井下疏放高承压水套管破裂钻孔治理研究
井下钻探高承压水安全施工技术（三篇）
井下钻探高承压水安全施工技术1前言井下钻探是开展矿井防治水工作的关键手段，其优点是不受地面条件限制，且工程量小、工期短、投资少、针对性强、水压水量直观、经济合理，近几年来，开滦矿务局部分矿井开始尝试地面钻探改为井下施工。
开滦广信有限责任公司针对用水紧张状况，为合理有效地利用地下水资源，需施工奥灰水源井。
在井下钻探工程中，因奥灰水压高(1.7MPa)、水量大(89mm，钻孔喷水3～4m3/min)，遇到了许多意想不到的困难，出现过喷水、喷矸、套管失控等一系列复杂问题，一度使人身和设备安全受到了威胁。
通过实践，积累了一套防喷、控钻等一系列安全施工技术。
2问题的提出广信公司为了满足日益增长的工业和生活用水，合理有效地开发利用地下水资源，在井下施工2个奥灰孔，孔深设计为600m，涌水量为7m3/min。
由于施工承压含水层的高压水，因此工程从设计、设备安装、施工等各个环节都充分考虑到各种问题的预防和处理，为今后钻探工作积累了宝贵的经验。
在井下奥灰钻孔施工中，因水压高、水量大，遇到了喷水、喷矸、套管失控及钻探设施固定困难等一系列复杂的问题亟待解决，否则将影响安全生产和发生人身事故。
3安全施工技术针对上述钻孔施工中存在的不安全因素，在实践中探索出了一套较完整的高承压水钻探安全施工技术。
3.1钻窝施工立孔和大角度斜孔的钻进，需施工钻机房(简称钻窝)，其规格可视每次增减钻杆的条数而定。
当每次增减1节钻杆时，钻窝的总高度应为5.5m，当每次增减2节钻杆时的钻窝总高度应为11m。
无论是每次增减几节钻杆，必须保证巷道顶板处钻窝直径不小于3.0m，钻窝顶部直径不小于1.5m，钻窝掘出排除活石后，必须对钻窝进行喷浆处理，防止风化落石。
同时掘出天轮架窝，打出天轮锚杆眼和二层工作台锚杆眼。
二层工作台的高度：当钻窝高度为5.5m时，二层工作台可搭在钻窝两侧的支架上，但必须封牢；当钻窝高度为11m时，二层工作台的高度应为7.5m左右。
套破井治理工艺技术研究及效果评价
套损井治理工艺技术改进及效果评价长庆油田第三采油厂采油工艺研究所李长忠摘要：随着老区油田的进一步开发，油水井套破日益严重，威胁着老区油田的稳产，如何加强套破井治理工艺研究，提高套破井治理效果已十分必要。
本论文主要论述了进几年在套破井治理工艺上的改进及取得的效果评价。
前言我厂共有5各作业区，管辖着11个油田，2个主要层位，油水井总数已达1264口（油井923口、水井278口、污水回灌井10口、水源井43口井）。
随着油田开发老区油水井套破治理难度日益严重，目前现有套损井110口，其中套破井66口，占5.22%，隔采井44口，占油水井总数的3.48%。
套损井治理效果如何已成为影响油田开发效益、原油任务完成的主要原因。
多年来针对油水井套损先后开展了水泥挤封、阴极保护、打更新井、小套管更新井眼等多项治理工作。
基本维持了套损井的正常生产，但随着套损井的进一步套破恶化，治理效果变差。
进几年，在原有套损井治理工艺上大胆创新，又使一批套损起死回生。
本文主要论述套损井套损的主要原因、工艺革新及对治理效果作以分析。
一、油水井套损现状1目前，在我厂五个作业区中大水坑作业、油防庄作业、吴旗作业区均为老区，大部分油水井在1977年左右完井投产，平均井深2000米左右（白垩系洛河水层约在800-1200米左右），为低渗低产油田。
油田均有油水井套损井存在，套破井已占总井数的42.5%.油水井从完井到套损的年限相差也非常悬殊。
红井子油田，新红4-10井1986年8月完井投产，1989年7月发现套管腐蚀穿孔，吴旗油田吴295-3井1998年6月完井投产，1998年11月发现套破，仅一年多时间，成为套管使用年限最短的井；大水坑油田13-14年以后发现套破，其它油田油水在不足10年的时间就大量发生套管破损。
油水井套损的特点是丛油井射孔段至水泥返高以上均有腐蚀和穿孔的现象存在，穿孔段的机率水泥返高以上略大于水泥返高以下。
