套管损害的原因及防治

通过对河南油田套管损坏的油水井资料进行搜集、整理、分析，从地质因素、高压注水、井下作业、完井质量及生产管理等方面，对套管损坏原因及变化规律进行了深入的研究和探讨，结合生产实际状况，提出了延长套管寿命，防止套管损坏的措施意见，从修井难易程度、工艺技术、产量及注水量高低等诸多因素，综合经济效益评价，提出了套管损坏井大修的原则。为今后如何进一步保护好套管，节省大修费用，降低成本，提高经济效益等方面提出了     

中原油田套管损坏原因分析及预防

中原油田油水井套管的损坏主要以变形，穿孔和错断三种形式出现，主要分布在盐膏层发育，断层的复杂区块和调整井集中的主力生产区块。从地质，工程及腐蚀三方面详细分析了套管损坏原因。从搞好管柱结构设计，提高钻井工程质量，加强射孔作业管理，合理设计注水参数及规范注水操作规程，加强增产措施的管理等方面给出详细的套管损坏的预防措施，对套管损坏的修复方法进行了分析。并对存在的问题及攻关方向提出了自己的看法。     

吉林油田套管损坏因素分析及预防对策

随着吉林油田勘探开发的不断深入,开采年限的不断增长,部分地区由于长期注水开发,加之频繁的措施作业及井身结构、完井固井质量、套管材质及腐蚀等诸多因素的影响,油水井套管损坏情况十分严重,严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。通过油田的开发历程可以看出,随着油田注水压力、地层压力的提高,套管损坏井越来越多。因此从油田套管损坏的分布、时间、井型、形态及层位等特征方面进行了统计分析,提出油田套管损坏发生的规律及特点,据此分析了低渗透注水开发油田套管损坏的主要影响因素和作用机理。在此基础上,通过对油田现场实际调查研究提出了预防套管损坏的综合配套技术措施,可为油田有效解决套管损坏问题提供参考。     

胜利油田套管损坏的现状及建议

对胜利油田的套管损坏井作了全面调查,收集了有关数据,并用统计学方法,按照胜利油田的5种基本油藏类型,从地层出砂、射孔、注水、腐蚀、酸化压裂、注蒸汽、套管强度设计、固井质量、套管材质和施工质量等10个方面对套管损坏的规律及原因进行了初步分析。认为,套管损坏是多种因素复合作用的结果,并针对目前套管损坏的现状提出了今后攻关的方向。     

温米油田套管损坏原因分析及预防措施

温米油田经过十几年的开发,二次采油及井下作业等各种因素的相互影响造成油田套管损坏井逐年增加。根据历年套管损坏井统计分析表明，随着油田注水压力、地层压力的提高，套管损坏井越来越多。从套管损坏发生的区块、时间、井型、套管损坏变形性质及井下作业的影响等5方面进行了调查。经研究分析认为，温米油田的套管损坏主要原因是射孔、酸化压裂等井下作业以及注水开发和存在断层；次要原因是腐蚀、注气、钢材质量等。提出了预防套管损坏的措施，可为油田的套管损坏治理提供参考。     

孤东油田四区油水井套管损坏规律及其对策研究

通过对孤东油田四区套管变形井的分类分析,研究了套管损坏在纵向,横向及时间上出现的规律,重点探讨了油水井套管损坏形成机理,发现油出砂,高压注水等是造成套管损坏井增多的主要原因,提出加强防砂,温和温水,合理控制生产压差是防治套管损坏的重要措施保证。     

水驱多层非均质砂岩油田压裂与套损关系

为深入研究大庆油田套管损坏主要影响因素,有效控制套管损坏持续增高趋势,文章从注水开发多层砂岩油田过程中套管损坏的现象入手,系统分析了大庆油田目前油水井套管损坏状况及分布特点.在此基础上,论述了压裂措施与高压注水基本原理的一致性,探讨了水力压裂与套管损坏的关系.通过实例分析,认为注水开发多层砂岩油田,高压注水是导致套损的核心因素.同时指出,在注水与压裂同时存在的条件下,压裂和高压注水一样与油田套管损坏关系密切,即压裂也是导致套管损坏不可忽视的因素之一,应引起足够重视.     

