.1泥岩膨胀和蠕变，盐岩蠕变
岩石有蠕变和应力松弛的特征，岩石种类不同，其蠕变种类也不同，相应的蠕变程度也不同，即使在自然地质条件下，岩石也会发生蠕变。泥岩中的粘土矿物尤其是蒙脱石、伊利石、高岭石，它们遇水会膨胀并发生蠕动，由于套管阻止了这种蠕变和膨胀，对套管产生剪切应力。这就使套管外部负荷增加，随着时间的推移，该负荷会增大，当套管的抗压强度低于该外部的负荷时，套管就会被挤压、挤扁甚至错断。
2.1.2围岩压力
钻后，井眼周围的岩石中出现了临空面，原来的平衡状态遭到了破坏。当应力集中处的应力达到围岩的屈服极限，就有塑性变形发生，这种变形受到套管和套管外水泥壳的限制，同时套管也受到围岩的反作用而产生套管变形损坏。
2.1.3断层活动、现代地壳运动、地震和滑坡
断层的存在，造成断层区间压力的不平衡，使岩层之间发生水窜，在泥膏盐层与断层共存的情况下，将使套管的受力不稳定，导致套管变形损坏。断层的活动是由很多方面的因素引起的，沿斷层层面地层移动造成油层套管大量损坏。
2.2 套管损坏的工程因素
2.2.1井身原因
主要包括套管设计强度不够，施工时丝扣密封不严，固井质量差，在钻井过程中造成套管磨损。在向井中下套管时，套管外表面难免与坚硬岩层产生剧烈摩擦，若强行下入，套管一方面遭遇重大磨损，另一方面套管柱易失稳弯曲而变形损坏。另外，套管磨损后， 内表面积增大，与腐蚀介质的接触面增大，并使套管内壁表面加工钝化层消失，内层金属直接与腐蚀介质接触，加速套管的腐蚀速度。
2.2.2生产原因
高压注水会造成地层体积膨胀。当压力从注水井和可渗透岩石向外扩散扩张时会对油层和边界层之间的界面产生很大的压力。如果这个力超过了界面强度，就会发生滑移，使邻井造成套损。
压裂过程中，固体充填引起的永久性体积变化也会导致地层沿层面滑动。
油层出砂会引起上覆岩体下沉和下覆岩体上冲联合作用，使油藏层段缩短，影响套管的横向支撑，使其形成挠曲。
2.3 套管损坏的腐蚀因素
管腐蚀是指原油天然气中含有的硫、CO2、HS及地层水中和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中铁或亚铁离子发生反应而腐蚀管体。套管腐蚀的条件包括一定的温度、压力、亚铁离子的浓度及地层水中存在的还原菌等，大多与硫酸还原菌的作用有关。大多数套管腐蚀的套管处在高矿化度溶液和低的pH值下。腐蚀对套损的影响对套管而言.其损坏形式主要有以下两种：
（1）腐蚀造成上部套管破漏。从力学原理上讲，因外力造成的套损不会表现为套管破漏，而腐蚀的最终结果则使套管破漏。
（2）腐蚀削弱套管壁厚，降低套管强度造成套损。在腐蚀作用下套管壁整体或局部逐渐变薄，套管强度随之降低，在外力作用下更容易发生损坏。
3 套损检查方法
我们在平时测井过程可以通过电磁探伤测井，同位素全井找漏，井径仪测井等测井方法对井下管柱进行检测，检查是否存在套管损坏变形等情况。
（1）电磁探伤测井可在油水井正常生产情况下，在油管内测量套管的壁厚变化及损坏情况，节省了检查套管情况时起、下油管的作业费用，这一特点使得对油、水井井身结构损坏进行普查成为可能。存在厚壁与薄壁之间的转变及套管变形或者结垢。
（2）同位素五参数组合测井可同时录取五条曲线，该方法同位素示踪曲线、油管内流量和井温资料以及压力异常点可以相互印证，查找有套管外漏情况。
（3）多臂井径仪测井是套管检验测井过程中应用最为广泛的。该仪器是一种接触式测量仪器，即通过仪器的测量臂与套管内壁接触，将套管内壁的变化转为井径测量臂的径向位移，通过井径仪内部的机械设计及传递，变为推杆的垂直位移；差动位移传感器将推杆的垂直位移变化转换成电信号。存在套管漏损显示。
4主要预防措施
4.1合理控制注水压力