套损井套损位置统计表2二、油水井套损原因分析1、油水井套损腐蚀源分析经过统计分析资料和现场观察认为：腐蚀源之一：油层水对套管腐蚀造成套损的主要因素，其主要表现为内腐蚀。
油水井套管错断治理技术研究与应用
油水井套管错断治理技术研究与应用目前大多数油田由于多年开发和井网调整，造成井距近、井网密集、油水井井数多，井况复杂多变。
在大修治理过程中，错断通径大的套损井可采取取套、封井等大修技术进行治理，但有些井套管错断严重，套内套外吐泥岩不止，以常规大修取套、扫塞等技术无法达到有效治理目的。
成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。
对套管错断机理进行认真分析，在不断探索和总结的过程中，形成了套管错断井治理技术和套管错断的预防措施。
标签：套管错断；水泥稳层；泥岩膨胀；1、套管错断机理研究1.1套损产生原因1.1.1套管缺陷影響套管缺陷是指在套管加工制造时，出现壁厚不均匀、加工微裂痕或内部组织缺陷、连接螺纹间隙大等。
这种套管下人井后，可能发生连接不好、密封不严、渗漏等问题，严重者会发生脱扣和断裂。
2016-2018年有部分新井投产时就发现套管错断，主要集中在250-300米之间，斜井为主，通过印痕发现套变鱼顶为套管接箍。
1.1.2固井质量影响钻井井眼不规则、固井水泥不达标、水泥与岩壁胶结固化不好等问题都将影响到固井质量。
固井质量差使套管失去水泥环的保护，受到岩石侧向变形的积压，引起套管损坏；高矿化度的地下水与套管发生化学腐蚀和电化学腐蚀；地层硫酸盐还原菌、硝酸盐还原菌与套管发生生化腐蚀，形成套漏。
1.1.3注水影响油田进入全面注水开发后，随注水压力升高，油层孔隙压力也随之升高。
孔隙压力升高有提高驱油能力的作用，但在多方面条件下会引起套管变形，注水后油田油水井套损井数逐年增加。
1.2、泥岩膨胀、地层坍塌机理研究在注水压力较高条件下，注入水可从泥岩的原生微裂缝和节理侵入，也可沿砂泥岩界面处侵入。
由于泥岩中富含蒙脱石等吸水矿物，会使泥岩发生体积膨胀，此时泥岩往往处于塑性状态，当具备一定倾角时便会发生塑性流动，从而对套管产生挤压，导致套管损坏。
套变套漏处泥岩进一步大量吸水导致套管外周围泥岩聚集膨胀，造成套管错断，1.3上部套管错断机理目前某厂有10余个新井平台出现套管错断套返等事故，这些平台井先出现返泥浆，再出现套管错断，最后发生套返，最终整个平台套管错断、平台套返严重，污染环境、造成油气资源损失。
钻孔套管断裂事故处理技术
淄矿集团埠村煤矿东区位于济东煤田 （ 章丘煤 田） 的中南部， 井田内含煤地层为石炭系太原组和 # 二迭系山西组， 山西组含煤及煤线 10 余层， 其中 1 、
# 3 # 煤可采。 太原组共含煤 10 余层， 9 #－ 2 、 其中 9 － 1 、
10 #－ 1 、 10 #－ 3 煤可采或局部可采。 现有 － 390 m、 － 800 m 2 个开采水平。为解决 431 辅助下山采区、 423 采 区的防尘用水， 在 － 390 m 东大巷施工 1 个徐灰观 2006 年 11 月 7 日开工。 开孔层位 3 # 煤顶 测钻孔， 板细砂岩， 终孔层位徐灰， 终孔孔深 219． 9 m， 水量 72． 0 m / h， 压力 4． 0 MPa， 钻孔结构为双层套管， 水 泥固结。第 1 层套管 127 mm × 8 mm， 共 24． 50 m， ， 2007 年 第 2 层套管 89 mm × 8 mm， 共 186． 50 m。 1 月 8 日竣工后投入防尘使用。2007 年 3 月 11 日 发现钻孔周围出水， 钻孔以东 8 m 范围内底板多处 地点涌水， 最远 2 处出水点距钻孔 23． 0 m， 观测最 3 大涌水量为 43． 53 m / h。 2 钻孔及底板出水原因分析
3
消除隐患。 3 3． 1 钻孔治理方案 套管选择及施工
