畢業論文---套管損壞機理及對策研究

1、<p><b>　　摘要</b></p><p>　　套管損壞是石油行業中很常見的問題，套管損壞不僅會帶來巨大的經濟損失，還會影響油氣開發的后續工作。本文主要是針對套管損壞的情況及原因進行分析，并結合國內外套管損壞的現狀，提出預防套管損壞的措施。</p><p>　　關鍵詞：套管損壞；鉆井；完井</p><p><b>　　

2、目錄</b></p><p><b>　　第一章 前言2</b></p><p>　　1.1 研究的目的和意義2</p><p>　　1.2 國內外現狀2</p><p>　　1.3國內外套管損壞的研究內容3</p><p>　　1.3.1套管損壞機理的研究3</p&g

3、t;<p>　　1.3.2套管損壞預防措施的研究4</p><p>　　1.3.3套管檢測技術綜合發展的研究4</p><p>　　1.3.4套管損壞井修復技術的研究4</p><p>　　第二章 套管損壞情況及類型調研5</p><p>　　2.1套管損壞的情況5</p><p>　　2.2套

4、管損壞類型6</p><p>　　2.2.1機械作用類型6</p><p>　　2.2.1.1錯斷類型6</p><p>　　2.2.1.2拉斷類型7</p><p>　　2.2.1.3擠壓類型8</p><p>　　2.2.2化學作用類型9</p><p>　　第三章 套管損壞的原

5、因10</p><p>　　3. 1地質因素10</p><p>　　3.1.1地應力集中對套管損壞的影響11</p><p>　　3.1.2泥巖吸水蠕變和膨脹對套損的影響11</p><p>　　3.1.3油層出砂造成套管損壞12</p><p>　　3.1.4巖層滑動造成套管損壞12</p>

6、<p>　　3.1.5斷層復活造成套管損壞13</p><p>　　3.1.6地震活動造成套管損壞13</p><p>　　3.1.7油層壓實造成套管損壞14</p><p>　　3.2工程因素14</p><p>　　3.2.1酸化壓裂對套損的影響14</p><p>　　3.2.2套管材質對

7、套損的影響15</p><p>　　3.2.3固井質量對套損的影響15</p><p>　　3.2.4射孔對套損的影響16</p><p>　　3.2.5高壓注水對套損的影響16</p><p>　　3.2.6注水井泄壓對套損的影響17</p><p>　　3.2.7采油方式不當造成的套管磨損17</

8、p><p>　　3.3腐蝕因素18</p><p>　　3.3.1 溶解氧腐蝕18</p><p>　　3.3.2 CO2腐蝕18</p><p>　　3.3.3 H2S腐蝕18</p><p>　　3.3.4 細菌腐蝕19</p><p>　　3.3.5 鹽酸的腐蝕19</p&g

9、t;<p>　　3.3.6 結垢腐蝕19</p><p>　　第四章 套管損壞預防措施調研20</p><p>　　4.1套管的保護技術20</p><p>　　4.1.1鉆井過程中的套管保護技術20</p><p>　　4.1.2固井過程中的套管保護技術21</p><p>　　4.1.3射孔

10、過程中的套管保護技術21</p><p>　　4.1.4井下套管狀況監測技術研究21</p><p>　　4.1.5油水井套管防腐技術研究21</p><p>　　4.2搞好套管柱結構設計21</p><p>　　4.3提高鉆井工程質量22</p><p>　　4.4確保固井質量,優化射孔方案22</

11、p><p>　　4.5合理設計注水參數, 規范注水操作規程23</p><p>　　4.6加強對增產措施的管理23</p><p>　　4.7加強套管防腐工作23</p><p>　　4.8選擇合適的防砂方法預防套管損壞23</p><p>　　第五章 結論與建議24</p><p>&l

12、t;b>　　參考文獻25</b></p><p><b>　　致謝26</b></p><p>　　套管損壞機理及對策研究</p><p><b>　　第一章 前言</b></p><p>　　1.1 研究的目的和意義</p><p>　　油水井套管損壞

13、是石油工程里常見的問題，套管損壞問題不僅會帶來巨大的經濟損失，還會給油氣開發的后續工程帶來不便。隨著油田開發時間的不斷延長,開發方案的不斷調整,套管工作狀況變差，甚至損壞，使油田不能正常生產，嚴重影響了油田的穩產。套管損壞破壞了完整的注采井網，注采對應關系也被破壞，地層壓降逐漸加大，儲量控制程度變差，進而造成油田水驅儲量、可采儲量不同程度的損失，影響了開發方案的繼續實施和整體經濟效益的提高。因此，對套管損壞機理開展研究，并在此基礎上搜集

14、不同開發方式的套管損壞預防措施和防治辦法，不僅能夠減少因為維修已損壞套管產生的石油作業的時間，還能減少石油行業的總體工作量，并且還能減少生產維修的費用，使油井能夠連續生產，提高油井的產油能力，增大單井的產量，大大提高石油生產的經濟效益，對油田的生產實踐具有重要意義。</p><p><b>　　1.2 國內外現狀</b></p><p>　　國內外的很多油水井都存在嚴

15、重的套管損壞現象，并且有的非常嚴重，產量下降甚至直接導致油水井報廢。</p><p>　　在美國[1]，套損井主要發生在加州的貝爾利吉油田、威利斯頓油田、密西西比河口南水道區27號油田、蒙大拿州附近的塞達克里克油田、小奈夫油田。其中加州的貝爾利吉油田在過去的20年里出現了1000多口套損井，套損的主要原因是70年代由于過量開采導致了顯著的地層壓實，套管損壞形式為軸向擠壓和剪切；塞達克里克油田套損井占油井的10%，

16、套損原因是塑性流動；小奈夫油田套管損壞井占36%，套損形式為巖鹽層擠毀。</p><p>　　俄羅斯的巴拉哈內-薩布奇-拉馬寧油田在80年代初有套損井3200口，套損原因是構造頂部和構造側翼的地層下沉，每年沉降速度達18～30mm。格羅茲內石油聯合企業有100多口井套管損壞，其中45%發生在上麥科普泥巖層，套管的破壞形式主要為剪切和擠毀變形。</p><p>　　北海白堊紀盆地的油田套管損

17、壞主要是由于高孔隙度油藏再壓實造成的。?？品扑箍擞吞镌?978年首次發現套管損壞，到1989年已有2/3的井發生了套管損壞，70%套損發生在距油層150m的上覆地層內。在上覆地層中套損井多分布在構造的邊緣，并且幾乎在同一等高線上。</p><p>　　70年代以來，我國油氣田套管損壞現象也十分嚴重。據統計，到1998年底我國大慶、吉林、大港、華北、中原、江漢、新疆、玉門、勝利、四川及遼河等油氣田套管損壞井數已達1

