油水井大修工艺技术-套管修复加固

套管修复与加固,套管变形是套损井中最常见的一种损坏形式套管整形就是针对套管变形、轻微错断井（通径尚在95mm以上）而发展完善起来的一项修复工艺技术，它可以使套管变形部位基本恢复到原径向尺寸。有机械法、炸药爆炸扩张法。套管打通道就是针对套管损坏严重，通径很小或没有通径的情况下，使用磨铣工具将堵塞段铣磨掉，重新形成通道，为打捞下部落物或为油气流生产服务。套管整形或通道打好后，对变形、错断的恢复部位套管进行钢管内衬式加固，使套损部位保持较大的井眼通道，防止再次损坏并维持生产。,冲胀法：梨形胀管器、长锥面胀管器旋转碾压法：偏心辊子、三锥辊整形器旋转震击法：冲胀旋转碾压挤胀液压碾压法：爆炸：,用于错断井的磨铣,具有导向、防偏磨、便于下入错断口的作用，而且铣锥体上有高质量的硬质合金，磨铣效率高。,技术参数：,探针式铣锥,套损井修复技术修套工具,是磨铣钻具扶正配套工具，具有滚动扶正作用，摩擦阻力小，不伤害套管。,技术参数：,滚动式磨铣钻具扶正器,套损井修复技术修套工具,当导向杆底部遇阻时，磨鞋不随钻具转动，磨铣不会产生进尺。当导向杆插入错断口内，磨鞋被推向芯轴的上方，磨鞋才能随钻具转动，才能磨铣套管，并且导向杆引导磨鞋始终在错断口内磨铣，从而保证磨鞋不磨出套管。,活动式领眼磨鞋,套损井修复技术修套工具,对变形井段旋转碾压整形，整形级差大（5-10mm）、效率高。,技术参数：,滚珠整形器,与顿击器组合使用，主要用于通径90mm以下，通道均偏向一侧的错断井整形。不破坏下错断口，操作简单，整形效率高。,偏心胀管器,套损井修复技术修套工具,技术参数：,主要用于控制磨铣、滚压整形等施工中的钻压，具有保证钻压恒定，提高磨铣效率，同时可以减轻司钻的劳动强度。,磨铣钻具钻压控制器,套损井修复技术修套工具,修套工艺常规套损井打通道严重套损井打通道小通径打通道坍塌井错断井打通道弯曲井打通道,套损井修复技术套损井打通道技术,套变井大于105mm整形技术,应用液压变径滚珠整形、梨形整形器胀套等技术。2010年度共实施该类套变井整形23口，中完3口，修复20口，修井成功率87%。,严重变形井打通道技术,应用滚压整形、机械整形及磨铣修套等技术，开展了旋转滚珠整形、机械整形及磨铣修套技术研究。,旋转滚珠整形器实物图,滚珠胀头+钻杆+钻铤+钻杆,采用成排分布的滚珠设计，以旋转方式，实现滚珠与变形部位线接触，加大变形套管整形复位力；同时，在下压载荷和旋转扭矩的作用下，对套管产生碾压作用，增强套管复位后强度，提高整形效果。,工作原理：,钻具组合：,工具特点,强度高，整体性好：工具本体为整体煅造的高强度合金钢，局部高接触应力部位经过特殊处理工艺，能经受高强度的复杂滚压应力。结构简单，可对100mm以上变形套管实施整形。滚珠碾压套管时阻力小，不损伤钻具。在钻压10t情况下，旋转扭矩不超过100Kg.m。不易卡钻、工具易退出，只要旋转上提钻具，工具能顺利退出、顺利起出。上下两个锥度段设计，可实现滚珠上、下双向滚压套管整形。可对套管多次、多点、多段滚压整形，对套管伤害小。有系列整形工具，避免因一次整形量过大，造成卡钻或整形无进尺。,典型井例明204井,该井人工井底2097.3m，套管钢级J557.72mm，内径124.3mm。2008年2月，114mm1.5m通井规在1707m遇阻。后下110mm铅模打印，证实1792m套变，通径为96mm。,施工过程,下旋转滚压整形钻具，施工参数：加压1-8t，转速25r/min，整形井段1735-1821m，进尺86m，成功修复22个变形点。,整形效果分析,整形完成后下114mm1.5m通井规通井至1830m，无挂阻。18臂测井径仪测井径，显示1745-1747m、1754-1758m、1791-1797m、套管轻微变形；变径最严重处：1811m处恢复至119.1mm，1821m处恢复至120.4mm，符合下步下投产管柱要求。,套损井修复中一个重要工序是“打通道”，只有修出了通道，打捞、封堵、套管补贴、下小套管固井等一系列的技术才可实施。通过发展完善、攻关研究，初步形成了套管缩径整形、非坍塌错断井打通道、坍塌错断井打通道、弯曲坍塌套损井打通道等配套技术。,套损井修复技术套损井打通道技术,常规套损井打通道依靠钻具旋转和控制加压，使磨铣工具在旋转过程中侧面或端面的硬质合金磨铣损坏的套管，适用于通径大于90mm的错断井修复。,套损井修复技术套损井打通道技术,常规套损井打通道对于套管弯曲变形不大的，可采用整形工具如梨形整形器进行机械整形工艺修复。套管变形量超过套管内径的12%时，采用爆炸整形工艺修复，利用火药燃爆瞬间产生的巨大能量，使套管向外扩张膨胀。,套损井修复技术套损井打通道技术,套损井修复技术套损井打通道技术,坍塌井错断井打通道,打捞处理井筒，保证钻杆、油管能通过套损段，打铅模或井径测井验证套管错断扶正、对中错断套管上下部分挤水泥，固定错断套管部位下铣锥，铣掉套管中凝固的水泥，恢复套管内径,套损井修复技术套损井打通道技术,坍塌井错断井打通道,液压变径滚压套管整形新技术，采用变径滚压技术，由数百个钢球按一定的规律排列，对套管内壁进行滚压，胀头直径自动增加到预先设定的尺寸，将套管彻底恢复到原有的通径,套损井修复技术套损井打通道技术,弯曲井套管变形+落物打通道,该系统由枪身及数百个钢球组成，遇阻时，地面动力经多级增压后在胀压设备上产生一千多吨的胀压力，使数百个钢球以一定的规律排列并顺势向外滚动，将套管内壁滚压成圆形状态。