套管減磨防損工程管理中的對(duì)策探討

高志強(qiáng) 汪光太 文良凡

中國石油勘探與生產(chǎn)工程監(jiān)督中心 （北京 100083）

套管減磨防損工程管理中的對(duì)策探討

高志強(qiáng) 汪光太 文良凡

中國石油勘探與生產(chǎn)工程監(jiān)督中心 （北京 100083）

隨著勘探技術(shù)的不斷發(fā)展，油氣鉆井向地層更復(fù)雜、目標(biāo)層位更深、井型更復(fù)雜的方向拓展。油氣鉆井和開發(fā)實(shí)踐中套管磨損和損壞的問題變得愈來愈突出，套管設(shè)計(jì)和有效保護(hù)是一個(gè)系統(tǒng)工程問題，涉及到勘探、開發(fā)全過程的作業(yè)，直接關(guān)系到油氣井壽命和安全生產(chǎn)，介紹了套管損壞的主要類型，分析了套管損壞的產(chǎn)生原因，闡述了在油氣井勘探和開發(fā)生產(chǎn)過程中如何加強(qiáng)工程管理以及減少套管磨損，并提出了對(duì)策。

套管設(shè)計(jì) 套管磨損 套管損壞 鉆井監(jiān)督

套管磨損、損壞對(duì)油井壽命與生產(chǎn)的影響

油氣井的套管磨損、損壞一直是油田勘探開發(fā)過程中遇到的工程難題。套管過度磨損，會(huì)引發(fā)一系列質(zhì)量和安全問題，諸如套管被磨薄進(jìn)而降低抗內(nèi)壓和抗擠強(qiáng)度，導(dǎo)致試壓破裂或被擠裂，甚至套管被磨穿而發(fā)生漏失，這都給井控安全了帶來嚴(yán)重的安全隱患。

據(jù)國內(nèi)油田不完全統(tǒng)計(jì)，在有些區(qū)塊開發(fā)過程中，發(fā)生套管損壞的油水井?dāng)?shù)占到油水井總數(shù)的20%～26%，直接導(dǎo)致油井減產(chǎn)、停產(chǎn)；注水井停注或無功注水，注水量減少；套損井?dāng)?shù)增加，嚴(yán)重打破油田開發(fā)的注采平衡關(guān)系，制約著注采結(jié)構(gòu)的進(jìn)一步調(diào)整，井下作業(yè)及大修工作量增多，增加了綜合開發(fā)成本，阻礙了經(jīng)濟(jì)效益的提高。

在工程管理過程中，套管的減磨防損是個(gè)系統(tǒng)工程，涉及到開發(fā)方案設(shè)計(jì)、鉆井設(shè)計(jì)、鉆井施工和開發(fā)生產(chǎn)全過程中的生產(chǎn)作業(yè)和監(jiān)督管理，實(shí)踐證明，堅(jiān)持以預(yù)防為主、防治結(jié)合是減少套管磨損、避免套管損壞的主要工程戰(zhàn)略。

套管損壞主要類型及其產(chǎn)生原因

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)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(yè)也會(huì)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(chǎn)生正壓力而發(fā)生相對(duì)運(yùn)動(dòng)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(zhì)量、鉆井液體系和性能、井身質(zhì)量、作業(yè)時(shí)間與鉆井操作等因素相關(guān)。

（1）鉆井方式因素:現(xiàn)場(chǎng)對(duì)比研究表明,套管的大部分磨損是由鉆柱旋轉(zhuǎn)而非鉆柱上下運(yùn)動(dòng)所造成,特別是在鉆桿接頭處，接觸應(yīng)力大，尤其是潤滑膜破裂后接頭與套管內(nèi)壁直接接觸，磨損更嚴(yán)重。

（2）鉆柱與套管材料因素:存在正壓力而發(fā)生相對(duì)運(yùn)動(dòng)的任何材料之間都會(huì)造成相互磨損。鉆柱表面越粗糙、相對(duì)套管的硬度越大，鉆柱對(duì)套管的磨損就越大。

（3）井身質(zhì)量因素:井口不正、井眼曲率太大，會(huì)使所下套管發(fā)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(xù)鉆進(jìn)施工過程中，井口鉆具不斷地偏磨井口第一根φ244mm套管，結(jié)果最薄處僅3mm，在中途測(cè)試時(shí)，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(wěn)定器疲勞失效問題也是不容忽視的。