18、4000多口，若按每口井較低的成本150萬元人民幣計算，僅套管損壞就已造成直接經濟損失210億元，這還不計油井損壞停產所造成的經濟損失。</p><p>　　目前，我國套損嚴重的地區有大慶油田、吉林油田、中原油田和勝利油田。其中大慶油田累計發現套損井8976口，占投產井數的16%以上；吉林油田累計套損井2861口，占投產井數的30%以上；中原油田已發現的套損井占23.3%；勝利油田累計套損井數3000多口，占投產

19、井數的10%。并且各油田套損井數還有上升的趨勢。</p><p>　　1.3國內外套管損壞的研究內容</p><p>　　1.3.1套管損壞機理的研究</p><p>　　套管損壞的因素較多。地質因素是造成套管損壞的主要原因，它包括構造應力、層間滑動、泥巖膨脹、鹽巖層蠕動、油層出砂、地面下沉及油層壓實等；工程因素包括套管的材質、酸化壓裂、高壓注水、固井質量、射孔等；

20、腐蝕因素是原油天然氣中含有的硫、硫化氫、二氧化碳等腐蝕性氣體，地層水和注入水中含有的各種腐蝕性物質與套管中的鐵反應等。</p><p>　　1.3.2套管損壞預防措施的研究</p><p>　　套管損壞的預防措施的研究具有重要的意義，不僅可以減少作業量，還能減少經濟損失。套管損壞的預防措施的研究主要有一下幾個方面：鉆井過程中的套管保護、固井過程的套管保護、射孔過程的套管保護、套管防腐技術的

21、研究。</p><p>　　1.3.3套管檢測技術綜合發展的研究</p><p>　　套管檢測技術的綜合發展的研究主要是將計算機、遙測技術、同軸電纜、聲波信息等綜合在一起,使采集的信息容量更大,自動化及可靠性更高,定量解釋更準確,提供的可視圖像更清晰。</p><p>　　1.3.4套管損壞井修復技術的研究</p><p>　　對于套管已損壞

22、的井，及時進行修復是有必要的，套損井的修復技術主要有套管內打通道技術、套管補貼技術、取換套工藝技術、套管內側鉆工藝技術等[2]。</p><p>　　第二章 套管損壞情況及類型調研</p><p>　　油水井的套管損壞通常簡稱為套損，是指油田開發過程中由于遭受外力作用和腐蝕，采油井及注入井的套管發生塑性變形、破裂或腐蝕減薄至穿孔破裂的一種現象。由于影響套損的因素繁多，而且各油藏的地質條件和

23、開發歷史迥異，因而套損劃分的依據不一，類型也多種多樣，且多是依據單一因素。眾所周知，油水井套損往往是由多種因素綜合作用的結果，而且作用機理復雜，依據單一因素劃分的套損類型難免具有片面性，不利于套損的研究以及套管防護措施的制定。根據機械作用和化學作用特征，套損劃分為錯斷、拉斷、擠壓以及化學腐蝕四種類型。</p><p>　　2.1套管損壞的情況</p><p>　　國內的各大油田的套管損壞情

24、況較嚴重，基本上所有的油田都存在套管損壞情況（表1），其中的一些油田由于套管損壞而導致產量減少，還有的油田由于套管損壞導致油井的完全報廢。因此，對于套管損壞的機理和對策的研究具有重要的意義，不僅能減少作業量，還能提高油井產量，增加經濟效益。</p><p>　　表1 我國部分油田套管損壞情況</p><p><b>　　2.2套管損壞類型</b></p>

25、<p>　　2.2.1機械作用類型</p><p>　　套管柱下入井后受到各種力的作用。有來自地層和構造活動的剪切應力，砂巖層垂向膨脹以及由本身重量及引起的軸向拉力，還有流體和圍巖的內、外壓力等。當作用在套管上的應力超過套管所能承受的極限時，套管就會發生損壞。根據引起損壞的作用力不同將套損分為錯斷、拉斷和擠壓三種類型[5]。</p><p>　　2.2.1.1錯斷類型<

26、/p><p>　　錯斷類型是指套管遭受來自地層或構造活動的剪切應力作用而造成的成片損壞。該類套損特點為：套管受剪切應力作用成片錯斷，損壞程度嚴重；發生時間相對集中；套損點與滑移層位以及構造方位一致等。如大慶薩爾圖油田南八區中塊在1985年11月30日到1986年1月7日短短38天里經作業和測試證實，區塊內總共147口油水井有次序地由南到北全部發生套管錯斷或嚴重變形。而且套損點集中在下白堊統嫩江組二段底部(N2)厚度約

27、10m的泥頁巖。該地層段分布廣泛、巖性穩定、厚度變化小。沿此層位區塊內所有油、水井全部被剪切錯斷或變形，套損點深度在西部約810m，在東部約850m，與地層向東傾緩是一致的，而且東部套損較西部嚴重（圖1）。</p><p>　　圖1　大慶薩爾圖油田南7區4排標準層剖面圖</p><p>　　2.2.1.2拉斷類型</p><p>　　拉斷類型是指套管在軸向拉力作用下

28、，發生的脆性拉伸斷裂。拉斷類型套損特征不同于錯斷類型，主要表現在：套損以拉斷為主，套管常在接箍處被脫開，若接箍強度高于管體，套管則會發生斷裂；套損點深度淺；縱向分布相對集中等。以大慶薩爾圖油田南二區三排以西面積約16km2區塊為例。該區塊位于長垣背斜頂部，油藏埋深淺，約650m。自1964年開發以來迄今，130口老井中已有104口發生套管損壞，占總井數的80%。在現有的79 口油井中，60口井已套損，占油井數的75.9%，而51口注水井

29、中發生套損的井有44口，占總井數的86.3%。根據作業打鉛印和各種測井資料分析，南二區西部油水井套損主要以拉斷成因為主。在區內有資料記錄的90口井中，拉伸損壞的井數占77.8%。而套管拉斷部位在SⅡ4以上層段的井數占到總套損井數的88. 2%（圖2）。</p><p>　　圖2 大慶薩爾圖油田南二區西部套損點縱向分布</p><p>　　2.2.1.3擠壓類型</p>&l

30、t;p>　　套管內壓力往往被外壓力抵消，只有在酸化壓裂以及井噴關井等特殊情況下因套管所受內壓過大，導致套管的損壞。尤其是當套管已遭受腐蝕或磨損很嚴重時，套管在內壓力作用下易發生變形乃至破裂。另一種為抗壓變形，主要是來自套管外擠壓力引起的損壞。套管柱所受的外擠壓力有來自管外泥漿柱壓力、地層流體壓力以及圍巖壓力等。這類套損主要特點為：（1）套損以縮徑、彎曲變形為主；（2）損壞位置多集中于泥巖部位及射開油層段之內；（3）損壞程度與注水壓