,套损井修复技术套损井打通道技术,该设备在套管内表面形成880-1600MPa压强。将通径80mm的变形套管胀压到118-124mm的圆形状。处理后套管弹性回弹，最终通径：124mm套管大于116mm或118mm，121套管大于114mm或116mm。将7吋套管可以恢复到146-158mm。可处理任意长度的多点套变。有效解决套管弯曲？,套损井修复技术套损井打通道技术,整形过程：1、整形器下到预定位置后，用水泥车打压15-40MPa。2、近千个钢球胀压套管。3、泄压后钢球收回，起出管柱,套损井修复技术套损井打通道技术,采用变径滚压新技术在地面的实验结果,处理前,处理后,套损井修复技术套损井打通道技术,套损井修复技术套损井打通道技术,弯曲井套管变形+落物打通道,从井下起出的51/2套管局部缩径变形实物，常规修井工艺很难处理，甚至造成开窗和工程报废,弯曲井套管变形+落物打通道,第一步：配套大推力液压缸，可产生150吨180吨的下推力，把被卡的落物下推井底。第二步：采用液压变径滚压技术修复变形套管。第三步：打捞井下落物。,套损井修复技术套损井打通道技术,全井124套管,在1300米处套管破裂，井漏，洗井出口不返1668米以下套管缩径变形，变形段长度未知。下114*7.6米液压变径整形器,在1658.48米遇阻。水泥车开始打压整形,到1667.37米通过变形段,起出工具.因井漏严重,进行堵漏作业.由于此井要进行套管补贴作业,要求套管通径大于118,要求再次进行套管整形.下118*7.6米液压变径整形器.开始整形后8个小时通过变形段.起出管柱后,进行了测井径和118*2米通径规通径验套作业.修套成功.,套损井修复技术套损井打通道技术卫229-2油井,主要型号及适用套管,套损井修复技术套损井打通道技术,可能不成功的几种情况及其原因错断较严重且无支撑，套管处于游离状态；水质较脏，有大量泥砂、铁屑的混合物及其它落物；经铣锥或爆炸或其它原因造成的卷边、倒刺，破裂严重等；套管漏失严重；部分岩石应力集中，形成较严重狗腿弯,或通道过小.,套损井修复技术套损井打通道技术,明149错断井修复：该井为电泵生产井，大修过程中，上部套管破裂，造成出砂，无法施工。找漏1520m漏失，在1600米位置打悬空水泥塞后，平推水泥堵漏，挤水泥过程中，压力出现突降，继续挤堵直至将水泥面推至设计位置，关井候凝。钻水泥塞时在1518m遇阻，打印落实发现套管错断，上下断口有56mm的交集，上下断口被水泥牢牢固定。用直径50mm的管子，端部堆焊磨铣材料，制作成小钻头，钻孔，进尺20cm后起出。使用长锥面铣锥缓慢引入孔中，切削套管错断上下口，进尺2m后，铣锥已全部进入下部套管中，加大铣锥外径并使用钻铤进一步修铣断口附近位置，大直径工具畅通无阻。用电泵捞筒顺利捞出井下电泵机组。但遗憾的是当时没有对断口进行加固。,明130井错断井修复：该井套管错断在深1452.28m套管断错，由于此处在水泥返高附近，断口处于活动状态。井内为丢手封隔器管柱。,错断位置1452.28m,下套管复位器，遇阻深度1453.55m,加压8t后下至深度1556.40m。挤入地层固化剂2.76m，关井候凝。磨铣重新获得通道后捞出井内封隔器管柱；下4套管固井成功。,下入套管复位器实物图,浮鞋深度2149.34m,悬挂器位置1343.49m,错断位置1452.28m,实体膨胀管应用技术,膨胀管技术,一、引言膨胀管技术就是将套管下入技术套管内，用驱动头以液压力或机械力的方法使管材永久形变，用特殊工具和工艺将下入的套管膨胀至与上层技术套管内壁紧贴，从而达到增大采油管柱或井眼内径的目的。该技术被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一,膨胀管主要分为膨胀套管、膨胀波纹管、膨胀筛管等。,波纹管膨胀筛管,膨胀套管,膨胀管技术,总部设在海牙的皇家荷兰壳牌公司在1993年左右最先进行了实体膨胀管实验。实验使用了几节焊在一起的钢管，钢管初始直径是4，膨胀率约22%。1998年7月，壳牌公司与GrantPrideco公司合作，该公司是制造各类油田管材的专业化公司，开发了可膨胀螺纹连接，能够在膨胀过程中保持机械和水力完整性，这是一个重大的技术进步。,二、国内外发展现状,膨胀管技术,1999年11月哈里伯顿能源服务公司为雪佛龙美国开采公司在路易斯安那州率先使用了实体膨胀管系统。,膨胀管技术,裸眼井膨胀尾管系统,主要解决漏失问题和复杂地层，例如盐岩塑性地层及地层孔隙压力、压力梯度复杂的地层。,膨胀管技术,套管井膨胀衬管系统,该系统可以用于老井的修复，可修复数千英尺的套管。该技术结构相对简单，技术要求较低，可进行单根或多根套管的补贴。,膨胀管技术,膨胀尾管悬挂器系统,数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。膨胀尾管悬挂器可有效解决这一问题，并同时保持比尾管更大的内径。