套管減磨防損工程管理中的對策探討

高志強 汪光太 文良凡

中國石油勘探與生產工程監督中心 （北京 100083）

套管減磨防損工程管理中的對策探討

高志強 汪光太 文良凡

中國石油勘探與生產工程監督中心 （北京 100083）

隨著勘探技術的不斷發展，油氣鉆井向地層更復雜、目標層位更深、井型更復雜的方向拓展。油氣鉆井和開發實踐中套管磨損和損壞的問題變得愈來愈突出，套管設計和有效保護是一個系統工程問題，涉及到勘探、開發全過程的作業，直接關系到油氣井壽命和安全生產，介紹了套管損壞的主要類型，分析了套管損壞的產生原因，闡述了在油氣井勘探和開發生產過程中如何加強工程管理以及減少套管磨損，并提出了對策。

套管設計 套管磨損 套管損壞 鉆井監督

套管磨損、損壞對油井壽命與生產的影響

油氣井的套管磨損、損壞一直是油田勘探開發過程中遇到的工程難題。套管過度磨損，會引發一系列質量和安全問題，諸如套管被磨薄進而降低抗內壓和抗擠強度，導致試壓破裂或被擠裂，甚至套管被磨穿而發生漏失，這都給井控安全了帶來嚴重的安全隱患。

據國內油田不完全統計，在有些區塊開發過程中，發生套管損壞的油水井數占到油水井總數的20%～26%，直接導致油井減產、停產；注水井停注或無功注水，注水量減少；套損井數增加，嚴重打破油田開發的注采平衡關系，制約著注采結構的進一步調整，井下作業及大修工作量增多，增加了綜合開發成本，阻礙了經濟效益的提高。

在工程管理過程中，套管的減磨防損是個系統工程，涉及到開發方案設計、鉆井設計、鉆井施工和開發生產全過程中的生產作業和監督管理，實踐證明，堅持以預防為主、防治結合是減少套管磨損、避免套管損壞的主要工程戰略。

套管損壞主要類型及其產生原因

根據現場油水井套管損壞類型分析，可以歸納為以下幾種主要類型：

1 套管磨薄、磨穿

雖然修井作業也會造成油層套管的磨損，但在此主要指鉆井過程中鉆柱與套管直接接觸并產生正壓力而發生相對運動后所引起的套管磨損。這種套管磨損通常與鉆井方式、鉆柱與套管材料、套管質量、鉆井液體系和性能、井身質量、作業時間與鉆井操作等因素相關。

（1）鉆井方式因素:現場對比研究表明,套管的大部分磨損是由鉆柱旋轉而非鉆柱上下運動所造成,特別是在鉆桿接頭處，接觸應力大，尤其是潤滑膜破裂后接頭與套管內壁直接接觸，磨損更嚴重。

（2）鉆柱與套管材料因素:存在正壓力而發生相對運動的任何材料之間都會造成相互磨損。鉆柱表面越粗糙、相對套管的硬度越大，鉆柱對套管的磨損就越大。

（3）井身質量因素:井口不正、井眼曲率太大，會使所下套管發生彎曲，增加接觸正壓力，加劇套管的磨損。如四川某井，由于井口不正，在后續鉆進施工過程中，井口鉆具不斷地偏磨井口第一根φ244mm套管，結果最薄處僅3mm，在中途測試時，試壓20MPa就將其擠裂，井口第一根φ244mm套管沿軸向裂開0.65m長的裂縫。另外深井超深井帶來的螺紋及穩定器疲勞失效問題也是不容忽視的。

（4）套管質量因素:套管在加工過程中存在質量隱患、材質不均、不耐磨，也會造成套管加速磨損。

（5）鉆井液體系和性能因素:水基鉆井液體系、鉆井液中含砂量高和摩擦系數大，都對套管磨損有影響。

（6）作業時間與鉆井操作因素:下部鉆進裸眼段太長、鉆柱旋轉速度過高以及鉆柱的憋壓、跳鉆和劇烈振動都會增加套管的磨損量。

2 套管縮徑、錯斷變形

套管縮徑變形既可發生在鉆井過程中，又會發生在開發生產過程中。

（1）在鉆遇鹽膏層時，因鹽膏層的蠕變特性，常易導致套管因縮徑變形而損毀，套管所受載荷與鹽膏層傾角、厚度和蠕變、滑移特性有關。

在鹽膏層埋深、厚度及套管鋼級、壁厚、外徑相同的條件下，在鹽膏層段，隨著鹽膏層傾角的增大，套管受到的外擠載荷也增大，從而導致變形量增加，套損比例增大；而在地層傾角、套管鋼級、外徑、壁厚相同的條件下，隨著鹽膏層厚度的增大，套管所受的外擠力和最大應力都有所增加，套管變形量也相應增大。

