大庆油田大修技术

大庆油田根据不同时期各种类型套损井修复的需要，有针对性的开发应用了八项大修工艺技术，大致可以分为三个阶段：经过这三个阶段的发展，修井工艺技术水平和修井能力得到了大幅度的提高一是80-86年，以解卡打捞工艺为代表的维护型修井时期；

二是86-94年，以浅部取套、整形加固工艺为代表的治理型修井时期；

三是94年以后，以深部取套、密封加固、侧斜工艺为代表的综合型修井时期

经过不断的发展和完善，大庆油田形成了以取换套、密封加固、侧斜修井为代表的八项修井工艺，修井技术水平和修井能力都得到了大幅度的提高，为大庆油田的可持续发展做出了积极贡献。以下简要介绍具有代表性的八项工艺技术情况：一、目前成熟的修井技术1、51/2＂套损井深部取换套工艺技术一、目前成熟的修井技术该技术适用于1000米以内、通径在Φ60mm以上及部分通径≤Φ60mm，带有管外封隔器、扶正器的套损井的修复。修复后的油水井内径恢复率100%，密封试压15Mpa，能够满足各种分采、分注措施的要求，施工工艺成功率在90%以上。该技术主要用于套损部位在900m以下、彻底报废原井射孔层位的套损井，能够修复取套无法修复，而整形加固技术无法满足生产开发需要的套损井，施工成功率达到95.7％。一、目前成熟的修井技术2、

51/2＂套损井侧斜工艺技术该技术密封加固通径从φ100mm发展到φ108mm（或φ110mm），密封承压15Mpa，施工工艺成功率100%。3、大通径密封加固技术目前应用的报废技术主要是水泥封固永久报废工艺技术，适用于严重损坏需补钻更新井或应用其它大修工艺无法修复而需作报废处理的套损井。在全井通道打开，井内无落物的情况下，报废效果可以满足地质报废要求。一、目前成熟的修井技术

4、套损井报废工艺技术解卡打捞是修井施工的一项基本手段，包括解卡和打捞两方面技术内容。解卡方法有活动解卡、聚能切割法解卡、化学喷射切割法解卡、机械切割法、爆炸松扣法、震击解卡法、钻磨铣套解卡。一般情况下将井下落物划分为管类、杆类、绳类和小件类四类落物。打捞是针对不同的井下落物，采用相应的打捞工具和工艺措施，将落物捞出。一、目前成熟的修井技术

5、解卡打捞工艺技术小通径错断井一般指通径小于φ70mm的错断井。经过几年的攻关，该技术从通径φ70mm以上套损井打通道技术发展到了现在的通径φ30mm—φ70mm套损井打通道技术，对于通径在φ30mm以下套损井打通道技术也在探索中。一、目前成熟的修井技术6、小通径错断井打通道工艺技术该项技术主要解决电泵机组卡和电缆堆积卡的解卡打捞问题。由于电潜泵井多数是51/2″套管，套管内径为φ124mm左右，电潜泵机组外径通常在φ114—115mm左右，而电泵机组内配件结构复杂，同时电缆堆积在井内，解卡打捞难度极大。为解决电泵打捞难题，大庆油田研究应用了高强度薄壁机泵打捞筒、活齿外钩、测试卡点、爆炸切割油管等先进工具和处理技术，基本可以完整的捞出电泵机组，成功率较高。一、目前成熟的修井技术7、电泵井解卡打捞工艺技术该技术研制了新型无固相低伤害压井液和简易防喷器、解卡打捞工具，设计了解卡打捞管柱结构，并且研制的气井取换套技术和丢手插入式密封完井管柱可以修复套管漏失。成功解决了气井解卡打捞及漏失修复方面的修井技术难题，能对井下工艺管柱断脱、卡阻以及套管腐蚀穿孔漏气、断脱类型的故障气井进行有效修复，满足安全高效施工的需要。一、目前成熟的修井技术8、气井解卡打捞及漏失修复技术