,膨胀管技术,随着国外膨胀管技术应用的增多，国内三大石油公司都加快了研究开发步伐，中石油和中海油都把膨胀管技术的研究作为“十一五”的重点攻关项目，计划投资数千万进行研究。目前，进展较快的有：中石油勘探研究院、西南石油学院、长庆油田及中海油。其中中石油勘探研究院完成了单根膨胀管的地面和井下试验、从今年开始对联接螺纹进行研发；西南石油学院主要从事理论方面的研究；中海油主要利用膨胀技术在分支井上的应用研究。,膨胀管技术,创立的几项全国记录1、2005年9月，王70-63井，国内首次带有膨胀螺纹的井下现场试验；2、2006年7月，梁38-1井，国内首次突破100米膨胀套管补贴应用；3、2006年11月，孤南7-61井，国内首次完成177.8mm套管内膨胀套管补贴应用；4、2008年5月，林3-侧更11井，完成国内首次侧钻井膨胀套管完井现场应用，同时创膨胀套管应用最长施工纪录（243.25m）；5、2009年5月，商23-31井，创国内膨胀套管补贴修套技术最长施工纪录（284.72m）；6、2009年7月，国内首次侧钻井膨胀尾管悬挂器技术现场应用，利用118108膨胀式尾管悬挂器悬挂95mm尾管总长度901.67m；7、2009年8月，永3-侧斜104井，创国内侧钻井膨胀套管完井新纪录（486.5m）；8、2009年9月，永66-侧2井，再次打破侧钻井膨胀套管完井纪录（520.17m）；9、2009年9月，义11-47井，完成国内首次膨胀悬挂小套管修套技术现场应用。10、2010年4月，南萨里布拉克区块-C58井国产膨胀管首次在国外套管损坏井中应用。,膨胀管技术,三、实体膨胀管的主要用途,实体膨胀管技术具有重要的意义，一是可以简便有效地解决复杂井段的井壁稳定问题，二是可以减少上部井眼的尺寸和套管层数，甚至在几年内实现从井口到井底以同一尺寸钻井，这样可以钻更深的直井和大位移井，三是可以修复老井被损坏的套管，四是可以大大降低钻井成本，五是代替常规尾管悬挂器及管外封隔器的膨胀尾管悬挂器可增大悬挂器内径及密封性。,膨胀管技术,膨胀套管用于井身结构优化，可以减小井眼锥度、提高建井效率、减少建井成本。,井身结构对比,膨胀管技术,传统套管程序与膨胀套管程序对比,膨胀管技术,利用膨胀套管封堵复杂地层。,13-3/811-3/49-5/8（膨胀至11-3/4后内径10）9-5/87-5/8（膨胀至9-5/8后内径为7.935）7,封隔地层,钻遇复杂地层时，在不增大开眼直径和不减小完井套管直径的条件下，可多下数层膨胀套管来封隔复杂地层，以利安全钻井。,膨胀管技术,改变深钻井井身结构,解决低速钻进问题的有效技术。与较小钻机配合，可为深钻井提供一种经济有效的解决方案。,超深传统井身与可膨胀套管井身对比,膨胀管技术,膨胀套管用于套管补贴,套管补贴,可进行长井段的补贴，补贴的同时加固了老井套管，提高了套管的抗外挤强度；密封橡胶件具有耐压、耐高温、耐腐蚀等特性，密封效果好。还可以用于封堵炮眼、老井加深及修复钻井过程中的套管损坏。,膨胀管技术,老井侧钻,膨胀套管用于老井侧钻。,可以提高固井质量、增大侧钻井段的套管内径。,膨胀管技术,四、膨胀式尾管悬挂器,数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。膨胀尾管悬挂器可有效解决这一问题，并同时保持比尾管更大的内径。,膨胀管技术,膨胀式尾管悬挂器优越性在于：（1）在水泥浆上返过程中，可将完井尾管进行旋转，从而大幅度提高水泥浆顶替效率和固井质量，解决套管偏心、环空窜流通道造成的固井质量问题。（2）具备良好的密封悬挂功能，完全解决侧钻井窗口以上大套管与小套管重叠段的密封问题，同时小套管和大套管之间的重叠段可以小于10m，大幅度减少常规完井小套管使用量，从而节约套管成本。过流面积和通道更大，可适应于更小的环空间隙；（3）由于良好的密封及悬挂性能，使裸眼尾管与大套管形成一个完整的整体。在窗口位置选择时可以最大程度的降低开窗点附近水层对窗口的影响，从而大幅度减少裸眼井段的长度，降低钻井成本及完井套管费用。,膨胀管技术,膨胀式尾管悬挂器优越性在于：（4）消除了常规悬挂器卡瓦对上层套管造成的损伤，并可提供更大的悬挂力和具有更高的可靠性。（5）内通径远大于配套使用的套管，膨胀旋转尾管悬挂器采用一体式结构，没有中心管、卡瓦等机构，可有效提高悬挂器的整体强度，并保证其它管内作业的顺畅。（6）膨胀式可旋转尾管悬挂器可以达到双向悬挂的效果，无论上提或者下放，均无法使尾管柱产生移动。（7）在尾管下入过程中遇阻，旋转尾管悬挂器可以转动管串，将有助于克服阻力，使尾管顺利下入到位，。密封压力55MPa。,膨胀管技术,目前已开发出139.7mm95.25mm两种规格产品。自2009年7月20日王102-侧54井第一口膨胀悬挂器施工，已成功完井近十口井，有效提高了悬挂部位的密封质量。,膨胀管技术,中原油田实体膨胀管应用技术,高强塑不锈钢膨胀管：膨胀后屈服强度560MPa，抗拉强度960MPa，延伸率达到40%以上。,1、膨胀管材料,低碳合金钢膨胀管：膨胀启动压力小，可用小修设备施工。最大屈服强度724MPa，最小屈服强度622MPa。胀后强度接近N80套管。