根据钻孔周边出水情况， 采用在孔内重新下放 ， ， 小直径套管 进行套管固结后 采用落砂封堵裂隙点 进行封堵裂隙和加固钻孔及周围底板 ， 同时 的办法， 封堵钻 孔。 由 于 钻 孔 第 2 层 套 管 为 89 mm × 8 mm， 因此选用直径为 60 mm 无缝钢管为第 3 层套 管。施工时， 从孔口开始下放套管， 当套管下放至孔 内 3． 8 m 处， 套管无法下放， 随即改用 25 mm 铁管 下放， 仍然不能下放。在此情况下， 分析是套管在孔 口下 3． 8 m 处断裂并移位。为探明套管断裂情况及 错动方向， 加工直径为 73 mm 的圆木木塞沿 89 mm 套管下放， 经 2 次用木塞撞击套管留下的印迹 分析确认， 断裂处上下套管重合处不足 20 mm。 套 管断裂后， 由于地压活动影响， 上部套管向巷道中心
油水井套管错断治理技术研究与应用
油水井套管错断治理技术研究与应用近年来，随着油田水利用率的不断提高以及油水井套管的使用频率增加，套管错断问题日益凸显，严重影响着油田的正常生产。
如何有效地治理套管错断成为了油田工程中亟待解决的问题。
为了解决这一难题，各地油田技术人员积极探索，不断开展套管错断治理技术的研究与应用，取得了一系列成果，为油田的安全生产和高效运营提供了强有力的技术支持。
一、套管错断研究现状套管错断是指在油田钻井和生产过程中，套管发生了断裂或者出现了裂缝，导致了地下流体的泄漏或者混合，从而影响了油气的正常开采和生产。
套管错断主要包括了四种情况：套管断裂、套管丧失、套管卡砂和套管腐蚀。
这些情况给油田的安全生产带来了极大的隐患，也对油田的环境保护和资源利用提出了严峻的挑战。
对套管错断的治理技术进行深入的研究和应用迫在眉睫。
1. 套管检测技术套管检测技术是套管错断治理的第一步，也是至关重要的一步。
目前，常见的套管检测技术主要包括超声波检测、磁粉探伤和斑点法探伤等。
超声波检测主要是利用超声波对套管进行检测，通过超声波的传播情况来检测套管的内部结构是否存在问题；磁粉探伤则是利用磁粉在磁场中的表现来检测套管的裂纹和缺陷；斑点法探伤则是利用荧光渗透液对套管进行表面检测，通过荧光的变化来发现套管的裂纹和缺陷。
这些技术的应用大大提高了套管错断的检测效率和精度，为后续的治理工作奠定了坚实的基础。
2. 套管错断修复技术在套管错断治理的过程中，修复技术是至关重要的一环。
目前，常见的套管错断修复技术主要包括了焊接修复、填充修复和替换修复等。
焊接修复是指对套管进行局部的焊接或者补焊，以修复套管的断裂或者裂缝；填充修复是指在套管的内部或者外部填充特定的材料，以加固套管的结构和提高套管的强度；替换修复则是指将受损的套管进行更换，以确保井眼的完整和稳固。
这些修复技术的应用大大提高了套管错断的治理效率和质量，为油田的安全生产提供了有力的保障。
三、套管错断治理技术应用案例在XX油田，由于地质条件复杂和井眼深度较大，套管错断问题一直是制约油田生产的重要因素。
石油工程技术 井下作业 套管损坏原因及修井作业技术简介
套管损坏原因及修井作业技术简介引言在油田正常生产过程中，一旦油水井发生套管损坏，就会导致注采井网被破坏，给油田的正常生产带来了严重的影响。
为了恢复油水井正常生产，通常需要对破损套管进行修复，从而有效地避免油水井因套管损坏而导致停产问题的发生。
对油水井的正常生产，提升油田开发经济效益具有十分重要的现实意义。
套管损坏的原因多种多样,套管损坏的原因不同，其采用的修复技术也不同，因此，需要针对套管损坏程度，合理选择修复工艺技术。
1套管损坏原因分析1.1物理因素套管在井下服役过程中会受到多种力的作用，并且作用力来自不同的方向，如果作用力超过了套管允许的极限强度，套管就会发生损坏，所以，在进行下套管设计的过程中，需要对套管的材料及其强度进行合理的选择。
但是，由于我国大多数油田地质情况复杂，套管在井下的情况难以预测，另外，油水井在井下作业的过程中，有些井下工具在起下的时候经常会与套管发生碰撞或者刮擦，也会对套管质量造成一定的损坏。
综合而言，套管损坏的物理影响因素主要有地层运动产生的力对套管的破坏和套管在外加力的作用下造成的损坏，其中，地层力对套管的损坏程度较为严重。
地层力对套管产生的破坏主要有以下几种情况：1.1.1岩层产生塑性流动对套管的破坏。
如果地层中的岩层发生塑形流动就会对井下套管产生一定的破坏作用，轻则使套管变形，严重时可导致套管损坏，甚至发生断裂。