31、力及油層的出砂量關系密切；（4）1口井管體通常多點損壞。</p><p>　　2.2.2化學作用類型</p><p>　　化學作用類型是指套管金屬材料在一定化學條件下與其他物質發生化學反應生成另一種物質而脫離套管本體的一種化學腐蝕現象?；瘜W作用類型分酸性溶液腐蝕和電化學腐蝕，統稱為化學腐蝕。油田水中常溶解了二氧化碳、硫化氫等氣體，使溶液呈酸性，在固井質量不合格的情況下，酸性溶液極易滲透到套

32、管的外壁，對表層進行腐蝕。另外，鹽性物質也能對套管造成腐蝕。地下鹽層中含有多種鹽性物質，其中主要的是氯化鈉。這些鹽性物質在地層中少量水的溶解下。對沒有封固好的套管鐵性物質(特別是被磨損的部位)發生化學反應，進行腐蝕，再加上水的銹蝕及鹽垢作用，套管腐蝕更厲害。電化學腐蝕的基本原理是電流交換，溶解于水中的氧氣具有很強的腐蝕性，套管腐蝕大部分是由于水和氧共同作用的結果?；瘜W腐蝕主要表現為管體表層的鐵蝕小坑、絲扣漏失、套管穿孔等?；瘜W物質對套管

33、直接進行腐蝕的同時，降低了套管抗擠壓的強度，加劇了套損速度。經過一段時間腐蝕的套管抗彎抗剪強度大大減小。強度減弱的套管在地層壓力的直接作用下，難免會出現變形甚至斷裂。</p><p>　　在大慶油田、勝利油田、江漢油田等都存在大量的由于化學原因導致的套管損壞?；▓@油田一共有17口油水井，其中套管損壞井11口。套管損壞井中，腐蝕穿孔井數9口，占全油井數的52.9%，占套損井數的81.8%。套管腐蝕穿孔均發生在未注水

34、泥井段, 從查實的幾口井來看, 腐蝕穿孔深度大多在600-650m，相應的地層為荊沙組[6]。</p><p>　　第三章 套管損壞的原因</p><p>　　引起套管損壞的原因很多，包括巖體本身物理或化學變化，巖體整體或結合面間滑動，管材質量，施工操作和開發管理不當等諸多因素。主要包地質因素、工程因素、腐蝕因素等。</p><p><b>　　3. 1地

35、質因素</b></p><p>　　地質因素是造成套損的重要原因，它包括地應力集中、層間滑動、泥巖浸水膨脹、鹽巖層蠕動、油層出砂、地面下沉及油層壓實等。</p><p>　　3.1.1地應力集中對套管損壞的影響</p><p>　　地應力集中效應引起地層的隆起和褶皺，造成局部巖體變形，這種附加內力在空間的分布是不平衡的，地應力集中作用在套管上的結果使油水

36、井套管被擠扁或拉伸后錯斷[7]。</p><p>　　冀東油田許多套損井在套損井段的套管已呈橢圓形。以Gx10-1井為例，該井是2000 年1 月28 日投產，5月21日轉注的注水井，同年12月17日因管柱拔不動上大修，拔出管柱發現直徑100mm喇叭口已變形，通過多臂井徑測井檢查，證實3650. 8～3780m 井段有6處套管變形呈橢圓形，每一處都有一最大內徑和最小內徑，最大內徑比原套管內徑121mm擴大至132

37、mm或140mm不等，最小內徑比原套管內徑縮小至103～111mm不等，原因是地應力的作用將套管擠扁，這種現象在冀東油田套損井中比較普遍[8]。 </p><p>　　3.1.2泥巖吸水蠕變和膨脹對套損的影響</p><p>　　泥巖是一種不穩定的巖石，當溫度升高或注入水進入泥巖層時，將改變泥巖的力學性質和應力狀態，使泥巖產生位移、變形和膨脹，增加對套管的外部載荷，當套管的抗壓強度低于外

38、部載荷時，套管就會被擠壓變形乃至錯斷。油田注水開發后，由于注入水進入砂巖油層，水在孔隙中滲透，巖石骨架沒有軟化，地應力也沒有變化。但注入水進入泥巖時，泥巖吸水軟化，其成巖的膠結力逐漸消失，變為塑性，蠕變速度增大，在井眼周圍產生非均勻應力分布。對于未射孔段，套管受橢圓形應力作用無法釋放，迫使非均勻水平應力擠壓套管，當等效破壞載荷大于套管屈服強度時，套管產生橢圓變形，最終造成套管損壞[9]。</p><p>　　據1

39、981統計，我國大慶油田大量的套管損壞井中，在泥巖層段套管變形、破裂的井占套管損壞井的61%。前蘇聯格羅茲內石油聯合企業100多例套管分析表明，有45例集中在上麥科普層0.5～1.5 m的泥巖薄層段。孤東油田套變井套變位置在射孔井段頂界以上至20m范圍內的井占套變井總數的57%。這個部位地層大部分是泥巖或粉砂質泥巖的混合層段，誘發套變的主要原因是某一方向注入水進入泥巖或粉砂質泥巖后，粘土吸水膨脹，改變了巖層的力學性質和應力狀態，致使泥巖

40、產生位移和變形，在井眼周圍產生非均應力分布，造成套管彎曲或錯斷[10]。</p><p>　　3.1.3油層出砂造成套管損壞</p><p>　　在目前所開發的油田中，出砂油層一般為弱膠結疏松砂巖油層。對于這類油層出砂，在不考慮水對結構破壞的情況下，從力學上講其出砂原因是油流的機械力先將油層局部結構破壞，變成無膠結的散砂，油流將散砂攜帶走，造成油井出砂。由于油層出砂，首先在炮眼附近形成空洞

41、，一旦空洞形成，將會造成局部應力集中，對油層結構造成進一步的破壞。有關研究認為：油層少量出砂時空洞只存在于各射孔附近，大量出砂后形成的空洞只存在于油層頂部的一部分，并占據油層的整個厚度，但隨著空洞的增大，空洞占據的油層頂部也相應增多。如果上覆地層產生坍塌，空洞將存在于上覆層內。油層上覆地層重力主要靠油層來承擔。當油層大量出砂后，破壞了巖石骨架的應力平衡，油層壓力在開采過程中出現較大幅度的下降。當上覆地層壓力大大超過油層孔隙壓力和巖石骨架

42、結構應力時，相當一部分應力將轉嫁給套管，當轉嫁到套管的壓力大于套管的極限強度時，套管失穩，出現彎曲、變形或錯斷。</p><p>　　由于油層出砂導致的套管損壞在孤東油田和遼河油田中較為常見。孤東油田的主力油層館陶組屬于河流相沉積，而Ng上層系又是主河道沉積微相，地層發育好，膠結疏松，有很好的滲透性。因此，隨著地層長期強注強采，首先在射孔炮眼附近形成空洞，空洞出現后，先造成局部應力集中，對油層結構進一步破壞，在固