,纳米复合橡胶材料：耐高温、耐油、耐腐蚀、高强度、弹性好等特点使用专用单涂型胶粘剂与膨胀管本体粘接性能优良，确保粘结强度高、下井无脱落、密封效果好根据现场不同的需要，可任意调整硫化密封件的数量、间距,国外膨胀管外密封橡胶,中原油田加密硫化橡胶,2、膨胀管密封技术,3、膨胀管膨胀原理,与国外产品对比,一、实体膨胀管应用技术,补贴套管腐蚀井段。封堵射孔层段。封堵高出水层段。套变或套破井打通道后补贴加固。加深井、侧钻井完井。,4、实体膨胀管技术应用范围,补贴套漏段射孔段,一、实体膨胀管应用技术,悬挂小套管（尾管悬挂器）,加深井底后用作完井套管,一、实体膨胀管应用技术,钻井中补贴裸眼段出水层,膨胀管补贴工艺示意图,流体通过中心杆传递压力至发射室，达到临界压力时胀头不动，发射室附近有密封带的膨胀管相对下移，胀头启动后膨胀管发生膨胀，挤压橡胶密封带，使膨胀管贴在基础套管上，实现锚定。膨胀管锚定后，胀头在高压液体作用下，强迫膨胀管连续向上膨胀。膨胀过程可单独液压膨胀，也可液压提拉结合膨胀。,1、膨胀管套管补贴工艺原理,（一）膨胀管补贴技术,刮削补贴井段,憋压30MPa，胀头启动，开始膨胀，钻杆悬重减少。,保持悬重，稳定泵压，继续膨胀，发射室全部锚定。,增大拉力，泵压适当降低，拉力液压同时作用，继续膨胀,直到膨胀补贴完毕，泵压落零，膨胀施工结束。,提升悬重。,钻底部堵头，完井。,该井是一口高温高压深井，2006、2007年二次采用封隔器进行机械卡堵水，实施封上采下，由于井底压力高，卡封失效。2007年6月膨胀管补贴施工，补贴井段3459.21-3489.58m，补贴长度30.37m，补贴后通径101mm。,2、文13-41井深井高强度膨胀管补贴,扩铣1600-1700m至灰面深2490.2m。测井径，落实套管情况。120mm铣锥处理井筒。下膨胀管，并校深。投球，打压膨胀。,3、文65-89井小修设备膨胀管补贴堵漏,补贴井段1587.21-1640.88m，补贴长度53.67m，补贴后通径105mm。,膨胀补贴：补贴段深度：1532.54m-1627m（包括套变段、套漏段、射孔段），补贴段长94.46m。下入膨胀管12根+发射器1根(胀头103mm)，进行磁定位校深。,膨胀补贴效果：启动压力28MPa；膨胀压力28-30MPa。膨胀长度94.46m，创造了中原油田膨胀管补贴纪录。,修套打通道：下106mm-118mm长锥面铣锥进行套管扩铣打通道。对井段1540-1630m反复扩铣划眼，修套至灰面深1857.63m。然后测井径，验证套管是否满足膨胀管下入条件。,灰面：1857.63m,4、明1-44井长井段补贴,修前简况：1613.0-1619.83m套管严重变形缩径，1619.83m处最小缩径至105mm；1535.461574m漏失,1、加深井完井现状,常规51/2in套管加深井：采用下4in套管完井，完井井筒内径86mm，只能选择2in油管生产，对后期施工作业产生影响。,用膨胀管为完井套管加深完井：膨胀管作为完井套管，完井后井筒内径可达103-105mm。,4in套完井,（二）膨胀管加深完井技术,1、扩眼加深井底：置换泥浆-钻塞-钻阻流环-套管划眼-加深扩眼。2、下膨胀管管柱组合3、固井施工：打前置隔离液（缓凝水）打设定水泥浆井口压胶塞打后置隔离液碰压，憋压4、膨胀施工：液压膨胀。5、钻塞通井。,3、施工工艺,利用膨胀管作为完井套管，代替4in套管，应用于加深井完井。,2、技术原理,应用膨胀管完井,可增大完井套管内径，完井套管内径达到103-105mm,比4in套管完井内径大18mm。先注入水泥再膨胀，水泥重新分布，有利于提高固井质量。补贴管密封胶皮可以保证完井套管与原套管悬挂部位的密封。,4、技术特点,一、实体膨胀管应用技术,钻穿阻流环（2516.14m）至加深井底2555m。膨胀管加深段位置2507m-2555m，长度48m。,濮2-523井膨胀管加深完井现场试验,地质要求,施工简况,加深钻井：裸眼井径121-130mm，深度2552.6m。固井：注水泥，投胶塞，顶替。膨胀管膨胀：打压至30MPa胀头启动，膨胀过程运行压力31-33MPa，直至膨胀结束。,深：2518.64m；118mm,加深井底：2552.6m,原井底深：2527.00m,重合段：8m,（三）膨胀管悬挂器,1、悬挂器现状,常规卡瓦式悬挂器特点：坐封压力低，制造简单。不足：水泥返高不到位导致端口不密封。卡瓦悬挂力小，存在管柱下滑风险。端口内通径小（86mm），作业易碰挂。,卡瓦式悬挂器,膨胀管悬挂器：膨胀管压缩硫化橡胶既有悬挂作用，又有密封作用，结构简单。同时端口内通径可以达到103-105mm。,膨胀管式悬挂器,膨胀施工压力：25-35MPa锚定力：80t密封压力：50MPa大胶塞销钉剪断压力：10-12MPa,悬挂力大且实现了悬挂端口的密封，保证了水泥返高的设计位置，提高固井质量。悬挂器端口内通径可以达到103-105mm,减少作业碰挂（也可作为特殊施工的回插密封部位）。,3、技术特点,应用一段膨胀管硫化橡胶，液压膨胀膨胀管，压缩橡胶锚定替代机械式卡瓦锚定，提高悬挂力，实现端口密封。,2、技术原理,该井为采油三厂一口注泡沫驱井，设计要求用膨胀管悬挂器悬挂4in套管完井，开窗位置1597m，完钻井深1675m。