鹽膏層蠕變產生塑性流動，井壁四周的地層向井眼中心擠壓，并且隨著鹽膏層逐漸溶解易形成溶洞，因溶解增加而增大的溶洞會因缺乏支撐而在上覆地層重力作用、鹽層的流動和滑移作用下發生坍塌，使地層與套管產生部分接觸或點接觸，非均勻載荷或點載荷會加速套管縮徑變形。

（2）在稠油油藏開采過程中，熱采井的套損現象非常嚴重。我國60%以上的稠油產量來自于東部的油田。稠油油藏以熱力開采為主，在高溫高壓蒸汽作用下，套管柱上將產生相當大的熱應力，熱采井套管損壞有一半以上都發生在油層附近，而該部位常常為熱注封隔器處，封隔器以下處于350℃左右的高溫地帶，急劇的溫度變化使套管產生熱應力局部猛增以及受力不均常常導致套管的變形、斷裂及錯斷。稠油油藏高溫的環境超出了一些套管的最大允許溫度，比如對于油田常用的N80鋼級套管來說，它允許的最大溫度范圍僅僅為204℃，而對于320℃的高溫來說，N80套管早已進入屈服狀態，在這種狀態下工作不僅承載能力大大降低而且極易發生疲勞破壞而損害。另外對于一些超稠油油藏來說，蒸汽吞吐周期較短，套管受到頻繁的加熱和冷卻，進而造成套管的反復疲勞損傷。

（3）在其他增產措施中，因射孔、注水等原因也會導致套管變形。

套管射孔后，會使其抗擠強度降低，如在套管柱設計時未考慮射孔的影響，易使套管在地層外擠力作用下發生變形。現場生產實際表明，套管縮徑變形主要位于射孔井段，而射孔井段又往往與高壓注水密切相關。

采取高壓注水后，大量高壓水會竄入泥巖隔層，引起砂、泥巖地層界面地質、地層因素變化。特別是在注水壓力不平穩時，易使地層發生經常性張合，導致套管周圍的水泥環松動、破裂，注入水得以有機會沿破裂的水泥環竄至泥巖層，使泥巖層出現浸水軟化，產生吸水膨脹和蠕變變形。

特別在油層物性差、油水井間連通性不好情況下，會在油層附近憋起高壓。當水泥環膠結良好時，在高壓下，憋壓作用使巖石骨架膨脹，引起砂巖層局部發生垂向膨脹，使穿過該油層的套管隨之伸長，因而對套管產生較大的附加拉應力，降低了套管的抗擠強度，在徑向擠壓載荷作用下，易使套管發生變形損壞。

套管的錯斷變形也通常由斷層激活引起。一旦地應力發生變化，斷層就有可能被激活。油田投入開發后，尤其是注水開發過程中，原始地層壓力發生變化，引起巖石力學性質和地應力改變，使原有平衡的斷層復活而發生滑動，引起套管錯斷變形損壞。

3 套管漏失

這里所指的套管漏失主要是指由腐蝕因素造成的套管漏失。套管腐蝕性漏失占油田套損井的比例非常高，通常主要發生在套管固井水泥返高界面以上。

套管入井后，可能接觸到的環境介質包括地層水、產出液、注入水等，這些介質中如存在CO2、H2S、Cl-、硫酸鹽等都會造成套管腐蝕。

（1）CO2腐蝕

CO2氣體可溶解在水中形成碳酸，碳酸水溶液對套管的腐蝕，從本質上說是一種電化學腐蝕，產生氫去極化反應，符合一般電化學腐蝕特征。CO2能夠對H+放電反應起催化作用，所以CO2水溶液對套管的腐蝕比同一pH值的酸液腐蝕得更嚴重。這種腐蝕產物主要是典型的碳酸鐵化合物。

