油水井大修工艺技术

大力推广油水井大修工艺技术

不断提高油田开发水平与效益目录

一、前言二、“九五”大修工艺技术取得的主要进步三、存在的主要问题及攻关方向

前言

随着油田开发时间的不断延长和开发工作的不断深化，地质条件更为复杂，地层出砂，地层流体场、应力场和压力场的变化，加上各类大型措施的增多，油水井存在的井身质量问题，注水开发导致的腐蚀、结垢等诸多因素，使得油水井套管技术状况变得越来越差，套管损坏井逐年增多，待大修事故井有增无减。已严重影响了油田的开发状况，制约了油田开发水平和采收率的提高。

全油田待大修井统计表

“九五”期间，针对胜利油田复杂的油藏条件与井况特点，经过攻关研究、引进推广和配套完善，形成、发展和完善了具有胜利特色的油水井大修工艺技术系列和配套工艺技术系列，已基本满足了不同大修井的需要。仅2001年有限公司共实施大修工作量326口，成功率达到98.5%，增加产能1215吨/天，恢复水驱储量3250万吨。目录

一、前言

二、“九五”大修工艺技术取得的主要进步三、存在的主要问题及攻关方向

形成的主要大修工艺技术普通落物打捞技术绕丝管、滤砂管打捞技术弯曲抽油杆打捞技术电潜泵打捞工艺技术水泥固结油管处理技术浅海油田特殊生产管柱大修作业技术水平井、定向井内打捞工艺技术注水井内打捞工艺技术八项打捞技术形成的主要大修工艺技术套管机械整形、爆炸整形技术套管补贴技术倒套换套工艺技术套管内侧钻工艺技术套管加固技术五项套管修复技术形成的主要大修工艺技术震击解卡、聚能切割、爆炸松扣技术冲钻裸眼、浅井钻井技术深井封堵、封窜、钻塞技术三项其它技术重点技术介绍1、套管检测技术2、打捞技术3、套管修复技术4、油水井封窜、封堵技术

1、套管检测技术（1）封隔器卡封验漏（2）井温仪测井温验漏（3）打铅印验套（4）薄皮管验套（5）侧面打印器技术（6）多臂井径仪井径测量技术（7）井下电视摄像技术（8）超声波成象技术侧面打印器是井下公司开发研制一种新的工具，该工具可以很直观地反映出套管破漏孔洞的大小。已应用20多井次,成功率为100％。井下电视摄像套管检测系统在油田领导的关心和支持下，引进了井下摄像套管检测工艺技术，其优点是可以定量、定性地分析套管破损和变形情况，直观地观察到井下情况。缺点是对井内液体的清洁度要求苛刻。该系统自引进以来，已累计应用21井次，取得良好效果。井下电视施工示意图典型井例（图片）

江苏油田杨18-2井1385.2—1389.2m处套管弯曲变形，最小通径112.2mm胜利油田滨古26井井下摄像资料

1350.32m至1350.60m井段套管严重破裂,破口周向破裂长度约为199.5mm，纵向破裂长度约为280mm，并向内翻卷，图示部位最小通径约为190.5mm；在1348.91m套管处有变形及较小的破孔A、注水井内打捞工艺技术

由于注水水质和多年不动管柱的影响，近几年注水井结垢卡管柱的事故较多，打捞难度不断增大，特别是深井，稍有不慎，就会造成水垢卡钻。通过攻关研究，形成了化学清洗水垢工艺，配套了旋转封井器和连续套铣筒，使得水井打捞的速度和成功率都得到了明显提高，目前每年打捞水井在50口以上，打捞成功率达到95％以上。

2、打捞技术

纯2－8井结垢水井井下事故示意图P1配2380.66m人工井底2481.45m撞球筛堵2460.88mK344-114封2369.50mK344-114封2390.51mP1配2430.47m2362.4m2367.0m2372.0m2374.4m2420.4m2443.0mS3下C1C4－5横截面俯视图水垢套管油管水垢该井为139.7mm套管，井内落物为二封二配，15天将落物全部捞出。B、水平井打捞工艺技术

随着水平井完钻井的增加，水平井打捞技术的发展势在必行，井下作业公司通过研究，优选了七套钻具组合，配套了偏心扶正器、套铣——打捞组合式工具，通过现场实施取得了很好的效果。采油院研制开发的拥有知识产权的井下液压增力器，对水平井打捞工艺技术的提高起到了推动作用。水平打捞工艺管柱示意图扶正器井下打捞增力器捞矛

该井水平段长601.31m，留井管柱为皮碗封隔器+φ108mm镶嵌式金属棉25根，总长度为184m，其中滤砂管长127m。经过多次的增力打捞，全部防砂管柱一次捞出，重新防砂后日产油29吨。

