稠油热采井大修技术研究与应用(共28页)

1、辽宁石油化工大学继续教育学院论文 稠油热采井大修技术研究(ynji)与应用摘要(zhiyo)随着油田开发(kif)的不断深入，辽河油田采油井和注水井套管的损坏情况已越来越严重，并直接影响到了油田的稳产、上产。因此研究“套损”原因及“套损”机理，采取积极有效的预防措施，采取完善合理的修复治理工艺，使“套损”停产井恢复原有产能已是亟待解决的问题。针对这一现状，提出了稠油热采井大修技术的研究。此项课题包括套损机理的研究和一系列套损井修复复产技术的研究与应用。针对辽河油田的特点而研究应用的多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术、大通径无接箍套管加固完井技术、电潜泵和电缆打捞磨铣工具的

2、研制、热采侧钻井小井筒内磨铣及打捞工具的研制等。这些工艺技术将弥补中浅层套损井开窗侧钻成本较高的现状，即可应用于中浅层套损井，也适用于中深层的套损井。它们不但能够满足热采井的生产需要，而且与开窗侧钻、取换套管相比，成本相对较低、周期较短，能在不打更新井、侧钻井的情况下完善地下开发井网。现场试验证明，这些技术的确能够针对辽河油田的实际情况，有效恢复部分因套损严重而停产的油水井的生产，是辽河油田后期上产中决套损井复产问题的有效、经济、适用的修井工艺技术。关键词：套损；防治措施；大修复产；效益分析Research and application of Heavy oil thermal recove

3、rywells overhaul technologyABSTRACTWith the deepening of oil field development，Liaohe Oilfield， production wells and injection wells，the damaging has become more and more serious damage， And directly affects the output of the oil fields，on the middle class，so study sets loss causes and casing damage

4、 mechanism，taking active and effective preventive measures，Taking to improve the management of a reasonable repair process，The casing damage to restore the Original production capacity of wells is a serious problem，In response to this status，raising A heavy oil thermal recovery wells technology， Top

5、ics include the mechanism ofcasing damage and a series of well casing damage repair complex production technology research and application.Considering Liaohe oil field of the characteristics and researching a number of repair complex production technologies， Including the casing Premium accessec tec

6、hnology Plastic casing of hydraulic technology，Chase Drive Coupling casing without reinforcement Completion Technology，Electric submersible pump and cable salvage Development Milling Tools、Thermal recovery side drilling and milling small bins salvage Development Tools，andso on. These technologies wi

7、ll be set to make up for losses in the shallow wells drilled Sidetracking costly status 、It can be used in shallow wells casing damage，Also applies to the casing damage in deep wells. They are not only able to meet the thermal recovery of the production wells 、Sidetracking with fenestration， Compare

8、d to check for casing、 low cost Relatively 、Shorter cycle、Can not play well update、Side of the case of drilling development wells to improve the underground network. Field test to prove，Indeed these technologies are able to cater for the actual situation of Liaohe Oilfield，resumption of some sets of

9、 loss effective due to serious and stop the production of oil wells，Liaohe Oilfield，the latter is the production well casing failure to address the issue of resumption of production of an effective，economic，and technology applicable workover.KEYWORDS：Sets loss；Effective preventive measures；Damage re

10、pair；Benefit analysis前 言辽河油田稠油资源比较丰富，其储量和产量均超过了总储量和产量的三分之一，因此稠油热采开发是辽河油田最基本的生产措施。在热采开发的稠油井中，注蒸汽热采井已占总井数的 2/3 以上。尽管循环注蒸汽热采稠油是一种非常有效的开采手段，但它对生产套管和井眼邻区的岩层结构都会有一定程度的伤害，使井下套管的工作条件变得极为恶劣，将大大缩短套管的使用寿命。井筒内过热的蒸汽使地层及其套管温度升高(shn o)，对套管产生相当大的热应力，此热应力可能使套管产生弯曲变形或断裂，导致油井停产或油井报废，造成极大的经济损失。辽河油田每年有 300400 口套损井产生，其中稠

11、油热采井达到 80%以上。因此开展注汽热采井套管的损坏机理研究，找出造成注汽井套管损坏的主要原因，制定和实施有效的防治措施，尽可能减轻注汽热采对油层套管的损坏作用，延长稠油井的寿命，对提高稠油热采效益具有重要意义。针对辽河油田目前套损井日趋上升，尤其是热采井更为突出的现状，及中浅层套管损坏采取取换套修复、中深层套损严重井只能开窗侧钻、油层中部套管损坏采取磨铣下筛管或开窗磨铣下筛管修复的现状，提出了稠油热采井大修技术的研究。此项课题通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查研究，及对热采井井筒应力场的分析，找到了造成稠油热采井套管损坏的主要原因，并提出相应的预防措施。同时针对辽河油田的特点而研究

