摘要：本文结合套管损坏的表现与类型，重点针对套管弯曲破裂实例，分析了有关问题产生的原因，并提出了相应技术解决措施和防范措施，以为同类型作业施工提供参考与借鉴。

关键词：套管损坏；作业施工技术；应用

1套管损坏的表现与类型

1.1套管损坏的表现

在修井的过程中，起下钻有遇阻的现象。洗井或冲砂施工中，修井液大量的漏失。油气井在生产的过程中，井口压力下降，产液量猛减。油气井在生产的过程中，发现大量的淡水和泥浆。井口附近的地面冒油、气、水，或井口的油层套管下陷。注水洗井时带出砾石或泥浆块、固井的水泥块。注水井注水时泵压突降，注水量大增，注不到注水得层位。套管试压稳不住，达不到试压的标准。发生地震或地层构造运动时，原出油的井不出油。在发现以上的现象后，应采用通径、打印、微井测井、单级、或双级封隔器找漏、侧面打印等方法，查明套管是变形、破裂，还是套管错断，以及套管损坏的位置、破裂的大小、形状、错断的程度等。

1.2套管损坏的类型

套管径向凹陷变形，套管多点变形，套管腐蚀孔洞、破裂，套管严重弯曲变形，套管错断（非坍塌型），坍塌形套管错断等。

2侧钻打通道技术应用

2.1套管弯曲破裂

以热采井套管弯曲破裂为例，某疏松砂岩稠油油藏蒸汽吞吐热采井，上作业拔出绕丝管，冲砂、通井至井底，下K331-152补偿器封注汽管柱注汽后，下Ф152*1200mm通井规至1381.52m遇阻不下，打印，测井径分析套管于1380.2-1383.8m套管弯曲且破裂。

2.2套管弯曲破裂原因

地层出砂是疏松砂岩油藏油井套管损坏的主要原因：伴随着砂子的产出，套管外围被掏空，油层部位地层与套管外水泥环之间形成“空洞”，胶结力降低，应力平衡被打破，原来由油层承担的重力除一部分由空洞中的流体承担外，相当一部分转嫁给了套管。此时，套管在轴向应力作用下，会发生两种不同性质的屈曲：一种像柱子那样的屈曲；一种是圆柱壳体表面屈曲。空洞的存在，为套管弯曲变形提供了空间条件。射孔完井是造成套管损坏的重要外在因素：射孔降低了套管的强度，尤其是当射孔器材、射孔方式不合理时，对套管强度的破坏更大。射孔后在套管上出现微裂纹，在长期应力状态下形成应力腐蚀开裂和疲劳扩展，导致了套管的破裂。高温高压注汽加速了套管的损坏：与常规开发相比较，热采井套管遭受的损害更大，突出表现在两个方面：一是热应力的影响。热采井在注汽过程中，套管在高温高压下承受交变热应力，接触比压降低，密封能力、抗挤抗弯能力降低，易发生弯曲、破裂、穿孔以及套管接箍松扣、脱扣等井下事故。二是地应力变化的影响。热采区域无外来能量补充，随着开采时间的延长，地层亏空大、压降大，上覆岩石重力挤压造成套管弯曲、破裂损坏。套管材质、加工制造及套管柱强度设计不合理是套管早期损坏的重要原因。

2.3套管弯曲破裂处理措施

上动力：搬上XJ650修井机及配套大修设备1套，开工验收合格。装防喷器：按标准安装2FZ18-35型防喷器，并试压21MPa，15min压降小于0.7MPa合格。通井：下Ф152×1200mm通井规通井至井深1380m中途无阻起出。刮管：下GX-T178弹簧刮管器，刮管至井深1380m（在导斜井段1345m-1355m反复刮削三次以上），循环洗井直至出口干净后起出。验套：下丝堵+Y221-150F封隔器+筛管+钻杆对1350m以上套管泥浆试压15MPa，30min压降小于0.5MPa合格，起出验套管柱。下斜向器：下Ф150mm液压式斜向器至井深1350m，（下斜面深度，该深度根据套管接箍深度具体调整）注意避开套管接箍。选择其上斜面距套管接箍超过3米为合适。打压至20MPa，稳压5min后放压重复打压3次，下放验证斜向器座挂合格后正转倒开。起出导斜管柱及斜向器中心管。开窗：下Ф152mm复式铣锥+Ф105mm钻铤30m，套管开窗，并钻进3m左右，转速、钻压和泥浆性能根据施工情况随时调整。开窗后修整窗口至不刮不阻。起出开窗管柱。钻进：下三牙轮钻头钻进至井深1450m（垂深）彻底循环洗井。钻进参数：钻压50-60kN、转速70-80r/min、排量17.8L/S、泵压15MPa。划眼：每钻进一根单根，对钻开裸眼井段起下钻划眼2趟，每钻进50m，对钻开裸眼井段起下钻划眼1趟，钻井进尺完成后，对钻开裸眼井段起下钻划眼1趟，彻底循环洗井后起出钻柱。电测：配合测井单位做好裸眼电测工作。下套管：（自下而上）浮鞋+Ф127mm套管1根+浮箍（阻流环）+Ф127mm套管+短节（套管胶塞）+悬挂器+丢手接头，上部接钻杆送入设计位置。套管串入井后，开泵灌修井液，记录悬重。（每下30-50m管柱灌液1次）坐悬挂器：调节钻具中和点至倒扣位置进行倒扣。固井：按设计要求进行固井，利用首浆+正常密度水泥浆，投胶塞，顶替修井液碰压。注入水泥浆、替液连续进行，中间不能间断和停止，排量为300-500L/min。碰压结束后上提钻具离开悬挂器正洗出多余水泥浆，上提钻具200m，关井侯凝。钻塞：下三牙轮钻头探灰面，钻塞至完井套管阻流环深度。试压：泥浆井筒试压15MPa，稳压30min，压降小于0.5MPa合格，后起出钻塞管柱。通井：下Ф102mm×1.2m通井规通至人工井底合格起出。根据工艺设计要求执行下步措施。

2.4套管弯曲破裂防范措施

加强钻完井设计和施工，稠油热采井油层部位应采用强度更高（如P110套管）、壁厚更大（如10.36mm）的高强度套管。加强钻井、固井、完井施工监督，提高钻、完、固井质量。适时防砂，将地层充实，避免空洞的形成。做好注汽过程中套管的保护工作。下导向器时速度要慢，按照0.5m/s的速度均匀下放。遇阻加压不要超过20kN。开窗密切注意扭矩的变化和跳钻情况。若出现跳钻情况，可降低钻压和转速，直到工具工作平稳。恢复正常后，再逐步提高钻压、转速、直至最佳钻压、转速。钻进过程中，要做好防卡的工作，钻具在裸眼段静止时间不超过5分钟，上下活动不少于2m，由于其他原因不能及时恢复钻进，将钻柱起入套管内，确保井下安全。电测认真通井，充分处理好泥浆，确保电测顺利完成。电测时要详细提供开窗井段的井深、窗口形状、起下钻情况等，严防仪器挂在窗口上拉断电缆造成仪器落井。

在油田生产过程中，对于涉及套管损坏的问题及类型，不论哪一种类型卡钻，都应将卡点以上的管柱倒出后，通过打印，分析出套管变形的类型，选择合理的修套工具，先将套管变形部位整修好后，再进行打捞，直至捞完被卡管柱。

参考文献：

[1]范玉斌，吴艳华，孙经光，等. 套损井倒取套管技术研究与应用[J]. 化工管理，2020（32）：47-48.