（4）套管質(zhì)量因素:套管在加工過程中存在質(zhì)量隱患、材質(zhì)不均、不耐磨，也會(huì)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(shù)大，都對(duì)套管磨損有影響。

（6）作業(yè)時(shí)間與鉆井操作因素:下部鉆進(jìn)裸眼段太長、鉆柱旋轉(zhuǎn)速度過高以及鉆柱的憋壓、跳鉆和劇烈振動(dòng)都會(huì)增加套管的磨損量。

2 套管縮徑、錯(cuò)斷變形

套管縮徑變形既可發(fā)生在鉆井過程中，又會(huì)發(fā)生在開發(fā)生產(chǎn)過程中。

（1）在鉆遇鹽膏層時(shí)，因鹽膏層的蠕變特性，常易導(dǎo)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(guān)。

在鹽膏層埋深、厚度及套管鋼級(jí)、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(dǎo)致變形量增加，套損比例增大；而在地層傾角、套管鋼級(jí)、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(yīng)力都有所增加，套管變形量也相應(yīng)增大。

鹽膏層蠕變產(chǎn)生塑性流動(dòng)，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(huì)因缺乏支撐而在上覆地層重力作用、鹽層的流動(dòng)和滑移作用下發(fā)生坍塌，使地層與套管產(chǎn)生部分接觸或點(diǎn)接觸，非均勻載荷或點(diǎn)載荷會(huì)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(xiàn)象非常嚴(yán)重。我國60%以上的稠油產(chǎn)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(chǎn)生相當(dāng)大的熱應(yīng)力，熱采井套管損壞有一半以上都發(fā)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(chǎn)生熱應(yīng)力局部猛增以及受力不均常常導(dǎo)致套管的變形、斷裂及錯(cuò)斷。稠油油藏高溫的環(huán)境超出了一些套管的最大允許溫度，比如對(duì)于油田常用的N80鋼級(jí)套管來說，它允許的最大溫度范圍僅僅為204℃，而對(duì)于320℃的高溫來說，N80套管早已進(jìn)入屈服狀態(tài)，在這種狀態(tài)下工作不僅承載能力大大降低而且極易發(fā)生疲勞破壞而損害。另外對(duì)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(jìn)而造成套管的反復(fù)疲勞損傷。

（3）在其他增產(chǎn)措施中，因射孔、注水等原因也會(huì)導(dǎo)致套管變形。

套管射孔后，會(huì)使其抗擠強(qiáng)度降低，如在套管柱設(shè)計(jì)時(shí)未考慮射孔的影響，易使套管在地層外擠力作用下發(fā)生變形?，F(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)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(guān)。

采取高壓注水后，大量高壓水會(huì)竄入泥巖隔層，引起砂、泥巖地層界面地質(zhì)、地層因素變化。特別是在注水壓力不平穩(wěn)時(shí)，易使地層發(fā)生經(jīng)常性張合，導(dǎo)致套管周圍的水泥環(huán)松動(dòng)、破裂，注入水得以有機(jī)會(huì)沿破裂的水泥環(huán)竄至泥巖層，使泥巖層出現(xiàn)浸水軟化，產(chǎn)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(huì)在油層附近憋起高壓。當(dāng)水泥環(huán)膠結(jié)良好時(shí)，在高壓下，憋壓作用使巖石骨架膨脹，引起砂巖層局部發(fā)生垂向膨脹，使穿過該油層的套管隨之伸長，因而對(duì)套管產(chǎn)生較大的附加拉應(yīng)力，降低了套管的抗擠強(qiáng)度，在徑向擠壓載荷作用下，易使套管發(fā)生變形損壞。

套管的錯(cuò)斷變形也通常由斷層激活引起。一旦地應(yīng)力發(fā)生變化，斷層就有可能被激活。油田投入開發(fā)后，尤其是注水開發(fā)過程中，原始地層壓力發(fā)生變化，引起巖石力學(xué)性質(zhì)和地應(yīng)力改變，使原有平衡的斷層復(fù)活而發(fā)生滑動(dòng)，引起套管錯(cuò)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(fā)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(huán)境介質(zhì)包括地層水、產(chǎn)出液、注入水等，這些介質(zhì)中如存在CO2、H2S、Cl-、硫酸鹽等都會(huì)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(duì)套管的腐蝕，從本質(zhì)上說是一種電化學(xué)腐蝕，產(chǎn)生氫去極化反應(yīng)，符合一般電化學(xué)腐蝕特征。CO2能夠?qū)+放電反應(yīng)起催化作用，所以CO2水溶液對(duì)套管的腐蝕比同一pH值的酸液腐蝕得更嚴(yán)重。這種腐蝕產(chǎn)物主要是典型的碳酸鐵化合物。