12、应用了多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术和大通径无接箍套管加固完井技术等。通过本课题的研究将解决中浅层、中深层套管损坏的修复难题，并降低修井成本，提高修井成功率。现场试验证明，这些技术的确能够针对辽河油田的实际情况，有效恢复部分因套损严重而停产的油水井的生产，是辽河油田后期上产中解决套损井复产问题的有效、经济、适用的修井工艺技术。目录(ml) TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc400632291 稠油热采井大修(d xi)技术研究与应用 PAGEREF _Toc400632291 h 1 HYPERLINK l _Toc400632292 摘

13、要(zhiyo) PAGEREF _Toc400632292 h 1 HYPERLINK l _Toc400632294 ABSTRACT PAGEREF _Toc400632294 h 2 HYPERLINK l _Toc400632295 前 言 PAGEREF _Toc400632295 h 3 HYPERLINK l _Toc400632296 第一章 热采井套损原因分析及防治措施 PAGEREF _Toc400632296 h 1 HYPERLINK l _Toc400632297 1.1 热采井套损状况调查 PAGEREF _Toc400632297 h 1 HYPERLINK l

14、 _Toc400632298 1.2 热采井套损原因分析 PAGEREF _Toc400632298 h 2 HYPERLINK l _Toc400632299 1.2.1 热应力作用 PAGEREF _Toc400632299 h 2 HYPERLINK l _Toc400632300 1.2.2油井出砂造成套管损坏的结论 PAGEREF _Toc400632300 h 3 HYPERLINK l _Toc400632301 1.2.3 其他影响因素 PAGEREF _Toc400632301 h 3 HYPERLINK l _Toc400632302 1.2.4 油层出砂 PAGEREF

15、_Toc400632302 h 4 HYPERLINK l _Toc400632303 第二章 稠油热采井大修复产技术 PAGEREF _Toc400632303 h 6 HYPERLINK l _Toc400632304 2.1 概述 PAGEREF _Toc400632304 h 6 HYPERLINK l _Toc400632305 2.2 套管补接工艺技术 PAGEREF _Toc400632305 h 6 HYPERLINK l _Toc400632306 2.2.1 套管补接工艺原理 PAGEREF _Toc400632306 h 6 HYPERLINK l _Toc4006323

16、07 2.2.2 套管补接技术的适用范围 PAGEREF _Toc400632307 h 7 HYPERLINK l _Toc400632308 2.2.3 套管补接技术的完善与配套工具的研制 PAGEREF _Toc400632308 h 7 HYPERLINK l _Toc400632309 2.2.4 套管补接技术流程图 PAGEREF _Toc400632309 h 8 HYPERLINK l _Toc400632310 2.2.5 衬管补接后的技术指标 PAGEREF _Toc400632310 h 9 HYPERLINK l _Toc400632311 2.3 套管水力整形技术 P

17、AGEREF _Toc400632311 h 10 HYPERLINK l _Toc400632312 2.3.1 工作原理及工具结构 PAGEREF _Toc400632312 h 10 HYPERLINK l _Toc400632313 2.3.2 技术特点 PAGEREF _Toc400632313 h 11 HYPERLINK l _Toc400632314 2.3.3 适用范围 PAGEREF _Toc400632314 h 12 HYPERLINK l _Toc400632315 2.3.4 技术参数 PAGEREF _Toc400632315 h 12 HYPERLINK l _

18、Toc400632316 2.4 套损井大通(d tn)径尾管加固完井技术 PAGEREF _Toc400632316 h 12 HYPERLINK l _Toc400632317 2.4.1 工艺(gngy)原理 PAGEREF _Toc400632317 h 12 HYPERLINK l _Toc400632318 2.4.2 适用范围 PAGEREF _Toc400632318 h 12 HYPERLINK l _Toc400632319 2.4.3 技术(jsh)特点 PAGEREF _Toc400632319 h 13 HYPERLINK l _Toc400632320 2.5 电潜

19、泵和电缆打捞磨铣工具的研制 PAGEREF _Toc400632320 h 14 HYPERLINK l _Toc400632321 2.5.1 多功能电缆（钢丝绳）打捞器 PAGEREF _Toc400632321 h 14 HYPERLINK l _Toc400632322 2.5.2 电泵本体高效引锥磨鞋 PAGEREF _Toc400632322 h 14 HYPERLINK l _Toc400632323 2.5.3 电泵套铣打捞工具 PAGEREF _Toc400632323 h 14 HYPERLINK l _Toc400632324 2.5.4 电泵外壳高强度公锥 PAGERE

20、F _Toc400632324 h 14 HYPERLINK l _Toc400632325 2.5.5 电泵分离器高强度公锥 PAGEREF _Toc400632325 h 15 HYPERLINK l _Toc400632326 2.5.6 电泵离子双滑块打捞矛 PAGEREF _Toc400632326 h 15 HYPERLINK l _Toc400632327 2.6 小井筒内打捞磨铣工具的研制 PAGEREF _Toc400632327 h 15 HYPERLINK l _Toc400632328 2.6.1 研究目的及意义 PAGEREF _Toc400632328 h 15 H

