套损井预防与治理PPT演示课件

胜利油田分公司临盘采油厂二一四年二月,套损井预防与治理,前言,面对严峻形势，采油厂一方面深入调查、研究分析套损特征及原因，另一方面综合创新配套技术开展治理工作，力求前期预防与套损治理同步推进，取得了一定效果。,临盘采油厂所辖四个油田均为复杂小断块油田，受非均匀地应力、高矿化度、出砂等因素影响，九五期间年度新增套损井近70口，截至2013年底已发现套损井742口，其中带病生产、停产的油水井有343口，当年累计影响日产1233t，影响日注15848m3，损失可采储量181.3104t，损失水驱控制储量664104t。,二、套损井预防做法三、套损井治理技术研究与应用四、取得的认识,汇报提纲,一、套损特征及原因分析,套损特征及原因分析,（一）套损井分布情况,套损井主要产生在临盘、商河、临南油田。其中套变井448口，套漏井294口,临盘油田套损特征：断层多、断距小、出砂严重，非均匀地应力、断层失稳和出砂造成套变。套变井338口，占套损井比例71.5%。,商河油田套损特征：含油层系多，泥岩吸水蠕变造成套变，套变井100口，占套损井比例70.9%。,临南油田套损特征：矿化度高，腐蚀造成长井段套漏，套漏井117口，占套损井比例94.4%。,套变井,套变井主要集中在射孔段上部和射孔井段，占89.7%。,套变井与射孔井段相对位置,（二）套损特征,套变井与油藏深度对应表,出砂区块套变比例高于不出砂区块19.8%。,套损特征及原因分析,5,套损特征及原因分析,（二）套损特征,套变井,遭遇断层套变井统计表,遭遇断层井套损比例达到92.1%，离断点越近的地方越容易发生套变。,6,套损特征及原因分析,（二）套损特征,套漏井,套漏井与地层水矿化度对应表,矿化度越高、套漏比例越大。,油井套漏位置分布表（临南油田）,水井套漏位置分布表（临南油田）,油井套漏主要发生在水泥返高以上和泵口以下。水井套漏主要发生在水泥返高以上。,7,1、非均匀地应力,主要原因是：非均匀地应力影响、断层失稳滑移、出砂、泥岩吸水蠕变,缩径示意图,套变井,胜利油田地应力非均匀系数平均为1.40,以临盘油田地层深度为1650m为例,非均匀地应力条件下套管承受抗挤应力是均匀地应力下的2倍。,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套管承受着非均匀的对称性载荷，套管容易沿载荷大的方向被向内挤压，内通径变小。,8,2、断层失稳滑移,对套管产生横向剪切作用，套管发生缩径、错断变形。,L13断块套损概况表,L13油藏剖面图,错断示意图,临13区块为典型的复杂断块多层层状油藏，含油面积18.4km2，分布在大小75个断块中，每平方公里断层达11.2条。套变井比例是平均值的近两倍。,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套变井,9,3、出砂影响,出砂形成空洞后的套管工作应力是地层骨架较完好时的1.5-2.0倍。,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套变井,出砂量越高，套管工作应力越大。,当井筒内压较高或较低时，出砂后套管不能满足工作应力要求。,盘河油田P2块套损情况表,10,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套变井,4、泥岩吸水蠕变,当注入水压力较高时，注入水可沿砂泥岩的界面侵入泥岩，造成泥岩吸水膨胀。泥岩吸水膨胀后，几乎将全部上覆岩压都转移至套管，使套管所受挤压应力增大，发生长井段弯曲。,商河油田商三区属于高压低渗透油藏，部分注水井油压已达25MPa以上，水井套变比例高于全厂套变井平均值15.8%。,商河油田商三区油水井套损概况表,弯曲示意图,11,1、高矿化度腐蚀,实验表明油井污水矿化度达45000-50000mg/l时腐蚀严重。,主要原因是高矿化度和二氧化碳造成的腐蚀,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套漏井,临南油田地层水平均矿化度属于腐蚀严重区，套漏比例达39.4%，寿命小于5年。,临南油田套损井概况表,临南油田套漏井寿命统计表,12,CO2含量与腐蚀速率呈线性正比关系，污水对A3钢的腐蚀速率0.076mm/a，实验表明，通入CO2后，腐蚀速率增大3-6倍。