长庆陇东油田套损井综合防治技术(10.10)

长庆油田公司长庆陇东油田套损井综合防治技术套破对油田开发造成的危害

套损井防治技术研究应用及取得的成效

认识及结论陇东油田是套管腐蚀破损的重灾区，截止目前油井已套破418口，占油井总数的19.8%。目前已更新66口，大修侧钻16口，下小套修复65口，隔采治理73口，治理井日产液2453.8m3，日产油462.4t，保持套破前日产水平的53.4%。油田开发三十年来，围绕着油水井套管腐蚀问题开展了一系列科研攻关和预防治理措施的研究，近年来坚持注重实效，创新思路，积极实践，套损井产量恢复工作取得了新的进展。1.套损后产能损失量大

套管破损对油田开发造成的危害陇东油区新增套损井数逐年增多，当年损失产能近2万吨。2001年新增套损油井达41口，虽然通过治理挽回了部分产能，但仍损失产能1.8万吨，占当年产量的1.0%，老油田稳产难度加大。

陇东油田历年来套破井变化趋势图2.套破后洛河水倒灌地层引起产能下降套管破损对油田开发造成的危害洛河水倒灌地层后，造成地层中粘土颗粒水化膨胀，增加了油流阻力，使油相渗透率下降，含水上升，油井减产。治理后排水期较长，平均20-30天，最长的南6-16井下小套管后排水期长达12个月。3.注采井网失调开发水平下降

套管破损对油田开发造成的危害套损井数的逐年增加破坏了正常的注采井网。注水井套破后难以保证注入水进入目的层，油井套破后水驱效果难以有效发挥。马岭油田中一区目前套破68口井，占总井数的45.9%，目前可采储量采油速度仅为0.77%。4.动态监测资料录取困难

套管破损对油田开发造成的危害油水井的套破使油田开发需要的地层压力、产液剖面、动液面等资料无法录取，难以准确掌握地下油水运动规律，给正常的动态分析工作带来困难。5.套管破损后井筒状况进一步恶化

套管破损对油田开发造成的危害大部分套破井结垢严重，腐蚀加剧，随着隔采次数的增多，坐封段逐步下移，生产2-3年后有50%的井无法继续坐封生产。近年来随着斜井套破井数的不断增多，隔采难度越来越大，同时套破也给实施压裂等改造措施带来了困难。第二部分套损井防治技术研究应用及取得的成效套损井数的增加给油田生产带来了巨大的危害，为了挖掘套损井潜力，尽力挽回其产能损失，切实提高老油田管理水平，近年来通过加大套损井防治的力度，注重实效，研发创新，形成了具有陇东油田特色的套损井治理工艺技术系列，取得了较为明显的治理效果。

套损井防治技术研究应用及取得的成效套损井防治技术研究应用及取得的成效1、高产井组区域性阴极保护技术根据不同的油水井分布特点、腐蚀层深等安装了深井阳极，采用

100

1500mm高硅铸铁多支并联作电极，将阳极组装好整体吊装下入深度20-150m的低电阻深部水层。平面阳极分布选择油水井中心位置，并与保护油水井地面间距50m以上，在井组设直流电源，阴极通电点与单井套管连接，通过绝缘法兰与地面管线隔离，阳极采用地下电缆与深井阳极连接，从而构成保护系统。目前已实现了65个井组243口油水井的保护。较早进行保护的北三区已初见成效，北三区主要在98-99年投产，其他区块同期新投的油井已套破27口，而北三区未出现一口套破井。

(一)、先期预防技术套损井防治技术研究应用及取得的成效2、厚壁套管技术套管在井下除承受着各种腐蚀介质的腐蚀外，还承受着内外压力。当腐蚀坑洞达到一定程度后由于压力作用而穿透，也就有一个“穿透壁厚”。对厚壁套管和薄壁套管而言，在同一时间段同一区块腐蚀速度大致相同，但因“穿透壁厚”在薄壁套管中所占百分比远比厚壁套管大，故增大壁厚对延长套管使用寿命是有效的。目前新井在下部500-600m采用壁厚Φ139.7