油田高压注水时，随着注水压力的不断提高，地层压力水平也不断上升，当地层压力超过临界压力时，地层将发生相对滑动，引发套管变形，特别是泥岩夹层发育或断层发育地区套损井可能成片发生。另外，长期高压注水，使套管在长期高压载荷的作用下，加剧套损速度。控制地层压力在临界地层压力以内或套管抗内挤强度的70 %以内，减缓套损的发生。
4.2合理控制生产压差，保持注采平衡
由于注采不平衡、后期井网大幅度加密以及层间连通性差等原因，从而形成了一个从高压区指向低压区的附加应力，诱发地层滑动，产生套管变形，特别是在高压区，套损现象尤为严重。
4.3优化射孔及储层改造方案
任何酸化压裂、射孔工艺和质量都对套管的寿命有重要影响，重复射孔或酸化压裂，大幅度降低套管抗挤压强度，加速套管损坏变形。对储层实施压裂酸化改造，确定施工压力， 施工压力以不超过套管抗内挤强度的80 %为宜。
4.4改进井下工具，避免磨铳套管
由于方案设计或施工原因，常发生井下落物、管卡、管堵等现象，需进行打捞磨铳，不可避免地造成套管壁的磨损，降低套管强度。建议改进钻具，在钻磨施工过程中，安装扶正装置，减少偏磨现象，保护套管。
参考文献
[1] 赵国石.宋芳屯低渗透油田套管损害原因分析[J].大庆石油地质与开发，2004（4）：40-41；1.
[1] 暴玉江，郭旭光，郑勇，等. 套管损害的原因及防治[J].河南石油，1996，（1）：32-36；-8.
[关键词]套管损坏原因 套管损坏机理 套管损坏防护
中图分类号：TE931.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）09-0014-01
1 套损现状
近年来，某区块工程测井，施工作业过程中，共计发现45口井存在不同程度套损现象，约占总井数的28.5%，套损井数量呈大幅上升趋势。套损的主要形式主要包括套管弯曲、缩径、错断、破裂以及套管腐蚀穿孔等，其中主要以套管缩径变形及套管错断为主。套损总体趋势为套损井抽产年限短，套损点深度偏大。纵向损坏规律：深层套损多以缩径变形为主，浅层套损多以错断或破裂为主，套变点集中在射孔井段附近。横向区域分布规律：套损井点集中在断层附近，构造高点处及翼部倾角较大的区域。
2 套管损坏的原因
2.1套管损坏的地质因素
地质因素是造成套损的主要原因，它包括构造应力、层间滑动、泥岩膨胀、盐岩层蠕动、油层出砂、地面下沉及油层压实等。
2.1.1泥岩膨胀和蠕变，盐岩蠕变
岩石有蠕变和应力松弛的特征，岩石种类不同，其蠕变种类也不同，相应的蠕变程度也不同，即使在自然地质条件下，岩石也会发生蠕变。泥岩中的粘土矿物尤其是蒙脱石、伊利石、高岭石，它们遇水会膨胀并发生蠕动，由于套管阻止了这种蠕变和膨胀，对套管产生剪切应力。这就使套管外部负荷增加，随着时间的推移，该负荷会增大，当套管的抗压强度低于该外部的负荷时，套管就会被挤压、挤扁甚至错断。
2.1.2围岩压力
钻后，井眼周围的岩石中出现了临空面，原来的平衡状态遭到了破坏。当应力集中处的应力达到围岩的屈服极限，就有塑性变形发生，这种变形受到套管和套管外水泥壳的限制，同时套管也受到围岩的反作用而产生套管变形损坏。
2.1.3断层活动、现代地壳运动、地震和滑坡
断层的存在，造成断层区间压力的不平衡，使岩层之间发生水窜，在泥膏盐层与断层共存的情况下，将使套管的受力不稳定，导致套管变形损坏。断层的活动是由很多方面的因素引起的，沿斷层层面地层移动造成油层套管大量损坏。
2.2 套管损坏的工程因素
2.2.1井身原因
主要包括套管设计强度不够，施工时丝扣密封不严，固井质量差，在钻井过程中造成套管磨损。在向井中下套管时，套管外表面难免与坚硬岩层产生剧烈摩擦，若强行下入，套管一方面遭遇重大磨损，另一方面套管柱易失稳弯曲而变形损坏。另外，套管磨损后， 内表面积增大，与腐蚀介质的接触面增大，并使套管内壁表面加工钝化层消失，内层金属直接与腐蚀介质接触，加速套管的腐蚀速度。