,2、二氧化碳电化学腐蚀,产出水腐蚀速率统计表,套损特征及原因分析,（三）套损原因,套漏井,13,1、临盘采油厂套管损坏形式以套变为主，套漏为辅。其中临盘油田、商河油田以套变为主，临南油田以套漏为主。,2、套变井套损位置主要发生在射孔井段，出砂油藏套变井比例远高于不出砂油藏。,3、套漏井套损位置主要位于返高以上，主要产生于高矿化度油藏。随着地层水矿化度升高，发生套漏井比例明显提高。,4、非均匀地应力影响、出砂、断层滑移、泥岩吸水蠕变、高矿化度腐蚀是造成采油厂套管损坏的主要原因。,套损特征及原因分析,小结,14,一、套损特征及原因分析二、套损井预防做法三、套损井治理技术研究与应用四、取得的认识,汇报提纲,二、套损井预防做法,15,包括出砂油藏套损预防措施、低渗、特低渗油藏套损预防措施、高矿化度油藏套损预防措施。,包括油井和水井生产过程套损预防措施。,套损井预防做法,完井过程套损预防做法,生产过程套损预防做法,作业过程套损预防做法,16,措施三：射孔工艺采用有枪身射孔弹，60度相位角孔密小于16孔/m。,措施一：完井套管射孔井段上、下100m套管壁厚由7.72mm增加到9.17mm，套管钢级由J55或N80钢级增加到P110级。,措施二：采取先期防砂，增加地层胶结强度，降低套管有效工作应力。,近三年应用区块统计表,套损井预防做法,（一）完井过程,出砂油藏,17,近三年应用区块统计表,低渗透、特低渗油藏,措施一：油层套管提高钢级，2500m以上的井采用P110套管。,措施二：提高泥岩段完井套管钢级和壁厚，提高套管抗挤强度。,套损井预防做法,（一）完井过程,18,近三年应用区块统计表,近三年应用区块统计表,高矿化度油藏,措施一：优化低密度水泥浆体系，提高水泥返高下限，人工井底3000m以上的井下限为1000m。,措施二：全井采用9.17mm加厚套管，油层部位提高钢级。,套损井预防做法,（一）完井过程,19,1、研制自动加药箱,该装置利用油井自身产出水稀释和携带药剂，实现了与油井联动、定时、定量加药，避免外来水造成油层污染。解决了人工加药存在的工作量大、药液混合不均匀问题，为管理局专利实施项目，已在我厂590口井上应用。,油井,措施一：高矿化度油井采用自动加药箱环空加药、缓蚀剂吞吐、牺牲阳极等多种防腐方式，减缓腐蚀。,套损井预防做法,（二）生产过程,20,2、攻关缓蚀剂吞吐技术,该项目为中石化提高采收率导向项目，创新实施了“加药端点前移”，实现了低液量、低含水井井筒有效缓蚀。“一种减缓油井深层及管线腐蚀的方法”已申报国家发明专利。,试验井P40-6缓蚀剂吞吐后管柱状况,油井,套损井预防做法,（二）生产过程,21,3、牺牲阳极技术形成技术规范,自2007年在114口井应用油管阳极和抽油杆阳极，平均延长生产周期120d以上。,油井,套损井预防做法,（二）生产过程,22,斜井、深井油管蠕动对套管损伤统计表,生产管柱在泵挂部位长期承受上下蠕动交变载荷，容易与套管产生偏磨，致使套管损坏。,措施二：使用油管扶正器、减少油套管磨损。,油井,尾管位置与套破位置较好对应。,套损井预防做法,（二）生产过程,23,油管外壁偏磨典型井例,LPP16-X18,LPP40-X934,油井,套损井预防做法,（二）生产过程,24,自主设计了无伤害油管扶正器，采用注塑热固加工工艺固定在油管短节上。2012-2013年在22口油井上使用106套。从LPP40-X934起出情况看，该工具对套管起到了超前保护作用。,LPP40-X934起出来的油管扶正器,油井,措施二：使用油管扶正器、减少油套管磨损。,套损井预防做法,（二）生产过程,25,提高水的PH值，使腐蚀电池处于钝化区，我厂4座污水站经改造全部采用水质改性工艺，平均腐蚀率由0.547mm/a降低到0.037mm/a。,Fe-H2O体系的电位图,水质改性“前”水井管柱状况,水质改性“后”水井管柱状况,平均腐蚀率变化图,水井,措施一：推广水质改性技术、减缓腐蚀。,套损井预防做法,（二）生产过程,26,1、完善注采系统。先后实施“西水东调”、“北水南调”工程，满足油藏注水需求，实现注水管网全油区覆盖。总注水量增加204104m3。,水井,措施二：提升地层压力、降低套管工作应力。,总长：40km日输水量：2500m3,套损井预防做法,（二）生产过程,27,水井,2、加大投转注、增注工作力度。