,修前简况,明403井膨胀管悬挂器现场试验,悬挂器上端面深度1362.9m，4in套301.3m，引鞋深度1672.29m。12MPa时剪断大胶塞销钉。大胶塞在阻流环内碰泵稳压20MPa，升压25-35MPa，膨胀管膨胀悬挂。,施工简况,悬挂完井后井身结构图,常规卡瓦式斜向器：特点：结构简单，施工方便。不足：卡瓦锚定，锚定力小，存在滑移、松动风险。卡瓦和套管咬合面积小，必须避开腐蚀、穿孔及接箍等位置，对锚定位置的套管要求高。,1、开窗斜向器现状,采用膨胀管锚定：通过在膨胀管管体上硫化橡胶压缩后锚定在套管上，密封段长，锚定力大，位置准确。,膨胀管锚定斜向器,一、实体膨胀管应用技术,（四）膨胀管锚定导斜一体化工具,利用膨胀管膨胀橡胶的密封原理，通过膨胀挤压密封橡胶组件，使导斜锚定器锚定在套管壁上，实现工具的锚定定位。回插开窗一体化工具，进行开窗侧钻。,2、技术原理,膨胀施工压力：25-35MPa锚定力：80t扭矩：20KNm抗外压：30MPa耐内压：50MPa,设计15-20个密封橡胶，锚定力达80t以上。陀螺定向导向键槽，开窗位置和方向准确。液压膨胀锚定，施工工艺简单。,3、技术特点,明416井膨胀管锚定开窗工具现场试验,地质要求：该井地质要求侧钻，设计侧钻开窗位置1350m，方位51.8，水平位移300m。,下导斜开窗一体化工具：导斜器插入膨胀管锚定器，方向键进入定位导向键槽并锁紧，上提5t后确认卡簧已卡住，加压10t剪断销钉丢手，座导斜器成功。,开窗：加压1.5-4t,钻速60-80r/min,开窗成功后领眼钻进进尺2m后起出管柱。,下膨胀管锚定器：下入深度1350m，陀螺定向，定向键槽方位51.8，膨胀定位施工最高打压35MPa，膨胀管定位器座挂成功。,5.12汶川地震影响，普光气田发现29口井套管变形，部分气井不能正常投产。普光钻井投资达9910万元/井，若不能投产将造成重大损失，因此，必须进行套变井投产技术研究，达到恢复生产的条件。,普光酸性气田修套技术,为了方便治理研究和生产技术管理，按照套变程度、对开发方案中采气管柱实施影响度，将套变等级分成三种类型。,严重变形，3910.4-3910.6m井径最小123.5mm。截面近似椭圆形，与正常套管内径152.5mm相比缩颈29mm。,（1）套变情况（201-2井为例）,1.震击整形技术力学分析,锥面长400mm,总长940mm,工作面,导锥,工具接头,整形面1.0-1.2cm,工作面7-15cm,导锥锥角12,（2）整形器,a.根据钻铤质量、冲击高度、速度、动能定理、力的分解、工况环境可以计算出下列整形工作参数：胀头下击平均载荷：F=62.2kN，胀头向外挤胀力：F1=310.5kN整形面接触应力：1=F1/S330（MPa）,F1=310.5,b.地应力2预测：110S套管抗挤90MPa，厚壁管140MPa，预测地应力是套管挤毁强度的1.3-1.6倍，即2相当于120145MPa。,d.比较12，是复杂工况下克服整形阻力需要，能够满足整形施工要求。,（3）整形技术力学分析,2、整形管柱、工具设计,管柱结构：S135+G105钢级/壁厚9.35mm组合钻杆柱。强度安全系数1.6-1.8，震击解卡安全余量60-80t，满足施工需要。工具结构：120.7mm钻铤120m+120.7mm震击器+120.7mm冲击器+高强度胀管器。,（1）管柱结构,（2）胀管器级别设计,高强度梨型套管整形胀头,胀头型号（六级）122、125、128mm131、134、137mm,普302-1井套变段4147.04151.0m中度变形，最小井径138.87mm，2008年10月份采用该技术整形后，解决了永久封隔器不能下到合金套管的技术难题。,3、滚压整形技术,P302-1井封完井管柱,合金套管,套变段4030-4151m,4、严重套变井单井整形胀头级次设计,（1）P103-2井（第一口应用井），2009年7月2日井径测井发现4738.0-4750.0m/125.46mm。（2）井下震击整形：2009年7月24日-8月10日采用128、131、134mm高强度整形器，胀头顺利通过。（3）效果：8月10日用130mm4m通井规至套变段以下100m无阻显示。（4）8月31日，采用永久封隔器+遇油膨胀封隔器采气管柱作业完井。,应用实例,2.套变井整形技术应用统计,P204-2H井套管“屈曲变形”严重，137mm整形器通过，130mm*4.0m规没有通过,井口组装整形工具,利用老井套管，在某深度开窗后侧钻新井眼技术。它是一种投资少、见效快、经济效益显著的老油田开发技术措施，世界各国都非常重视该技术的研究应用，已成为世界各国许多油田勘探开发中重新认识老油田、使老油田增储上产和提高最终采收率的重要手段，显示出了广阔的发展前景及推广应用价值。,套管开窗侧钻技术：,套管开窗侧钻井按井型可分为：普通侧钻井、定向侧钻井、侧钻水平井及侧钻分支井等主要几种。按开窗方式可分为：段铣开窗和斜向器开窗两种。主要作业程序包括：井眼准备、套管开窗、侧钻钻井、完井作业等。套管开窗主要适用于244.mm、177.8mm及139.7mm几种套管。