在油氣田現(xiàn)場(chǎng)，CO2造成的腐蝕破壞，主要是由腐蝕產(chǎn)物膜局部破損處的點(diǎn)蝕，引發(fā)環(huán)狀腐蝕導(dǎo)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(qiáng)極化劑H+，容易在陰極奪取電子，促進(jìn)陽極發(fā)生溶解反應(yīng)。這種陽極反應(yīng)生成的腐蝕產(chǎn)物硫化鐵，通常是一種有缺陷的結(jié)構(gòu)，與鋼表面的粘結(jié)能力差，易脫落、易氧化。它的電位較正，作為陰極與鋼基體構(gòu)成一個(gè)活性的微電池，對(duì)鋼基體繼續(xù)進(jìn)行腐蝕。

H2S水溶液與鋼材發(fā)生電化學(xué)腐蝕后會(huì)釋放出氫。H2S阻礙氫原子結(jié)合成氫分子，而使鋼鐵表面氫濃度增加，會(huì)加速氫向鋼中的擴(kuò)散過程；被鋼吸收的氫原子能破壞鋼材基體的連續(xù)性，導(dǎo)致套管在低于其屈服強(qiáng)度時(shí)發(fā)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(jī)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(chǎn)生對(duì)套管有強(qiáng)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(chǎn)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(fù)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(shí)，由于Cl-半徑小、穿透能力強(qiáng)，極易引起垢下的電池反應(yīng)而產(chǎn)生點(diǎn)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(dǎo)電性增大，腐蝕性增強(qiáng)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果也表明，一旦表面保護(hù)層受到機(jī)械損傷或者化學(xué)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(huì)導(dǎo)致腐蝕。雖然由于氧的存在，硫酸鹽還原菌繁殖力會(huì)降低，但隨著水中溶解氧含量的增加，氧氣無法到達(dá)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(duì)策

對(duì)套管的減磨保護(hù)，必須從系統(tǒng)觀點(diǎn)出發(fā)，按預(yù)定油井壽命，首先確保進(jìn)行全方位的優(yōu)化設(shè)計(jì)，然后在鉆井施工過程中，采取必要手段，強(qiáng)化套管減磨監(jiān)測(cè)監(jiān)督。

1 優(yōu)化鉆井設(shè)計(jì)

（1）簡化優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

為了控制鉆井成本，簡化井身結(jié)構(gòu)是通常采用的技術(shù)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(yōu)化綜合考慮，通過優(yōu)化套管下深和套管層次，控制裸眼鉆進(jìn)井段的合理長度，使各層合理分擔(dān)磨損量，以避免對(duì)上層單一套管的過度磨損。

（2）優(yōu)選鉆井方式

既然套管的大部分磨損是由鉆柱旋轉(zhuǎn)而非鉆柱上下運(yùn)動(dòng)所造成,就應(yīng)優(yōu)先采用井下動(dòng)力鉆具或低轉(zhuǎn)速的復(fù)合鉆井方式，以減少鉆桿在套管中的旋轉(zhuǎn)時(shí)間。

（3）優(yōu)選鉆井參數(shù)

通過優(yōu)選鉆井參數(shù)，在確保井身質(zhì)量的前提下，提高鉆進(jìn)過程中的鉆速，可相應(yīng)減少鉆桿在套管中的旋轉(zhuǎn)時(shí)間，從而相應(yīng)減少對(duì)套管的磨損。

（4）優(yōu)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(duì)套管的磨損。

——接頭表面經(jīng)特殊處理的鉆桿

在接頭表面敷焊一層硬質(zhì)合金，但敷焊的硬質(zhì)合金顆粒越大對(duì)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(jìn)行表面燒結(jié)硬化處理并進(jìn)行拋光處理，以有效降低套管的磨損。

——簡易鉆桿橡膠護(hù)箍

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

圖3 對(duì)開插銷式鉆桿橡膠護(hù)箍

該類橡膠護(hù)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(huán)通道，甚至造成卡鉆。

——旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器

旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器與鉆柱同步旋轉(zhuǎn)，通過橡膠套筒與套管內(nèi)壁的接觸運(yùn)動(dòng)而在套管內(nèi)壁和鉆桿保護(hù)器之間形成薄層液體潤滑膜，達(dá)到降低摩擦與減少磨損的目的。在對(duì)套管粗糙表面磨光的同時(shí)，不會(huì)對(duì)套管產(chǎn)生嚴(yán)重磨損。