开井注采比由1:4.2提高到1:2.9，实际注水储量由54.4%提高到80.4%，增加水驱储量5304104t。,开井注采比,实际注水储量,措施二：提升地层压力、降低套管工作应力。,套损井预防做法,（二）生产过程,28,2、水井开关操作要平稳，避免压力波动。,1、制定注水站压力达标考核办法，确保注水干压稳定。,水井,措施三：出台相关规定、强化制度执行落实。,3、安装水井单流阀，防止水井回砂。,套损井预防做法,（二）生产过程,29,水井,6、加强巡回检查和资料录取工作，确保源头资料的准确性。,5、需放溢流的，作业前应逐步关井降压8h24h方能施工。,4、加强水井洗井管理，制定洗井管理规定，采用回水管线、洗井车等多种方式，保证水井定期洗井，缩短惰性液体在井筒内停留时间。,措施三：出台相关规定、强化制度执行落实。,套损井预防做法,（二）生产过程,30,套损井预防做法,（三）作业过程,压裂井全部采用卡封护套方式施工，酸化、挤注等高压施工若试挤压力超过20MPa，则设计带封隔器施工管柱，避免油层套管长时间承受高压。,SHS62-22压裂管柱,SHS13-193酸化管柱,措施一：压裂、酸化、挤注等高压施工采用封隔器保护套管。,31,对于水平井及定向井，下入造斜点以下工具进行前后倒角处理，油管接箍为30倒角节箍，同时在油管柱底部加装扶正器，避免起下管柱时井下工具及油管节箍贴边对套管造成刮擦损伤。,措施二：进入斜井段工具、油管倒角处理，使用扶正器使下井工具或油管在井筒居中。,套损井预防做法,（三）作业过程,32,进行各种磨铣、套铣、钻铣施工时，规定在同一深度施工时间不能超过20min，钻压不能超过30KN，保证不损伤套管为前提的正常套、磨铣施工。如果在同一深度施工时间超过20min遇阻不下，通过钻压在60KN以内的反复轻微顿击和上提下放的旋转划眼来解决,仍无效果，起出钻具检查。,措施三：各项磨、铣、钻施工在定点停留时间不能超过20min。,套损井预防做法,（三）作业过程,33,在进行起下作业施工时，要求平稳操作并根据管柱所携带工具情况，严格执行操作规范所规定的起下速度，以此来减少起下作业时所产生的抽汲负压和磨阻对套管的损伤，同时避免起下管柱速度过快造成卡钻或加剧套管损坏程度。,措施四：起下管柱速度平稳。,套损井预防做法,（三）作业过程,34,对于中后期防砂井，在充分弥补生产井段管外亏空的同时，严格控制施工压力，保证最高压力比正常充填压力高5-7MPa，以避免过高的挤注压力破坏射孔井段附近套管。,为有效延长套管使用寿命，老井油管套管试压根据生产压差来确定，以不高于生产压差5MPa为试压上限值。,措施五：严格控制充填防砂施工压力。,措施六：油井套管各种试压等级控制在不高于生产压差5MPa以内。,套损井预防做法,（三）作业过程,35,2003年开始，临盘采油厂套损预防措施在新井和老井上全面推开应用，年度新增套损井由九五期间的68口下降为十二五期间的52口。,套管寿命有效延长，较2002年以前对比套管寿命平均延长6.1年。,（四）效果,套损井预防做法,36,一、套损特征及原因分析二、套损井预防做法三、套损井治理技术研究与应用四、取得的认识,汇报提纲,三、套损井治理技术研究与应用,37,形成套损井治理六类主要技术：,挤灰封堵技术,套损井治理技术研究与应用,封隔器隔采技术,套管补贴技术,取套换套技术,小套管二次固井技术,套管内侧钻技术,38,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,采用不同规格的封隔器对套损段进行封堵，维持正常生产。适应井况：适合长井段腐蚀、套破，封堵段以上套管无变形；破点不吐砂和灰浆。缺点：不能洗井、加药，管柱易受偏磨周期的影响，封隔器在井下时间过长有卡管柱的风险。,1、隔采工艺技术,39,2、挤灰封漏工艺技术,将封堵堵剂挤注到套破段凝固后封堵破点，具有较好的承压能力和较大的通径。适应井况：适合套破段较短，挤灰段及以上套管无变形，且挤灰段井斜不宜超过45度。缺点：施工压力高、风险高，有可能造成“插旗杆”、二次套损、灰面无法处理等事故。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,40,3、套管补贴技术,通过大通径悬挂密封装置将补贴管悬挂在套损段，从而对套损段封堵。