43、定產液速度下，油層結構的破壞局限在一定半徑范圍內。油層出砂形成空洞后，由原來油層承受的重力除了空洞中流體承受一部外，相當一部分轉嫁給了套管。當轉嫁力達到或超過套管的極限強度時，套管失穩，產生彎曲變形，嚴重的甚至造成套管錯斷。遼河油田曙23井由于出砂在1244m以下，引起套管變形,導致下部的17根油管嚴重變形[11]。</p><p>　　3.1.4巖層滑動造成套管損壞</p><p>　　

44、油田開發地質資料表明，地下巖層或多或少有軟弱夾層，多則四、五層，少則一層。在軟弱夾層不吸水時，在原始地應力的作用下巖層保持穩定。但軟弱夾層一般都具有較強的吸水能力，在油田注水開發過程中，當注入壓力達到一定值后，注入水通過裂縫竄到軟弱夾層，使它吸水，改變其物理性能，強度降低，導致巖層失穩滑動，從而造成油水井套管損壞。從圍巖蠕變引起非均勻地應力作用在套管上，可以解釋油水井損壞的現象，然而，現場調查中發現了不少油水井套管錯斷和在一定層位出現大

45、斷套管軸線偏移現象，還有相當部分的套管損壞并不是發生在地應力較高的深井段，而是發生在淺井段。</p><p>　　如扶余油田、玉門老君妙油田套管損壞多集中在300～600m之間。扶余油田所采用的套管鋼級為J-55鋼級,壁厚5.69和6.35mm，其擠毀強度分別為28.2和29.1MPa，若按泥巖蠕變算，其“等效擠壓載荷”為11.4MPa，顯然扶余油田泥巖蠕變不是造成套管損壞的原因。通過分析認為地層滑動是造成套管變

46、形、錯斷及彎曲損壞的一種原因[12]。</p><p>　　3.1.5斷層復活造成套管損壞</p><p>　　在油田開發過程中，由于地殼升降、地震和高壓注水作用等原因，使原始地層壓力發生變化，將引起巖體力學性質和地應力的改變，使原有平衡的斷層被誘發復活，特別是注入水侵蝕后，更加劇對套管的破壞作用，造成成片套損區的發生。我國港西、大慶和吉林油田有部分套管損壞集中在斷層附近，這就是斷層復活造

47、成的后果。一旦斷層復活，就將形成斷層附近井的套管出現成片損壞，而且造成套管損壞的程度比較嚴重，多數損壞為套管錯斷類型，其損壞位置和斷層深度基木一致。對于一個未開發油田，在沒有地震和地殼運動的情況下，其地應力是平衡的，斷層處于穩定狀態。油田大面積高壓注水開發后，隨著高壓注水時間的延長，一方面是地層空隙壓力增加，改變了原始地應力，因其地應力不平衡或是區塊空間空隙壓差增大；另一方面當注水進入斷層接觸面，造成接觸面泥化，使其內摩擦系數減小，尤其

48、是當斷層不密封時，注入水在斷層面迅速推移，在接觸面起潤滑作用，使層面間的膠合力和內摩擦力系數趨于零，大大降低了兩層之間的抗剪應力，斷層處于不穩定狀態，在上下盤不太大的壓差或重力作用下推動斷層滑動，剪擠套管，從而導致套管損壞。</p><p>　　據統計，截至1999年底統計，大慶油田采油五廠722口套損井中位于斷層附近的有382口，占52.9%。其中，杏南開發區619口套損井有332口井在斷層附近，太北開發區79

49、口套損井有36口井在斷層附近，高臺子油層24口套損井有14口在斷層附近[13]。</p><p>　　3.1.6地震活動造成套管損壞</p><p>　　地球是一個不停運動的天體，地下地質活動也從未間斷，根據微地震監測資料一，每天地表、地殼的微震達上萬次，地震是由于地應力發生變化，打破原有的地應力平衡，釋放過剩能量的結果。每一次地震都使地應力進行重新調整，達到新的平衡，較嚴重的地震可以產生

50、新的構造斷裂和裂縫，也可使原生構造斷裂和裂縫活化，因此地震引起地應力變化導致套管損壞的現象在國內外大量出現。我國大慶油田的套管損壞與黑龍江省地震存在一致的關系。在時間上，套管損壞數量與地震頻次表現為同步增長，套管損壞數量與地震震級有關，震級越大，套管損壞數量增多。</p><p>　　加利福尼亞長灘的威明頓油田位于洛杉機沉積盆地西南邊緣附近。在20世紀50 年代沉降最嚴重時期，該油田有五、六次相對而言低震級(2～

51、4級) 的小型淺源地震記錄。震間上百口油井的套管發生錯斷，導致套管損壞了很多[14]。</p><p>　　3.1.7油層壓實造成套管損壞</p><p>　　超高壓油層一般是欠壓實的，孔隙度和滲透率在同一深度比正常油層高，從超高壓油層中開采油氣會導致油層和相鄰泥巖中的流體壓力的大幅度下降，原來由孔隙流體承受的上覆巖層負載轉加到沉積層骨架，使粒間壓力增大，造成嚴重的地層變形，隨著地層變形，

52、油井套管可能出現嚴重的變形。美國人以三維固結理論為基礎，用無限元方法對地層壓實進行了數值模擬，研究地層壓實對套管變形的影響。模擬得出的結論是：開采欠壓實高壓油藏時，不但在油藏內，而且在相鄰的粘土、泥巖地層中也會產生嚴重的壓實，從含油砂巖層以上4.6m到含油層底部層段，因地層壓實套管可能承受到很大的擠壓應力而使其變形。</p><p>　　?？品扑箍撕屯郀柟栍吞锏暮癜讏子筒貥嬙祉敳扛浇鼌^域的原始孔隙度高達50%。

53、油藏為異常高壓地層，生產壓力下降很快引起大規模壓實和套管錯斷。如2000年，?？品扑箍擞吞飰簩嵙?0m，穿透油藏的大部分油井至少發生過1次錯斷，有些情況下會發生4次。每次破壞都需要進行井下封堵，然后側鉆[14]。</p><p><b>　　3.2工程因素</b></p><p>　　3.2.1酸化壓裂對套損的影響</p><p>　　酸化使油

54、井附近的油層發生溶蝕作用，會產生溶洞或小洞，使套管周圍受力不均，另一個作用是溶蝕套管，降低套管的承載能力，從而導致套損。壓裂可將地層壓出裂縫，即超過地層破裂壓力，這樣會使油水井附近巖層受力不均，再者由于壓裂的重新定向使裂縫的方向偏離所設計方向，從而導致注入水進入其它泥巖層，使泥巖層受力蠕變，加快了套損。</p><p>　　據統計，大慶長垣西部的龍虎泡高臺子油層套損的9口注水井中，實施壓裂的5 口注水井，占總井數

