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摘要：针对蒸汽驱油藏开发过程中油井套损不断加剧现象，从地质、开发、工程等多方面分析了深入分析了套损产生的原因，并提出了针对性的预防治理措施，为提高蒸汽驱油井开井率及开发效果提供了技术借鉴。
关键词：蒸汽驱;套损原因;高温;硫化氢腐蚀;防治措施
1基本情况
油田开发过程中，由于地应力、频繁作业、硫化氢腐蚀等原因，油井套管发生变形、破裂以及错断是普遍现象。油田也常常采取大修、注灰上返、套管补贴，以及侧钻和更新等措施对套管损坏井进行治理，以恢复油井产能。
2 套损原因分析
油井套管损坏并不是单一因素影响，往往是多种因素相互影响、综合作用的结果。对于蒸汽驱油藏来说，由于蒸汽驱高温特点，以及次生硫化氢的含量高，使套管损坏的因素较其它方式开发油藏要高。
2.1泥岩吸水膨胀
一般稠油储层岩石以泥质胶结为主，粘土矿物相对含量以蒙脱石为主，其次是高岭石、伊利石。这类粘土矿物吸水后会软化、膨胀，造成的压力变化对套管的外部增加压力，并且随着时间的推移，压力越来越大，当压力增加到套管所能承受的能力时，就会发生套损现象[1]。
2.2地层出砂影响
随着汽驱采出程度的增加，储层砂岩体承载砂粒的负荷增加，砂粒间的应力遭受破坏，胶结疏松，极易出砂。边部油藏由于胶结弱，本身就出砂;主体部位由于采出程度高，砂岩骨架破坏，导致出砂。同时，套管破裂后又加剧了出砂，而出砂又对已破坏的套管产生更大破坏，二者相互影响。统计数据显示，套损井中24%都有不同程度的出砂。
2.3 硫化氢腐蚀影响
高温蒸汽作用下，油藏中的硫化物极易发生化合作用而产生大量H2S。H2S极易溶于水后形成弱酸，对金属有腐蚀作用[2]。随着汽驱受效，区块块油井H2S含量逐渐增加，目前有95%的油井H2S含量超标，其中64%的含量在1500 mg/m3以上。H2S在水中溶解度随温度增加溶解度逐步降低，在55℃～70℃，随着温度的增加，腐蚀程度加剧。
2.4 固井差影响
固井质量差直接造成部分套管没有支撑点，套管受力不均匀，产生应力集中，最终会导致套管弯曲变形、错断。在注蒸汽高温条件下，水泥环会随着温度的升高、下降，产生压缩、拉伸的应力，从而影响固井质量，水泥环松动破坏后导致套损。
2.5射孔降低套管强度
油层射孔段套管损坏在套损井中占有很高的比例，射孔致使套管抗挤压失稳强度和抗内压强度降低，也会引起套管破损。射孔时射孔弹在一瞬间爆炸，对套管产生巨大冲击波，套管突然胀大，使套管在射孔井段中部或非射孔井段相交位置产生变形[3]。
2.6套管材料影响
大部分套管使用的都是N80型号，占57%，另外还有TP100H、P110及J55型号。N80套管允许的最大温度在220℃，而注蒸汽的平均温度在320℃左右，有的超过了350℃，研究发现，N80套管因高温屈服强度降低18%，弹性模量降低38%，抗拉强度降低7%。
2.7汽窜影响
汽驱开发中汽窜现象也是影响套损的重要因素。汽窜井在高温高压的作用下，套管内吸外壓，造成套管局部应力集中而发生套损。
3 套损防治对策
3.1预防对策
（1）、通过使用较高钢级和壁厚较大套管材料，提高套管的抗压强度，延长套管使用寿命。
（2）、严格钻井监督检查，确保固井质量合格。固井时，建议使用抗压能力强的优质水泥进行固井，对固井质量进行严格的试压检查，确保固井后井口没有漏气现象。
（3）、优化射孔的孔径、孔密、相位角等参数，同时要避免重复射孔，降低射孔对套管抗压强度的影响。
（4）、对出砂严重的区域，可采取先期防砂，保护好油层，加强油层骨架的稳定性，降低出砂几率，从而减轻出砂对套管的损害。