适应井况：适合长井段腐蚀、套破，封堵段以上套管良好，破点不吐砂、灰浆；套管处理以后的内通径不小于118mm。缺点：套管内径缩小；补贴管损坏后处理难度大；成本高。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,41,4、取套换套工艺,SHS8-24井取出的第7根套管图片,是针对浅层套管破损的最有效治理办法，600m以内都可以通过这种办法解决。特点：可以在不减少套管的内径和套管的密封承压能力的情况下根治套损。缺点：选井条件严格，实施难度大，设备要求高，成本投入高。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,42,是将低一内径级别的套管下入原破损段进行固井完井的工艺。适应井况：油水井大段或全井套管腐蚀、弯曲变形损坏的情况。缺点：内径缩减，增大后期的分采、分注、油层改造等措施难度。,5、小套管二次固井工艺技术,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,43,利用上部完好套管，下部开窗侧钻，下入小套管并管外固井治理套损。适应井况：适合套损段以上套管良好，潜力较大的井。缺点：套管内径缩小，影响后期油层改造、分采、修井等措施；侧钻段及以上异常，后期处理难度大；成本高。,6、套管内侧钻工艺,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,44,六项治理技术适应井筒条件评价对比表,小套管固井工艺整体适应井筒条件最强，其次是侧钻技术、取套换套、套管补贴，较差的是封隔器隔采、挤灰封堵。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,45,六项治理技术作业施工周期评价对比表,侧钻、取套换套需要的作业施工周期最长，大致2530d，其次是挤灰封堵、小套管固井、套管补贴，1020d左右，最短的是机械卡漏，一般68d即可完成。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,46,六项治理技术施工费用评价对比表,侧钻井、小套管二次固井施工费用最高，其次是取套换套、套管补贴、挤灰封堵，最少的是机械隔采。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,47,六项治理技术修复后性能指标评价对比表,取套换套后的性能指标最好，其次为小套管二次固井、侧钻、套管补贴，挤灰封堵和机械卡漏较差。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,48,六项治理技术后期风险系数评价对比表,取套换套、小套管二次固井、套管侧钻三项工艺的风险系数最低，挤灰封堵、机械隔采的风险系数较高，套管补贴的风险系数最高。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,49,从油藏增油潜力、井筒复杂程度、费用等方面综合考虑，确定了采油厂套损井治理思路：优化工艺、分类治理、实现效益最大化。,增油潜力大、有潜力层或重要水井,增油潜力小且无潜力层,下部通道打不出来，上部套管完好,小套管二次固井,大段漏失,封隔器隔采,挤灰封堵,漏失段短，水泥返高以下,取套换套,浅层漏失,浅层漏失,漏失段短，水泥返高以下,管内侧钻,大段损坏,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,50,2008-2013六项主要套损治理技术应用情况,小套管二次固井工艺应用工作量大，效果好，是我厂套损井治理的主导技术。,套损井治理技术研究与应用,（一）适应性分析,51,盘12-21井是一口疑难套损井,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,1、产生背景,由于常规套损井治理技术存在着选井条件苛刻、有效期短、治理不彻底的缺陷。到2003年采油厂套损井被迫关停井数达到了206口，必须找到一种有效的治理技术来解决疑难套损井的治理问题，通过调研，2003年我们在夏70-08井开始小套管二次固井技术试验，我厂是该技术在局内应用最早的采油厂。