55、的55.6%，說明不當的壓裂規模導致套管過早損壞[15]。</p><p>　　吐哈油田鄯善油田屬于低滲油田，投產初期油井采取整體壓裂改造措施，井口壓力較高，達到50-60MPa。該地區的井普遍采用酸化壓裂措施增產，在該地區統計的107口井中有21口套損井在損壞之前采取過酸化壓裂作業，而且大部分是在措施后1至5年內發生套損[16]。</p><p>　　3.2.2套管材質對套損的影響<

56、;/p><p>　　首先，套管本身存在微孔、微縫、螺紋不符合要求及抗剪、抗拉強度低等質量問題，在完井后的長期注采過程中，將會出現套管損壞現象；其次， 套管螺紋加工不符合要求，或由于損傷而不密封。完井后，由于采油生產壓差或注水壓差長期影響，導致管外氣體、流體從螺紋不密封處滲流進入井內，或進入套管與巖壁的環空，分離后并聚集在環空上部，形成腐蝕性很強的硫化氫氣塞，將逐漸腐蝕套管，造成套管損壞；另外，套管管體尺寸的精度，如套

57、管的圓度、壁厚不均勻度對套管的抗擠壓臨界壓力的影響是不容忽視的。由于套管的材質原因引起的套管損壞在全國各大油田中都較為常見。</p><p>　　1989年6月，渤南油田9口新井連續發生套管損壞。經檢查，其中7口井的套管為阿根廷所產。進一步檢驗，發現這批套管都不合格。</p><p>　　3.2.3固井質量對套損的影響</p><p>　　固井是鉆井完井前極其重要的

58、工序，它直接關系到井的壽命和以后的注采關系，固井施工由于受到各方面因素影響較多，固井質量難以實現最優狀況，如鉆井井眼不規則，井斜、固井水泥不達標、頂水泥漿的頂液不符合要求，水泥漿的密度低或高，或在固井過程中，鉆井液泥餅問題、固井前沖洗井壁與套管外干凈程度，注水泥后套管拉伸載荷過小或過大等等，都將影響固井質量，而固井質量的優劣將直接影響套管完井質量與壽命。在許多情況下套管損壞往往是由于固井質量差造成的。</p><p&

59、gt;　　研究發現，套管固井質量完好時套管截面應力是均勻的，固井水泥環可以減小和延緩地層圍巖對套管的作用，改善套管受力狀況，延長套管使用壽命。濮城油田沙三段深層、高壓、低滲透油藏54口套損井中有14口是在固井質量差的井段發生破損、套漏, 占該油藏套損井總數的25.9%[17]。</p><p>　　3.2.4射孔對套損的影響</p><p>　　油層射孔段套管的損壞在套損油水井中占有很高的

60、比例。而且對于射孔性能不同的套管，當采用不同的射孔方法時，射孔后套管射裂的程度是有很大差別的。最好的射孔效果應使射孔彈擊穿套管及水泥環并進入地層一定深度，而在套管上不產生射孔裂紋。由于孔的存在，使套管抗擠能力有所降低，由于射孔裂紋的存在，在注采過程中井下動載的作用下，將會使裂紋擴展，最終發生套管低載荷脆裂，即使是套管射孔后未產生可觀察到的裂紋，但是由于孔眼周邊的不規則性，也會產生應力集中，導致產生裂紋并隨之擴展。無裂紋射孔管的抗擠能力取

61、決于管體本身的條件以及射孔影響兩方面的因素。</p><p>　　通過對中原慶祖油田的套損井統計，發現29口套損井中，在射孔頂界以上的套損點有10個，占34.5%，在射孔井段中間套損點有14個，占48.3%，射孔底界以下有5個，占17.2%。由于射孔井段部位的內外壓力, 套損承受壓力強度不同，易產生損壞。隨著油水井許多增產措施的進行，對射孔井段的套管影響最大，易造成套管變形損壞。</p><p

62、>　　3.2.5高壓注水對套損的影響</p><p>　　油田注水開發實踐表明，隨著注水壓力的增加及非平衡注水的實施，將加快套損速度。高壓注水主要體現在下面幾個方面：</p><p>　?。?）高壓注水引起地應力增加，地殼巖石孔隙中可能有油、氣和水存在，這就使地下的巖石成為一相為固體，另一相為孔隙流體。流體壓力增加，在斷層附近和地層傾角較大的地方必然導致水平應力增加。</p&g

63、t;<p>　?。?）高壓注水會使砂巖層發生垂向膨脹，使得套管承受附加拉應力。</p><p>　?。?）注水壓力超過上覆地層壓力，吸水泥巖軟弱層產生橫向層間位移及縱向位移破壞套管。高壓注入水壓開泥巖層原生微裂紋、裂縫及層理面，由于“水楔”作用而形成對套管的破壞力，“水楔”作用對套管的破壞力與注水壓力，泥巖層原生微裂紋、裂縫及層理的發育程度較好時，這些泥巖層同樣會產生橫向層間位移及縱向地層位移。&l

64、t;/p><p>　?。?）注入水竄入斷層面破碎帶且超過地層上覆壓力時，在特定條件下使斷層上升擠壞套管。</p><p>　　大慶油田于1972年將注水壓力提高到100大氣壓，油田地層壓力逐漸回升，1978年后地層壓力普遍上升到原始地層壓力以上，個別地區地層壓力高于原始地層60-70大氣壓。隨著注入壓力的升高，油、水井套管損壞井數逐年增加，1974年以前只有20口注水井套管損壞，年平均不到2口

65、；1974年一戶開始出現油井套管損壞，到1978年套損井共79口年平均損壞15.8口。1979年和1980年，油、水井套管損壞146口，年平均損壞73口，相當于兩年前的4.6倍。1981年11月底油、水井套管損壞127口，尤其是隨著注水壓力的增加，這種趨勢更加明顯[10]。</p><p>　　3.2.6注水井泄壓對套損的影響</p><p>　　在注水井泄壓過程中套損井數在總套損井中占有

66、一定的比例，注水井泄壓導致套管損壞的機理以及計算、預防措施等在注水井泄壓過程中，流體壓力急劇變化，井眼附近孔隙壓力下降迅速。修正的太沙基有效應力原理可得知，地層中總的承壓系統包括兩部分，一部分為孔隙流體所承擔，另一部分為巖石骨架承擔在注水井泄壓中，巖層的總應力基本不變，當孔隙流體壓力突然變小時，巖石骨架承受的有效應力增加。當套管承受的有效應力大于套管的抗擠強度時，套管即可能發生損壞。由于泄壓初期，地層孔隙壓力下降速度最快，所以套管承受的