10.54mm的加厚套管（其余壁厚仍采用7.72mm），通过增加套管壁厚，达到延长套管使用寿命的目的。1998年以来共下井319口，初步取得较好的效果，98-99年下井的10口井至今正常生产，但同期下井的834口普通套管井已有27口井套破。(一)、先期预防技术套损井防治技术研究应用及取得的成效3、新井综合防腐技术1993年试验的2口井(新南29-22、新华38-13)应用液体环氧沥青外涂层，寿命是普通井的2倍，在此基础上试验推广了环氧冷缠带防腐技术，环氧冷缠带绝缘强度、防腐层质量均高于环氧沥青涂层。新井采取“锌阳极环氧缠带+PC-400内涂层”综合防腐，即：分环氧冷缠带、手镯式锌阳极短节、套管内涂PC-400涂层三个环节实施保护措施。外缠防腐层可隔绝腐蚀介质，耐酸碱盐腐蚀，同时兼有良好的机械性能，降低了裸露金属面积；锌合金阳极可提供稳定的保护电流，补充保护防腐层针孔、大钳咬伤和地层磨损等施工中造成的损伤。环氧冷缠带及锌阳极安装工艺流程为：(一)、先期预防技术套损井防治技术研究应用及取得的成效环氧冷缠带：套管除锈→涂底漆→缠绕→涂面漆→干燥→检测锌阳极：阳极安装→表面处理→液体底漆→装入阳极→装固定锁紧卡→定位→表面打磨→密封→检测现场在井口至1000米使用环氧冷缠带套管，并间隔150米增下锌阳极，在1000米以下使用内涂PC-400涂层，提高套管抵抗洛河水及地层水的电化学腐蚀，2002年以来共在240口井上应用。

A阳极组装图

B锌阳极+冷缠带完井图

套损井防治技术研究应用及取得的成效4、碱性缓蚀技术加碱防腐的原理是将原油、地层水中能引起PH值降低而产生“酸性腐蚀”的物质如CO2、H2S等除去，从而达到防腐的目的。2002年3月开始在现场试验，所有加药井采出液中CO2、H2S含量下降，说明抑制了酸性腐蚀。但是为了防止单纯的碱性物质下井后易产生的结垢问题，对配方进行了改进，以有机胺与无机PH调节剂代替NaOH，使PH稳定缓慢上升，同时防止结垢。(一)、先期预防技术元城作业区加碱防腐效果统计表

井号日产水（m3）腐蚀部位加药时间日加药量（kg）加药前腐蚀物含量(mg/L)加药后腐蚀物含量(mg/L)CO2H2SCO2H2S庆414.73全井2002.3.2223.6572.338.710.20元西3-32.34全井2002.3.2211.750.9＞50.019.325.4元西4-114.37下部油管杆2002.3.2271.85120.7＞50.015.79.9元西6-36.12全井2002.3.2230.688.443.724.55.5元西6-47.31全井2002.3.2236.5596.131.927.40元西6-612.09全井2002.3.2260.458040.86.710.8元东7-82.96下部油管杆2002.3.2214.823.5＞50.0018.4元10-212.45下部油管杆2002.3.2212.2538.744.65.57元西4-47.48尾管2002.3.2237.485.4＞50.012.223.7元东6-170.91尾管2002.3.224.5520.629.92.30元东6-5116.22全井2002.3.2221.116＞50.0027.6元西6-55.09全井2002.3.2225.45199.2＞50.022.818.1元西5-45.73全井2002.3.2228.65199.2＞50.014.922.7合计87.8

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隔水采油技术是采用井下封隔器将油层及上部出水套损段隔开，以维持油井正常生产，是现场常用特别是套破初期最经济最有效的恢复产能的一种常规治理措施。目前陇东油田采用的封隔器主要有Y211-114、Y111-114、长寿命防倒灌封隔器、Y341-114型封隔器，分别采取了五种隔采工艺技术，坐封隔采生产73口，日产油量168.87t，年产油5×104t。

套损井防治技术研究应用及取得的成效(二)常规隔采治理技术（1）新型隔采工艺试验

Y341-114型封隔器+伸缩节隔采管柱该管柱是在泵与水力压缩式封隔器之间增加了一套伸缩节，将生产过程的交变载荷通过伸缩节来消除，使下部封隔器处于相对静止状态，从而提高了封隔器的密封性能，延长了其坐封的有效期。目前现场应用16口井，坐封成功率88.9%，平均单井日产油2.47吨，平均坐封周期达285天，减少了频繁换封作业的工作量。12341.伸缩节2.水层3.封隔器4.坐封凡尔

