摘要：當發現井下套管漏失是由于腐蝕造成的，應根據化驗出的各種離子成分含量分析判斷是屬于那種腐蝕而采取相應的防腐措施。在生產實際中應對不同區塊的腐蝕損壞作出分析化驗，根據腐蝕類型和腐蝕速度進行防腐，殺菌措施。

　　關鍵詞：水利工程,管道建設,工程發展

　　環空保護與軟密封隔離技術是一種用于注水井環空防腐的保護技術。它是在油套環空的水中加入保護劑，抑制細菌的繁殖，減輕腐蝕，同時在環套空間下部加入軟密封隔離塞，使保護液與注入水隔離，它的作用類似于封隔器，且不受套管變形限制。該技術可用于所有的合注井和分層注水井，特別是套管變形的合注井。

　　針對套管漏失主要發生在套管未固井井段上部的現狀，完井時可考慮提高水泥環上返高度至地面，并采取措施保證固井質量，達到水泥漿硬化后在套管周圍形成一圈致密連續的水泥環。

　　套管的陰極保護原理是采用地面直流電源和輔助陰極，供給大量電子，使被保護金屬陰極化，當極化電位極化至被保護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。

　　套管損壞的形態多種多樣，套管變形中除縮徑變形外還有橢圓變形、彎曲變形、單面擠變變形等;套漏又有套管裂開、腐蝕穿孔及密封性漏失多種情況。尤其對套管變形的確定，采用打鉛印或通井的方式僅能確定一個位置，對于一口井有多處位置的情況就不好確定。建議下步應用彩色成像測井技術或微井徑儀對套損形態作深入研究，為套損的研究、預防和治理提供確鑿證據。

　　目前根據有關的理論研究只能對地層非均勻應力對套管的擠壓作定性分析，高壓注水壓力強度的界定難以解決。下步建議采用ANSYS軟件對三維套管外擠進行大變形、非線形彈塑性應力應變強度進行防真研究。充分了解套管在雙向非均勻外擠條件下的應力場與位移場，以及套管的橢圓變形過程、外部載荷矢量、管壁應力等高線分布等。從而為確定合理的注水壓力界限等提供量化依據。

　　對于低滲透油田一般采用高壓注水的開發方式，高壓注水開發雖取得了明顯的經濟效益，但也使注水井套管的工作環境不斷惡化，套管所受的負載不斷增加，造成套管出現不同程度的變徑甚至破裂，部分井還出現了淺層套管漏失竄槽的情況。為此迫切需要找出引起這些油田套管損壞的主要原因，并采取相應的措施，防止或減少高壓注水井的套管損壞，這對今后低滲透油田正常的注水開發具有著重要意義。

　　低滲透油田高壓注水井套管損壞以套管漏失、縮徑變形為主，變形嚴重的發生破裂現象。經統計，86.2%的套管損壞井套損出現的時間一般在轉注后5年以內。 套管漏失主要發生在套管上部未固井井段，縮徑變形主要位于射孔部位附近的夾層及射孔井段，且縮徑變形水井注水壓力一般都比較高，射孔部位出現套管變形的注水井大都存在出砂情況。

　　對套管損壞問題，國內外不少學者進行了多方面研究，主要有以下觀點：地質因素：主要包括構造應力、層間滑動、蠕變、注水后引起地應力變化等;鉆井因素：主要包括井眼質量、套管層次與壁厚組合、管材選取和管體質量;腐蝕因素：主要有高礦化度的地層水、硫酸還原菌、硫化氫和電化學腐蝕等;操作因素：主要有下套管時損壞套管、作業磨損、高壓作業、掏空射孔等。