67、有效應力迅速增加。在注水井注水的過程中，井眼壓力始終高于地層流體壓力，注入水逐漸向油層遠處滲流，油層壓力逐漸升高，隨著距井眼距離的增加，儲層壓力呈對數形式降低。這時，可以將井眼內的高流體壓力視為套管的一個支護力，當注水井泄壓過程中，井內流體壓力突然降低，相當于支護突然撤去，這樣套管承受的力必將急劇增加，從而導致套管破壞[6]。</p><p>　　3.2.7采油方式不當造成的套管磨損</p><

68、;p>　　采油方式不合適是指采油過程中，所使用的有些采油措施不合適，如增加抽油機沖程、提高抽油機的沖次等。在抽油桿長期的上下運動中，由于動靜載荷的影響，油管長期的在套管壁上蠕動產生磨擦，造成套管磨損，中原慶祖油田已經作業的Q19- 9井生產500天以上，起出后發現泵上30多根油管接箍均有不同程度的磨損，可想而知對套管的磨損也相當嚴重[15]。</p><p><b>　　3.3腐蝕因素</b

69、></p><p>　　套管腐蝕是套管損壞的一種主要誘因，一旦套管腐蝕穿孔則會多點破漏。另外，腐蝕會加速套管的疲勞進而過早變形和損壞?？梢?，套管防腐工作非常重要。據1996年3月78口外漏井統計，因腐蝕穿孔的套管井有34口，占43.6%。近幾年在井下大修取套的20口井中，套管腐蝕成洞眼的有5口井，占25%。1999年，對2口新井進行了井壁超聲成像檢查，發現套管不同程度受到了腐蝕。如杏9-丁1-336井是19

70、99年5月完井的，1999年11月2日用井壁超聲成像進行檢查時發現，在深度888.8～890.4m處有輕微腐蝕變形，在895.3～896.4m處腐蝕性破裂[16]。</p><p>　　3.3.1 溶解氧腐蝕</p><p>　　氧具有很強的腐蝕性，即使濃度很低（1×106以下），也可以引起嚴重的腐蝕。另外，水中的溶解氧對井下管材產生氧化去極化腐蝕作用，可加劇H2S或CO2所引起

71、的腐蝕。氧在水中的溶解度取決于壓力溫度和Cl一含量。氧的腐蝕通常表現為凹痕。</p><p>　　3.3.2 CO2腐蝕</p><p>　　地下水對套管的腐蝕為氫去極化腐蝕。CO2腐蝕程度取決于溫度、壓力、CO2含量、水的pH值、水的組份、沉淀物類型和流動條件，其主要影響因素是CO2在水中的含量。低硫油井或凝析氣井中，局部腐蝕要比均勻腐蝕嚴重得多，特別是CO2分壓升高到0.1MPa時，碳

72、鋼的坑蝕更嚴重，局部腐蝕出大小不同、形狀各異的腐蝕疤和溝槽，腐蝕穿透率也很高，一般可達10mm/a。CO2腐蝕產物為FeCO3，含量高時呈灰白色，而且比較堅硬，遇酸起泡。</p><p>　　3.3.3 H2S腐蝕</p><p>　　H2S在水中溶解度極高，呈弱酸性，井中的H2S來自地層或是由金屬硫化物與酸反應產生。在地層中的H2S作為溶解氣存在于原油或地層水中。H2S溶于水與Fe2+

73、生成黑色難溶的FeS沉淀物緊貼套管表面，呈銹垢狀，而銹垢作為鋼材的陰極,加速腐蝕作用, 其結果表現為深麻點。</p><p>　　3.3.4 細菌腐蝕</p><p>　　油氣井中含有碳酸鹽還原菌、硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細菌。由SRB引起的腐蝕使硫酸鹽還原，這一反應使陽極恢復了極性, 從而引起腐蝕。SRB是一種厭氧菌，在適度條件下，可迅速繁殖，將硫酸鹽中的硫還原成二價硫，生成黑色FeS

74、。</p><p>　　3.3.5 鹽酸的腐蝕</p><p>　　油井酸化一般采用濃度為13%-16%的鹽酸，酸與套管反應生成氫氣。若在高溫高壓下，鐵與酸的反應相當劇烈，造成套管損壞。</p><p>　　3.3.6 結垢腐蝕</p><p>　　這里的結垢是指腐蝕產物如FeS、FeCO3、Fe2O3等鐵化物, 及通常所指的在鋼鐵表面的沉積

75、物如CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4及硅垢污泥等。這些結垢很不均勻，不但起不到保護作用，相反會加速腐蝕。其腐蝕均為孔蝕，嚴重時穿孔，穿孔的速度除同Cl－含量有關外，還同介質中的O2、H2S、CO2及SRB的繁殖有關。</p><p>　　垢下腐蝕是一種綜合性腐蝕。其機理是：介質中所含活性陰離子穿透垢層后吸附在金屬表面，對金屬表面的氧化膜產生破壞作用。破壞處成為電偶陽極，未破壞處成為陰極，于是形成電偶

76、電池。由于陽極面積遠比陰極小，故陽極電流密度很大，很快就被腐蝕成小孔。同時，腐蝕電流流向小孔周圍的陰極，使這一部分受到陰極保護，繼續維持著鈍態，溶液中的Cl－隨著電流的流通，即向小孔內遷移，使小孔內形成FeCl2、NiCl2、CrCl等氯化物（其濃溶液可使小孔表面繼續保持活化狀態）。由于這是一個自催化溶解過程，小孔會進一步腐蝕加深直到穿孔。</p><p>　　在氯化物如NaCl、KCl、CaCl2中，以CaCl

77、2的腐蝕作用最強，這是因為Ca2+的去極化作用最強。當有腐蝕產物或結垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一種介質時，均可以在垢下形成電偶電池腐蝕。以氧腐蝕為例，由于腐蝕產物的表面容易吸附許多氧原子，而氧濃度差的作用促使金屬表面陰極去極化，加速金屬表面的腐蝕。</p><p>　　當有腐蝕產物或結垢存在，且含有O2、H2S、CO2等任一種介質時，均可以在垢下形成電偶電池腐蝕。以氧腐蝕為例，由于腐蝕產物的表面容易吸

78、附許多氧原子，而氧濃度差的作用促使金屬表面陰極去極化，加速金屬表面的腐蝕。</p><p>　　第四章 套管損壞預防措施調研</p><p>　　由于套管的損壞對石油行業玉很大的影響，所以對于套管的損壞，對應的預防措施很多，主要有以下幾個方面的措施：</p><p>　　4.1套管的保護技術</p><p>　　4.1.1鉆井過程中的套管保護

79、技術</p><p>　　選用合理的套管材質不僅能增加單根套管的壽命，還能減少因更換套管而增加的作業量，大大提高鉆井的經濟效益。選用合理的套管材質主要有一下的要求：一是要增加套管設計強度提高其抗擠毀能力，在套管設計時，在容易引起套損的井段，如射孔段、泥巖層段、斷層附近等處上、下50m以內，可以選用高強度的P110厚壁套管；二是選擇優質套管, 提高防腐能力，一般采用含碳的碳-錳-銅系列低合金的熱軋無縫鋼管或高頻直縫