江汉油田套损井调查与分析

在钻井和采油过程中,套管起着保护井眼,加固井壁,隔绝井中的油、气、水层及套固各种复杂地层的作用。然而随着生产时间的不断延长,大量的油水井套管发生了损坏,严重影响了油田的稳产和高产。通过大量的现场调查数据,对江汉油区和八面河油田套管损坏的原因进行了理论分析,并在提高钻井固井质量、做好防腐工作、在采油增产增注措施中严格实施套管保护及大修工艺技术等方面提出了相应的措施,以期将套管损坏程度降到最低,减少水驱储量雕损失。     

花土沟油田套管损坏原因分析及预防措施研究

随着油田的长期注水开发,因不同的地质、工程和腐蚀等诸多因素的影响,近几年,花土沟油田套管损坏速度呈直线上升趋势,严重影响了油田注采结构调整和注水开发效果。本文以花土沟油田历年施工总结为依据,通过对该油田套管损坏类型进行统计、归纳,分析了造成套管损坏的各种因素和生成机理,提出了在油田开发实践中避免或减少套管损坏的措施和建议。     

我国油田套管损坏的原因探讨

近年来,我国油田套管损坏速度呈直线上升趋势,有的井不足1年时间,有的井刚完井1个月套管就坏了,给原油生产带来重大损失。套管损坏,一是套管柱设计不合理,特别是在盐岩、泥(页)岩地层,设计载荷偏小;二是不合理的注水,加速了套管的损坏;三是套管柱强度设计本来就不富余,射孔给套管带来一定的损害,加速了套管损坏;四是套管的外腐蚀使套管穿孔造成内腐蚀,腐蚀使套管更易损坏;五是油层出砂、固井质量、套管缺陷等使套管损坏。造成套管损坏的因素很多,具体到每口井必然有一些主要因素,找到主要因素才好采取防范措施。     

高含水后期套损井综合治理配套技术

大庆油田杏北开发区自1972年出现套损以来至2004年底已发现套损井2473口,套损形势十分严峻。套管损坏不仅造成油田的注采失衡,而且对套损井采取增产增注措施都会产生不同程度的限制,降低了套损井区剩余油的挖掘潜力。近几年通过不断加强套损井治理工作,套损井区的注采关系逐步得到改善。在套损井大修方面,研究应用了通径70mm以上套损井整形扩径技术,开展了段铣扩径技术和膨胀管加固技术攻关,不仅提高了套损井大修的修复率,而且提高了修井质量;在套损井利用方面,研究并应用了套损井分层注水工艺技术和细分堵水技术,开展了套损井分层压裂改造技术攻关．为通径100mm以上套损井细分注水、增产增注等措施提供了技术保证,充分发挥了套损井在油田高含水后期的生产潜力。     

套损井开窗侧钻水平井挖潜剩余油技术

套损井开窗侧钻水平井技术是大庆油田针对套损井综合治理和长垣老区油田剩余油挖潜的需要开展的一项试验研究。该技术立足套损井区目的层精细描述的研究成果,采取相应的修井措施对高含水或低产液的套损井进行修井,确保开窗点以上套管完好,下部及射孔井段水泥有效封固。选定套损井段上部的完好套管开窗侧钻水平井钻开目的层。工艺包括套损井的选井选层和修井要求、开窗位置的确定、钻具及施工参数、水平井井眼轨迹控制及完井方式等。该技术作为一种修井、开窗侧钻、水平井钻井等多学科交叉的综合工艺,现场试验取得了较好的挖潜效果。为这类套损井的修复利用和老区开发后期的剩余油挖潜探索了一种新方法。     

临南油田油水井套损分析及治理对策探讨

临南油田油水井日趋严重的套损现象,成为影响油田开发效果的主要因素.文中分析了临南油田油水井套管损坏在开发时间、生产区块、井别、构造位置及井身剖面上的分布规律,论述了套管腐蚀穿孔和变形损坏的主要作用机理,并对临南油田预防和治理套损井提出了建议.     