在油氣田現場，CO2造成的腐蝕破壞，主要是由腐蝕產物膜局部破損處的點蝕，引發環狀腐蝕導致的蝕坑和蝕孔（如圖1）。這種局部腐蝕由于陽極面積小，往往穿孔的速度很快。

圖1 CO2腐蝕形貌

（2）H2S 腐蝕

H2S溶于水后釋放出強極化劑H+，容易在陰極奪取電子，促進陽極發生溶解反應。這種陽極反應生成的腐蝕產物硫化鐵，通常是一種有缺陷的結構，與鋼表面的粘結能力差，易脫落、易氧化。它的電位較正，作為陰極與鋼基體構成一個活性的微電池，對鋼基體繼續進行腐蝕。

H2S水溶液與鋼材發生電化學腐蝕后會釋放出氫。H2S阻礙氫原子結合成氫分子，而使鋼鐵表面氫濃度增加，會加速氫向鋼中的擴散過程；被鋼吸收的氫原子能破壞鋼材基體的連續性，導致套管在低于其屈服強度時發生脆斷破壞（如圖2）。

圖2 H2S腐蝕形貌

（3）硫酸鹽還原菌引起的腐蝕

在缺氧或無氧和有烴類有機物的條件下，硫酸鹽還原菌能把注入水、地層水中的硫酸根還原，而產生對套管有強腐蝕性的H2S。

硫酸鹽還原菌的陰極去極化作用：SO42-+8H→S2-+4H2O；生成腐蝕副產物：S2-+2H→H2S。

（4）Cl-腐蝕

地層水、注入水中如果大量存在Cl-，那么一方面，帶負電荷的Cl-易先吸附到鋼鐵表面，阻礙或破壞套管表面形成的鈍化膜，同時，由于Cl-半徑小、穿透能力強，極易引起垢下的電池反應而產生點蝕、坑蝕；另一方面，Cl-含量增加意味著水中溶解鹽含量增大，使其導電性增大，腐蝕性增強。實驗結果也表明，一旦表面保護層受到機械損傷或者化學侵蝕以后，金屬的腐蝕過程將大大加快。

（5）O2腐蝕

注入水中存在的溶解氧，也會導致腐蝕。雖然由于氧的存在，硫酸鹽還原菌繁殖力會降低，但隨著水中溶解氧含量的增加，氧氣無法到達金屬垢層，這樣就形成了氧濃差電池。

勘探過程中套管減磨工程對策

對套管的減磨保護，必須從系統觀點出發，按預定油井壽命，首先確保進行全方位的優化設計，然后在鉆井施工過程中，采取必要手段，強化套管減磨監測監督。

1 優化鉆井設計

（1）簡化優化井身結構

為了控制鉆井成本，簡化井身結構是通常采用的技術手段之一，但客觀存在的隱憂是井下安全和套管磨損，因此，不能片面地簡化，只能是簡化優化綜合考慮，通過優化套管下深和套管層次，控制裸眼鉆進井段的合理長度，使各層合理分擔磨損量，以避免對上層單一套管的過度磨損。

（2）優選鉆井方式

既然套管的大部分磨損是由鉆柱旋轉而非鉆柱上下運動所造成,就應優先采用井下動力鉆具或低轉速的復合鉆井方式，以減少鉆桿在套管中的旋轉時間。

（3）優選鉆井參數

通過優選鉆井參數，在確保井身質量的前提下，提高鉆進過程中的鉆速，可相應減少鉆桿在套管中的旋轉時間，從而相應減少對套管的磨損。

（4）優配鉆柱組合

通過選用以下鉆具組件來組配鉆柱，可以從根本上減少鉆柱對套管的磨損。

——接頭表面經特殊處理的鉆桿

在接頭表面敷焊一層硬質合金，但敷焊的硬質合金顆粒越大對套管的磨損程度也越大，因此要選用顆粒較小的抗磨硬化材料進行表面燒結硬化處理并進行拋光處理，以有效降低套管的磨損。

——簡易鉆桿橡膠護箍

鉆桿橡膠護箍通常有擴張式、側開插銷式、對開插銷式（如圖3）等，是通過套裝安置在鉆柱本體上。一般擴張式橡膠護箍壽命較短，而插銷式橡膠護箍使用廣泛，對開插銷式壽命較長。