,2004年大修时发现1546m套管弯曲，无法修复报废关井。,引进新技术和新工具,使用了高效长领眼铣锥、高效铣锥短节，自制长钻杆铣锥等工具,修套管柱分别用了找眼工艺管柱、扩径工艺管柱、取直工艺管柱三种组合。,07年11月重上大修,历时35d成功修复弯曲套管，捞出井下落物后实施小套管二次固井，使该井恢复生产。,52,2、技术可行性：,7in-51/2in方式,51/2in-4in方式,在51/2in套管中下4in小套管，在7in套管中下51/2in套管，从上表数据来看，小套管接箍外径能够满足下井要求，间隙能够满足固井要求，只要解决水泥返高的有效封堵、重新射孔、小井眼采油技术配套问题，技术上具有可行性。,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,53,通过不断摸索，形成了小套管二次固井技术流程,套损井检测,打通道扩径,模拟管通井,下套管施工,管外固井,射孔投产,3、技术流程,组合快速检测技术、改进打通道工艺、创新配套固井工具和工艺、优化射孔技术，实现了小套管二次固井工艺的规模效益。,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,54,套损井检测技术,LNXI32-22井,微差井温：1700-1720m1740-1760m漏失,40臂井径：1701-1714m中度腐蚀1733-1744m轻度腐蚀,40臂井径：1798-1830m套管轻微缩颈,组合两项快速检测技术,1、微差井温找漏+封隔器找漏检测技术,2、微差井温+多臂井径检测技术,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,55,打通道扩径技术,高效领眼铣锥,高效铣锥短节,改进一：刮铣工具改进,针对常规技术在套损井应用中修井成功率较低问题，进行了三项改进和一项引进，形成了具有自己特色的机械打通道、扩径工艺技术。,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,56,打通道扩径技术,对于错断、弯曲井，在常规处理套变的工艺上增加领眼试钻和打铅印两道工序，避免了开窗事故的发生。,TA7-42X第一次打铅印,TA7-42X第二次打铅印,对于错断、弯曲井，修套管柱分为：找眼工艺管柱、扩径工艺管柱、取直工艺管柱三种组合以此来安全、有效的进行套管修复。,改进二：施工步骤改进,改进三：管柱组合改进,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,57,打通道扩径技术,一项引进：液压变径滚压套管整形工艺,该工艺适用：套管变形处最小通径90mm。,液压整形示意图,通过改进和新工艺应用，实现了套管缩径井、套管弯曲井和错断井的成功打通道。,技术原理：该工艺采用变径滚压技术，由数百个变径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。,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,58,二次固井工艺技术,上部套管大通径，可以提液,小套管下部悬挂固井工艺,获得一个全新井筒,优选一：悬挂方式优选,在关键节点上了进行两项优选、三项创新，形成了317口井的规模效益。,套管中下部存在大段腐蚀、变形严重、缩径,小套管全井悬挂固井工艺,全井大段腐蚀、变形严重,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,59,二次固井工艺技术,把旋流套管换成套管笔尖，当小套管下入后由于出砂原因无法到位时，可采用大排量冲洗到位，彻底循环后固井施工。,优选前管柱,优选后管柱,优选二：小套管固井管柱优选,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,60,二次固井工艺技术,倒扣接头应用正反扣相接，当固井结束后，下放管柱正转，管柱在倒扣接头处倒开，保证了固井安全和有效施工，解决了原尾管悬挂器直径大易造成悬挂器处堵塞，固井施工失败的问题。