经过多年技术研究和攻关，大庆油田修井工艺技术水平和修井能力得到了大幅度的提高。但随着油田开发的深入，套损井况及地下状况日趋复杂，取套及侧斜井口安全控制问题日渐突出，小通径套损井、吐砂吐岩块井、多点套损井、井内落物无法捞出井、鱼顶与错断口同步套损井及大段弯曲井越来越多。目前，这几类井已占总施工井数的50%以上，虽然近几年对该类井加大了攻关力度，取得了一定的进展，但还需进行深入的研究。二、目前修井技术存在的问题1、在小通径套损井打通道技术上，通径在φ30mm以下的套损井每年大约有50-80口井，打通道成功率非常低（成功率约在25%左右）。2、在吐砂吐岩块井综合治理上，随着油田开采时间的延长，吐岩块套损井井数量在逐年增多，每年必须施工处理的约在10口井以上，并且有逐年增加趋势。目前国外该类井比较少见，主要采取水泥封固技术，实施不完全报废。国内各油田对油层部位出砂的防治技术比较多，对吐岩块井的处理与国外相似，基本上也采取水泥封固手段进行处理。二、目前修井技术存在的问题3、在套损井有落物报废技术上，大庆油田每年有落物报废的套损井60口左右，大约占报废井总数的40%。有落物报废井一直沿用无落物报废井的报废方法进行报废施工，无法保证报废效果。二、目前修井技术存在的问题4、在鱼顶与错断口同步套损井打通道技术上，大庆油田每年处理原始鱼顶与错断口同步套损井约有10口井左右，目前对于鱼顶与错断口同步套损井主要采用顿击管柱将落物顿击到错断口以下，然后利用小通径套损井打通道技术进行施工。然而同步落物可以被顿击到错断口以下的套损井数仅占该类套损井总井数的20%左右。对于无法将同步落物顿击到错断口以下的套损井采用磨铣方法进行施工，其成功率不到25%。二、目前修井技术存在的问题5、在大段弯曲及活动性错断井修复技术上，目前大庆油田每年处理大段弯曲井在20口以上，主要采取取套或爆炸整形技术进行修复，但修复的成功率很低。二、目前修井技术存在的问题6、在取套井鱼顶丢失处理方面，因为在修井取套过程中，有时会因一些意外原因而导致鱼顶丢失。如果套管鱼顶丢失而不能成功找回无法修复，不仅使此井无法恢复生产，即使报废也会因无进液通道而难以达到报废目的。自从取套工艺实施以来，鱼顶丢失就时有发生，几乎每年都有此种事故出现。尤其是2004年因鱼顶丢失而终止施工井已达4口，严重影响了取套井的成功率。7、在套损井套损点落鱼探视技术方面，目前大庆油田仍以铅模检测套管损坏情况为主，以井径仪检测套变通径为辅。采用打铅模的方法来判断井下情况及断口形状有一定的缺陷，一是不直观，二是准确性差，三是经验偏差大，这主要是因为铅模往往打不到井下最小通径处。引进的超声波彩色成像技术由于对井内环境要求过高而很少应用。二、目前修井技术存在的问题

大庆油田由于地层的快速沉积以及流体的运移、注水、注气等原因，形成了长垣南部、西部及北部大范围的浅气区及异常高压区。在这些区块进行大修作业时如不采取井控措施，容易发生井喷事故。由于大修与钻井相比，从设备到工艺都有很大不同，所以应用于钻井的井控技术不能完全适用于大修施工：三、修井技术研究情况（一）大修井井控技术研究一是原有井控设备尺寸与修井机不匹配；

二是原有井控设备只能密封一个环空，满足不了取换套井密封多个环空的需要；

三是部分取换套井无表层，需要打表层才能安装井控设备；

四是大修井点分散，区块降压难以实现。

为此，需要研究一套适用于大修施工的井控技术，满足大修井安全施工需要。三、修井技术研究情况需补打表层的井，表层套管的下入：首先要保证不丢鱼头，而保证鱼头不丢的最好办法就是在表层套管下入之前不取油层套管；其次要满足井控承压需要，如果没有扶正措施油层套管在表层套管里是不居中的，在固表层时表层套管里的剩余水泥有可能将油层套管和表层套管固在一起，给下一步施工造成不必要的麻烦。为此确定以下方案：三、修井技术研究情况1、表层套管的封固方案套管串的设计是根据地层岩性、压力剖面、操作安全系数、地层破裂安全系数、井涌容许系数等基础数据确定的。地层岩性是决定表层套管下深的主要因素，表层套管一定要下到大段泥岩层上，确保足够大的底角承压值，这是确定表层下深的首要原则。因为只有大段泥岩层才能形成盖层，阻止油气运移；固井时才能使水泥返至地面，而不是漏失到地层中。三、修井技术研究情况1）表层套管下深确定

2）固表层方案固表层套管时，将油层套管用丝堵封死，用大小头从表层套管和油层套管环形空间注入水泥，使水泥从地层与表层套管之间的环形空间返出，直至水泥返至地面。用清水替出表层套管与油层套管之间的部分剩余水泥浆，憋压候凝24小时。三、修井技术研究情况

3）扶正接箍的设计方案对于补打表层的井，为了使油层套管居中，设计了扶正接箍，采用在表层套管柱的底部、中间和上端连接三个Ⅰ型扶正接箍的方法实现这一目的。三、修井技术研究情况扶正接箍扶正接箍设计成外径为133/8〞，最小内径为Φ170mm，最大内径到最小内径以光滑的圆弧过度，保证在下表层套管使，不卡油层套管接箍。材质选用铝合金，便于下一步套铣作业结构剖面图如图所示。2、取换套井防喷器的设计取换套用防喷器即要满足工作压力7MPa，又要既可封套85/8″（或75/8″）铣筒与表层套管的环形空间，又可封27/8″或5″钻杆和51/2″套管与套铣筒之间的环形空间。同时还要有承重80t的能力，用以在切割打捞作业时悬吊套铣筒。由于修井机底船低，要求防喷器体积小，高度不超过1m。为了满足上述要求，根据《大庆油田井控技术管理实施细则》进行了大修防喷器的设计。三、修井技术研究情况