21、YPERLINK l _Toc400632329 2.6.2 小井筒内管、杆、泵类打捞工具 PAGEREF _Toc400632329 h 16 HYPERLINK l _Toc400632330 2.6.3 小井筒磨铣工具 PAGEREF _Toc400632330 h 16 HYPERLINK l _Toc400632331 2.6.4 小井筒内整形工具 PAGEREF _Toc400632331 h 16 HYPERLINK l _Toc400632332 2.6.5 小井筒内打捞磨铣工具的辅助工具 PAGEREF _Toc400632332 h 17 HYPERLINK l _Toc4

22、00632333 结 论 PAGEREF _Toc400632333 h 18 HYPERLINK l _Toc400632334 参考文献 PAGEREF _Toc400632334 h 19 HYPERLINK l _Toc400632335 谢辞 PAGEREF _Toc400632335 h 20第一章 热采井套损原因分析(fnx)及防治措施辽河油区的地理(dl)面积广阔，地质构造复杂，油藏类型丰富，是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。其中稀油和高凝油油藏共有 114 个单元，按开采方式和储层岩性划分可分为五种类型：中高渗透注水砂岩油藏（27 个单低渗透油藏（11 个

23、单元）、复杂断块油藏（46 个单元）、天然能量开发油藏（15 个单元）和特殊岩性油藏（15 个单元）。稠油油藏共有 68 个单元，按开采方式和油品特性分为五种类型：天然能量开发油藏（9 个单元）、常规注水油藏（11 个单元）、普通热采油藏（38 个单元）、特稠油油藏和超稠油油藏（各 5 个单元）。经过 30 多年的不断开发，不同区域和不同地质、工程和管理条件下的油（水）井，随着生产时间的不断延长及开发方案的不断实施和不断调整，特别是实施注水开发的砂岩油藏井和实施蒸汽吞吐的稠油、超稠油井，其套管技术状况已逐渐变差，甚至损坏至使许多井不能正常生产，注采系统不能正常运行，从而影响了整个油区的稳产、上

24、产。1.1 热采井套损状况(zhungkung)调查通过辽河油田五个地区稠油区块调查的 3860 口热采井，发生套管损坏的有 489 口，占 12.64%。有的主力区块套管损坏程度还很严重，详细统计见表 1-1、表 1-2。近年来，随着注汽轮次的增加，套损形式更加严峻，如 1990 年开始整装开发的洼 38 块，套损率已高达 40%，杜 32 块、杜 84 块也达到近 30%，并且还有发展的趋势。在几种套损类型中，套管变形的比率为 84.7%、套管错断的比率为 10.5%，套管漏失的比率为 4.8%。表 1-1 “八五”期间辽河油田各个区块套管损坏情况明细表表 1-2 2007 年高升油田(y

25、utin)各个区块套管损坏情况明细表1.2 热采井套损原因(yunyn)分析1.2.1 热应力作用(zuyng)为了获取热采井所需要的套管和地层的物理参数，以便进行地层和套管的热膨胀和热应力计算，我们对热采井套管的热膨胀系数、热弹性模量和地层岩石的热膨胀系数进行了实际测试。试验所测得的 7，壁厚 8.05mm，钢级 N80 套管热膨胀系数、热弹性模量、屈服极限、强度极限及泥岩和砂岩的热膨胀系数见表 1-3、1-4、1-5、1-6所示。表 1-3 7壁厚 8.05mmN-80 钢级套管热膨胀系数试验结果表 1-4 7壁厚 8.05mmN-80 钢级套管热弹性模量试验结果表 1-5 泥岩试样膨胀试

26、验结果表 1-6 砂岩(sh yn)试样膨胀试验结果目前所开发的油田，出砂层多为弱胶结的疏松岩砂层。从力学上讲出砂原因可概括如下：油流的机械力先将油层局部结构破坏(phui)，变成无胶结的散砂；油流将散砂携带走，先在炮孔附近形成空洞；空洞出现后，造成局部应力集中，对油层结构进一步破坏。在固定产液速度下，油层结构的破坏局限在一定半径范围内。由于埋藏深部的油层所受的垂向应力大，当油层大量出砂后，上覆层失去岩层支撑，产生垂向变形。油层出砂在其顶部附近，随出砂时间延长逐渐形成空洞。洞顶开挖后，首先引起洞顶岩石的塌落，当塌落到一定程度后，形成自然拱。1.2.2油井出砂造成套管损坏(snhui)的结论如果

27、原始井水泥固结良好，油井开采过程地层出砂，水泥环周围首先形成空洞。当油层井段温度高于 300时，套管内壁超过热弹性屈服极限，而此时水泥环所受热应力已超过本身的屈服极限值，周围形成空洞的水泥环很容易破坏。一旦水泥环破坏套管失去约束，在热应力作用下将发生失稳变形。变形的形式取决于失去水泥环约束的程度。（1）当油层射孔段由于出砂，使局部套管外水泥环破坏时，热应力造成套管在压缩力作用下形成局部弯曲。（2）套管产生弯曲，尤其在套管柱下部，压缩力最大，弯曲最严重。在套管截面上的压缩应力分布不均匀，弯曲管壁外层的压缩应力最大。往往在局部压缩力集中的地方，压缩力超过屈服强度而破坏。（3）套管周围掏空部分失去约