,设计原理,工具结构,倒扣接头结构图,创新一：研制倒扣接头,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,61,解决了小套管井因阻流环失效而导致的水泥返高不够以及小套管内留塞、胶塞上移造成二次大修的问题。,二次固井工艺技术,增加密封接触面面积,改变密封方式,改变接触面材料,现阻流环图,与原阻流环相比，有以下特点:,创新二：改进阻流环,原阻流环图,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,62,二次固井工艺技术,低密度水泥浆是深井固井中确保水泥返高及安全施工，降低风险所希望的，研制出低密度高强度矿渣浆体系矿渣浆(密度1.60-1.75g/cm3)，在全部小套管固井中应用。,创新三：研制低密度高强度矿渣浆体系,通过创新和技术整合，二次固井成功率达到95%以上。,多凝梯度水泥浆体系性能表,一是降低了水泥浆密度，减少了地层污染；二是解决了深井固井水泥返高不够的问题，延长套管使用寿命；三是解决了深井固井施工压力过高的问题，降低了施工风险。,解决问题,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,63,二次固井后后，根据动静态资料重新优化射孔。,优化一：射孔井段优化,为最大限度发挥小套管井潜力，开展了射孔优化。,射孔优化技术,盘12-斜55井套破前日油4.2t，含水83.4%，下小套管后经分析决定射孔低级别56#层，初期日油10t，含水30%，为盘二沙三下同类级别层剩余油挖潜提供了方向。,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,64,射孔优化技术,二次固井后，射孔要穿透两层水泥环和套管。生产中形成了以68型深穿透射孔器、68增效弹的射孔工艺，满足了油藏要求。与60型射孔器相比，68型深穿透射孔器渗流面积增大，炮眼摩阻降低，增加油井射孔完善程度。,参数对比表,优化二：射孔枪、弹优化,套损井治理技术研究与应用,（二）小套管二次固井技术,65,套损井治理技术研究与应用,（三）小井眼配套技术,通过调研、引进、创新、配套，形成了独具我厂特色的小套管二次固井技术，解决了疑难井套损治理问题，我厂治理后产生的小井眼井有317口，占全厂油水井开井数的11.5%；其中油井213口，日油525.6t，水井104口，日注5635m3，是该技术目前在全局应用规模最大的采油厂。井眼尺寸的缩小，带来了常规工艺技术不适应的问题，我们开展了小井眼井采油工艺配套技术的研究与应用。,66,机采配套技术,开展了两项配套和三项创新,套损井治理技术研究与应用,（三）小井眼配套技术,配套一：小管、小杆、小泵、小接箍“四小”配套，实现能够举升,配套二：引进分层开采工具配套，实现能够分层,典型井：LC92B,1、小直径桥塞封层上返,2、封上采下工艺,措施前日液3.3t，全水；措施后日液2t，含水11%。,67,机采配套技术,开展了两项配套和三项创新,套损井治理技术研究与应用,（三）小井眼配套技术,创新一：研制防偏磨固定式扶正器，解决检泵周期短问题,创新二：研制机械刮蜡器，解决热洗效率低问题,创新三：研制56mm泵，解决提液问题,1、每根杆体注2-3个扶正块，效果好；2、抗磨性好；3、不易脱落。,技术特点,从2010年开始应用23口井，平均检泵周期延长232d。,抽油不止刮蜡不已,技术特点,1、轴向和径向360范围内刮蜡。2、刮蜡器有螺旋斜槽作为油流通道。3、材料耐高温、耐腐蚀，不易脱落。,实现了小井眼井“有效举升”和“长效举升”，检泵周期由原来的243d延长到376d。,68,试验糠醛树脂防砂工艺，井筒不留塞；优化防砂工序，初凝前将井筒内冲洗干净再继续候凝。近5年小井眼防砂井45口，全部采用化学防砂工艺，措施有效率81.5%，平均有效期400d以上。,试验新型防砂工艺、优化化学防砂工序，实现不留塞,油层改造技术,套损井治理技术研究与应用,（三）小井眼配套技术,规范小井眼酸化工艺流程,应用17口井，有效率100%。,69,修井工艺配套技术,套损井治理技术研究与应用,（三）小井眼配套技术,创新小套管对接固井工艺,通过自制对扣接头、简易浮箍、简易胶塞工具，实现施工相对简单、快捷、风险小。,1、引进23/8非API标准钻杆，方钻杆及配套补心，实现常规配套。,2、自主设计小套铣筒、小笔尖铣锥钻头、高排量水眼磨鞋、泥浆伞等工具，实现安全、无