防喷器总重量约为2t，通径为Ф320mm，长×宽×高=2000×700×1000，由套铣筒承重防喷器、钻杆防喷器二部分组成（如图2所示）。承重防喷器配有85/8〞和75/8〞闸板，为方便更换闸板，不使液缸和液压流道发生渗漏，在防喷器侧面开口，装卸闸板，通过更换闸板密封不同尺寸的套铣筒与表层套管之间的环空；钻杆防喷器配有51/2〞、5〞、27/8〞闸板，通过更换闸板，密封不同尺寸的钻具与套铣筒之间的环空。防喷器通过液压控制台控制，并有手动锁紧机构，以备长期关井使用，手动琐紧机构配有加长杆，以保证工人安全。三、修井技术研究情况大修防喷器结构图三、修井技术研究情况

截止目前，取套井井控技术已经实验了6口井，防喷器最大承压14MPa，额定工作压力7MPa，承重闸板最大承重80t，井控工艺符合率100%。防喷器技术指标：（1）防喷器额定密封压力7MPa，壳体强度试验14MPa；（2）防喷器下闸板承重80t；（3）防喷器总体高度不超过1m（4）防喷器为液动控制并配备手动锁紧机构。三、修井技术研究情况（二）有落物套损井报废技术

大庆油田由于受目前修井工艺技术水平的限制，一部分小通径错断井通道打不开，断口以下落物无法全部捞出。据统计油田每年有该类井60口左右，约占年报废井数的40%。为了油田的整体开发，以往对该类井采用常规的报废方法进行报废施工，但报废效果无法保证。因此，针对有落物套损井开展报废技术研究，使其接近无落物套损井的报废水平，满足地质报废要求及油田套损区综合治理的需要。三、修井技术研究情况1、报废管柱的研究研究设计了有落物套损井报废丢手管柱，其结构为：丝堵+高压开关+单流阀+Y441—114封隔器+油管。其工作原理是，管柱下至变点以上1m左右，灌注清水并升压至7MPa-10Mpa时稳压5min，封隔器坐封，继续升压至15MPa—20MPa时，高压开关打开，压力降至10 MPa，然后挤注堵剂，当挤注压力达到20MPa时，泄压，下放管柱剪断连接销钉，实现丢手，上提管柱1-2m循环顶替液，在丢手接头上部预留10-20m灰塞，然后上提管柱10-20m反洗井，关井侯凝。三、修井技术研究情况2、报废通道处理剂的研究针对可回收式封隔器管柱落物和无封隔器管柱落物环空堵塞杂物的种类和性质，研究了报废通道处理剂LZ103A体系和LZ103B体系。（1）报废通道处理剂LZ103A体系研究堵塞报废通道的物质有蜡质、沥青质以及过去作业残留的聚合物胶体等有机物，体系主剂采取粉末硝酸体系。处理剂配比为：

15%S-OIL+2%SPAN20+10%强氧化剂WO三、修井技术研究情况（2）报废通道处理剂LZ103B体系研究针对堵塞报废通道的物质为水泥石残留物、岩块、泥浆残留物、岩屑、石粉、盐结晶物以及无机垢等无机堵塞物的情况，其主剂由强酸Q-H与盐酸按一定摩尔比配制而成。由于这种混合液体的极强溶蚀作用，体系中加入一定量的缓蚀剂及铁离子稳定剂，保护作业管柱。处理剂配比为：三、修井技术研究情况

15%HCL+3%HF+6%-8%Q-H+7%SL-(NH2)3+

0.1%EDTA+1.5%HAC或NTA3、报废堵剂的研究与筛选选择流动性和渗透性好、凝固后具有微膨性、强度高的堵剂，就能提高有落物套损井的报废效果。因为良好的流变性可以保证堵剂在低压下挤入地层，微膨性可以保证凝固后不出现空隙。通过实验确定的堵剂配方为：BBHS+5%稀释剂（苯乙烯）+1.5‰固化剂（甲乙酮）。该体系具有很高的抗压强度和胶结强度，具有良好的流动性能；凝固时间可调。三、修井技术研究情况4、报废工艺研究（1）施工参数①报废堵剂挤入量的确定：根据有落物套损井报废的复杂情况确定，堵剂的挤注量大于封隔器以下井筒体积和0.5m深油层孔隙体积之合为合格。②报废堵剂挤入压力的确定：根据报废管柱的性能、地面设备的能力、地层的破压，确定挤注压力为20MPa。三、修井技术研究情况（2）施工方法确定了两种施工方法：①有落物报废：试注→疏通通道→报废→候凝→试压②管外钻孔封堵油层：就是在套管错断处开窗，并沿此窗口平行原井眼向下裸眼钻进80-100m，在新钻的井眼内采用6向位、深穿透弹向原井眼射孔，证明与原井眼连通后，采用挤注法向原井眼内挤注微膨水泥浆，来实现原井眼报废。三、修井技术研究情况5、报废效果检测方法（1）报废效果检测方法为了能间接评价已报废井眼与侧斜井（或更新井）眼是否窜，确定应用干扰试井技术检测报废效果。（2）干扰试井原理其原理是在正常生产的侧斜井或更新井上确定激动层和反映层，用封隔器封隔开，然后通过套管对激动层注水，测试激动层和反映层的压力变化情况，来间接评价已报废井眼与侧斜井（或更新井）眼是否窜。三、修井技术研究情况（3）干扰试井方法选择测试井→了解生产状况→起原井管柱→刮削→下试井管柱→验封→连接测试管线→接通压力计→测试压力变化→起出试井管柱→下入完井管柱→测试资料解释三、修井技术研究情况