80、焊管，或含鉻鐵素不銹鋼管。應用套管接箍保護環減輕地層對臺肩面的正壓力。應用套管上扣扭矩監控技術主要是保證上扣質量。</p><p>　　四川盆地深層氣井在鉆井及完井過程中，為了有效保護套管，提高油氣井的壽命和質量，在部分深井鉆進過程中，使用了非旋轉套管防磨保護工具。DY7井在四開井段鉆進過程中，使用了與Φ101.6mm鉆桿相匹配的非旋轉套管保護防磨套，數量共計29只。后來在現場收集井口返出鐵屑的情況，發現正常鉆進

81、過程中，未使用防磨套時鐵屑量為12.48 g/m，使用防磨套后為3.08 g/m，鐵屑量減少了75.4%，其對套管的保護效果良好，可以有效減少套管磨損[23]。</p><p>　　4.1.2固井過程中的套管保護技術</p><p>　　套管扶正技術施工中，增加套管扶正器的使用數量，每2根套管加1個雙弓扶正器，油層段每根加1個剛性扶正器，保持套管居中。應用優質水泥漿體系并優選水泥添加劑應用

82、低密度、塑性等優質水泥漿體系，并根據不同的地質條件和井況，選擇不同的水泥添加劑，以確定凝固時間和提高水泥環的強度。對于易腐蝕的區塊，固井時將油層套管外的水泥返高盡量設計的高一些，可延緩氣體對套管的腐蝕，預防套漏，阻止外部水源侵入，特殊條件下返高至井口。</p><p>　　4.1.3射孔過程中的套管保護技術</p><p>　　開展射孔參數與套損井產能適應性研究，減少射孔對套管的影響。雙復

83、射孔器是集射孔和高能氣體壓裂于一體的新式射孔工藝，該技術可以提高射孔彈的穿深，提高一次成功率，避免重復射孔。水力噴射射孔集射孔和解堵于一體，該技術不僅射孔孔徑大、穿透深，而且對套管有保護作用。</p><p>　　4.1.4井下套管狀況監測技術研究</p><p>　　井下狀況監測是處理井下各種事故的前提和依據。目前油田已擁有多種井下套管技術狀況檢測儀器。主要包括超聲波井下電視儀、磁記憶檢

84、測技術、機械井徑測井儀和垂直測井儀等。</p><p>　　4.1.5油水井套管防腐技術研究</p><p>　　第一種：油水井中應用殺茵劑和緩蝕劑等化學防腐技術，常用緩蝕劑有重鉻酸鹽、磷酸鹽、有機胺類等，加緩蝕劑是既有效又經濟的控制腐蝕的手段。第二種：取陰極保護技術，可以減緩套管因電化學作用造成腐蝕破壞，方法是在套管上施加外加電流，使套管外壁的全部陽極區變為陰極區，使腐蝕電流變為零或負值

85、，從而使套管免遭破壞，其實質是將腐蝕轉移到陽極上。</p><p>　　4.2搞好套管柱結構設計</p><p>　　在進行抗拉、抗擠強度設計時，要特別注意滿足鹽膏層、斷層、泥頁巖地層等復雜井段的抗擠強度的需要，必要時可應用特殊厚壁套管或雙層套管來提高復雜井段套管的抗擠強度，也可考慮下技術套管封住復雜井段。設計時要考慮高壓注水、大型壓裂對套管抗內壓強度的要求。</p><

86、;p>　　中原油田是典型的復雜斷塊油氣田，鹽層多、厚度大。由于受鹽層塑性流動和高地應力諸多因素的影響。套管損壞十分嚴重，每年有200多口套損井發生。因此，中原油田開發研制了直徑152.4mm的TP130TT高抗擠套管，從根本上解決了鹽巖層、鹽膏層、泥巖層射孔段套管損壞問題，延長了油氣水井壽命。該套管在中原油田濮135正式投入現場應用以來。施工順利，未發現套管質量題；而且從投產情況看，未發現套管變形等套管損壞事故發生[17]。<

87、;/p><p>　　大慶油田的薩零組底至薩二組頂是高塑性底層，對套管具有嚴重的危害，因此，這些油田的套管都采取了一些技術措施，如加厚套管壁，提高套管鋼級，或下雙層套管[10]。</p><p>　　4.3提高鉆井工程質量</p><p>　　提高井身質量，盡量減少井眼狗腿度和井徑擴大率。嚴把套管質量關，入井前認真檢查、丈量、通徑，不合格的套管嚴禁入井。嚴格控制套管上扣扭

88、矩，保證施工質量。努力提高固井質量，防止水泥漿竄槽、井漏、替空或低返。對設計水泥返高以上的套管自由段，采用低密度水泥漿封固，使水泥返至地面，提高套管抗擠和防腐能力。</p><p>　　例如孤東油田對于鉆井工程質量的要求有：提高鉆井固井質量，確保油層套管與地層環空內的水泥環固結良好。建議在油層部位及油層上界井段50m范圍內采用P-110鋼級的套管。為防治套管接頭絲扣處密封失效，可采用偏梯形扣套管螺紋連接，在絲扣處

89、涂高溫密封脂并上緊上滿等[18]。</p><p>　　4.4確保固井質量,優化射孔方案</p><p>　　設計套管管柱時，充分考慮采油、注水、地應力變化等動態因素，結合地層特性、開采方案和出砂規律進行套管受力分析，按照套管實際變形規律與可能的破壞方式進行結構設計；在固井時，選用高強度優質水泥固井，優選添加劑類型，改善水泥凝固質量，設計合理的注水泥參數，采用可靠的注水泥設備及工藝，同時對

90、固井質量進行嚴格檢查，保證高質量固井；在射孔時，射孔孔眼的微裂紋疲勞擴展及疲勞腐蝕都會造成套管早期破裂，因此，在套管設計時充分考慮射孔影響, 進一步優化射孔參數，如槍、彈類型，孔眼密度、分布等。</p><p>　　例如大港港西油田采用的針對射孔的方法有以下幾點：一是對新開井完井應盡量使用大的射孔槍或采取井筒扶正措施,保證射孔槍身在套管內居中；二是應盡可能避免采取重復射孔[19]。這樣就大大減少了套管發生損壞的可

91、能性。</p><p>　　4.5合理設計注水參數, 規范注水操作規程</p><p>　　為了使油井增產，很多井都使用了注水技術。甚至有些井還采用了高壓注水，這樣就可能導致套管損壞。因此對于注水有以下要求：嚴格控制注水排量、注水壓力；根據井內套管強度、固井質量、投產年限、腐蝕和磨損情況等因素來確定注水參數。</p><p>　　大慶長垣西部油田由于套損現象較為嚴重