几种高难套损井的套损形态及修井工艺

经过多年攻关研究,大庆油田套损井修复技术有了较大提高,形成了年修井1000口以上的生产能力,修复率达到80％,为油田的可持续发展做出了重大贡献。但进一步提高修复率难度很大,主要表现在几种高难套损井修复成功率较低,没有成熟有效的修复技术。几种高难套损井包括套损通径小于φ70mm的井、落物与断口平齐的井、严重坍塌出砂井、大段弯曲变形井、多点严重损坏的井针对上述几种高难套损井型的修复问题,结合大庆油田在修井方面的最新研究成果,提出了相应的修复工艺,经过现场的试验应用,见到了初步效果。     

大庆地区深部取套修井技术的应用

大庆油田已进入开发的中后期,随着投产时间的延长和作业次数的增加,井况变差,作业井和待大修井逐年增多,尤其由于高压注水、地质和工程技术等因素造成的套损井逐渐增多。目前,大庆约有6000多口套管损坏井,占投产油水井总数的17.22%,对油田可持续发展影响巨大。根据深部取套修井技术在大庆地区的应用情况,介绍了深部取套修井工艺、深部取换套方法、修井施工中出现的问题及解决办法,对发展深部取套工艺提出几点建议,为国内各油田深部取套修井提供参考。     

王官屯油田套损机理及防治研究

随着王官屯油田开发的深入,套损现象日趋严重,套损井总量上升趋势明显,直接影响了注采井网的完善和生产。从地质、工程、开发等因素分析了影响王官屯油田套管损坏的主控因素,并提出了有针对性的预防对策。     

套管漏失水井地层吐水现象的认识与治理

随着油田开发时间的延长，套管漏失的油、水井越来越多。对于套管错断等原因无法大修的井常常报废关井，寻找新的代替井。近几年在动态分析中经常发现在注采比合理的情况下，油井能量得到不到保障或者水井注水压力反常。通过调查、分析、试验，证实正常水井注水有向同层位的套漏井漏井漏点吐水的现象。因此，通过井温测试证实后，对存在吐水现象的井注灰封堵油层，不仅增加了水驱控制储量和水驱动用储量，而且很取得了极为可观的增油效果。     

套损井最佳修井时机和修井策略研究

套管损坏将造成很大的经济损失,套损井的修复必须找准修井时机和选择合适的修井工艺,但现场一般靠经验判断,准确性较差。应用非线性规划方法,建立了大修井经济评价模型,通过确定模型参数,分析不同模型参数对修井经济效益影响的敏感性,得出常规修井套损修复概率与使用年限概率的积是影响修井经济效益的主要因素,其它因素均在其控制下发生作用。另外,通过对该模型的求解,得出在现有修井技术水平下,必须在套损较轻时修井,通径大于90mm时是最佳修井时机,整体的修井策略是尽量多地采用先进修井技术,先修难度小、油井产量高、水井注水量高且对周围影响大的井。经现场应用,取得了良好的效果。     

中原油田二次完井与配套技术

中原油田套管损坏井约占生产井总数的20%,且套损井段分布距离长,跨度大,从井深400m至生产井段均有套损现象发生,严重地影响着增产增注措施的实施和注采井网的完善。常规的套管补帖和取换套技术不能解决套管长距离破漏穿孔的难题,为此,决定采用下小套管二次固井完井工艺,在已损坏或管壁变薄的Ф139.7mm油层套管内全井下Ф101.6mm套管或局部悬挂套管二次固井完井,配套开发了高温延迟水泥浆、系列Ф101.6mm套管,采用了延迟固井工艺及小套管内射孔、注采、修井等技术,对修复套损井、细分层系、改善吸水剖面、完善注采井网、实施增产增注、恢复储量、提高经济效益有重要意义。     

用小套管延迟固井技术修复残坏老井

中原油田的套损井约占生产井数的１／４,已严重影响了油田的稳产与发展,因此,发展完善井竞防治技术,降低套损速度,延长油水井使用寿命,事关中原油田的长远利益。本文详细介绍了套管损坏井下入Х１０１．６ｍｍ套管延迟固井技术的施工工艺、选井原则、套管设计、延迟水泥浆体系,并对１９９７年以来推广应用的３６口井投产效果进行了分析。