到目前为止该技术现场应用48口井，全部应用了微膨水泥浆和报废管柱进行报废施工，其中根据井下落物种类和通道情况推广应用报废通道处理剂6口。该技术达到报废管柱及配套工具承压30Mpa；油层封堵半径理论达0.5m；堵剂在24小时、45℃条件下，抗压强度>18MPa，凝固时间可调，膨胀率为0.062-0.082%；工艺一次成功率100%。（三）弯曲变形井及活性错断井修复技术研究

弯曲变形井是指套管变形后用犁形胀管器能整形通过，但φ118mm×5000mm通井规不能通过；活性错断井是指套管错断后用犁形胀管器能整形通过，犁形胀管器起出后（或上提遇卡），断口恢复原状，其它无引鞋工具无法下入。统计2004年井下施工的783口大修井中，弯曲变形井和活性错断井20口，占施工井数的2.6%。三、修井技术研究情况

针对弯曲变形井及活性错断井修复进行了以下几方面的研究：1、断口稳定技术研究：判断为活性断口后，下入具有循环通道的钻杆笔尖铣锥上下锉铣断口，夹持力小于5KN后，插入断口以下2m左右，循环抗水浸、微膨、早强封固剂。一部分封固剂进入断口周围，一部分上返至断口以上井筒。上提管柱至断口以上3m。反循环清水替出多余的水泥浆，关井候凝72h。这样断口周围及井筒3m被封固，稳定了活性断口。段铣时，就不会留下活动的套管环提高段铣效率和成功率。三、修井技术研究情况2、段铣打通道技术研究：（1）段铣组合工具：研究设计的工具共有两个：一个为切断套管、管外水泥环和磨铣管内水泥塞的工具，称为扩径断铣工具，工具本体外径φ118mm，底部为磨铣头，四周有三翼切割磨铣片，隐藏在本体内。下至段铣井段后，边旋转边打压，三翼切割磨铣片在压力的作用下向外张开，割断套管后继续向外扩展，切割水泥环，直至达到φ160～165mm为止，然后下放，与磨铣头一起向下切铣0.5m起出。三、修井技术研究情况三、修井技术研究情况另一个为磨铣套管、管外水泥环、管内水泥塞工具，称为扩径磨铣工具，工具本体外径φ118mm，底部由原来的四翼磨铣块对称分布改进为四翼切铣块不对称分布，工作状态由原来的磨铣改进为切铣，由于四翼切铣块不对称分布，切铣时没有盲区，消除了抗进现象，能提高磨速。下至段铣井段后，边旋转边打压，四翼不对称切铣块在压力的作用下向外张开，直径达到φ160～165mm，向下切铣6m—8m，把弯曲变形井段和活性断口上下井段的套管、水泥环和水泥塞同时铣掉。通道扩大校直后，通井找到断口然后捞出井内落物。扩径断铣工具和扩径磨铣工具三、修井技术研究情况（2）段铣管柱结构设计：段铣要达到裁弯取直和扩大通道的作用。如果段铣管柱顺着弯曲井段段铣，只能扩大通道但达不到裁弯取直的作用，也无法找到下断口。设计的段铣管柱为：φ76mm四方方钻杆＋φ73mm钻杆＋φ118mm螺旋扶正器＋φ89mm钻铤（2根）＋φ118mm螺旋扶正器＋φ89mm钻铤（1根）＋φ114mm段铣工具。该管柱具有强制扶正的作用，防止工具和管柱沿着弯曲井段段铣。三、修井技术研究情况（3）段铣工艺制定：①段铣点的确定：段铣起始点如果选择在弯曲井段，则段铣工具会顺着弯曲井段段铣，达不到裁弯取直的作用，找不到下断口，也容易卡管柱。因此段铣起始点应选择在直井段。在弯曲点（错断口）以上2～3m处段铣。②钻压：段铣时钻压过大，一是工具会顺着弯曲井段段铣；二是切削的铁屑较厚不利于上返；三是损坏工具。根据以往的经验，钻压在5～15KN合适。三、修井技术研究情况③转速：转速较慢时，切削过长不利上返；转速较快时，工具磨损严重。根据设备、井下工具和铁屑情况转速确定在80～120r/min。④排量：段铣切削的套管屑较大，如果泥浆上返速度低于铣屑下沉的速度，就会造成卡钻事故。根据铁屑几何形状、沉降速度确定排量为：

