1、套管修复技术的应用报告撰写人:修井公司 田卫国 主要参加人：王恩新 田卫国吴 畏 蔺宏业2003 年 12 月 10 日套管修复技术的应用摘 要 套管修复技术的应用，使一些停产井恢复了正常生产。介绍了在三口井应用套管修复技术的情况。现场应用结果表明，采用长衬管封固技术，可以达到修复多点套损井使其恢复生产的目的。在容易垮塌尤其是井斜大、造斜率高的井段长段套铣、倒扣时，采用引子进行套铣、倒扣，是防止套铣出新井眼而找不到鱼顶的有效措施。对于换套管的大修井，如果落鱼被卡在坏套管附近，又难于处理，可以采取换套管措施，将落鱼和套管一同捞出，再回接套管。关键词 套管修复 衬管封固技术 回接套管 应用套管修复
2、技术是油井大修技术的重要组成部分。在采油过程中，由于客观和人为的因素，油气井套管经常发生一些损坏，导致油气井无法正常生产，甚至停产。有些套损井靠小修无法解决，必须进行套管修复等大修作业。套管修复技术水平的高低、质量的好坏，直接关系到油气井能否复产。同时，也直接影响施工单位的经济效益。辽河油田各稠油区均采用蒸汽吞吐方式开采，由于套管受高温、高压持续作用、应力疲劳和流体腐蚀、水泥返高不够、地层出砂等原因，造成套损井越来越多，已经成为影响各区块产量和油井利用率的重要因素。据有关资料统计，辽河油田稠油主力热采区块的管损坏程度已相当高，达到 12.64%。有的采油厂套管损坏已超过了 20%，多数套损井需
3、要大修恢复生产。点套损井长衬管封固技术的应用由于稠油热井套管工作环境恶劣、开采时间长等多种原因，套管损坏点多、段长。据资料统计，2000-2001 年，欢采发生多点套损井就有 21 口，其他采油厂也有一定数量的多点套损井。随着油田的开采，发生多点套损的油井的数量势必呈递增趋势。因此，研究如何恢复多点套损井产能的工艺技术很有必要。1.1 恢复多点套损井的措施分析欢采稠油区的多点套损位置一般发生在井筒中部以下，其跨距在几十米，甚至几百米。对于这些井，采用开窗侧钻开窗点高，造成侧钻周期长、 成本高；采用补贴工艺，需要分次补贴才能完成，时间长，成本高且寿命也不长。针对欢采多点套损井的特点，我们与欢采技
4、术人员共同研究试验了多点套损井的长段密封加固技术，即衬管封固技术。1.2 衬管封固技术衬管封固技术是利用大修作业手段，首先找出套管破损的上下漏点，确定破损段，利用专业工具建立井下通道。然后，下衬管固井完成套管修复目的技术。3 衬管封固技术在齐 108-14-16C 井的应用1.3. 1 原井基本情况基本数据：原井为 178mm 套管侧钻井，悬挂器位置 941.42m,人工井底 1390m，水泥返高 183m，尾管尺寸 127mm。套管补贴井段 823.5864m，管补贴内径 138mm。基本情况：该井出砂严重，径小修找漏作业，834920m 套可能坏，导致出砂严重，经套管补贴无效造成停产，再上
5、大修。1.3.2 主要施工过程及技术措施1.3.2.1 起出原井管柱，下 105mm 刮刀钻头至 862m 遇阻，冲砂、通洗井至 1049m，洗井液：根据井下出砂严重的情况用泥浆洗井。1.3.2.2 下 156mm 通井规通井验证套管损坏位置，下钻至补贴管顶 823.5m，起钻。1.3.2.3 找漏，确定套管破损段用 Y211-148 封隔器找漏至 820 以上，试压 15Ppa 不降下 105mm 单牙轮钻头旋转、冲砂至1255m，起钻用 Y211-105 封隔器，利用砂面找下漏点。经试压，证实 9451255m 不漏。1.3.2.4 下、固衬管管柱结构：可钻引鞋+127mm 衬管+悬挂器+
6、送入管柱悬顶 820m，下深 941.42m。注灰 1.5m3。悬挂器内径 108.67mm，衬管长度 121.22m,节箍直径车外圆至 135mm，衬管内径 111mm，同 178mm 套管侧钻井悬挂器、尾管尺寸，能够满足采油工艺要求。1.3.2.5 钻塞、通井、试压合格交井，建井周期 9 天。套管回接技术的应用套管回接技术的应用，使辽河油田的一些套损井恢复了生产。钻井二公司修井公司 2002 年在 3 口井成功应用套管回接技术。2003 年 111 月，已经在 7 口井应用套管回接技术都获得了成功，其中最大换套回接深度 768m。2.1 套管回接技术套管回接技术是通过套铣、倒扣等大修手段，