3.2套损井防治技术
（1）防砂方面
做法一、优化泵型，适时采用抗砂泵、携砂泵。抗砂泵可以有效防止砂粒进入泵筒与柱塞之间的间隙，能大幅度的延长检泵周期;携砂泵在不砂埋的情况下，可以携砂生产;作业过程中尽可能实施捞砂;生产过程中要合理控制液量，避免出砂加剧。
做法二：通过实施化学树脂防砂，介质进入目的层后，分散并吸附在沙子表面，在地层条件下固化，在套管外地层中形成不熔化、不溶解的阻砂井壁，并且具有一定的有渗透性。
（2）防高温方面
做法一：调整工作制度，对于已发生汽窜的油井实施降冲次、掺水生产，缓解汽窜影响;对于目前温度上升、有汽窜趋势的油井，也可以起到防止过早汽窜的目的。
做法二：开展注汽井动态调控，下调注汽量，减少高温发生频次，降低高温对套管的损害，同时起到一定增油效果。
（3）侧钻、大修等治理方面：对套损深度、类型、时间等及时跟踪，客观分析套损对生产影响，充分论证侧钻大修等技术可行性;精细剩余油潜力分析，客观措施后经济效益评价，从而合理制定套损井治理对策。
4 结论及认识
（1）高温高压是区块油井套损产生的最主要因素，油层出砂、H2S腐蚀也加剧了套损的程度。
（2）作业区通过加强日常管理，有针对性的实施防砂、防高温的措施，可以有效缓解套管损坏的加剧程度。
（3）加强套损机理研究，认清套损原因及规律，应用套损井检测技术，探识精通内壁腐蚀和套损形态，为预防、治理套损提供依据。
参考文献
[1] 赵艳宁等.八面河油田套损原因浅析及防治对策[J].天然气与石油，2013，31（6）：60.
[2] 孙飞飞.贝301区块套损原因分析与预防[J].化学工程与装备，2014，6：107～108.
[3] 徐国鑫.稠油热采井套管损坏状况及原因分析[J].西部探矿工程，2012，1：89 ～90.
作者简介：
刘军（1978.10—），男，工程师，2004年毕业于东北师范大学“公司管理”专业，2005年毕业于华东石油大学“石油工程”专业，现从事油气田开发和管理工作。
关键词：蒸汽驱;套损原因;高温;硫化氢腐蚀;防治措施
1基本情况
油田开发过程中，由于地应力、频繁作业、硫化氢腐蚀等原因，油井套管发生变形、破裂以及错断是普遍现象。油田也常常采取大修、注灰上返、套管补贴，以及侧钻和更新等措施对套管损坏井进行治理，以恢复油井产能。
2 套损原因分析
油井套管损坏并不是单一因素影响，往往是多种因素相互影响、综合作用的结果。对于蒸汽驱油藏来说，由于蒸汽驱高温特点，以及次生硫化氢的含量高，使套管损坏的因素较其它方式开发油藏要高。
2.1泥岩吸水膨胀
一般稠油储层岩石以泥质胶结为主，粘土矿物相对含量以蒙脱石为主，其次是高岭石、伊利石。这类粘土矿物吸水后会软化、膨胀，造成的压力变化对套管的外部增加压力，并且随着时间的推移，压力越来越大，当压力增加到套管所能承受的能力时，就会发生套损现象[1]。
2.2地层出砂影响
随着汽驱采出程度的增加，储层砂岩体承载砂粒的负荷增加，砂粒间的应力遭受破坏，胶结疏松，极易出砂。边部油藏由于胶结弱，本身就出砂;主体部位由于采出程度高，砂岩骨架破坏，导致出砂。同时，套管破裂后又加剧了出砂，而出砂又对已破坏的套管产生更大破坏，二者相互影响。统计数据显示，套损井中24%都有不同程度的出砂。
2.3 硫化氢腐蚀影响
高温蒸汽作用下，油藏中的硫化物极易发生化合作用而产生大量H2S。H2S极易溶于水后形成弱酸，对金属有腐蚀作用[2]。随着汽驱受效，区块块油井H2S含量逐渐增加，目前有95%的油井H2S含量超标，其中64%的含量在1500 mg/m3以上。H2S在水中溶解度随温度增加溶解度逐步降低，在55℃～70℃，随着温度的增加，腐蚀程度加剧。