Y341-114型封隔器+伸缩节的隔采管柱12341.抽油杆2.深井泵3.插管4.油层长寿命防倒灌工具隔采管柱

长寿命防倒灌工具隔采管柱该管柱是由防倒灌凡尔、封隔器密封管总成、丢手接头等组成。采油过程中的管柱交变载荷靠插管的上下活动消除，作业时只需起出上部抽管将插管抽出，无需动封隔器，同时也可防止洛河水倒灌油层，目前正常生产13口井，平均单井产油2.18t。套损井防治技术研究应用及取得的成效(2)配套工艺技术●井筒净化处理技术彻底清理井筒是坐封成功的关键，但油井套破后，井筒结垢、腐蚀加剧，使井筒处理难度大大增加。针对套损井的井况特点，采用“通井、洗井、酸浸、磨钻”等井筒处理技术，同时利用封隔器找漏、工程测井等技术找出比较准确的破损段，为隔采的成功和隔采后正常生产创造了有利的条件。(二)常规隔采治理技术刮垢刀（细扣）刮垢刀（粗扣）系列刮垢刀刮垢刀使用情况统计表序号井号措施日期结垢情况刮垢情况节约费用(万元)1北65-13.21尾管上结垢厚8-9mm,φ118mm通井规1264m遇阻用φ113、119mm刮垢刀刮至1515m2.12南8-143.17井筒1345米以下结垢堵死用116mm磨鞋磨至人工井底后用119mm刮垢刀刮至1502m1.83华41-125.15尾管外壁结垢2-3mm，内壁结垢5mm。113mm刮垢刀刮至1176.60m1.54樊11-44.12支封垢卡,花管以下油管结垢2-4mm。用φ113、119mm刮垢刀刮至1901m2.35中229-24.9尾管外壁结垢约4-5mm。通井1153.74m遇阻用φ113、119mm刮垢刀刮至1451.50m2.16北206-34.12磨钻至1483,通井1411m遇阻用119mm刮垢刀刮至1483.36m1.77华11-275.2尾管外壁结垢约4-5mm。通井1280m遇阻用113mm刮垢刀刮至1489.36m2.38华32-913.11尾管垢厚4-5mm，通井1193m遇阻用113mm刮垢刀刮至1435.361.8合计

15.6套损井防治技术研究应用及取得的成效●调整座封段选择思路套管腐蚀破损是一个漫长的过程，只有高产水层大量出水才能影响到油井的正常生产，以往根据工程测井图在射孔段以上50-100m内下封隔器座封隔采有一定的局限性，这一位置因长期处于积水段，内腐蚀严重，加之井斜较大座封效果较差。在深入分析测井综合图、固井声幅图、工程测井图的基础上，结合水型分析结果，与可能出水层段（洛河、直罗、延安组高渗水层）水型对比，综合泥岩段、固井质量及井温异常资料，采取排除法，判断主要出水层段，在其下部优选座封位置。现场对12口井优选座封位置并辅助油层改造，治理后日增油39.7t，取得了较好的治理效果。(二)常规隔采治理技术(3)实施效果

2000年以来共实施套损井隔采治理367井次，有效率87.7%，平均单井日增油2.16t，累计增油9.31×104t。其中2003年1-8月份实施37井次，有效率86.5%，平均单井日增产油2.31t，累计增油1.53×104t。

套损井防治技术研究应用及取得的成效2003年不同坐封工具现场应用效果统计表

类型隔采正常井数隔采井次累计日产油水平平均单井日产油总井次有效井次有效率增油Y211-11422131184.6643449.232.24Y111-11431171588.2632775.372.43轨封+支封146583.3227931.652.26Y341-114+伸缩节2

5.082.54长寿命防倒灌工具4111002437.541.89合计73373286.515283168.872.31(二)常规隔采治理技术1998－2003年隔采周期对比图1996-2003年隔采井增油量对比图1、大修侧钻技术98年陇东油田在2口井上进行了开窗侧钻技术试验，成功1口。由于该工艺技术要求高，施工风险大，占井时间长，并且由于开窗造斜井眼直径较小(

101.6mm)，增大了生产过程中井筒管理和措施作业的难度，98年以后再未进行过该项试验。2002年在陇东油田开展了取套大修侧钻技术试验，其施工程序为：先将原井内一部分套管取出，然后在原井裸眼段一定深度利用造斜工具按照预定的方位侧钻，重新钻出新井眼，根据设计的井眼轨迹中靶，下入5〃1/2套管固井。该工艺具有利用原井场、不新增占地面积、不需要重新铺设地面管线、不影响原井网部署和和开发方案的优点。对于套损井治理、恢复产能效果明显，是陇东油田继隔采、更新、下小套治理套损井工艺的又一次进步。

