隨著油田開發(fā)進入中后期，由于受地層應力、固井質量、化學腐蝕、修井質量、工藝措施等諸多方面的影響，套管極易出現(xiàn)扭曲、變形、錯斷、漏點裂縫等問題，進而會導致油井停產(chǎn)或報廢。

　　為降低投資成本，使套管損壞油井恢復生產(chǎn)，各個油田均開展技術攻關，目前掌握了一些處理套管修復技術，比如套管機械整形、爆炸整形、液壓整形、襯管加固、套管加固、化學封堵、波紋管補貼、液壓襯管補貼等。根據(jù)不同的施工井況，可以選用不同的工藝措施，但其應用效果良莠不齊。近年來，錦州工程技術處對套管修復技術做了大量研究，本文重點介紹錦45-觀20井套管加固技術的應用案例。

　　施工井工況及方案

　　該油井基本數(shù)據(jù)為：完鉆井深：1074.00米;完井日期：2000年07月10日;目前人工井底：1022.88米;水泥返高：地面;套管規(guī)范：Ф177.8*1070.08米;固井質量：合格;油補距：4.47米;套補距：4.79米;套變：992.0米;采油井段：979.80~1017.40米;油層：于1;23.4/5。

　　該井自2000年10月投產(chǎn)于樓油層979.8—1017.4米，一直生產(chǎn)至今。2004年11月熱采時，熱采打印套變992.0米(Фmin=118mm)。該井將被蒸汽區(qū)生產(chǎn)井錦45-23-270替換，按蒸汽驅方案要求，通過大修對該井目前生產(chǎn)井段中992.0米處進行套變處理，然后擠灰封固，鉆至人工井底，將該井作為井溫觀察井。

　　作業(yè)要求為：對979.8米以上井筒試壓，試壓17Mpa，30min，ΔP≤0.5 Mpa為合格;下Ф154mm鉛印打印，證實套變準確位置和程度，并對套變進行修復;下Ф118mm通井規(guī)通井，沖砂通井至人工井底*1022.88米;擠水泥封堵生產(chǎn)井段979.80—1017.40米;鉆灰塞至1022.88米，并刮削;試壓17Mpa，30min，ΔP≤0.5 Mpa為合格。

　　施工過程

　　該井于2007年9月12日搬上，起出井內(nèi)管桿，下Ф154mm通井規(guī)通井至990.36米，未遇阻起出。下Ф154mm鉛印打印至991.37米阻，起出后發(fā)現(xiàn)套管縮徑至Ф140mm。下Y211-152封隔器至990.36米試壓，泵壓15Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降0.2Mpa合格。下 Ф118mm復式銑椎到991.37米阻，加壓5KN進行磨銑，磨銑進尺11.32米，至1002.69米，停鉆下探至1022.88米，修套合格。擠水泥，下Ф73mm加厚油管至983.24米，用密度為3.15 g/cm3的LH-2型超細水泥39.8T配成比重為1.75g/cm3的灰漿19.35m3正向擠入井內(nèi)，泵車壓力為20.0 Mpa，上提Ф73mm加厚油管50米反洗至出口返出清水，將井內(nèi)Ф73mm加厚油管全部起出座井口，候凝48小時。下入Φ118mm磨鞋磨銑，下至 948.36m處遇阻。磨銑前對灰面以上井筒進行試壓15 Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降為0.1 Mpa，合格。磨銑進尺74.52m，至1022.88m。起出磨銑管柱。井口試壓，泵車打壓15 Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降為9 Mpa，不合格。經(jīng)甲方同意決定重新擠灰。擠水泥下入Ф73mm加厚油管至947.63m，將密度為3.15g/cm3的LH-2型超細水泥18.4T配成比重為1.75 g/cm3的灰漿8.50m3正向擠入井內(nèi)，泵車壓力為20.0Mpa，上提Ф73mm加厚油管50米反洗至出口返出清水，將井內(nèi)加厚油管全部起出座井口，候凝48小時。下入Φ118mm磨鞋探灰面、磨銑，下至946.34m處遇阻，磨銑前對灰面以上井筒進行試壓15Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降為 0.1Mpa，合格。磨銑進尺76.54m，至1022.88m。起出磨銑管柱。井口試壓，泵車打壓15Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降為6Mpa，不合格。經(jīng)甲方同意決定下套管固井。