圖3 對開插銷式鉆桿橡膠護箍

該類橡膠護箍雖然安裝方便，但是總體使用壽命短，脫落的橡膠易堆積在一起，堵塞鉆井液循環通道，甚至造成卡鉆。

——旋轉式鉆桿保護器

旋轉式鉆桿保護器與鉆柱同步旋轉，通過橡膠套筒與套管內壁的接觸運動而在套管內壁和鉆桿保護器之間形成薄層液體潤滑膜，達到降低摩擦與減少磨損的目的。在對套管粗糙表面磨光的同時，不會對套管產生嚴重磨損。

——非旋轉式鉆桿保護器

現場實踐證明，非旋轉式鉆桿保護器與旋轉式鉆桿保護器相比使用壽命更長。非旋轉式鉆桿保護器通常裝在鉆桿接頭附近，鉆柱旋轉時，非旋轉式鉆桿保護器相對于鉆柱可自由轉動，而相對于套管壁幾乎無轉動；同時由于鉆柱本體外徑小，鉆桿旋轉中摩擦面相對減少，以鉆柱與非旋轉式鉆桿保護器滑套間的摩擦代替了鉆柱接頭與套管壁間的摩擦。這樣一來扭矩也顯著減少。

——非旋轉式防磨接頭

非旋轉式防磨接頭（如圖4）主要由心軸、上擋環、下擋環和外部不旋轉防磨套等組成。該接頭直接連接在鉆柱上，外套與套管內壁接觸，不隨鉆桿轉動，心軸與鉆桿一起旋轉，因而只在外套和心軸之間發生磨損，而外部不旋轉防磨套和套管之間沒有高速的相互轉動，從而避免了鉆柱旋轉磨損套管；另外，心軸與非旋轉外套摩擦副的動摩擦系數較小，并采用開式鉆井液自潤滑方式，可有效地降低鉆柱傳遞的扭矩損失。

圖4 防磨套

（5）采用內壁涂層改性套管

采用專用潤滑涂料，直接涂在套管內壁面上，形成保護膜層，可以起到良好的防止套管磨損的效果。

2 強化鉆井監督

在鉆井作業過程中，要采取必要措施，預防和減小套管磨損，強化套管減磨監測監督。

（1）控制井身質量

首先要確保安裝質量，做到墊平井架，調平天車，對中井口，確保鉆直表層井段。要加密井斜監測，及時調整合適的鉆具組合，控制井斜和井眼曲率。

（2）監測磨損情況

通過在循環鉆井液中放置磁性收集器，按固定時間長度采集磨屑，來監測、分析判斷井下套管總體磨損程度。或采用模擬計算軟件進行分析，判斷套管磨損的嚴重程度，決定是否需要測量磨損和采取其他保護措施。

（3）及時調整鉆井參數

根據磨損監測情況，及時調整鉆井參數，改變鉆桿保護器、防磨接頭的安放間距和位置，減少鉆柱總旋轉時間，輔助作業時要降低轉速，減輕對套管的磨損。

勘探開發過程中套管減損工程對策

套管減損也是多方參與的系統工程，必須從系統觀點出發，堅持預防為主、防治結合的策略，減少套損井修井工作量，以實現綜合效益的最優化。

1 預防套管變形

（1）優化套管柱設計，強化現場監督

進行套管設計時，要了解油田開發方案，了解地應力情況，掌握地層破裂壓力值。對于易發生套管損壞的層段，應選用壁厚大、強度高的套管或下雙層組合套管，以滿足壓裂、高壓注水、射孔或熱采對套管強度的要求。

要實施精細化管理，加強鉆井過程監督，特別是對開展優化簡化井身結構的二開井，要在充分論證并確保風險點源可控基礎上，以保證安全生產、油井壽命和不污染水源為前提，對表套下深、套管壁厚、套管鋼級、井眼尺寸、國產套管的采用等方面進行全方位考慮，對入井套管進行嚴格監督，確保建立套管使用的長效機制，規范套管使用程序。

（2）優化注水作業

應按油田開發方案要求，開展地層地應力測試，嚴控注入壓力在最小地應力以下，確保地層限制在微裂縫以下；同時定期對高壓注水井采取洗井、解堵等措施，防止各種因素造成地層污染；避免注水壓力過高。