Q=20L/s=1.2m3/min三、修井技术研究情况（4）段铣液性能确定：由于段铣套管产生的铁屑厚0.5mm、宽6.20～7.72mm、长40～90mm，与正常磨铣产生的铁屑不同，常规的泥浆很难将其携带出来，因此确定段铣液应具有高粘、高切、剪切稀释性和触变性，既有利于循环又能携带铁屑。三、修井技术研究情况

3、膨胀管补贴管柱设计及水泥环修复技术研究：（1）可固井膨胀管管柱设计设计的可固井膨胀管管柱由双级胶塞、胶塞座、上接头、上扶正套、膨胀管、连接杆、扶正套、扶正器、胀头、下阀座及密封圈组成。三、修井技术研究情况（2）可固井膨胀管施工工艺研究将膨胀管补贴管柱下入完好套管的预定位置后，正循环泥浆正常后，按设计量正循环水泥浆，投入双级胶塞，泥浆顶替，当胶塞达到上接头位置的胶塞座时，压力升高，双级胶塞内的销钉被剪断，内部埋藏的铜球继续下行至下阀座的球座上，继续升压，在胀头下端与下堵头间形成高压容腔，当高压容腔内的压力达到一定值时，将驱动胀头与下堵头间产生轴向反向相对运动，下阀座及膨胀管柱运动受到制约,则胀头沿轴向向上运动。三、修井技术研究情况三、修井技术研究情况在胀头向上的运动过程中，胀头的锥面将对可膨胀管内径（及外径）进行膨胀；随着胀头的轴向运动，整个可膨胀管柱径向均得到膨胀，当胀头达到膨胀管柱上端并最终与管柱脱离后，胀管过程结束，井内仅留下可膨胀管及由可钻材料制成的下阀座，位于套损段上下两端的可膨胀管密封段与原完好套管间形成了良好的密封及固定。而后正循环洗井洗出多余的水泥浆，侯凝48h后，起出补贴管柱，下入钻头或磨鞋等工具将下阀座钻（磨）掉后即可恢复生产。（四）吐砂、吐岩石块错断井治理方法的研究

目前大庆油田已落实待修的吐砂、吐岩块井260余口，每年新增30口左右，占全年套损井总数的5%左右。且具有成片分布的特点，最具代表性的是萨南油田的南二、三区有50余口，杏北油田的杏三区有30余口，朝阳沟油田也有几十口。三、修井技术研究情况这种吐砂、吐岩块的套损井具有喷吐岩块粒径不规则、喷吐量大、喷吐速度快的特点，在现场施工中常冲不动，且伴有卡、顶钻具等情况发生，对该类井既没有有效的处理手段，也无法达到地质报废目的，被视为修井领域的禁区。该类井严重地影响着油田的开发效果，因此开展吐砂吐岩块井综合治理技术研究对提高大修井修复率、改善区块开发效果有非常重要的意义。三、修井技术研究情况1、吐岩原因通过以往现场跟踪及相关资料分析，吐砂井一是断口带岩层孔隙压力高，构成连续不断的动力源，二是存在充足的喷吐物源，三是有与套管连通的窗口。1)动力源一是来自异常高压区，当井自身处在高压区时，压力系统破坏后，压力场出现不平衡，压力释放，产生动力能源，携带碎屑物进入井筒；二是井周围有与该井连通性好的高压注入井，邻井注水压力构成吐砂井动力源。三、修井技术研究情况2)喷吐物源物源包括砂、岩屑和固井水泥块等。喷吐碎屑物一是地层中矿物结构所致，地层中有些矿物质见水膨胀、分散，使岩石结构遭到破坏，胶结降低，引起出砂出岩；二是注水，地层见水后，导致砂粒结合在一起的毛细管压力降低，引起胶结物剪切破坏，导致出砂出岩；三是工作制度不当，如采油强度加大，在放大生产压差情况下，地层骨架遭到破坏，造成出砂出岩。三、修井技术研究情况3)连通通道在构造运动、注水开发和油水井作业中，使套管遭到破坏，导致套管错断或破裂，形成与井筒连通的窗口。2、工艺流程1)技术原理在高速流动的修井液作用下，利用专用碎岩冲砂钻头，破碎井筒内大块岩石；利用密封连续冲砂装置（保证压力连续和井筒可加压性，确保地层相对稳定）和特殊管柱结构冲砂至断口，并使碎屑物返出地面；利用超平衡压井液压稳吐岩断口；选用合适堵剂配方封固断口周围破碎空间和断口。待断口稳定后，打开套损通道，并对井进行有效修复或报废处理。三、修井技术研究情况3、技术措施1)降压技术三、修井技术研究情况2)连续冲砂技术研究了二套冲砂装置：第一套装置用于连续冲铣井内油层砂或颗粒较小的岩石井口装置组成：连续冲砂井口密封装置由密封井口、转换阀和衬管三部分组成。区块降压是治理吐砂、吐岩井的前提条件，措施有三种：一是采用邻井提前关井和控制注入量降压；二是通过相邻注水井开井排液降压；三是通过施工井井口多次放泄降低地层压力。2)工艺流程断口以上钻铣冲砂——断口以上落物打捞——打印核实吐岩断口通径——封固断口——磨铣井筒内封固段——打通道——断口下部冲砂打捞——通井——断口修复——试压——完井三、修井技术研究情况冲砂原理：当组合阀通过密封井口进入工作筒后，靠密封井口，工作筒和组合阀上L型密封环作用，使管柱和工作筒环形空间连续液流方向得到控制。利用单流凡尔不可逆原理，改变液流方向，并连续进入管柱内腔，在管柱内高液流作用下，带动螺杆钻具旋转，并将动力提供给钻头，达到连续钻铣冲砂目的。装置结构见图管柱结构：破岩钻头──螺杆钻具──23/8″正扣钻杆──冲砂阀──钻具──冲砂阀连续冲砂装置