28、束，热膨胀作用发生热变形是明显的，是导致注蒸汽热采井套管变形损坏的重要原因。1.2.3 其他影响因素1.封隔器失效注汽热采井封隔器失效，套管受高温的深度加长，热膨胀应力在套管轴向的分布加长，造成水泥破坏的几率增大，套管失去约束的部位增多，套管变形损坏的可能性增大。封隔器失效不仅影响套管的使用寿命，而且降低热采效率。所以必须使用可靠的注热蒸汽的封隔器，一旦封隔器失效立即停止注汽。2.预拉应力不合理或未达热应力要求我们曾经通过使用(shyng)套管强度校核程序比较了三种情况套管的受力和强度情况：（1）套管未提拉预应力或预应力偏小，将产生的轴向应力将造成套管的挠性失稳或局部膨胀变形，严重(ynzhn

29、g)时导致损坏。（2）据研究分析(fnx)套损井口拉力 108 吨偏小，只能满足井底蒸汽为 300的生产情况。实际注汽参数下井底蒸汽的温度多数都超过 300，一般在 320以上。3.注汽参数不合理在蒸汽吞吐采油阶段，多周期注汽，尤其在不正常注汽过程中，注注停停，套管柱热涨冷缩，反复承受压缩-拉张-压缩-拉张，反复多次后，产生疲劳损坏，易在接头螺纹套管永久性变形，意味着套管在载荷作用下，应力已超过套管材料的屈服极限值。热采套管在封隔器以下处于 300左右热蒸汽中，由于热膨胀效应将使套管产生热膨胀。受热膨胀的套管如果无约束时，套管不会产生热应力，只有伸长变形。如果受热套管受到约束时，自然产生较大热

30、应力。注汽热采井套管在井内，内壁无约束，管外壁全井由水泥与地层固结，套管受热应力作用也就不可避免。水泥环与地层胶结良好时，主要由套管本身所受热应力来考核其强度。通过热应力场计算分析，当套管 300多的温度下服役，从本身所受的热应力看，在注汽加热带焖井过程中，热应力只是在套管内壁点超过材料热弹性屈服极限，由于套管受到水泥环和地层约束，不会发生永久性变形而破坏。当水泥环固结不均匀或后期失效，套管热应力与热变形较大，套管应力将大面积地超过套管材料的屈服极限，容易使套管变形破坏。例，辽河油田 45-025-212 井第四周期注汽参数为例，分析套管中间段周围掏空情况套管的热应力与热变形。注汽温度 330

31、，注汽压力 12.8MPa，发生在套管内壁的最大应力值为 602MPa，最大膨胀变形为 2.078mm。油井进行蒸汽吞吐作业比蒸汽驱连续注汽套管损坏要严重。主要原因是多周期吞吐作业过程中，套管反复加热、冷却、再加热、再冷却，热应力造成套管受压缩，受拉伸，再压缩，再拉伸反复疲劳损伤。丝扣螺纹断裂强度、滑脱强度和疲劳强度受吞吐作业的周期影响尤其重大，因为较管体来说，丝扣更薄弱。1.2.4 油层(yucng)出砂1.油层出砂造成(zo chn)套管损坏的机理辽河油田对油井的出砂量进行了统计，作了出砂量与套损的相关性分析，发现随出砂量增大，套损几率上升(shngshng)。处出现疲劳断裂。（1）注注停

32、停，会缩小实际工作注汽周期的次数。（2）严格按最佳注汽参数操作，否则将加速套管损坏。（3）在同一注汽周期内，由于每天的注汽压力及流量都不同，甚至差别很大，造成井底蒸汽的温度在同一注汽周期内也有很大变化，这也是一个造成应力疲劳的重要原因。在一个注汽周期内各天中的井底蒸汽温度可能相差在 30，甚至更高。套管在同一注汽周期内也承受着疲劳载荷，将加速套管损坏。（4）由于有些井口压力较大，注汽压力偏高和流量偏低，使井底温度偏高，严重危及套管的使用寿命，注汽参数不合理。2.地层热膨胀径向力影响加速套管变形损坏水泥环固结良好，同时严格遵守设计的注汽温度，地层的热膨胀对套管挤压应力影响不大，但水泥环在局部形成

33、的空穴将造成套管的膨胀变形，这是发生应力疲劳和应力腐蚀的主要部位。当水泥环局部破坏时，热膨胀造成的不均匀径向载荷将为挠性失稳提供较大的径向力，在轴向热应力的共同作用下，加速管体失稳。第二章 稠油热采井大修复产技术2.1 概述(i sh)辽河油田油水井大修工艺技术随着油田开发过程的不断发展完善，其工艺技术已由简单的打捞、堵封窜、冲砂防砂等发展到目前的解卡打捞、整形加固、套管补贴、取换套管、套管内侧钻等十几项修复与报废工艺技术。但由于油水井井下状况的不断复杂化和套损井的数量和类型的不断增多，出现(chxin)了越来越多的套损井修复如采用现有的修井技术将会产生过多负面影响的情况。本项目针对辽河油田的