92、，并且有很多是由于注水引起的，因此該對油田的古622井和英37井對注水參數進行了合理的設計，使得該處的井發生套管損壞的現象大大減少[11]。</p><p>　　4.6加強對增產措施的管理</p><p>　　采取壓裂、酸化、解堵、高壓增注措施時對套管要有保護措施，如合理選擇參數，完善操作規程，一般情況下壓裂壓力不得超過套管抗內壓強度的80%，采用封隔器保護套管等。計量要準確，嚴禁將酸液替

93、入套管環空。</p><p>　　4.7加強套管防腐工作</p><p>　　開展套管防腐工作的研究，加強對套管腐蝕監測；采取合理的井身結構，盡量減少或避免油層套管暴露在裸眼井段；加強入井液的管理；根據不同情況，采取化學防腐、內涂層防腐、陰極保護等措施，以減緩套管腐蝕，延長油井壽命。套管防腐工藝應用了電化學防腐和提高固井質量兩種方法。</p><p>　　中原慶祖油

94、田對于防腐蝕工作有以下要求：高含水油井要定期定量加油井緩蝕劑，使油層套管、井下管柱、地面集輸管網都得到防腐保護；加強注入水水質處理與日常管理，使注入水水質全部達到部頒標準；注水井定期定量加環空保護液或環空水質穩定劑[15]。</p><p>　　4.8選擇合適的防砂方法預防套管損壞</p><p>　　油井投產前進行先期防砂，注重保護井筒附近油層，防止形成虧空帶，以保持對上覆巖層的支撐力。

95、對已出砂的油水井采用后期顆?；瘜W防砂，恢復油層支撐能力，杜絕上覆巖層因虧空造成的應力集中。</p><p><b>　　結論與建議</b></p><p>　　本文得到的結論有以下幾點：</p><p>　?。?）套管損壞在國內外各大油田中都很嚴重，是導致石油開采難度增加的一個重要因素，因此對于套管損壞的研究具有重要的意義。</p>

96、<p>　?。?）套管損壞類型很多，主要分為機械作用類型和化學作用類型。機械作用類型有錯斷、拉斷和擠壓三種類型；化學作用類型主要是由于化學腐蝕導致的套管損壞。</p><p>　?。?）套管損壞的原因很多，主要分為地質因素、工程因素和腐蝕因素。地質因素包括地應力集中、泥巖吸水蠕變和膨脹、油層出砂、巖層滑動、斷層復活、地震活動、油層壓實等；工程因素包括酸化壓裂、套管的材質、固井質量、射孔、高壓注水、注

97、水泄壓、采油方式不當等；腐蝕因素包括溶解氧腐蝕、CO2腐蝕、H2S腐蝕、細菌腐蝕、鹽酸的腐蝕、結垢腐蝕等。</p><p>　?。?）套管損壞的預防措施很多，主要有套管的保護技術，套管保護技術是指在鉆井過程、固井過程和射孔過程對套管的保護；搞好套管柱的結構設計；提高鉆井工程質量；確保固井質量，優化射孔方案；合理設計注水參數，規范注水操作規程；加強套管防腐工作；選擇合適的防砂方法預防套管損壞等。</p>

98、<p>　　對于套管損壞，我有如下建議：</p><p>　?。?）應該加大套管損壞的研究的力度，其中主要是括損壞機理和損壞預防措施的研究。</p><p>　?。?）對于已經發生損壞的套管，應當盡量補救，降低經濟損失。</p><p>　?。?）多多借鑒國外在這方面的經驗。</p><p><b>　　參考文獻<

99、;/b></p><p>　　[1]趙有芳.國外油田油水井套管損壞綜述.大慶石油地質與開發.1989,6（2）:71～79</p><p>　　[2]張效羽等.國內外套管損壞研究概況及發展動向.石油機械.1996,24（9）：52～54</p><p>　　[3]劉典濤等.孤東油田四區油水井套管損壞規律及其對策研究[J].江漢石油學院學報.2001,23(4)

100、:71～73</p><p>　　[4]舒干等.套管損壞機理研究[J].江漢石油學院學報,1999,21(1):61～62.</p><p>　　[5]尹中民.大慶薩爾圖油田南部開發區套損機理研究.長沙:中國科學院長沙大地構造研究所,2000,12(5):12～15</p><p>　　[6]柳平林等.花園油田套管腐蝕損壞的實驗研究.石油與天然氣化工.1997,26

101、(2):119～120</p><p>　　[7]尹中民等.注水井泄壓對井壁圍巖應力場的影響[J].巖土力學,2004,25(3):363～368</p><p>　　[8]楊良杰等.冀東油田套管損壞現狀及綜合治理措施.石油鉆采工藝. 2003,25(2):79～82</p><p>　　[9]姜守華.油井套損機理綜述.國外油田工程,2001,12(2):12～15

102、</p><p>　　[10]劉子晉.大慶油田套管損壞因素的探討.大慶油田.1982,1(2):135～144</p><p>　　[11]趙洪山,管志川.出砂井套管損壞機理及預防措施研究.江漢石油學院院報.2005,27(5):823～825</p><p>　　[12]劉建中等.對扶余油田套管變形的幾點看法.地震學報.1987,9(2):6572</p&g

103、t;<p>　　[13]姚洪田等.套管損壞原因與修井效果.大慶石油地質開發.2001,20(1):35～36</p><p>　　[14]付麗霞等.套管錯斷的原因、實例及解決辦法.國外石油工程.2002,18(9):36～41</p><p>　　[15]王秀娟等.大慶長垣西部油水井套管損壞的地質因素.大慶石油學院學報.2010,34(2):33～36</p>

104、<p>　　[16]鄒清騰等.鄯善油田套管損壞機理研究及防治措施.吐哈油氣.2008,13(1):42～43</p><p>　　[17]楊全疆等.濮城油田套管損壞機理與防治方法研究.河南石油.2004,18(4):60～62</p><p>　　[13]凌建軍等.吐哈油田套管損壞機理分析及套管保護技術.江漢石油學院學報.2005,27(5):666～668</p>

105、<p>　　[15]董紅義等.慶祖油田套管損壞機理及治理對策.內蒙古石油化工.2010,10:92～94</p><p>　　[16]王輝等.注水井套管腐蝕損壞的FAT分析.石油礦場機械.2008,37(3):89～91</p><p>　　[17]宋明.TP130TT高抗擠套管的研制與應用.江漢石油學院學報.2002,24(2):88～89</p><p&

106、gt;　　[18]李作榮.孤東油田套管損壞原因分析及預防措施.石油礦場機械.2004,14(3):56～58</p><p>　　[19]牛艷花等.港西油田套管損壞的現狀及建議.西部探礦工程.2007,12:66～69</p><p>　　[23]劉曉艷等.深井套管保護技術及應用實踐.鋼管.2010,39(1):39～42</p><p><b>　　致謝