,前言,钻井井史、油井作业、地质等资料。内容包括：待钻地层稳定性和可钻性；开窗井段固井质量和测井曲线；作业井段井斜角。作业井段套管的套损、套变情况；开窗作业井段套管钢级、壁厚、套管接箍位置及扶正器位置。,一、前期准备,1、查询资料,应满足侧钻轨道设计对锻铣井段或开窗窗口位置的选择要求。应避开原井套管接箍和套管外扶正器，选在完好的套管本体上；应避开原井事故井段和套管损坏井段；选择套管外固井质量良好井段；选择在较稳定的泥岩井段，或者在不含水、胶结良好的砂体上。,2、开窗位置确定的原则,在地层较硬、固井质量较好，且开窗点上下有不能打开的水层的情况下，一般选用地锚斜向器开窗的方式。在固井质量不理想的情况下一般采用锻铣开窗方式。锻铣原则上宜在直井段，锻铣井段井斜角应小于60。开窗段井斜大于60应选择斜向器开窗方式。,3、开窗方式的选择原则,斜向器开窗优点：工序简单，开窗时间短；可适应较大的井斜角度；可在双层或多层套管上开窗侧钻；导向器配上封隔器，可用作桥塞而省去打水泥塞过程；铁屑量少，对钻井液性能的依赖程度有所降低。缺点：由于受磁干扰，在开始侧钻时若井斜角小于3度，不能用随钻监测，在初始井中井眼方位存在一定的误差。,4、开窗方式的对比,锻铣器开窗优点：锻铣井段较长时；可用随钻仪器随钻随测，有利于初始井眼的轨迹控制。缺点：裸露井段长，锻铣后需打水泥塞；工艺复杂，施工周期长。在地层较硬时侧钻困难。,4、开窗方式的对比,通井工具通井铣锥、刮管器、通径规。钻具组合：通井铣锥+钻杆1根+刮管器+通径规+钻杆通井工艺根据井眼尺寸选择合适的工具及钻具组合，通井至要求井深（开窗点以下20米），在开窗点上下10米范围内转动转盘，以刮洗掉井壁油污及腐蚀层以利于地锚的悬挂。,二、井筒准备,1、通井,通井注意事项每下入井深500米左右分段开泵循环一次，开泵时应注意防止蹩泵，下到底后充分循环。下钻要平稳，并密切注意指重表变化，遇阻不能硬压，遇卡不能硬拨，把井下情况弄清楚后，制定具体施工方案及措施。,通井注意事项在循环洗井过程中要注意循环罐液面变化，观察有无溢流及漏失，并根据情况制定措施，为下步施工打好基础。对所有下井工具和钻具要严格丈量，记录长度、外径、水眼直径，下井工具要画出草图，严格检查下井工具及钻具。使用好刮泥器严防井下落物，确保井下安全。,下桥塞，座封后关封井器试压。特殊井需按规定挤封原井射孔层位后试压。,2、试压,3、测陀螺,根据原井套管通井深度，测套管陀螺。以此作为井眼剖面设计的依据。,锻铣器是侧钻定向井中使用较早的工具。结构组成为壳体、活塞总成、切断报知装置、弹簧、刀片及稳定器。工作原理：在工作过程中，钻井液流过活塞喷咀，形成压力降，推动活塞下移。支撑刀片切割套管，当套管被切断后，切断报知装置将泵压显示到地面，此时即可加压磨铣。,三、套管锻铣开窗,1、工具组成及原理,水泥,套管,锻铣套管开窗,锻铣工具下井前安装调试，开泵检查刀片能否全部涨开，停泵刀片能否收回。检查刀具灵活活好用后，将刀片捆住，防止下井过程中刀片误打开，损坏套管及刀片。开窗工具下井过程中控制下放速度，严禁猛刹猛放，中途不得开泵循环，不能转动转盘。,2、锻铣开窗,下钻中途遇阻，不能硬压硬冲，遇阻不能超过1吨，否则应起钻通井，井眼畅通后再下开窗工具。保护好井口，严格防止井口落物，以防发生重大井下事故。开窗锻铣工具下到开窗位置，开泵转动转盘20-30分钟，慢慢加压0.5-1吨，观察钻具能否加上钻压。钻具能承受住钻压后，继续磨铣，并观察有无碎铁屑返出，根据铁屑返出量和形状分析锻铣工具工作状况。,磨铣过程中钻压不能超过1吨，防止压坏锻铣工具，致使工具不能完全磨穿套管，出现套管内扒皮现象。每磨铣0.5m，停止转盘转动，增大泥浆排量循环清洗井眼，观察铁屑返出情况及数量，防止铁屑在井内相互缠绕，形成“鸟窝”状铁屑团，造成卡钻事故的发生。每磨铣套管1-2米，停泵停转盘慢慢上提钻具，检查锻铣工具刀片闭合开启情况，上提钻具，观察锻铣工具经过窗顶时有无挂卡现象。,当磨铣速度明显降低时，应及时起钻检查段铣工具以及刀片磨损情况，换段铣刀片继续磨铣。每次换刀片下钻到窗口位置，开泵转动转盘反复进行划眼，以保证套管段铣质量。段铣完后，调整泥浆性能，增大排量循环洗井，下入强磁打捞器清除井底铁屑，并用稠泥浆将段铣段封住。,斜向器铣锥开窗是目前应用最广的开窗方式。以液压式地锚斜向器为主。结构组成主要由送入接头、送入杆、导斜体、钳牙、活塞锥体总成、球座等组成.,四、斜向器开窗,1、工具组成及原理,工作原理用送入工具将地锚斜向器下入到预定开窗位置，缓慢开泵打压坐封导斜器。坐封牢固后，转动钻具，倒开送入工具与导斜面的连接螺纹，最后上提钻具剪断扶正盘与导斜面的连接销钉，起出送入工具。再下一趟开窗铣锥进行磨洗开窗。,下钻过程中司钻操作平稳，控制好下放速度，严禁猛顿、猛放、猛刹；下钻过程中密切注意指重表变化，最大遇阻不得超过40kN，如遇阻且多次起下仍不能通过，应起钻通井；在开窗工具的起下过程中严防井下落物。下钻过程中需要对钻具进行灌浆。,2、下开窗工具及座封注意事项,开窗工具下至设计位置，可进行地锚的座封作业。