三、修井技术研究情况第二套装置用于冲铣井内吐出的大块岩石。装置组成：由旋转密封井口，一套冲砂阀和地面管汇组成。冲砂原理：利用冲砂阀双重开关的原理，每个冲砂阀上面和侧面各有一接口，当上口开始工作时侧面入口关闭，当侧口工作时，上口关闭。为了保证连续冲砂，地面配有一四通管汇和四条水龙带，靠开关地面阀门完成不停泵冲铣。装置如图

管柱结构：破岩钻头＋Φ62mm反扣钻杆＋冲砂阀＋方钻杆+密封阀三、修井技术研究情况连续冲砂装置Ⅱ3)断口稳定技术①压稳技术冲砂至断口后,采用高比重压井液,平衡地层压力达到压稳目的。利用γ=P/H，计算出平衡断口处地层压力所用泥浆比重,其中P为断口处地层压力，根据相邻井测得压力数据确定；H为断口深度。为了达到压稳目的，选择压井液比重要比实际计算值大1.2-1.5倍，压井液比重可通过加重来调整。②封固技术冲砂以后，对压井液不能平衡的断口，同时也为了防止断口再次出砂，必须封堵断口或对断口附近破碎空间封固。三、修井技术研究情况三、修井技术研究情况筛选堵剂配方：根据地层返砂快，岩质不稳定特点，筛选抗水浸、固化快、固化强度高，固化后容易处理的新型堵剂配方。初步确定的两种堵剂为G级水泥和氰凝。当断口处吸入量大于或等于0.2m3/min，选择G级水泥配以适量添加剂封堵断口；当断口处吸入量小于0.2m3/min时，选择氰凝封堵断口。管柱结构：应用可以缩短套管内封固段，防止堵剂回流的专用管柱结构。初步确定管柱结构为：丝堵+油管短节+定压开关+封隔器+油管。施工参数：根据堵剂特性和封固方法确定施工参数。封固压力：介于地层压力和地层破裂压力之间；封堵半径：大于0.8m；候凝时间：24-27h之间。4、现场试验吐砂吐岩块综合治理技术现场试验16口井，达到治理目的井15口，其中修复5口，报废10口。报废的10口井有8口冲到人工井底，对射孔层进行了彻底报废，2口井未冲到井底，对通道疏通后挤注报废。终止的1口井是由于下断口丢失无法继续施工。三、修井技术研究情况（五）深层气井套管外漏治理技术大庆油田2002年－2004年在射孔、试气、压裂、生产等过程中共出现故障气井8口，随着天然气勘探开发力度的不断加大，故障气井将逐年增多。这些故障气井如不及时修复，会影响天然气的增储上产，特别是套管腐蚀漏气和断脱的故障气井会污染周边环境，存在严重的火灾隐患，威胁气井、地面设备和人员的安全。三、修井技术研究情况一是施工危险性大，另外，由于井下套管腐蚀穿孔漏气，承压能力下降，在压井过程中由于压力较高，套管易断脱导致井喷失控事故；二是气层易受污染，对压井液的性能、压井方式和施工操作要求严格；三是压井不易成功；四是解卡打捞困难；五是套损后考虑气密封性，修井方法选择难。由于气与油（水）性质上的差异以及井深、压力高、井温高、腐蚀性等特点，气井修井不同于油水井，主要表现在：三、修井技术研究情况气井修井过程中产生的储层污染主要原因有两点：一是压井液选择和使用不当；二是施工过程中气层保护措施不当。该技术主要进行了以下方面的研究：1、防储层污染技术三、修井技术研究情况（1）无固相压井液研制膨润土水基泥浆不适用于气井压井。为减轻对气层的伤害，研制的无固相低伤害压井液满足气井修井两个方面的基本要求：一是保护油气层的要求，主要解决固相堵塞油气流通道和修井液改变岩石性质两个制约性问题；二是满足修井压井所必需的密度要求。研制的压井液应无固相、低失水、抑制性强、低伤害、抗气侵、抗温性能好等特性，对储层有很好的保护作用，且压井持续时间长。（2）施工过程中储层保护技术研究在施工过程中，根据不同工序制定相应储层保护技术，提高储层保护效果，避免施工过程中对储层产生伤害或将伤害降低到最低。三、修井技术研究情况（1）管内防喷工具研制在控制环空的同时，对施工管柱管内进行防喷控制，解决了管内防喷问题。（2）施工中防喷技术措施研究为保证气井修井安全生产，对从搬家到收尾所有施工工序制定了严密的防喷技术措施，做到防患于未然。2、安全防喷技术