34、特点而研究应用了多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术、大通径无接箍套管加固完井技术、电潜泵和电缆打捞磨铣工具的研制、热采侧钻井小井筒内磨铣及打捞工具的研制等。这些工艺技术将弥补中浅层套损井开窗侧钻成本较高的现状，不但能够满足热采井的生产需要，而且(r qi)与开窗侧钻、取换套管相比，成本相对较低、周期较短，能在不打更新井、侧钻井的情况下完善地下开发井网。其中套管补接工艺技术与套管开窗侧钻工艺相比，每口井投入的修井成本只是套管开窗侧钻井的 1/31/2，修井周期也可缩短 510 天。按每口侧钻井投入修井成本 55万元计算，采用套管补接技术每口井可节约修井成本 1525 万元；

35、与取换套管相比，可节约套管套铣时间并节省固井费用，避免了套管回接过程中丢鱼头的困难。2.2 套管补接工艺技术2.2.1 套管补接工艺原理该套补贴工具由地面泵（水泥车或泥浆泵）提供给井下动力密封工具动力，投球打压后，使动力密封工具开始动作，由此带动动力密封加固器两端的上、下胀管器，进行相对运动（下面胀管器先动，上面胀管器后动）。达到一定的额定压力（812MPa），运动至一定程度后上、下胀管撑胀开上、下套管密封器，迫使套管密封器锚定贴附在套管壁上。由于套管密封器金属材料的特殊性，使其不仅能牢固地锚定在管内壁上，而且能产生密封作用，使被损坏的套管能重新承受起原来能承受的压力，并形成一个完整的通道。当

36、地面压力达到额定压力后（1620MPa），动力密封工具与密封加固器（补贴管）丢手，从而完成损坏套管的加固密封工艺。其工作原理如图 2.1 所示，整体结构如图 2.2所示。图2.1 补接工具工作(gngzu)原理示意图图2.2 补接工具(gngj)结构示意图2.2.2 套管(to un)补接技术的适用范围套管补接技术适用于以下几种情况：（1）套管因腐蚀而出现孔洞的套损井；（2）套管出现裂缝、套管丝扣脱扣的套损井；（3）套管因地层蠕变等地质因素而错断的井；（4）需要封堵原射孔井段的井。2.2.3 套管补接技术的完善与配套工具的研制针对辽河油田的特点，研究的套管补接工艺技术及配套工具主要有：1.套管

37、磨铣、修整技术的完善与工具配套针对长井段的套管弯曲及损坏，靠单一的铣锥进行磨铣往往磨铣后存在着模拟通井规（L=810m）通井遇阻的现象，给补贴管及补贴工具的顺利入井带来困难。通过高效套管磨铣、修整技术的完善与工具配套解决了这一难题。（1）套管磨铣、修整工具的构成：高效复合式铣锥、套管修整器、短节及领眼磨鞋等构成。（2）钻具组合：领眼铣鞋钻铤（2030m）钻杆方钻杆高效复合式铣锥（或领眼磨鞋）短节套管(to un)修整器短节套管修整器短节套管修整器钻杆方钻杆。2.套管补贴前后找漏验窜及试压技术的完善(wnshn)与工具配套针对封隔器与节流阀不匹配(ppi)造成找漏管柱及试压管柱稳不住压的现状，研

38、制出了新型节流阀，并使得两者动作相匹配，达到找漏、试压的现场要求。（1）找漏验窜管柱及试压管柱的工具构成：K341-150 封隔器、K341-112 封隔器、XTF-128 封隔器、XTF-90 封隔器与新型节流阀。（2）管柱组合：找漏验窜管柱：球座封隔器（K341-x）节流阀油管（1020m）封隔器（K341-x）油管（或钻杆）。试压管柱：球座封隔器XTF-128（90）节流阀油管（1020m）封隔器（XTF-x 或 K341-x）油管（或钻杆）。3.补贴管打捞、磨铣技术的完善与工具的研制针对已存在的套管补贴井在一定周期内会出现新的套损或落物，甚至原有补贴井段漏失，原有补贴管对后期作业会产生

39、影响或没有存在的必要的井，结合补贴管结构特点，研制了补贴管磨铣、打捞工具，实现了补贴管的磨铣、打捞，消除了补贴井后期修复，补贴管给修井作业带来的影响。（1）补贴磨铣、打捞工具的构成：139.7mm（51/2）套管：120mm 高效引锥磨鞋100mm 多功能高提拉打捞矛。177.8mm（7）套管：156mm 高效引锥磨鞋140mm 多功能高提拉打捞矛。（2）钻具组合：磨铣：高效引锥磨鞋钻铤（2030m）钻杆方钻杆。打捞：高提拉打捞矛钻杆方钻杆。4.热采井耐高温、防滑脱套管补贴技术的完善针对热采井套管损坏，为了使套管补贴后耐高温、防滑脱，延长生产周期，对补贴管两端的软金属合金进行了材质与结构的改变