座封主要步骤（以液压式为例）：开泵憋压至18-20MPa；达到预定压力后，在压力没有较大变化的情况下，稳压3-4min；3-4min之后泄压，正转倒扣30圈，将中心管倒开，并上提剪断中心管与地锚的联结销钉，此时观察指重表，会有拉力变化显示；下探并下压20-30kN，证实地锚座封成功。,下开窗铣锥至斜向器顶部，计算好方入后，慢慢加压探至斜向器顶部，探到斜向器顶部后，加压0-10kN进行初始开窗，待磨铣进尺达到0.2m-0.3m后加压10-20kN，继续磨进。磨铣进尺达到1.30m左右，进尺会明显变慢，即进入死点区。磨铣进尺达到2.60m时窗口已全部形成，多次重复开窗过程来修整窗口，直至在窗口任何位置转动、上提下放无显示后再钻进地层2-3m。,3、开窗施工,注意事项：进入死点区后，可以通过调整磨铣参数来通过死点区。整个开窗过程每磨进0.1-0.2m，就提至初始开窗位置，转动转盘慢慢下放直到上部窗口无显示。在开窗过程中，要每隔10-20分钟捞取砂样一次，并分析砂样中的铁屑形状、含量、水泥、岩屑与窗口长度的关系。在复式铣锥的起下过程中，要使用好刮泥器，严防井下落物。启动转盘前先试开，注意扭矩变化；在整个开窗过程中，要经常停转盘观察分析转盘扭矩变化情况，防止井下钻具事故的发生。计算深度，确定铣锥彻底离开套管，表示开窗完成。之后要反复多次进行修窗作业，做到不转转盘，上提下放无显示的效果。,钻具结构：钻头+1柱钻铤+钻杆钻井参数：钻压：1030kN，转速：5060r/min。,1、初始井眼钻进,四、侧钻施工,注意事项：要计算好钻头接触窗口及通过窗口的方入，遇阻不能硬压，可适当转动钻具，并缓慢下放，如果确实不能通过，则应起钻修窗口。下钻至距离井底1-2m开泵，待井底冲洗干净后方可加压钻进，钻进时初始钻压要小（5-10kN），充分磨合钻头后加压30kN钻进20m，转速60r/min，排量控制在12.5L/s。,钻具结构：152.40mmHA136+1.50单弯动力钻具+MWD随钻仪器+89mmDP118mm单牙轮+1.50单弯动力钻具+MWD随钻仪器+73mmDP钻井参数：钻压：3060kN，泵压：1315MPa，排量：12.5L/s。注意事项：要丈量并计算记录好动力钻具高边工具面与定向仪器的角差。通过看原井地质测井资料，做好泥岩地层钻进钻速低的准备。前期定向利用1.50单弯，调整好方位，之后开始定向钻进。初始井眼钻进每个单根进行一个全测量。,2、定向钻进,注意事项：进尺较慢时，要经常活动钻具，合理调整泥浆，防止井下事故的发生。增斜段井斜超过40时，接单根前要划眼1次，消除岩屑床，确保井眼顺畅。造斜钻进50m左右进行一次短起下，定向完后循环时大幅度活动钻具。下钻距离井底2-3m，单凡尔开泵，待井底清洗干净后，方可加压钻进，初始钻压要小（5-10kN），20分钟后加压钻进。摆工具面要平稳符合要求。,钻具结构：152.40mmHA136+1.50单弯动力钻具+LWD随钻仪器+89mmDP；118mm单牙轮+1.50单弯动力钻具+LWD随钻仪器+73mmDP钻井参数：钻压：3040kN，泵压：1718MPa，转速：5060r/min，排量：12.5L/s。注意事项：每钻完一个单根要划眼一次，每钻进80100m进行一次短起下，消除岩屑床，确保井眼顺畅；每钻完半个单根全测量一次，根据井斜变化及时调整井眼轨迹；钻进平稳加压，观察泵压变化。接单根后，开泵注意防蹩泵。,3、水平段钻进,注意事项：每钻完半个单根全测量一次，根据井斜变化及时调整井眼轨迹；钻进平稳加压，注意观察泵压变化。接单根后开泵注意防蹩泵；做好井眼防碰工作。根据随钻地质导向，结合录井钻时、地质捞砂及原井资料，随时控制轨迹确保油层钻穿率。水平段注意摩阻情况，应当做好泥浆的润滑和防塌工作。,尾管串结构(由下至上)尾管引鞋+短套管1根+筛管串+短套管1根+盲板+短套管1根+管外封隔器+短套管1根+分级箍+尾管串+悬挂器+送入钻具扶正器加法:尾管重叠段每2根套管加1只刚性扶正器，悬挂器以下2根套管每根加1只刚性扶正器；其它斜井段每2根套管加1只弹性扶正器，水平段每4根套管加1只弹性扶正器。,五、完井作业,1、177.8mm套管*152.4mm井眼：A、41/2尾管引鞋旋流+41/2浮箍2个+41/2球座+41/2尾管串+变扣短节+悬挂器（7*5）+31/2送入钻具B、41/2尾管引鞋旋流+41/2浮箍2个+41/2*5变扣短节+5球座+变扣短节+5无接箍尾管串+悬挂器（7*5）+31/2送入钻具,C、41/2尾管引鞋+41/2短套管1根+41/2筛管串+41/2短套管1根+41/2盲板+短套管1根+41/2管外封隔器+41/2短套管1根+41/2分级箍+41/2尾管串+41/2悬挂器+送入钻具,2、139.7mm套管*118mm井眼：88.9mm尾管引鞋旋流+88.9mm浮箍2个+88.9mm球座+88.9mm尾管串+悬挂器+27/8送入钻具95.25mm尾管引鞋旋流+95.25mm浮箍2个+95.25mm球座+95.25mm尾管串+悬挂器+27/8送入钻具,73mm筛管+95mm尾管串结构(101mm引鞋+101mm洗井阀+73mm短节+73mm筛管串（外径101mm）+73mm短节+73mm管外封隔器（2个）+73mm短节+73mm筛管串+（73*95）变扣短节+95尾管1根+盲管+旋流+浮箍+球座+95尾管串+悬挂器+73mm送入钻具,88.9mm筛管+95mm尾管串结构108mm引鞋+108mm洗井阀+88.9mm短节+88.9mm筛管串（外径108mm+（88.9*95）变扣+95mm短节+盲管+旋流+浮箍+球座+95尾管串+悬挂器+73mm送入钻具,中原油田侧钻管串101.6mm尾管串结构：101.6mm尾管引鞋旋流+101.6mm浮箍2个+101.6mm球座+101.6mm尾管串+悬挂器+27/8送入钻具,小井眼深井完井技术,对长井段套管变形、漏失及套管严重变形、错断和落物复杂的一些井，采用常规大修技术难以修复。