套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术套损井防治技术研究应用及取得的成效(1)、大修侧钻选井条件及基本要求①、套管破损严重，无法进行隔采等常规工艺治理的井。②、套破前产量较高，预计侧钻后能获得较好产量。③、注采井网相对完好，剩余油富集，分布规律清楚的区块。④、原井眼井下技术状况，井筒内有无落物、落物数量、鱼顶位置等情况清楚。(2)、大修侧钻井的施工①、爆炸切割套管。根据测得的卡点深度，结合水泥返高，确定出套管卡点准确位置，在卡点以上10-20m之内进行爆破切割，起出切割点以上套管。②、打悬空水泥塞。为防止后期钻进过程中老井眼漏失、井涌等的影响，在切割点以上打悬空水泥塞，同时为侧钻造斜提供支撑点。③、侧钻。二开造斜是整个工艺的核心和难点，先下入直井段钻具钻水泥塞钻至造斜深度，然后改换造斜段钻具，按设计要求造斜侧钻。(三)大修治理技术

(3)、拔套取套技术老井中原始水泥返高已不能真实反映目前套管的卡点位置，现场根据拔管机上提负荷及伸长量计算套管准确的卡点深度，在卡点以上10-20m范围内确定切割位置(避开接箍)，同时给套管柱加一定的上提力，然后进行爆炸切割施工，使卡点以上的套管顺利起出地面，华27井应用爆炸切割技术成功的拔出套管960m。有些井由于地层坍塌、膨胀使得套管卡点上移，切割后套管难以拔出。因此在进行切割拔套的同时，试验了套铣取套，高效铣鞋磨套技术。元侧6-7井套铣2次取套220m，用了两天时间，又用磨鞋磨套一天半时间，磨套30m，为今后取套提供了新的思路。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术城7井拔出套管城7井拔出套管华27井第71根拔出套管华27井第72根拔出套管华27井拔出套管表面城7井第11根拔出套管图是城7、华27井拔出的套管照片。城7井内外腐蚀都较为严重，共拔出271.35m，其余套管腐蚀严重未拔出。华27井共拔出套管960m，拔出的套管内外腐蚀都不算很严重，但在第71根套管上有一直径约1.5cm的穿孔，第72根套管接箍处有一豁口，对应层位为洛河层。(4)、固井技术配套固井质量的好坏决定着油井能否正常生产，针对底水油藏下部底水较厚固井难度大的问题，采取了一系列的配套技术，对提高管外水泥(尤其是二界面)的封固质量起到了决定性的作用，固井质量明显好转。①下套管前用大直径满眼钻具对重点井段、目的层充分划眼，破坏井壁泥饼。②加大泥浆与水泥浆间清水隔离液的用量，由5-10m3增加至15-20m3，对泥饼进行彻底冲刷，清洁井壁。