40、，满足了热采井生产的需要，实现热采井井下补贴管的对接，达到热采井套管补贴后延长生产周期的目的。2.2.4 套管补接技术流程图套管补接工艺技术流程图如图 2.3 所示： 图2.3 管套(un to)补贴工艺技术流程图2.2.5 衬管补接后的技术指标衬管补接后的技术指标为：（1）7套管(to un)衬管补接后： 内通径：min143mm；抗冲击力：F=300350KN；抗内、外压力(yl)：P15MPa。（2）51/2套管衬管补接后： 内通径：min100mm；抗冲击力：F=300350KN；抗内外压力：P15MPa。衬管补接工艺过程示意图如下：图2.4 衬管补接工艺(gngy)过程示意图2.3

41、套管(to un)水力整形技术2.3.1 工作(gngzu)原理及工具结构套管水力整形技术由下列工具组成：分瓣式胀管器、液缸和防顶扶正装置等，如图2.5 所示。在工作时，依次将分瓣式胀管器、液缸、和防顶扶正装置连接好用油管将其下到套管的变形井段顶部，通过地面泵车向油管内打压，液缸的反向推力由防顶扶正装置和油管承担。在向油管内打压的同时，液体压力也同时驱动防顶扶正装置的锥体将卡瓦撑开并锚定在套管上，压力越高锚定力越大。连接在分瓣式胀管器上的液缸将动力液的压力转换成轴向机械推力推动分瓣式胀管器挤胀套管的变形部位（作用原理与梨形胀管器相同），使其复原。当液缸走完一个行程，则变形部位被修复一个行程的长

42、度。如果变形部位较长，则需要在修复一个行程的长度之后，重新提放管柱，将其放到没被修好的部位重新打压挤胀，直到胀管器能够顺利通过变形部位为止。图2.5 套管水力整形(zhng xng)工具结构图2.3.2 技术(jsh)特点套管(to un)水力整形技术的主要特点：（1）分瓣式胀管器具有防卡功能，它主要由分瓣式整形体和支撑芯轴两大部分组成，当胀管器由于推力过大嵌入套管变形部位被卡住时，上提管柱可先将支撑芯轴上提一定距离，使分瓣式整形体内部失去支撑，外径收缩，被解卡提出。（2）防顶扶正装置实际上是一种卡瓦式水力锚，它与锚爪式水力锚的不同特点是锚定力大，且不宜造成管柱卡，即使发生问题也容易及时处理。

43、（3）多级液缸串联使用，整形力大，单次径向整形量大；胀管器有效整形体长，被修复(xif)的部位直线度高。2.3.3 适用范围目前我们只研制(ynzh)出适用于 178mm 套管的一种(y zhn)水力整形工具，只能对 178mm 的变形套管进行修复工作。适用于套管壁厚 8.059.19mm；适用于最大径向变形量20mm（即套管变形部位最小内径为：140 mm），且变形部位无破损。2.3.4 技术参数套管水力整形技术的主要技术参数：（1）胀管器最大外径：145mm、148mm、155mm；胀管器有效长度：450mm。（2）液缸最大外径：140mm；最大行程：400mm；工作压力：20MPa。（3

44、）防顶扶正装置最大外径：140mm；工作压力：20MPa。（4）单次最大整形长度：400mm；单次最大整形量：10mm。2.4 套损井大通径尾管加固完井技术2.4.1 工艺原理套损井大通径尾管加固完井技术采用了一种新型的大通径无接箍套管，该套管采用特殊材质和合适的壁厚，由套管公螺纹、套管母螺纹构成。无接箍套管通过特殊的公、母螺纹旋转进行联接从而形成无接箍套管柱，其套管连接部位采用特种梯型螺纹连接，并通过专用提升短节起下套管。修井作业过程中，在钻、磨铣和通井规（910m）通井后，可方便的将以上管串下入到套管内或套管以下的裸眼内，特制大通径悬挂器通过压液产生强大的推动力或提放管柱倒扣，均匀涨开卡瓦

45、牙，锚定后丢手机构被释放，完成丢手功能，再进行碰压固井，从而完成该井的大通径尾管加固。2.4.2 适用范围大通径尾管加固完井技术的适用范围：（1）套管多点变形型井；（2）套管严重弯曲变形井；（3）套管因地层蠕变等地质因素而错断的井；（4）需要(xyo)封堵原射孔井段的井；（5）井下落物复杂(fz)无法打捞被迫开窗侧钻的井。大通径无接箍套管(to un)由无接箍套管公螺纹和套管母螺纹的配合联接形成无接箍套管联接螺纹。通过联接螺纹的联接，而形成套管柱。在形成套管鞋（内有阻流板）无接箍套管柱悬挂器（大通径）管串的情况下，适用于两大类型：（1）139.7mm 和177.8mm 套管长井段套损井；（2）

46、139.7mm 和177.8mm 套管开窗侧钻井。2.4.3 技术特点1.改造传统的完井方式目前，开窗侧钻井大部分采用的是：7套管挂 5尾管完井方式和 51/2挂 4。它们的最大缺点是：悬挂器内径为108mm，127mm（壁厚 7.52mm）的套管内径为112mm，102mm（壁厚 8mm）的套管内径为86mm，因此70mm 大泵（接箍外径108mm）和大直径措施工具都无法下入。新型无接箍套管加固完井技术则采用了无接箍的139.7mm 套管（内径121mm）和特殊悬挂器（重新研制内径为121mm）进行完井，从而能够保证蒸汽驱注入井分层注采和大泵强抽工艺的实现，满足蒸汽驱及分层注采工艺的方案要求