　　下入Φ140mm復式銑椎進行擴套，下至946.34m處遇阻，加壓3KN，泵車排量為300L/min，出口返灰漿和水，轉盤轉速80r/min，進尺76.02m，至1022.90m。起出井內(nèi)鉆柱，下入Φ140mm刮管器進行刮削，刮削至1022.36m阻，合格。

　　下小套管、固井，鉆具組合：下入引鞋1個+雙級阻流環(huán)1個+碰壓座1個+Φ127mm套管10根+碰壓凡爾一個+倒扣接頭1個+Φ73mm正扣鉆桿，下至 1022.88米處充分洗井，因為套管加固長度100.12米，灰漿量1.2* (3.14*0.162*100.12/4)-(3.14*0.112*100.12/4)=1.2*1.06=1.27 m3，按照要求正向擠入密度為1.8 g/cm3的灰漿1.27m3，鉆桿內(nèi)投入小碰壓凡爾，向井內(nèi)泵入清水，當小碰壓凡爾接觸到大碰壓凡爾時，泵壓明顯升高，當壓力達到16 Mpa時，剪斷大碰壓凡爾銷釘，當大小碰壓凡爾達到底部碰壓座時，壓力再次升高停泵，鉆具加壓20 KN，正轉管柱，倒扣起出井內(nèi)Φ73mm正扣鉆桿+倒扣接頭1個，底為114mm反扣。關井候凝48小時。試壓，泵車打壓17 Mpa，穩(wěn)壓30min，壓降為0.3Mpa，合格。通井，下入Φ100mm通井規(guī)1個×0.65m，通井至1022.12m處遇阻，合格，起出通井管柱完井。

　　針對性措施

　　雖然該井完井情況滿足施工要求，但存在問題較多。一是該井上部沒有采用懸掛及密封裝置，存在漏失隱患，有可能影響井下各種參數(shù)錄取。二是完井套管頂部沒有引鞋倒角，為今后各種工藝施工帶來不便。三是泥漿用量選擇較少，雖然減少了反洗井的工序，但固井質量一定存在問題，如果試壓試不住，必將會造成更加復雜的施工工序，比如重新擠灰漿，鉆塞等，并且效果不及一次成功效果好，拿此次施工為例，壓降產(chǎn)生主要在固井效果上，這是問題的所在。四是加固套管不應采用外接箍現(xiàn)象，雖然接箍外徑尺寸縮小到Ф135mm，一旦發(fā)生問題將無法彌補。目前較多情況下采用無接箍式內(nèi)螺紋結構，既安全可靠，又減少了出現(xiàn)問題的幾率。五是采用倒扣方式脫離底部套管方式比較陳舊，如果底部尾管較少，絲扣上緊程度不同，必將導致倒不開問題，一旦灰漿凝固，必將造成卡死井內(nèi)鉆具、油井報廢等后果。這些問題的出現(xiàn)，反映了技術工藝措施上存在一些問題及漏洞。

　　此類施工未能彌補以上出現(xiàn)的問題，主要采取以下措施：一是在套管上部采用頂部套管液壓丟手懸掛密封裝置，較好的解決了以上各類問題;二是泥漿用量應選擇2 倍的系數(shù)，避免出現(xiàn)固井質量方面中的一些問題，雖然增加了反洗井工序，但安全可靠，杜絕了重復的無用工序，增大了處理此類問題的成功幾率。三是應采用 41/2BCSG套管內(nèi)螺紋無接箍式套管，不但可以減少安全隱患的發(fā)生，并且可以減少修套工作量。目前國內(nèi)最新研制的WSP—1T套管內(nèi)螺紋無接箍式套管專用套管，不但承載能力高，并且承壓能力強，主要用于高壓油井、超深井、高壓氣井、水平井、熱采井、大位移井等，在套管加固技術中使用，能較好的滿足施工要求。以上內(nèi)容僅供修井作業(yè)技術人員參考。