孤东7-平3井3、套管修复技术爆炸整形技术套管补贴技术套管加固技术倒套换套技术套管内侧钻技术爆炸整形示意图面14-1-7井修套示意图139.7mm套管人工井底1345.67m油层套变位置876.6m1203.4m1208.3m变形通径103mm爆炸整形后通径119mm套管整形工艺技术应用的典型井例表序号井号套管规范套变情况整形后通径整修方法施工队伍1桩125-斜5φ139.7×7.72mm537.02-537.9m缩径至113mmφ120mmφ116-φ120mm胀管器大10队2枣143φ139.7×9.17mm2560m缩径至110mmφ118mmφ112-φ118mm胀管器大4队3坨3-7-206φ177.8×9.17mm1897.8-1898.4m缩径至147mmφ152mmφ150-φ152mm胀管器大2队4孤16-407φ177.8×9.17mm1106.57-1107.1m缩径至145mmφ152mmφ143-φ147mm偏心滚子整形器大2队5坨3-7-更249φ139.7×7.72mm885.4-886.8m缩径至110mmφ120mmφ110-φ113φ115-φ116mm滚子整形器大9队6孤7-15φ139.7×7.72mm1205-1205.9m缩径至93mmφ122mm爆炸整形一次大2队7阿3-38φ139.7×7.72mm1538.6-1542.4m缩径至95mmφ118mm爆炸整形三次大4队8夏53-×33φ139.7×7.72mm2965m缩径至89mmφ118mm胀管器、铣锥大21队9通61-32φ139.7×7.72mm1810m缩径至110mmφ122mm爆炸整形一次捞出变形点以下电潜泵电机大修2队

套管整形工艺在胜利、及其它油田进行了应用，其中夏53—X33井，51/2“套管在油层部位缩径至89mm，通过修铣后，初期日增油43吨。3、套管修复技术爆炸整形技术套管补贴技术套管加固技术倒套换套技术套管内侧钻技术适用范围技术指标套管破损孔洞直径＜75mm裂缝长×宽＜600×12mm补贴长度＜20m补贴后的套管承受压力为：内压＞15MPa，外压＞9MPa；25mm孔洞抗内压＞35MPa补贴后内径缩小6.5－7mm。

套管补贴技术指标

打压补贴过程套管补贴典型井例

该技术自开发应用以来，已，累计推广应用近百井次，成功率98.3%。如CB12B—1井，该井套管在钻另外一口井时在702.1m处钻穿，通过实施补贴后，使该井获得了正常生产。3、套管修复技术爆炸整形技术套管补贴技术套管加固技术倒套换套技术套管内侧钻技术套管加固工艺技术

（1）、衬管镶嵌加固技术指标

①修后的套管通径为：Φ139.7套管通径Φ101.60Φ177.8套管通径Φ146.0②承受内、外压差在15MPa以上。镶嵌加固原理示意图套管漏失段1205－1207m1203.18m处套管缩径至106m加固段1216.97--1224.9m，1209.84--1216.9m，1200.87-1209.79m（2）衬管注水泥加固技术衬管注水泥加固技术是将小套管（相对原井套管）下至需加固的井段以下，小套管悬挂器座挂丢手后(或井口悬挂)，再环空固井，钻通试压。加固后的套管最小通径：139.7mm通径86mm177.8mm通径108mm或101.6mm244.5mm通径159.46mm序号井号套管内径（mm）加固井段/段长（m）加固后通径（mm）1面4-3-151φ159.41076.59-1148.62/72.03φ1082面14-9-1φ159.41134.69-1238.25/103.56φ1083面12-14-更3φ124.261165.65-1320/154.35φ864官48-4-2井φ124.261140-1180/40φ885辛68-斜58井φ124.260-1500/1500φ866郑6224.40-1125/1125124.267车古203φ220.50-1847.86φ159.468牛25-25φ124.262272-2292φ86套管加固典型井例

在胜利油田内部及其它油田成功实施了20多口井的衬管固井加固修套施工。

244.5mm套管139.7mm内衬套管3、套管修复技术爆炸整形技术套管补贴技术套管加固技术倒套换套技术套管内侧钻技术倒套换套工艺技术（1）目前达到的技术指标为：裸眼内换套深度974m（阳5井）；裸眼内套铣深度达到1009m；技术套管内换套深度为2140m（南２-１井）；水泥返高以下换套深度290m。