47、。2.完井管柱设计为了满足热采井的工艺要求，对139.7mm 套管进行无接箍化处理（139.7mm 套管接箍外径156mm，管体外径139.7mm），即将原139.7mm 套管接箍及外螺纹去掉，套管上下端重新加工特种双梯扣连接螺纹，考虑到连接强度问题，采用壁厚为9.17mm 或 10.54mm 厚壁套管（内径121.36mm 或内径118.62mm）。施工时通过常用普通吊卡起下139.7mm 套管。3.尾管悬挂器结构设计为了满足汽驱工艺要求，所设计的专用尾管悬挂器应该具备以下几个特点：（1）适应固井后坐封的井筒条件，坐封、丢手过程(guchng)同时完成（对预应力完井的采用倒扣式丢手保管柱上提

48、预应力要求），同时配有强制丢手机构，确保管柱顺利起出；（2）丢手(di shu)后保证内通径为121mm；（3）高温(gown)条件下锚定；（4）丢手后具有大坡口引入鱼顶（从177.8mm 套管内通径引至139.7mm 套管内通径），以方便管柱起下。新型无接箍套管加固完井技术中139.7mm 套管与177.8mm 套管之间用永久型大通径（内通径121mm）耐高温尾管悬挂器锚定，同时实现丢手（配有强制丢手机构保证送入管柱与完井管柱顺利丢开），丢手后上端引斜口直径达到最大值，即从177.8mm 套管内径引至139.7mm 套管内径，以方便管柱顺利起下。该工艺配套的尾管悬挂器经专门设计，主要工作原理

49、是通过高压液产生强大的推动力，均匀涨开卡瓦牙，起到锚定作用，当压力达到一定值时，丢手机构被释放，完成丢手功能。4.注汽井完井方式与方法如果是注汽井，则必须进行完井方式改造，同时套管外必须采用水泥固井，用于满足注汽井长期注汽的要求。注汽井完井方式设计为：下地锚、139.7mm 无接箍套管（无接箍套管至井底）、预应力补偿器和大通径尾管悬挂器（油顶以上 100m），套管外采用水泥固井（固井前对油层进行暂堵）实施预应力完井，采用射孔完成。在采油井上同样可以采用水泥固井射孔方式完井。2.5 电潜泵和电缆打捞磨铣工具的研制2.5.1 多功能电缆（钢丝绳）打捞器多功能电缆（钢丝绳）打捞工器，是在外钩和内钩的

50、基础上，增加了芯轴、拨钩，并能通过旋转使电缆（钢丝绳）进入外筒腔。同时，具有磨铣切断电缆功能。实践应用表明，该工具在电缆（钢丝绳）打捞过程中能减少打捞工具入井次数，提高单井捞获成功率，相对缩短修井周期 57 天。2.5.2 电泵本体高效引锥磨鞋电潜泵事故井的各种解卡措施都无效或无明显作用时，最后采用特制的引锥磨鞋将电潜泵的本体钻磨，从而有效解除(jich)卡阻，使油井的产能恢复或维持一定的产能。2.5.3 电泵套铣打捞工具电潜泵的电机、泵组外径一般都较大，在套管(to un)中特别在油层井段以内，套管内径相对较小（一般为124.3mm 左右(zuyu)），而泵组外径一般在98101.6mm 左

51、右，电机最大外径一般在107115mm 左右，而机泵组内部无法打捞，只有在外部打捞。因此我们设计了一种特殊的工具，用套铣打捞的方法将电潜泵从事故井中取出。2.5.4 电泵外壳高强度公锥电潜泵故障井的处理原则是“以捞为主，铣磨为辅，捞磨结合，解体处理”。因此打捞类工具是施工中应用最广泛，使用次数最多，应用品种、规格最全的专用工具。公锥是一种专门从油管、钻杆、套铣管、封隔器、配水器、配产器等有孔落物的内孔进行造扣打捞的工具。这种工具对于带接箍的管类落物，打捞成功率较高。公锥与正、反扣钻杆及其他工具配合使用，可实现不同的打捞工艺。2.5.5 电泵分离器高强度公锥该套工具是专门用于打捞电潜泵分离器的有

52、效工具。它的工作原理是将公锥放入电潜泵分离器之后，加适当的钻压，并转动钻具，迫使打捞丝扣挤压吃入分离器内壁进行造扣。当所造之扣能承受一定的拉力和扭矩时，可采取上提或倒扣的办法将分离器捞出。2.5.6 电泵离子双滑块打捞矛滑块捞矛是一种在落鱼鱼腔内进行打捞的不可退式工具。主要用于打捞油管、钻杆、套铣管、封隔器、配水器、配产器等有通孔的下井工具。可对落鱼直接进行打捞，又可进行倒扣，还可配合震击器进行震击解卡。我们针对打捞电潜泵的工作特点，设计了一种双滑块打捞矛。它的工作原理是当捞矛滑块卡瓦牙进入鱼腔一定深度后，卡瓦牙块在自重作用下，沿牙块滑道下滑与鱼腔内壁接触，上提钻柱，卡瓦牙与鱼腔内壁的接触摩擦

