1. 套损现状
随着油田开发时间的延长，油田油水井套损率逐年增加，尤其是国内一些老油田，由于油藏类型复杂，套损原因多样，套损井数不断增加，套损形势严峻。中石油每年因套损井少产原油300万吨左右，每年修套损井大约在1700口左右，需投入人民币近7亿元，钻更新井耗费约7亿元，2015年套损率13.23%。
近年来，俄罗斯油田套损井数量逐年增加，从17%增加到38%，每年少产石油约760~1660万吨；2015年，俄罗斯石油公司累计套损井约1900口，累计少产石油901万吨；鞑靼石油公司套损井近800口，少产石油109万吨(图1和图2)，8个石油公司累计套损率1.78%~4.13% (图3) [1] [2] 。
2. 套损防治措施
鉴于俄罗斯当前的国际经济形势，以及缺少基础研究资金、本国油气资源丰富、重视知识产权保护等综合因素，从现有的相关资料可知，俄罗斯油田在套损研究方面整体研究力度不足，尤其是在套损机理和预防措施方面，整体技术研究和水平落后于其他国家。在套损的防治方面包括以下10项常规技术：套管保护技术、套管柱结构设计、提高钻井工程质量、提高固井质量、优化射孔方案、合理设计注水参数、规范注水操作规程、加强对增产措施的管理、加强套管防腐和选择合理的防砂方法。
Figure 1. Number of producing wells and inefficient wells reported by Russia’s major petroleum companies in 2015
图1. 2015年俄罗斯各石油公司生产井与无效井数量
Figure 2. Accumulated number of casing failure wells and the resulting loss of oil production reported by Russia’s major petroleum companies
图2. 2015年俄罗斯各大石油公司累计套损井与累计损失石油产量
Figure 3. Accumulated casing failure wells ratio reported by Russia’s major petroleum companies in 2015
图3. 2015年俄罗斯石油公司累计套损率
2.1. 波福油气田
2014年12月~2015年3月，俄罗斯卢克等石油公司使用《Mohawk Energy》公司Max Well可膨胀系统修补套管技术，在波福油气田的3口井上进行了矿场试验。3口井因腐蚀因素成为无效井。在1856~1915 m深度安装新型堵漏垫后目前处于开采中，密封含水层，油层产液量为163 m3/d，含水为90% [1] [2] 。
2.2. 罗马什金油田
地层水、注入水和其他工作试剂腐蚀产生的套损是俄罗斯老油田的主要套损原因之一(图4)。鞑靼石油公司从2004年开始工业规模地采用了M1-X型封隔器、具有防腐涂层的油管，并在套管空间充填防腐液。此外，在悬挂泵的层段至井底安装一种轻型的聚乙烯尾管，固定在泵的接收部分。
Figure 4. Impact of different injecting fluids on casing failure of injectors in TATNEFT
图4. 鞑靼石油公司不同注入液体对注水井套管损坏的影响
罗马什金油田现有生产井4万多口，其中70%的井使用年限超过30年。套损类型包括腐蚀和穿孔，套管外部腐蚀的平均速度约为0.8~1.2 mm/a、内部腐蚀的平均速度为0.9~1.5 mm/a。套损原因主要包括三类：一是在投产初期未重视油井设计和水泥浆返高(50%井距离井口800 m未返高)；二是强化采油技术与油井结构不匹配；三是地层水含硫化物腐蚀等。针对这些问题，罗马什金油田采取了提高固井质量——水泥返高到井口、重新设计套管结构和阴极保护技术，有效降低套损。
2.3. 赛诺曼油藏
西西伯利亚一些老油田经过长期注水开发导致注入水进入泥岩层，粘土矿物遇水膨胀出砂、水化导致套损。乌连格伊、杨布尔格斯克及其他油田的赛诺曼油藏产层含有不同粘土矿物的储层，粘土矿物之间夹杂着高岭石、伊利石和蒙脱石。储层非均质性严重，含有砂砾岩、粘土矿物，渗透率100~1000 mD，孔隙度26%~34%，埋深700~1100 m，垂直压力为14.1~22.8 mPa。主力产层粘土矿物含量为10%~30%，赛诺曼层10%~60%，套损类型为变形和错断。套损原因主要是注入水沿不密封处进入粘土层，粘土遇水膨胀水化；出砂量大引起套管周围的压力发生变化，导致套管断裂或挤毁 [3] 。
研究表明：粘土含量越大，载荷能力越大，泊松比越高，当泊松比0.7时，地层在解除载荷后恢复弹性。粘土含量从10%，提高到15%和29.9%，压力变化范围0.4~1.1~1.8 MP。治理措施包括粘土覆盖超过15%使用加长的表层套管、提高钢级、套管扩孔工艺，在尾管投入使用的生产井上降低套损率 [3] 。
2.4. 萨马特洛尔油田
萨马特洛尔油田1969年投入开发，平均含水93.2%，AB层和БВ为主力油层。研究了1203口井，其中637口套损，套损率53%。套损原因主要有两种：1) 地层水、注入水和驱油剂的腐蚀；2) 地层倾角、裂缝和孔洞等地质因素；3) 注水地层压力变化导致应力改变等开发因素 [4] - [8] 。套损层位有75.2%位于1300~1700 m深度，集中在БВ层，其中БВ18~БВ21层占52.1%；AB层24.8%，产层和含水层之间存在压差导致套管形成自压效应，AB4~5层被灌满ПК18层的水，造成成片套损。
针对套损原因，采取了多种治理措施，包括通过实验选择最有效的抗盐、耐腐蚀溶液(表1)；沉没式电子离心泵装置放入井筒倾角大的地方，电子离心泵下放深度1000 m；新井套管直径选择168 mm；补充套管、双封隔器组合装置等，没有很好地解决层间压力不平均衡造成的套损 [4] - [10] 。
Table 1. Salt and corrosion resistant reagent developed by Samotlor (Temperature = 70˚C, Ratio 20 g/t)
表1. 萨马特洛尔油田研制的抗盐耐腐蚀试剂(温度 = 70℃，配比20 g/t)
3. 结论
通过上述研究认为，俄罗斯各大石油公司套损情况越来越严重，尤其是一些老油田，其套损原因与地质、工程和开发因素有关。在套损防治方面主要采取了一些常规措施，在一定程度上降低了套损井数量，但仍然面临一些问题。
1) 修井是最简单有效的方法，缺点是效率低，成本高。首先，应考虑经过修理的油井是否能恢复原有的技术状态；其次，因技术原因造成的油井不密封性是不可能通过修理套管来恢复生产的(如注水压力过大)。
2) 钻新井。如果选择钻新井，那么新井的结构设计和固井问题尤为重要，要让水泥返高到井口，如果采用阶梯式水泥，质量好的水泥成本也高。解决这个问题可以采用抽提下其它层的沉积物充当水泥的方法。还有一种方法是在水泥柱间使用额外的水泥隔离套管。
3) 国内油田应加大套损研究力度，研发有效套损治理技术，加强套损预测模型研究，做到预防为主，防治结合，有效控制套损率。