三、修井技术研究情况（1）解卡打捞工艺研究气井工艺管柱的断脱与卡阻一般有三种情况：一是射孔试气联作管柱在射孔时由于射孔枪的严重变形而断脱与卡阻；二是气井压裂时由于替挤量不够、气层返砂、工具损坏失效、掉小件落物而断脱与卡阻；三是由于气井中含有H2S和CO2并同时渗出地层水，对生产管柱造成严重腐蚀而断脱卡阻。3、修复工艺三、修井技术研究情况A、解卡打捞工具研究由于腐蚀而造成井下管柱腐蚀脱落卡阻气井比较复杂，油管严重腐蚀后，圆形状的油管已成筛管状，某些段位腐蚀后仅剩条状的铁皮，普通打捞工具不适应，设计的解卡打捞工具具有两个方面的功能：一是能进行套铣，清理环空的腐蚀油管体、沉积的铁锈和泥浆并使落物进入收集筒内；二是收集筒能堆集和捞获腐蚀的油管皮子。三、修井技术研究情况B、解卡打捞管柱研究气井解卡打捞时有三个特殊性：一是气井易井喷，要求能随时进行压井；二是气层易受污染，当发现井喷预兆后要求进行循环压井而不是挤注压井；三是气井打捞工具抓获落物后主循环通道易被堵塞，无法进行循环压井。针对上述技术难题设计的解卡打捞管柱，既能防止抽汲诱喷，又能随时进行循环压井，也能防止气液从管内喷出，清洁工作环境，保证施工的安全。三、修井技术研究情况（2）套管漏失修复工艺研究

A、当井下技术状况具备取换套条件时，采用取换套的方法修复，考虑气体的腐蚀性和密封性，新旧套管采用对扣方法对接。

B、当井下技术状况不具备取换套条件时，设计丢手插入式密封完井管柱修复。三、修井技术研究情况（3）套管变形修复工艺研究根据气与油（水）性质上的差异以及井深、压力高、井温高、腐蚀性以及气密封性要求高等特点，在整形扩径方法选择上，先对冲胀、磨铣和爆炸法进行理论对比分析，然后优选。在修复方法选择上，具备取换套条件时，采用取换套的方法修复，考虑气体的腐蚀性和密封性，新旧套管采用对扣方法对接；不具备取换套条件时，对目前的密封加固工艺的气密封性进行室内实验验证并进行改进和完善，适应气密封性的要求。该技术可以达到套管完好井解卡打捞成功率90%以上，套管漏失和变形井修复成功率80%以上，可对比井修前与修后六个月产量比达1：0.9三、修井技术研究情况随着大庆油田进入高含水后期开采，每年都会新出现一些套损井，由于对套损井实施压裂改造存在很大的施工风险，因此在2002年以前大庆油田原则上对套损井放弃实施压裂改造，致使这些套损井得不到压裂改造。以往套损井的修复主要通过取套、侧斜和整形加固等几种方法完成，取套和侧斜修复的井可以按正常井进行压裂挖潜，而整形加固修复井目前还没有配套的压裂工艺技术。（六）套损井分层压裂改造技术三、修井技术研究情况整形加固井和套变井大多是未进行过压裂改造，截止到2004年底，大庆油田累计发现各类套损井10313口，预计有6000口左右的套损井无配套的压裂措施，这部分井得不到压裂改造严重影响储量的动用程度。三、修井技术研究情况一、研究了整形前后水泥环和地层的破坏范围，套损通径与套管剩余强度的关系，套损点距压裂层的临界距离。1、建立模型选择最有代表性的套变形式，目的层的厚度设为0.5m，上下岩层厚度各选10m，由于结构关于井筒对称性，左右各取5m，而前后则取3m，建立有限元模型。