2.4 固井差影响
固井质量差直接造成部分套管没有支撑点，套管受力不均匀，产生应力集中，最终会导致套管弯曲变形、错断。在注蒸汽高温条件下，水泥环会随着温度的升高、下降，产生压缩、拉伸的应力，从而影响固井质量，水泥环松动破坏后导致套损。
2.5射孔降低套管强度
油层射孔段套管损坏在套损井中占有很高的比例，射孔致使套管抗挤压失稳强度和抗内压强度降低，也会引起套管破损。射孔时射孔弹在一瞬间爆炸，对套管产生巨大冲击波，套管突然胀大，使套管在射孔井段中部或非射孔井段相交位置产生变形[3]。
2.6套管材料影响
大部分套管使用的都是N80型号，占57%，另外还有TP100H、P110及J55型号。N80套管允许的最大温度在220℃，而注蒸汽的平均温度在320℃左右，有的超过了350℃，研究发现，N80套管因高温屈服强度降低18%，弹性模量降低38%，抗拉强度降低7%。
2.7汽窜影响
汽驱开发中汽窜现象也是影响套损的重要因素。汽窜井在高温高压的作用下，套管内吸外壓，造成套管局部应力集中而发生套损。
3 套损防治对策
3.1预防对策
（1）、通过使用较高钢级和壁厚较大套管材料，提高套管的抗压强度，延长套管使用寿命。
（2）、严格钻井监督检查，确保固井质量合格。固井时，建议使用抗压能力强的优质水泥进行固井，对固井质量进行严格的试压检查，确保固井后井口没有漏气现象。
（3）、优化射孔的孔径、孔密、相位角等参数，同时要避免重复射孔，降低射孔对套管抗压强度的影响。
（4）、对出砂严重的区域，可采取先期防砂，保护好油层，加强油层骨架的稳定性，降低出砂几率，从而减轻出砂对套管的损害。
3.2套损井防治技术
（1）防砂方面
做法一、优化泵型，适时采用抗砂泵、携砂泵。抗砂泵可以有效防止砂粒进入泵筒与柱塞之间的间隙，能大幅度的延长检泵周期;携砂泵在不砂埋的情况下，可以携砂生产;作业过程中尽可能实施捞砂;生产过程中要合理控制液量，避免出砂加剧。
做法二：通过实施化学树脂防砂，介质进入目的层后，分散并吸附在沙子表面，在地层条件下固化，在套管外地层中形成不熔化、不溶解的阻砂井壁，并且具有一定的有渗透性。
（2）防高温方面
做法一：调整工作制度，对于已发生汽窜的油井实施降冲次、掺水生产，缓解汽窜影响;对于目前温度上升、有汽窜趋势的油井，也可以起到防止过早汽窜的目的。
做法二：开展注汽井动态调控，下调注汽量，减少高温发生频次，降低高温对套管的损害，同时起到一定增油效果。
（3）侧钻、大修等治理方面：对套损深度、类型、时间等及时跟踪，客观分析套损对生产影响，充分论证侧钻大修等技术可行性;精细剩余油潜力分析，客观措施后经济效益评价，从而合理制定套损井治理对策。
4 结论及认识
（1）高温高压是区块油井套损产生的最主要因素，油层出砂、H2S腐蚀也加剧了套损的程度。
（2）作业区通过加强日常管理，有针对性的实施防砂、防高温的措施，可以有效缓解套管损坏的加剧程度。
（3）加强套损机理研究，认清套损原因及规律，应用套损井检测技术，探识精通内壁腐蚀和套损形态，为预防、治理套损提供依据。
参考文献
[1] 赵艳宁等.八面河油田套损原因浅析及防治对策[J].天然气与石油，2013，31（6）：60.
[2] 孙飞飞.贝301区块套损原因分析与预防[J].化学工程与装备，2014，6：107～108.
[3] 徐国鑫.稠油热采井套管损坏状况及原因分析[J].西部探矿工程，2012，1：89 ～90.
作者简介：
刘军（1978.10—），男，工程师，2004年毕业于东北师范大学“公司管理”专业，2005年毕业于华东石油大学“石油工程”专业，现从事油气田开发和管理工作。