套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术③适当控制水泥浆的密度，尽可能控制在1.85-1.95之间，提高水泥浆的流动性。④采用多扶正器结构，套管鞋至油层以上100-150m每根套管加下扶正器，保持套管居中，在施工中上下活动及转动套管柱，力求提高胶结质量和防止水泥窜槽。⑤加大水泥封固段，水泥返高由洛河层以下20-30m提高至洛河层以上100-150m，以保持对目的层段足够的回压。⑥分段采用不同凝固时间及不同比重的水泥浆，以解决水泥浆失重问题。一是注入两凝水泥，以消除水泥浆失重影响，二是目的层以上200-300m至洛河层以上100-150m采用粉煤灰低密度缓凝水泥浆体系。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术(5)、泥浆体系优化泥浆的主要作用是清洗井底，携带岩屑，冷却和润滑钻头及钻柱，形成泥饼，保护井壁等，现场根据不同地层情况选择不同的钻井液体系，陇东油田钻井液体系为：①上部环河、洛河、安定组钻井液为低固相聚合物体系，基本配方为KPAM、FL-1、白土、润滑剂，视钻进情况不断补充聚合物，保持聚合物浓度，提高体系抑制性和润滑性。②直罗至油层顶部地层稳定性差，易水化分散、膨胀造成井壁坍塌、起下钻遇阻、电测困难等复杂事故，因此该段以防塌为主，将钻井液调整为强抑制防塌钻井液体系。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术③油层段：以保护油气层为目的，采用低分子、低失水钻井液体系，尽量避免使用大分子聚合物，并保持钻井液适当碱度。在钻井液维护方面加强固控，控制含砂量，严控失水，使泥饼薄而韧、光滑，调整好钻井液的润滑防卡性能，防止卡钻。④完井段：逐渐加入4%白土，转化为低固相聚合物钻井液体系，加白土后循环均匀，并将粘度提至30-40秒，同时加入润滑剂使泥饼光滑，减小摩阻，保证电测施工顺利进行。现场施工中严格按地层性质选择合理的泥浆配方，同时加强对泥浆的性能监测，减小泥浆对油层的污染。钻开油层后，泥浆比重严格控制在1.03-1.04，粘度30-36秒，失水控制在7ml以内；缩短完井电测、下套管固井时间，浸泡时间最长117小时，最短42小时，平均70小时；通过降低带泵柴油机的转速降低排量、压力，从而达到保护油层的目的。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术(6)、井眼轨迹优化技术侧钻井大多数位于产建丛式井组与更新井之间，要在错综复杂的诸多井眼之间“见缝插针”，井眼轨迹的设计难度很大，通过施工前做防碰图调整井口坐标，现场加密测斜，提前绕障等方法，保证了安全正常钻进。井眼轨迹全部采用“直-增-缓降”剖面，百米增斜率控制在6度以内，降斜率控制在3度/30米以内，对固井作业和完井投产等各类措施提供了质量保证。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术

元侧6-7井井身结构图

(7)、套管防腐技术配套

采用目前较为先进的环氧冷缠带+锌阳极防腐技术对套管进行先期防腐，延长套管寿命。

(8)、现场应用效果

2002年以来共实施16口井，平均单井日产油3.97t，累计增油8424t。

套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术序号井号投产日期初期目前累增油量日产液m3/d日产油t/d含水%日产液m3/d日产油t/d含水%(t)1城侧702.10.2615.043.5472.313.623.6868.210682中侧4-1602.12.282.992.3194.263.1114.27693岭侧21203.1.319.075.1768.117.815.464.313164元侧6-702.12.108.343.1655.46.852.8650.86825元西侧5-603.5.810.957.0922.92.41.1244.64986中侧306-103.6.216.1311.45167.915.517.26697元侧10-1103.5.183.291.9429.98.064.3735.43828岭侧7203.6.1619.52.1886.722.030.5697539中侧30603.6.187.052.1164.641.254.6486.638510岭侧261-303.7.66.781.6371.525.961.2694.212411城3-303.7.97.85.32015.217.4942.155612元西侧3-1103.7.128.664.735.48.232.2567.516413元侧10-10103.7.186.242.9843.285.7614.333414岭侧116-203.8.1612.969.1715.813.039.411495115中侧303-303.9.116.684.5618.76.454.4318.237916岭侧116-503.9.2113.441.698513.441.698594合计：16口

164.9268.98

214.5163.53

8424陇东油田侧钻井生产情况统计表2、小套修复技术自94年以来，下小套管修复套损井措施通过不断试验、推广、改进，已成为陇东油田治理套损井的主要手段之一。从在5〃1/2套管中下φ101.6mm无接箍小套管延迟水泥浆固井，发展到5〃1/2套管中下φ88.9mm和φ101.6mm小套管井口悬挂不固井，在尾端用封隔器在油层顶部坐封完井的隔水采油技术。截止目前油井共下小套65口，开井60口，日产油量154.51t，单井平均2.58t，已累计产油15.1745×104t。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术近几年小套管修复套损井应用情况及效果统计表

项目3〃1/2套管隔采4〃套管隔采固井套管合计油井水井油井水井井数（口）369201651目前开井数(口)339181601目前日产油（t）107.9217.5729.02

154.51

单井产油（t/d）3.211.951.61

2.58

累计增油（t）420171993489794

151745

2002年以来小套管井效果统计表

序号井号措施措施前措施后目前日增油量目前累增油量日期(t)(t)