套变局部有限元网格

套损井压裂技术主要进行了以下几方面的研究：三、修井技术研究情况2、套变后水泥环和地层的破坏范围

套变后和错断后水泥环的拉应力超过5MPa的范围由图可以看出套管错断，水泥环破坏为错断点上下各1m左右。套管变形，水泥环破坏为变形点上下各0.5m左右。冲胀整形时，变形和错断两种情况水泥环破坏上下各增1.5m左右；磨铣整形对水泥环影响不大。三、修井技术研究情况错断后周围岩层压应力＞80MPa的范围套变后套变点周围岩层压应力＞80MPa的范围由图可以看出，套损过程中，套损点附近岩层不断地发生破坏，范围是套损点上下各1.5m左右。冲胀整形时岩层破坏上下各增1m左右；磨铣整形对岩层影响不大。三、修井技术研究情况3、套变后套管的应力状态

错断后套管处于塑性流动状态的范围套变后套管处于塑性流动状态的范围不同套管通径与套管剩余强度之间的关系

由图可以看出：在套损位置，套管的局部应力随着套损通径的减小而大幅度增加，套管局部处于塑性流动状态，套管的壁厚将越来越薄，由此引起套管强度的大大降低，其变化趋势见图所示。三、修井技术研究情况4、冲胀整形的的结果分析冲胀整形不同通径修复到120mm后套管的剩余强度当最小通径小于φ80mm时，其冲胀整形修复后的套管强度将大幅度下降，以至低于原套管强度的50％，同时冲胀整形也将对水泥环和地层的损伤进一步加大。当套管的剩余强度低于其原强度的50%时，其抗外挤能力弱，在外挤力作用下容易再次发生变形等套损。对于通径小于φ80mm的套损井，由于磨铣过程对水泥环及地层岩石几乎没有伤害，因此对于小通径套损井的整形，磨铣整形是最佳方法。三、修井技术研究情况在35MPa压力下，当套损点到压裂层有平衡保护时，对不同厚度套损点到压裂层的第二胶结面进行抗剪切强度计算。5、有平衡保护的套损点到压裂层下限确定第二胶结面的抗剪切强度及所受的平均剪切应力曲线图

三、修井技术研究情况从曲线上可以看到，在套损点到压裂层有平衡保护措施下，第二胶结面上的平均剪切应力大大降低。套损点到压裂层不窜流的下限厚度也由无平衡保护措施下的3.5米降低到2.8米。由此可见平衡保护工艺措施在实际工程中的效果是相当明显的。三、修井技术研究情况6、不同压力下套损点到压裂层的距离下限无保护时套损点到压裂层的下限厚度与压力的关系图为套损点到压裂层在没有保护情况下，套损点到压裂层的最小厚度与压力的关系。从图可以看出，压力越大，套损点到压裂层需保护的下限厚度越大；压力越小，套损点到压裂层需保护的下限厚度越小。三、修井技术研究情况二、制定了套损井压裂选井标准和施工技术界限，确保了套损井压裂施工安全有效

1、套损或加固后通径φ105mm以上的井，或整形后通径达到φ120mm以上的井。

2、隔层验窜不窜槽的井。

3、分卡时，预测破裂压力小于30MPa，套损点到压裂层最小距离7m;压力每升高5MPa,最小距离增加1m;有平衡保护,最小距离可缩小0.7m。三、修井技术研究情况三、研究了分卡、合卡和平衡保护等压裂工艺方法，实现了修压连作，满足了不同井况套损井的压裂施工要求根据压裂施工的工艺特点和套损井修复后的实际状况，套损井修复后采用以下压裂施工方法：

1、套损点距压裂层大于安全距离，并且套损段和压裂层之间隔层不窜，采用对套损段和压裂层分卡的方法压裂，采用常规压裂工艺。

2、套损点距压裂层小于最小安全距离，或套损段和压裂层之间的隔层窜通，采取对套损段进行平衡保护的方法压裂。

3、套损点距压裂层小于安全距离，或套损段和压裂层之间的隔层窜通，并且套损点距另一侧不窜隔层之间有预压层，采取套损段和压裂层合卡的方法压裂，采用多裂缝压裂工艺。

4、套损点位于未射井段内，可以根据套损点距压裂层的距离，采取套损段与压裂层合卡或分卡的方法压裂。三、修井技术研究情况压裂层封隔器喷砂器套损段压裂层封隔器喷砂器套损段套损段平衡保护示意图套损段与压裂段分卡示意图套变点与压裂段合卡示意图非射孔段套变点合卡示图三、修井技术研究情况该技术现场进行了62口井（修压连作试验58口井，小直径压裂工具试验4口井）压裂试验,其中1口正常井、1口加固修复井、51口套变井、4口错断井、4口套变加错断井、1口套变加外漏井，最小通径范围φ87-φ116mm。三、修井技术研究情况在压裂过程中，压裂目的层破压为15MPa-48MPa，加砂规模从普通的单层6m3到单层最大为12m3，试验的井均获成功，说明套损井整形后采用适当的压裂工艺完全可以进行压裂改造。施工单井日增油最高为49t、最低为0.8t、平均为9.11t，