2.2.2生产原因
高压注水会造成地层体积膨胀。当压力从注水井和可渗透岩石向外扩散扩张时会对油层和边界层之间的界面产生很大的压力。如果这个力超过了界面强度，就会发生滑移，使邻井造成套损。
压裂过程中，固体充填引起的永久性体积变化也会导致地层沿层面滑动。
油层出砂会引起上覆岩体下沉和下覆岩体上冲联合作用，使油藏层段缩短，影响套管的横向支撑，使其形成挠曲。
2.3 套管损坏的腐蚀因素
管腐蚀是指原油天然气中含有的硫、CO2、HS及地层水中和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中铁或亚铁离子发生反应而腐蚀管体。套管腐蚀的条件包括一定的温度、压力、亚铁离子的浓度及地层水中存在的还原菌等，大多与硫酸还原菌的作用有关。大多数套管腐蚀的套管处在高矿化度溶液和低的pH值下。腐蚀对套损的影响对套管而言.其损坏形式主要有以下两种：
（1）腐蚀造成上部套管破漏。从力学原理上讲，因外力造成的套损不会表现为套管破漏，而腐蚀的最终结果则使套管破漏。
（2）腐蚀削弱套管壁厚，降低套管强度造成套损。在腐蚀作用下套管壁整体或局部逐渐变薄，套管强度随之降低，在外力作用下更容易发生损坏。
3 套损检查方法
我们在平时测井过程可以通过电磁探伤测井，同位素全井找漏，井径仪测井等测井方法对井下管柱进行检测，检查是否存在套管损坏变形等情况。
（1）电磁探伤测井可在油水井正常生产情况下，在油管内测量套管的壁厚变化及损坏情况，节省了检查套管情况时起、下油管的作业费用，这一特点使得对油、水井井身结构损坏进行普查成为可能。存在厚壁与薄壁之间的转变及套管变形或者结垢。
（2）同位素五参数组合测井可同时录取五条曲线，该方法同位素示踪曲线、油管内流量和井温资料以及压力异常点可以相互印证，查找有套管外漏情况。
（3）多臂井径仪测井是套管检验测井过程中应用最为广泛的。该仪器是一种接触式测量仪器，即通过仪器的测量臂与套管内壁接触，将套管内壁的变化转为井径测量臂的径向位移，通过井径仪内部的机械设计及传递，变为推杆的垂直位移；差动位移传感器将推杆的垂直位移变化转换成电信号。存在套管漏损显示。
4主要预防措施
4.1合理控制注水压力
油田高压注水时，随着注水压力的不断提高，地层压力水平也不断上升，当地层压力超过临界压力时，地层将发生相对滑动，引发套管变形，特别是泥岩夹层发育或断层发育地区套损井可能成片发生。另外，长期高压注水，使套管在长期高压载荷的作用下，加剧套损速度。控制地层压力在临界地层压力以内或套管抗内挤强度的70 %以内，减缓套损的发生。
4.2合理控制生产压差，保持注采平衡
由于注采不平衡、后期井网大幅度加密以及层间连通性差等原因，从而形成了一个从高压区指向低压区的附加应力，诱发地层滑动，产生套管变形，特别是在高压区，套损现象尤为严重。
4.3优化射孔及储层改造方案
任何酸化压裂、射孔工艺和质量都对套管的寿命有重要影响，重复射孔或酸化压裂，大幅度降低套管抗挤压强度，加速套管损坏变形。对储层实施压裂酸化改造，确定施工压力， 施工压力以不超过套管抗内挤强度的80 %为宜。
4.4改进井下工具，避免磨铳套管
由于方案设计或施工原因，常发生井下落物、管卡、管堵等现象，需进行打捞磨铳，不可避免地造成套管壁的磨损，降低套管强度。建议改进钻具，在钻磨施工过程中，安装扶正装置，减少偏磨现象，保护套管。
参考文献
[1] 赵国石.宋芳屯低渗透油田套管损害原因分析[J].大庆石油地质与开发，2004（4）：40-41；1.
[1] 暴玉江，郭旭光，郑勇，等. 套管损害的原因及防治[J].河南石油，1996，（1）：32-36；-8.