（3）提高固井質量，保證層間不互竄

采取有效措施提高固井質量，防止注入水沿水泥膠結不好層帶竄入泥巖夾層，以防引起套管受擠變形。

（4）采取化學或機械防砂

采用繞絲篩管、割縫篩管等下入油氣井中,形成一個井下防砂管柱系統。通過控制篩網大小和割縫寬度來控制允許顆粒進入井筒的尺寸,進而達到主動防砂的目的。

在后期防砂時,對于化學防砂或是機械防砂來說,均可采用大量礫石擠壓充填并壓實近井地帶因出砂而形成的松軟砂層,恢復近井地帶的應力平衡。

（5）盡量避免二次重炮補孔等措施

在對套管進行射孔完井后，有數據表明，已射孔套管相對于未射孔套管來說，強度平均下降4%左右，然而二次補孔帶來的傷害更大，特別是進行重炮補孔后，強度甚至降低了13%左右。

2 采取套管防腐措施

開發生產實踐表明套管漏失主要是由于腐蝕造成的，生產實際中，必須全面分析油田各自不同的腐蝕源和腐蝕途徑，采取有針對性的防腐措施來保護套管。

（1）合理控制水泥返高

統計表明，套管漏失容易發生在水泥返高上部沒有水泥封固的套管井段。鉆井完井時，應采用致密性好、低溫早期強度高、優質抗腐蝕的水泥漿固井，同時控制水泥返高，以提高固井質量，確保水泥漿凝固后在套管周圍形成一圈致密連續的水泥環。

（2）應用13Cr特種油套管

對于高產油氣井采用13Cr油套管也是一種不錯的防腐手段，但成本相對較高。

（3）采用外涂、外纏、表面氮化措施

對套管表面進行涂層、外纏環氧冷纏帶，或采取脈沖真空氮化工藝，使套管內外表面形成一層十幾微米厚的氮化層和擴散層，對腐蝕介質的侵蝕可起很好的防護作用。

（4）采取封隔器保護

針對壓裂、酸化、擠灰、注水等作業的高壓施工特性和時有的腐蝕性，使用封隔器對套管實施保護措施，卡封上部套管，有效保護上部套管。

（5）提高注入水質量，減少水中腐蝕源

加強注入水水處理系統的監督運行管理，減少機械雜質、細菌等對地層的傷害，從源頭上減少注入水中硫化物、HCO3-、Cl--和硫酸鹽還原菌的含量。

（6）直接利用化學防腐劑、緩蝕劑

應用防腐劑、緩蝕劑可以有效防止油套環空腐蝕。例如油套環空中加入防腐劑，可以抑制細菌的繁殖；在高含硫區塊，應用抗硫緩蝕劑，可在金屬表面形成致密膜，以隔離腐蝕介質，同時又能將S2-變成穩定的硫化物，起到減緩腐蝕作用。

（7）采用陰極保護技術

把套管作為外加電源的負極而接入外加電流，使被保護套管金屬陰極化，當極化電位極化至被保護套管金屬腐蝕電池中陽極初始電位相等或負些時，腐蝕就被控制。實踐表明，采用脈沖電流陰極保護技術比常規直流陰極保護技術更有效、更經濟，保護深度更深。

總之，套管減磨防損是一項系統工程，涉及勘探開發多個方面，必須從設計、施工、監督管理、運行監測等多方位、全過程考慮，采取預防為主、防治結合的策略，減少套管磨損量，減少套損井修井工作量，以實現勘探開發綜合效益的最優化。

[1]劉建英，懷海寧，曹宗熊，等.安塞油田套損井長效防治工藝技術[J].承德石油高等專科學校學報.2008(12).

[2]謝桂芳，高翔.深井套管防磨技術研究與應用[J].石油礦場機械,2008(2).

With the continuous development of exploration technology,oil and gas drilling expands toward the direction of more complex stratum,the deeper goal stratum,and more complicated well types.During the practice of oil and gas drilling and exploration,the wearing and damage of casing became more and more serious,so casing design and effective protection have become one systematic problem,which involves the operation of whole process about the exploration and development,and affects the oil well life and safety production.The paper introduces main types of casing wear and damage,and analyzes the causes of casing wear and damage,and then presents how to strengthen engineering management and reduce the casing wear in the process of oil and gas exploration and development,and finally puts forwand some counter measures.

casing design;casing wear;casing damage;drilling supervision

黃永場

2010-11-09