——非旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐證明，非旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器與旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器相比使用壽命更長。非旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器通常裝在鉆桿接頭附近，鉆柱旋轉(zhuǎn)時(shí)，非旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)器相對(duì)于鉆柱可自由轉(zhuǎn)動(dòng)，而相對(duì)于套管壁幾乎無轉(zhuǎn)動(dòng)；同時(shí)由于鉆柱本體外徑小，鉆桿旋轉(zhuǎn)中摩擦面相對(duì)減少，以鉆柱與非旋轉(zhuǎn)式鉆桿保護(hù)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(zhuǎn)式防磨接頭

非旋轉(zhuǎn)式防磨接頭（如圖4）主要由心軸、上擋環(huán)、下?lián)醐h(huán)和外部不旋轉(zhuǎn)防磨套等組成。該接頭直接連接在鉆柱上，外套與套管內(nèi)壁接觸，不隨鉆桿轉(zhuǎn)動(dòng)，心軸與鉆桿一起旋轉(zhuǎn)，因而只在外套和心軸之間發(fā)生磨損，而外部不旋轉(zhuǎn)防磨套和套管之間沒有高速的相互轉(zhuǎn)動(dòng)，從而避免了鉆柱旋轉(zhuǎn)磨損套管；另外，心軸與非旋轉(zhuǎn)外套摩擦副的動(dòng)摩擦系數(shù)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?fù)p失。

圖4 防磨套

（5）采用內(nèi)壁涂層改性套管

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

2 強(qiáng)化鉆井監(jiān)督

在鉆井作業(yè)過程中，要采取必要措施，預(yù)防和減小套管磨損，強(qiáng)化套管減磨監(jiān)測(cè)監(jiān)督。

（1）控制井身質(zhì)量

首先要確保安裝質(zhì)量，做到墊平井架，調(diào)平天車，對(duì)中井口，確保鉆直表層井段。要加密井斜監(jiān)測(cè)，及時(shí)調(diào)整合適的鉆具組合，控制井斜和井眼曲率。

（2）監(jiān)測(cè)磨損情況

通過在循環(huán)鉆井液中放置磁性收集器，按固定時(shí)間長度采集磨屑，來監(jiān)測(cè)、分析判斷井下套管總體磨損程度?；虿捎媚M計(jì)算軟件進(jìn)行分析，判斷套管磨損的嚴(yán)重程度，決定是否需要測(cè)量磨損和采取其他保護(hù)措施。

（3）及時(shí)調(diào)整鉆井參數(shù)

根據(jù)磨損監(jiān)測(cè)情況，及時(shí)調(diào)整鉆井參數(shù)，改變鉆桿保護(hù)器、防磨接頭的安放間距和位置，減少鉆柱總旋轉(zhuǎn)時(shí)間，輔助作業(yè)時(shí)要降低轉(zhuǎn)速，減輕對(duì)套管的磨損。

勘探開發(fā)過程中套管減損工程對(duì)策

套管減損也是多方參與的系統(tǒng)工程，必須從系統(tǒng)觀點(diǎn)出發(fā)，堅(jiān)持預(yù)防為主、防治結(jié)合的策略，減少套損井修井工作量，以實(shí)現(xiàn)綜合效益的最優(yōu)化。

1 預(yù)防套管變形

（1）優(yōu)化套管柱設(shè)計(jì)，強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督

進(jìn)行套管設(shè)計(jì)時(shí)，要了解油田開發(fā)方案，了解地應(yīng)力情況，掌握地層破裂壓力值。對(duì)于易發(fā)生套管損壞的層段，應(yīng)選用壁厚大、強(qiáng)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(duì)套管強(qiáng)度的要求。

要實(shí)施精細(xì)化管理，加強(qiáng)鉆井過程監(jiān)督，特別是對(duì)開展優(yōu)化簡化井身結(jié)構(gòu)的二開井，要在充分論證并確保風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)源可控基礎(chǔ)上，以保證安全生產(chǎn)、油井壽命和不污染水源為前提，對(duì)表套下深、套管壁厚、套管鋼級(jí)、井眼尺寸、國產(chǎn)套管的采用等方面進(jìn)行全方位考慮，對(duì)入井套管進(jìn)行嚴(yán)格監(jiān)督，確保建立套管使用的長效機(jī)制，規(guī)范套管使用程序。

（2）優(yōu)化注水作業(yè)