53、力增大，斜面向上运动所产生的径向分力迫使卡瓦牙咬入鱼腔内壁，随上提负荷的增大而咬入深度越深咬紧力也越大。2.6 小井筒内打捞(dlo)磨铣工具的研制2.6.1 研究目的(md)及意义对于大多数套管损坏井，常规套管修复技术(jsh)已形成一套完较整的、切实可行的“套损”修复工艺技术，使部分因“套损”而停产的井能恢复其原有产能。但是，对于套损严重的热采井，由于井下情况特别复杂，进行井下作业打捞、磨铣、整形、倒扣、套铣等均无效，而且又多发生在油层顶界 300800m，只能靠开窗侧钻技术以恢复其产能。开展套管开窗侧钻工艺技术以来，辽河油田的侧钻井已经超过 1600 余口，而且逐年增多，这些经侧钻后恢复

54、生产的油井，由于侧钻后井斜较大、固井质量差及井筒内径小的因素，同样有套管损坏和井下落物的存在。据不完全统计分析目前侧钻后的油井已有90120 口井进行过不同程度的的修复，修复的主要原因主要有套管变形或损坏和井下落物（杆类、管类、绳类及封隔器）两种。对于越来越多的侧钻井修复问题已经是一个亟待解决难题，基于侧钻后的油井套管内径较小，无论是进行套管整形还是井下落物打捞、磨铣，常规的修井工具都无法满足现场的需要，需要配备特殊的打捞、磨铣、整形工具，都要采用专用的钻具组合，工具的材质要进行特殊选择，工具结构需要重新设计。小井筒内打捞磨铣工具的研制进一步完善了侧钻井技术。2.6.2 小井筒内管、杆、泵类打

55、捞工具小井筒内管、杆、泵类打捞工具解决了侧钻井小井筒内内管、杆、泵封隔器等落物的内、外打捞，提高各种落物捞获效率，缩短了修井周期。1.工具类型105mm 卡瓦打捞筒：管杆落物进行外捞；105mm 可退式捞矛：管泵封隔器类落物进行内捞；105mm 母锥：管、杆、泵落物在内眼被堵死的情况下进行磨铣。2.钻具组合打捞工具安全接头斜井扶正器27/8钻杆方钻杆。2.6.3 小井筒磨铣工具小井筒磨铣工具解决了侧钻井小井筒内内，内外捞均无效的难以打捞的特殊(tsh)落物的磨铣，防套损防卡问题，提高难以捞获的落物的处理效率，提高侧钻修变成功率。1.工具(gngj)类型105mm 平底磨鞋：内捞外捞均无效的情况

56、(qngkung)下进行磨铣；105mm 高效复式铣锥：严重套变或套管错断情况下的磨铣；105mm 高效领眼磨鞋：内捞外捞均无效的情况下的防套损磨铣；105mm 高效裙边磨鞋： 内捞外捞均无效的情况下的防套损磨铣。2.钻具组合磨铣工具斜井扶正器斜井打捞杯27/8钻杆方钻杆。2.6.4 小井筒内整形工具小井筒内整形工具解决了侧钻井小井筒内套管变形的修复问题，能使变径的套管恢复接近套管内径，满足下部生产措施。1.工具类型98mm 梨型胀管器：修复套管变形；100mm 梨型胀管器：修复套管变形；102mm 梨型胀管器：修复套管变形；105mm 梨型胀管器：修复套管变形。2.钻具组合整形工具斜井扶正器

57、斜井打捞杯27/8钻杆方钻杆。2.6.5 小井筒内打捞磨铣工具的辅助工具针对 5套管内径较小，井斜较大打捞磨铣困难的现状，为避免打捞磨铣过程中套管损坏，提高捞获效率，研制了小井筒内防套损、防卡辅助工具。1.解决的问题解决了侧钻井小井筒内井斜大，井眼小，在打捞、磨铣作业过程中的预防套损，保护套管的问题。2.工具类型斜井扶正器：使钻具保持井筒居中，并防止套损；斜井打捞(dlo)环：使井筒磨铣的铁屑落到打捞杯内，防止铁屑卡钻，并能增加修井液上返速度。3.钻具(zun j)组合打捞工具（磨铣工具）辅助工具（扶正(f zhn)器、打捞杯）27/8钻杆方钻杆。结 论由于油井套管保护工作是一个系统工程，涉及(shj)多专业、多学科；因此，需从系统工程的角度出发，组织协调钻井、完井、测井、热注、采油等方面的工作，并制订科学系统的工作标准。同时还应加强套损机理研究和室内实验等基础研究工作，进一步组织联合攻关，我们认为热采井套管损坏机理与防治还有