　　注水誘發泥巖段套管損壞的基本原因是：注入水進入泥巖層，改變了泥巖的力學性質和應力狀態，從而使泥巖產生位移和變形，擠壓造成套管損壞。

　　油水井完井一段時間內，套管通過水泥環與地層緊緊結合為一體，套管不受地應力作用，僅承受管外水泥漿柱壓力。這對于一般按水泥漿柱設計下入的套管，不會發生套變。

　　但油田注水開發后，情況發生了變化。當注入水進入砂巖層時，水在孔隙中滲流，巖石骨架沒有軟化，地應力作用也沒有變化。當注水井在接近或超過地層破裂壓力注水時，大量高壓水便竄入泥巖隔層、地層界面引起地質、地層因素變化，對套管產生破壞力。不平穩注水使地層經常性張合，導致套管周圍的水泥環松動、破裂，注入水得以沿破裂的水泥環竄至泥巖層，使注入水與損壞段外泥巖充分接觸。

　　由于地下巖層非均勻地應力存在，當注入水進入泥巖層，破壞了其原始的含水狀態，使泥巖層出現侵水軟化，產生了蠕變變形，從而在套管周圍形成了隨時間而增大的類似橢圓型的徑向分布非均勻外載，要忽略水泥環的作用時，這種載荷在最大地應力方向將超過該深處的最大主地應力值，而在最小地應力方向低于該深處的最小地應力值。

　　高壓注水時，如油層物性差，油水井間連通性不好，就會在油層附近蹩起高壓。蹩壓作用使巖石骨架膨脹，吸水層厚度增加，引起砂巖層局部發生垂向膨脹。

　　在實際注水井中，由于射孔井段一般都是砂巖和泥巖的混層，注入水進入地層后，引起砂巖垂向膨脹，降低了套管的抗擠毀強度，在泥巖蠕變引起的徑向擠壓載荷的作用下，套管發生變形損壞。

　　套管漏失主要發生在套管固井水泥返高界面以上。據調查，引起井下套管腐蝕的因素很多，通過對低滲油田注入水常規離子化驗資料及水質指標監測結果進行分析發現，污水回注區引起腐蝕的主要因素是水中的溶解氧(在0.05-0.40 mg/l，超標2-8倍)、硫酸鹽還原菌SRB(25-1100個/ ml)及高礦化度(30000 mg/l以上)等。各種因素下的腐蝕率又受到溫度、PH值、水流速等外部條件的影響。另據有關報道油層采出水中較高的H2S也是造成套管腐蝕的主要因素。

　　注入壓力應以滿足注水量，防止套管損壞為合理注入壓力。如果這兩項發生矛盾時，應以后者來確定，注水量則通過調整注采井網，增加注水井數來滿足。在生產中，注水、壓井時，井底壓力都不得高于地層最小水平地應力，以免形成注入水竄入軟弱夾層。因此，一個油田開發前，應開展地層地應力測試，根據地應力測得結果，按開發方案要求，把注入壓力控制在最小地應力以下。

　　定期對高壓注水井采取洗井、防膨及解堵措施，防止各種因素造成地層污染;避免注水壓力超高。同時加強注水配伍方案研究，對已污染地層可采用低傷害酸預處理后再投注。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層，如下套管扶正器使套管居中;調整好水泥漿性能;控制水泥漿上返速度和高度等，使第一、二界面結合牢固。

　　由上面的分析可以看到，對容易發生變形的巖層段，普通N80/139.7難以承受不均勻地應力的擠壓。在傳統保守設計套管抗擠強度時采用上覆巖層壓力來確定套管抗最大外擠力。事實上證明用這種方法確定最大外擠力是不合適的。應采用泥頁巖蠕變形成不均勻“等效外擠應力”作為套管最大抗擠強度。因此，油田開發前要準確測定地應力值，選擇合適的套管等級和壁厚。

　　泥頁巖層在見水時易產生蠕變，在井壁周圍產生不均勻地應力擠壓套管，當其“等效破壞載荷”或地層出現施加套管側向力比較大時，用高強度套管滿足不了抗擠需要，這時，可采用雙層組合套管，并在環空加注水泥，其強度比原兩根套管的強度還要高出25%-70%。