（2）成果推广应用情况

该项技术是套管修复的最理想技术，它使油水井真正恢复原来的新井的结构，“九五”期间已推广应用100余井次。其中2001年完成44井次，成功率100%。倒换套过程一倒换套过程二倒换套过程三倒换套过程四序号井号井别套管规范套变情况倒换套深度m施工队伍备注1阳5井气φ139.7套管错断947大5队裸眼2盘2-217水φ177.8腐蚀穿孔150大21队裸眼3胜2-2-127油φ139.7破裂292.13大16队裸眼41-1-171水φ139.7穿孔、漏失554.6大2队裸眼5坨2-3-斜165水φ139.7穿孔、漏失370.80大22队裸眼61-2-5油φ168.3裂缝420.87大2队裸眼72-4-252水φ139.7裂纹、穿孔321.4大2队裸眼8夏52水φ139.7破裂1874大11队技套9南2-1油φ139.7破裂2140大5队技套10渤深４井油φ139.7破裂1699大16队技套111-1-18油φ139.7破裂403.5大4队裸眼122-5-72水φ139.7破裂612.39大2队裸眼132-2-更181水φ139.7裂纹、穿孔418.97大10队裸眼142-0-192水φ139.7裂纹、破裂335.55大2队裸眼15宁2-斜123水φ139.7腐蚀、穿孔412.3大2队裸眼16宁2-146油φ139.7腐蚀、穿孔297.84大9队裸眼17辛100-1水φ139.7腐蚀、穿孔420大19队裸眼18枣1243-1油φ139.7弯曲、错断432大14队裸眼19宁2-斜123水φ168.3腐蚀、穿孔412.3大2队裸眼202-0-68油φ139.7错断226.62大2队裸眼21双8-10水φ139.7腐蚀、穿孔460大20队裸眼

倒套、换套工艺技术已在胜利、大港、中原、南阳等油田得到了广泛应用，已推广应用100余井次，成功率91.4%。阳5井取换套管示意图人工井底3341.81m引管1003.00m错断位置936.50mØ339.7mm套管Ø139.7mm套管85.02m

阳5井，在下返试气过程中发现套管在936.5m错断,错位距离达260mm，倒换套深度974m。12mm油嘴放喷求产，获得日产72095m3的高纯度CO2气。3、套管修复技术爆炸整形技术套管补贴技术套管加固技术倒套换套技术套管内侧钻技术套管内侧钻工艺技术

套管内侧钻技术是“九五”以来发展最快的老油田开发技术和挖潜技术，自91年开始普通侧钻工艺技术；97年又研究、推广应用了定向侧钻；以及近三年的侧钻水平井技术。为油田的增储上产做出了积极贡献，仅2000和2001两年共在报废和无潜力的油井中完成侧钻井261口，增加日产油能力1590吨，当年增油30万吨。套管内侧钻技术是在油田给予政策和资金的支持下发展起来的。是一种投资少、见效快的套损严重井或复杂落物井的修复技术。通过斜向器复合铣锥开窗、弯螺杆钻造斜、小井眼轨迹控制、尾管固井等多项侧钻工艺技术的成熟配套，使得侧钻施工周期从原来的70天缩短到目前的一个月左右。具备了年施工侧钻井100口的能力。目前达到的主要技术指标开窗点最大井深2825.61m最大完钻井深3167m最大裸眼长度761.41m最大井斜达58°最大水平位移达366m靶心距最小为1.09m中靶率100%固井质量合格率98％侧钻开采因落物或套变掩盖的油层人工井底油层落物套变位置开窗位置距套变位置30－50m侧钻开采油层高部位剩余油窗口位置S24～～～～S25S26S23侧钻开发断失油层高部位剩余油

九八年至二00一年套管治理井统计4、油水井封窜、封堵技术

1、对各类串槽井或二次固井（补救固井质量不合格的井，水泥返高以上重新固井），采用由插管桥塞注水泥的方法，进行封串或固井。

2、对高压生产层上返、超高压薄夹层、稠油注蒸气井漏失层、深井深层，采用高压（高温）电缆桥塞，或者填砂，然后用电缆注灰器，将水泥浆倒至桥塞或砂面顶部，进行封堵高压、高温层。4、油水井封窜、封堵技术电缆注灰工艺施工过程3、对套管破裂及井身试压不合格的井，采用超细水泥封堵。4、对疏松砂岩层及吸收量大的漏失层，采取灰砂浆封堵。4、油水井封窜、封堵技术目录

一、前言二、“九五”大修工艺技术取得的主要进步

三、存在的主要问题及攻关方向

A、对于套管弯曲变形、以及复合变形（破裂弯曲、缩径弯曲、大段扭曲），目前的工艺技术还不能满足。存在的主要问题1、工艺技术方面B、个别类型大修井施工周期长水泥固结油管（油管不居中）砂卡电泵机组（51/2″套管）水井管柱腐蚀严重1、工艺技术方面2、大修技术管理方面

有限公司套损井逐年增多，待大修井有增无减，已经严重影响着油田开发水平的提高，同时也制约着目前有限公司提高采收率规划的实施。

年度井数套变类型878889909192939495939798992000200120021－2合计弯曲58141213235526231136375377747474错断21253111844668141391107破裂111233223253129缩径2341122141120漏失11211543221合计810181921377831332147547799899651表一:孤东油田历年来油层套管损伤井统计表孤东油田套管损伤变形的检验方法有铅模印迹分析薄壁管检验找漏验证法套损井分