中原油田油藏埋藏深，打更新井的投资大（文东、文南钻井投资1000万元以上）。开发应用51/2in套管下4in套管和开窗侧钻技术修复套损井，完善注采井网，挖掘剩余油潜力，恢复控制和可采储量，提高油田开发中后期的开发效果。,一、51/2in套管内下4in套管完井工艺二、51/2in套管开窗侧钻完井工艺三、深井小井眼完井配套技术,针对深井下井下4in套管井下温度高、环空隙小、长井段套管不居中及油层段形成双层套管的技术难题，开发了在高温条件下延迟固井的水泥浆体系、回插固井工艺技术、扶正技术及4in双层套管射孔技术，满足了51/2in套管下4in套管完井的需要。,一、51/2in套管内下4in套管完井技术,双层套管的承载能力德国克劳塞尔（Clansthal）技术大学石油工程研究所（InstituteofPetroleumEngineering）在模拟井下温度和压力的情况下，进行了大量的实验，结果表明：1.双层组合套管的抗挤毁强度至少等于两层套管的抗挤毁强度之和。2.内外层套管偏心对组合套管抗挤毁强度无影响，试验表明，内层套管与外层套管偏心甚至达100%（即内外套管相切），对组合套管的强度并无不良影响。3.变形的外层套管对组合套管的抗挤毁强度影响不大。用经过预压变形的外层套管组成组合套管，其抗挤压强度没有明显减少。,5.上式说明双层组合套管的抗挤毁强度取决于内层套管的最小屈服强度，所以内层套管应使用优质钢材，而外层套管可使用次一级钢材。6.双层组合套管达到高强度的另一个关键：水泥不必有很高的强度。7.内外层套管的选择：内层套管与一般套管设计相同。外层套管主要根据内外层套管环空间隙选择(1326mm)。,4.应用弹性力学的厚壁筒理论，在内压为零（最危险状况），外压为0,在原5in井筒内全井下入4in套管；注入延迟固井水泥浆，再将4in套管上提；水泥浆液面回落后，将4in套管重新插入水泥浆中；使环空中的水泥浆重新均匀分布，以提高固井质量。,主要用于套管长井段多处漏失、油水井投产年限较长、套管腐蚀严重油水井的修复。,1、全井下4in套管工艺,全井下4in套管施工工艺,4in套管悬挂在下部套损段或生产段，采用51/2in-4in套管悬挂器，悬挂4in套管，用27/8in钻杆携带下井，然后回插固井，悬挂器坐挂。,用于上部套管完好而下部套管或局部套管损坏的油水井修复,2、悬挂4in套管工艺,开窗位置深、套管壁厚大、过盐膏层，侧钻难度大;地层压力高，泥浆密度大，循环压力高；高温、高盐，固井介面胶结不好；环空间隙小，固井水泥环薄，射孔易碎裂，造成层间封堵实效。,二、51/2in套管开窗侧钻完井技术,应用于上部套管完好下部套管严重变形或错断、落物复杂无法修复以及为挖掘剩余油潜力的油水井修复,深井开窗侧钻的技术难点,井筒准备；开窗修窗；随钻定向；测井；悬挂4in套管延迟固井；投产（投注）等工序。,开窗侧钻技术施工工艺,应用坐封可靠的液压卡瓦封隔式斜向器，确保斜向器固定牢固；实现座斜、开窗修窗一次完成，减少起下钻具，提高效率。,1、斜向器开窗修一体化工具,三、深井小井眼完井配套技术,在保持高排量的情况下，从改变钻井液成分入手，开发出一种低固相低摩阻的新型钻井液体系，最大限度地减少钻井液本身的流动内阻力和钻井液与井壁、钻杆之间的摩擦力，从而达到降低泵压的目的。,2、低摩阻钻井液体系,利用转盘和动力钻具两种动力同时驱动高效PDC钻头钻进。并通过优选动力钻具、PDC钻头和优化钻具结构，使平均钻速比提高21%，缩短了施工周期，取得良好效果。,文209-侧2井双驱钻进效果对比,3、提高小井眼机械钻速,4、固井水泥浆体系,考虑到小井眼、小环空、封固井段长的特点，研究出了优质水泥浆体系，具有抗高温高盐、浆体稠度低、过渡时间短、稠化时间易调、良好的防窜性能等优点，可满足井温130的高温条件下深井下4in套管延迟固井的需要。,稠度较低（小于15BC），有利于紊流顶替。稠化过渡时间短，稠化时间可根据需要调整。易于控制失重，减小油气窜发生。,水泥浆的稠化特点,水泥浆的流变性、失水、抗压强度性能,流动性好、失水低、抗压强度高特点；SPN值较低，说明该水泥浆体系具有较强的防窜性能。,水泥浆抗盐性能,18%盐水配制的水泥浆性能,用较高浓度的盐水配制该水泥浆，其水泥浆仍具有良好的流动性能及稠化特点，水泥浆失水仍可较好地满足固井需要。,采用水力液压式扩眼器进入裸眼内进行扩眼，扩眼后井径扩大至140mm左右，提高了固井质量。,5、固井工艺,水力扩孔眼技术,套管本体加焊扶正块技术，加焊后外径114-118mm。保证套管居中。,液压扶正