日产液m3/d日产油t/d含水%日产液m3/d日产油t/d含水%

1城6902.5.15200.689615.433.0776.63.6714622南10-1502.6.1932.2010045.979.6975.27.8433443中30702.7.300/4.691.172.41.095274剖16-1002.7.317.581.1292.517.8610.3431.97.8729635北78-102.7.710.40.3496.14.132.88182.710186新岭5002.7.912.7301009.020.46940.481967樊8-702.7.1029.8010027.474.2581.84.569268南31-1302.9.0700

39.245.7782.75.6313659南10-1202.9.1400

28.653.1986.92.0966010元7-902.9.2600

19.494.8770.65.65129711里5-1102.11.2235.2010016.973.03792.7554812樊东9-1103.4.158.851.1794.216.512.5881.61.4124113华32-9103.3.3100

12.051.0190.11.0121714新中5-2303.5.2010.460.8590.516.132.0285.31.1725415庆10103.7.2613.68010015.846.5351.56.5340516里5-1103.8.1110.54010017.633.0979.43.0916717元东3-1203.8.2021010029.718.1667.78.1626718元东5-603.9.74.9101007.842.1767.52.1748合计：18口227.354.16

344.6374.21

67.8715905(1)固井小套修复技术该技术是在原套损井中下入小尺寸套管，为保证固井质量，采用延迟水泥浆固井，措施后再射孔投产。技术的关键是固井质量，优点是套管外腐蚀得到抑制，延长了小套使用寿命，节省了隔采作业费用，减轻了隔采失效上部水倒灌对油层造成的伤害，无坐封段的油井也能通过该项技术恢复产能。缺点是一次性投入高（现行价每口井110万元）、风险大（套管封固不好无法弥补）、井眼小日常管理和增产措施受到影响。94-97年共实施固井小套措施21口（水井1口），20口油井小套一次性投入费用1725万元，目前油井正常生产18口，日产油29.02t，累计产油83993t。原油价格按1138元/吨，操作成本按330元/吨计，投入产出比已达1:3.93。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术(2)φ88.9mm小套管不固井修复技术工艺原理：在φ139.7mm套管（内径为φ124.26mm）内下入φ88.9mm小套管柱，下接封隔器+定压球座，封隔器下至坐封位置，投球用泵车打压坐封后，球座掉入井内，实现封隔上部套管破损段，再下入小套专用泵（无衬套泵）+φ60.3mm管柱（内径为φ50.8mm）进行生产，恢复下部油层的正常开采。99年以后封隔器采用旋转上提管柱即可解封的Y341-114型，替代了以前靠钻磨解封的双向卡瓦封隔器。(3)φ101.6mm无接箍套管不固井修复技术受φ88.9mm套管修复工艺启示，研制应用了φ101.6mm无接箍套管不固井修复技术，其工艺原理与与φ88.9mm套管修复工艺基本相同。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术φ88.9mm小套修复后井身结构

φ88.9mm小套投产后井身结构

这两项不固井修复技术与固井修复技术相比：一是一次性投入少，每口井费用为50万元；二是风险较小，封隔器失效可起出更换，油层水淹小套可起出再利用。缺点是小套管受内外腐蚀严重，封隔器易失效，里5-11井3年内因小套管腐蚀穿孔更换坐封3次。截止目前应用这两项技术共修复套损井45口，已累计产油61951t，投入费用2220万元，投入产出比1：1.65。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术(4)配套防腐措施针对小套管井腐蚀速度快的现状，采用了内外防腐、防垢、表面渗氮等综合防腐措施：一是在下小套（不固井）座封前将5-6%的高浓度JX油井缓蚀剂与0.2%的SJ-66杀菌剂混合后替入套管环空之间，并在完井后定期补充(30Kg/15天)，减缓小套管外的腐蚀。并在下泵前，在井底投加30-60根固体防腐棒，靠其自然溶解，在小套管动液面以下的内壁形成一层保护膜，实现小套管井内外防腐。套损井防治技术研究应用及取得的成效(三)大修治理技术二是根据垢下腐蚀机理，在结垢区内外形成氧浓差使套管腐蚀加剧。下小套管完井前，投加一定量的防垢块，在以后的生产过程中，防垢块在井筒内自然缓慢溶解，在浓度差下向射孔段扩散并随油流流动，在小套管动液面以下的内壁形成一层保护膜，扰乱垢物生成的环境及条件，阻止垢物生成，从而防止了垢下腐蚀。三是小套管深度渗氮技术。渗氮钢室内试验表明，抗腐蚀性是J-55钢的3-4倍，目前已在