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注水井套管损坏原因分析及改进措施探讨 　　摘要：随着油田开发时间的延长，注水井套管的工作环境不断恶化，所受的负载不断增加，造成套管出现不同程度的损坏。本文详细分析了造成注水井套管损坏的诸因素，提出了改进措施，取得了较好的效果。 　　关键词：注水井 套管损坏 原因分析 改进措施 　　1 导致注水井套管损坏原因分析 　　一般来说，注水井套管损坏不外乎以下几方面：（1）地质因素，主要包括构造应力、层间滑动、蠕变、注水后引起地应力变化等；（2）钻井因素，主要包括井眼质量、套管层次与壁厚组合、管材选取和管体质量；（3）腐蚀因素，主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等；（4）操作因素，主要有下套管时损坏套管、作业磨损、高压作业、掏空射孔等。 　　而导致注水井套管损坏的主要原因是注水诱发泥岩段套管损坏，即当注入水进入泥岩层，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移和变形，挤压造成套管损坏。 　　油水井完井一段时间内，套管通过水泥环与地层紧紧结合为一体，套管不受地应力作用，仅承受管外水泥浆柱压力。这对于一般按水泥浆柱设计下入的套管，不会发生套变。但油田注入水进入砂岩层时，水在孔隙中渗流，岩石骨架没有软化，地应力作用也没有变化。当注水井在接近或超过地层破裂压力注水时，大量高压水便窜入泥岩隔层、地层界面引起地质、地层因素变化，对套管产生破坏力。不平稳注水使地层经常性张合，导致套管周围的水泥环松动、破裂，注入水得以沿破裂的水泥环窜至泥岩层，使注入水与损坏段外泥岩充分接触。 　　由于地下岩层非均匀地应力存在，当注入水进入泥岩层，破坏了其原始的含水状态，使泥岩层出现侵水软化，产生了蠕变变形，从而在套管周围形成了随时间而增大的类似椭圆型的径向分布非均匀外载，要忽略水泥环的作用时，这种载荷在最大地应力方向将超过该深处的最大主地应力值，而在最小地应力方向低于该深处的最小地应力值。套管周围蠕变外载的分布形式用椭圆形表示（图1）。 　　一般情况下，套管周围椭圆形蠕变外载的分布规律可表示为：σn=S1+S2COS2θ （1） 　　式中：σn——套管所受的径向蠕变外载力，MPa； 　　θ——与最大水平地应力方向的夹角；S1、S1-——与试验条件及岩石性质有关的常数，MPa； 　　套管外载的最终值与地应力成正比，比值以K1、K2表示。 　　K1=σ0/σH≈1.05-1.20 　　K2=σ90/σh≈0.80-1.00 （2） 　　式中σH、σh最大、最小水平主地应力，MPa； 　　σ0、σ90——与σH成0°方向和90°方向的套管外载的最终稳定值， MPa； 　　可见这种载荷在最大地应力方向将超过该处的最大主应力值，而在最小地应力方向低于该处的最小地应力值。 　　与均匀外压相比各种套管抗非均匀外压的强度要低得多，为定量比较和评价，提出“等效破坏载荷”的概念，即在椭圆形外载条件下，当外力达到某一临界值时，套管产生弯曲变形被挤扁。套管强度降低的程度取决于椭圆形载荷的比值K，K值越小，强度降低得越多。 　　2 注水井套管损坏机理分析 　　引起井下套管腐蚀的因素很多，通过对低渗油田注入水常规离子化验资料及水质指标监测结果进行分析发现，污水回注区引起腐蚀的主要因素是水中的溶解氧（在0.05-0.4mg/l，超标2-8倍）、硫酸盐还原菌SRB（25-1100个/ml）及高矿化度（30000mg/l以上）等。各种因素下的腐蚀率又受到温度、PH值、水流速等外部条件的影响。另据有关报道油层采出水中较高的H2S也是造成套管腐蚀的主要因素。 　　通常情况下，油套环空长期处于封闭状态，因此起腐蚀作用的主要因素将是SRB菌及H2S气体。 　　2.1 溶解盐类的腐蚀 　　油田水中的溶解盐类对水的腐蚀性有着显著的影响。氯化物、硫酸盐和重碳酸盐是油田水中常见溶解盐类。 　　2.2 硫化氮引起的腐蚀 　　油层污水中的硫化氢一部分来源于油气中溶解的硫化氢、大部分则是硫酸盐还原菌繁殖引起。硫化氢馆于水会使铁产生腐蚀。反应产生的硫化铁是一种黑色粉末，常呈垢的方式附着在钢铁表面，并使得局部腐蚀加剧。另外反应释放出的氢进入钢铁后产生氢脆现象，使钢铁遭受结构上的破坏。可能使套管在远低于其屈服强度时发生脆断破坏。 　　2.3 注水中硫酸盐还原菌引起的腐蚀 　　回注污水中的硫酸盐还原菌可以在有烃类有机物的条件下，把水中的硫酸根还原产生硫化氢，对金属铁进行腐蚀，生成极难溶的硫化铁。腐蚀产物沉积在金属表面，腐蚀物下面无氧环境正是硫酸盐还原菌繁生繁殖场所。 　　3 预防注水井套管破损的改进措施 　　3.1 预防治理泥岩层套管变形 　　3.1.1 防止注入水窜入软弱夹层 　　（1）注入压力限制在地层微裂缝以下 注入压力应以满足注水量，防