應(yīng)按油田開發(fā)方案要求，開展地層地應(yīng)力測(cè)試，嚴(yán)控注入壓力在最小地應(yīng)力以下，確保地層限制在微裂縫以下；同時(shí)定期對(duì)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(zhì)量，保證層間不互竄

采取有效措施提高固井質(zhì)量，防止注入水沿水泥膠結(jié)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(xué)或機(jī)械防砂

采用繞絲篩管、割縫篩管等下入油氣井中,形成一個(gè)井下防砂管柱系統(tǒng)。通過控制篩網(wǎng)大小和割縫寬度來控制允許顆粒進(jìn)入井筒的尺寸,進(jìn)而達(dá)到主動(dòng)防砂的目的。

在后期防砂時(shí),對(duì)于化學(xué)防砂或是機(jī)械防砂來說,均可采用大量礫石擠壓充填并壓實(shí)近井地帶因出砂而形成的松軟砂層,恢復(fù)近井地帶的應(yīng)力平衡。

（5）盡量避免二次重炮補(bǔ)孔等措施

在對(duì)套管進(jìn)行射孔完井后，有數(shù)據(jù)表明，已射孔套管相對(duì)于未射孔套管來說，強(qiáng)度平均下降4%左右，然而二次補(bǔ)孔帶來的傷害更大，特別是進(jìn)行重炮補(bǔ)孔后，強(qiáng)度甚至降低了13%左右。

2 采取套管防腐措施

開發(fā)生產(chǎn)實(shí)踐表明套管漏失主要是由于腐蝕造成的，生產(chǎn)實(shí)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(duì)性的防腐措施來保護(hù)套管。

（1）合理控制水泥返高

統(tǒng)計(jì)表明，套管漏失容易發(fā)生在水泥返高上部沒有水泥封固的套管井段。鉆井完井時(shí)，應(yīng)采用致密性好、低溫早期強(qiáng)度高、優(yōu)質(zhì)抗腐蝕的水泥漿固井，同時(shí)控制水泥返高，以提高固井質(zhì)量，確保水泥漿凝固后在套管周圍形成一圈致密連續(xù)的水泥環(huán)。

（2）應(yīng)用13Cr特種油套管

對(duì)于高產(chǎn)油氣井采用13Cr油套管也是一種不錯(cuò)的防腐手段，但成本相對(duì)較高。

（3）采用外涂、外纏、表面氮化措施

對(duì)套管表面進(jìn)行涂層、外纏環(huán)氧冷纏帶，或采取脈沖真空氮化工藝，使套管內(nèi)外表面形成一層十幾微米厚的氮化層和擴(kuò)散層，對(duì)腐蝕介質(zhì)的侵蝕可起很好的防護(hù)作用。

（4）采取封隔器保護(hù)

針對(duì)壓裂、酸化、擠灰、注水等作業(yè)的高壓施工特性和時(shí)有的腐蝕性，使用封隔器對(duì)套管實(shí)施保護(hù)措施，卡封上部套管，有效保護(hù)上部套管。

（5）提高注入水質(zhì)量，減少水中腐蝕源

加強(qiáng)注入水水處理系統(tǒng)的監(jiān)督運(yùn)行管理，減少機(jī)械雜質(zhì)、細(xì)菌等對(duì)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(xué)防腐劑、緩蝕劑

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

（7）采用陰極保護(hù)技術(shù)

把套管作為外加電源的負(fù)極而接入外加電流，使被保護(hù)套管金屬陰極化，當(dāng)極化電位極化至被保護(hù)套管金屬腐蝕電池中陽極初始電位相等或負(fù)些時(shí)，腐蝕就被控制。實(shí)踐表明，采用脈沖電流陰極保護(hù)技術(shù)比常規(guī)直流陰極保護(hù)技術(shù)更有效、更經(jīng)濟(jì)，保護(hù)深度更深。

總之，套管減磨防損是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，涉及勘探開發(fā)多個(gè)方面，必須從設(shè)計(jì)、施工、監(jiān)督管理、運(yùn)行監(jiān)測(cè)等多方位、全過程考慮，采取預(yù)防為主、防治結(jié)合的策略，減少套管磨損量，減少套損井修井工作量，以實(shí)現(xiàn)勘探開發(fā)綜合效益的最優(yōu)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(shù)[J].承德石油高等專科學(xué)校學(xué)報(bào).2008(12).

[2]謝桂芳，高翔.深井套管防磨技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油礦場(chǎng)機(jī)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(chǎng)

2010-11-09