7、把原井井口至井下某一深度的坏套管取出并更换回界新套管达到修复套管目的的工艺技术。2.2 套管回接技术在冷 35-44-44 井的应用2.2.1 原井基本情况基本数据：原井为 140mm 套管生产井，完钻井深 3028m，人工井底 3010m，水泥返高 1813m。造斜点 350m，套管损坏井段井斜数据：355m，2.5；400m，6；500m，9；600m,15.5；700m,23;750m,23.21；800m,22；900m，21。基本情况：该井在 750800m 左右套管损坏，无法正常生产，需上大修换套管。2.2.2 工艺技术难点2.2.2.1 该地区上部地层容易垮塌和井漏，虽然返高在
8、1813，但分析套管已经被砂埋，需要进行 800m 左右的长段套铣、换套。2.2.2.2 需换套井段在造斜和增斜井段就，套管破损位置的最大井斜达到 23.21，套铣、打捞进鱼顶比较困难。2.2.3 主要施工过程及技术措施2.2.3.1 找漏118mm 刮刀钻头、118mm 通过规井洗井至 1074m。用 Y211-114 和 Y111-114 封隔器找漏，证实套损井段为 757759m。2.2.3.2 套铣倒扣通过测卡点分析套管已经被砂埋，于是采用套铣倒扣的方式取套管。为了防止地层垮塌和井漏，加强了泥浆性能的维护和处理，采取控制套铣速度和套铣进尺。只下八根铣管，防止套铣段过长造成环空蹩堵蹩地层
9、。倒扣到鱼顶 521m，考虑到造斜绿增大（由原来的 50m 增加 2，变成 50m 增加 4），而且越接近套损段，井斜越大（由原来的 10将增加到 24）的情况，为避免套铣出新井眼和打捞进鱼顶困难而找不到鱼顶，采用了引子套铣和带引子倒扣的特殊工艺，一直处理到 768m。倒出坏的套管在 758.6m 处有一个直径为 10cm 左右的洞。2.2.3.3 下套管、回接下套管 75 根，下深 768.07。循环冲洗后对扣、回接、试压 15Mpa，30min 压力不降，焊井口通井至人工井底完井，建井周期 29 天。为了确保对扣回接质量，我们对对扣扶正套进行了认真的准备。主要有三点，一是套子要绝对焊正；二
10、是长度要够；三是低部环状要合理。对扣时严格控制了对扣扭距、对扣圈数和对扣高度，保证了对扣回接质量。3 套管回接技术在洼 86 井的应用2.3.1 原井基本情况基本数据：原井为 177.8mm 套管生产井，人工井底 1333.57m,水泥返高 1027m。油层井段：13181323.4m，套管规范：177.8*N80*9.19mm，灰面：15m，鱼顶位置不详。基本情况：该井在 427.97475.56m 左右套管损坏，并有被卡管柱：球座+k341 封隔器+节流器+1 米短节+89mm 油管 5 根+k3411 封隔器+89mm 油管 1 根，无法正常生产，须上大修打捞出被卡管柱并换套管。2.3.
11、2 大修要求2.3.2.1 打捞出全部落物2.3.2.2 套铣、倒扣、倒出漏点以上及附近的套管并回接加固套管；2.2.2.3 射孔段以上试压 15Mpa，通井至人工井底。2.3.3 主要施工过程及技术措施2.3.3.1 钻灰塞、打捞钻灰塞 1552m 通井至 457m 遇阻。陪浆冲砂至 478.29m，有鱼顶显示。因为有沉砂，下 140mm铣管到 489.5m 套不动，分析已到封隔器。打印，证实鱼顶为 89mm 油管节箍，下 89mm 可退捞予冲洗鱼顶，打捞未获，下 89mm 滑块打捞，上提 76 吨未解卡，倒扣获 89mm 油管，鱼顶 488.46m。2.3.3.2 套铣、倒扣因为井下落鱼已
12、经被卡死，直接叨唠将非常困难。经分析，认为落鱼在套损段附近，可以将落鱼和套管一同捞出。于是，进行套铣、倒扣。套铣到井深 472m，倒扣到鱼顶 469m，考虑到鱼顶位置在 541.52m，下 8 根铣管一次套铣到 548m，下倒扣捞予倒扣，一次性倒出 7 根套管，连同落鱼全部捞获。2.3.3.3 回接、交井下套管 539.85m，注水泥、对扣回接。下钻通井 1271m 遇阻，试压 15Mpa 合格，冲砂到人工井底，其钻测声幅合格交井，建井周期 15 天。结论及建议3.3.1 对于多点且下部井筒较好可利用的稠油套损井，采用长衬管封固技术，可以达到修复套管使其恢复生产的目的。3.3.2 建议其它采油厂在一些多点套损井应用长采用衬管封固技术，以恢复多点、长段套损井。而且，油井使用受命长。3.3.3 在容易垮塌井段长段套铣、倒扣，是防止套铣出新井眼和找不到鱼顶的有效措施。3.3.1 采用套管回接技术，是修复套管的有效手段，而且修复后使用受命长。3.3.5 对于换套管的大修井，如果落惊被卡在坏套管附近，又难于处理，可以采取换套措施，将落鱼和套管一同捞出，再回接套管。参考文献1李克向.实用完井工程.石油工业出版社.2002.12