例如，地层中如果发育盐膏层或者盐层，这些地层一旦受到外力的作用，或者在高温高压的情况下就会发生塑性流动，并对套管形成挤压，通常套管在完井的过程中会采用水泥固井，对油层套管段进行封固，其目的主要是防止套管外壁受到外力的挤压，但是如果由于盐膏层或者盐层发生塑性变形产生的地层力远大于固井水泥承受的最大压力时，不均匀分布的载荷就会通过固井水泥外壁传递到套管中，进而对套管进行挤压，造成套管破坏。
1.1.2盐层坍塌对套管的破坏。
地层中的盐层遇水后会发生溶解，随着溶解的不断进行，井径也会不断地增加，当溶解达到一定程度时，就会发生盐层坍塌，从而对套管形成挤压和冲击，造成套管损坏。
2023年度钻孔套管断裂事故处理技术
2023年度钻孔套管断裂事故处理技术2023年度钻孔套管断裂事故处理技术一、事故概述接上来子啊井下施工作业过程，2023年7月某天，某石油公司在华北地区的一口井中发生了钻孔套管断裂事故，事故原因主要是井下钻具在打套管时使用了不合适的工具，导致套管断裂。
事故发生后，公司立即启动应急预案，对井口进行清场后，启动了应急联合救援。
在全公司及外部单位的共同努力下，该事故于4天后得到圆满解决。
二、事故处置过程1.应急响应：事故发生后，公司立即启动应急预案，启动应急联合救援。
根据应急预案，公司成立了应急指挥部，并立即启动应急联合救援。
同时，钻探队伍进行了紧急转移，并第一时间开始事故排查和处理工作。
2.安全隐患排查：在事故发生后，钻探队伍第一时间途中分析，把事故原因归结为套管线路好未被清洗干净，导致在打套管时发生选择性的阻力，长期施工应对根本性问题没有进行彻底处理。
3.现场处置：在事故发生后，公司组织专家制订处置方案，立即将现场进行安全隐患排查，确保事故处理的大局稳定。
同时由野外钻井人员进行套管段的拆下工作。
4.抽油杆拔出：由于事故当时套管段已经断裂，无法执行一般操作，于是采用了对齐套管的方法拆下套管段。
5.接口处理：在套管断裂的现场进行接口的切断工作，维护水平段管路的通畅，同时对已经断裂的接口进行分类标记，方便后期维修。
6.现场治理：钻探队伍实施工作涉及到钻井现场、井口、钻台、屋棚和生活区等方面，所以进行综合性治理工作。
在现场治理工作中，清理现场垃圾和危废，并对现场进行消毒处理，保证钻井现场干净整洁。
三、事故后续处理1、分析事故原因:分析该事故的主要原因是井下钻具在打套管时使用了不合适的工具，导致套管断裂，同时也暴露出钻井公司存在管理的漏洞和问题。
2、规划钻井方案：对该井的进一步钻井方案进行规划，彻底解决钻具使用不当的问题，并制定详细的施工工艺：加强现场管理和施工监督，严格按照国家钻井管控规定进行施工，确保协调有序。
注水井套损原因、检测手段及治理对策研究
随着油田开发的进展，传统油田注水启动压力逐渐增高，高温高压情况下注水井套管损坏是普遍存在的现象，套管损坏严重影响了油田注好水、注够水，给油田稳产带来极大难度。
通过对注水井套损套变产生原因分析整理，总结归纳治理对策，这对油田正常的注水开发具有重要意义。
1 注水井套损分析1.1 套损特征高压注水井套损以漏失、缩径、弯曲变形为主，弯曲严重的发生破裂现象。
经统计，82%的注水井套损一般发生在转注后5年以内。
套管漏失主要发生在水泥返高以上井段，缩径和弯曲变形大多位于射孔段及其附近的夹层，且注水压力较高时易发生弯曲变形，射孔段出现弯曲变形的注水井还存在出砂情况。
1.2 套损原因分析注水井套损是由地质、工程等多种因素共同作用的结果，归纳总结主要有地质因素、钻完井因素、开发因素、腐蚀因素以及出砂等。
(1)地质因素。
地质因素主要包括构造应力、层间滑动、注水后引起地应力变化以及断层活动等。
地球不断运动，各地区地壳沉降速度不同，在地层沉降速度高的地区和断层本身所处的构造位置，均会促进断层活动，注入水进入断层面，断层面产生“润滑”，加剧对套管的破坏作用，造成成片套损区的发生。
(2)钻完井因素。
主要包括井眼轨迹、套管设计强度、狗腿度、固井质量、水泥返高等。
(3)开发因素。
开发因素主要包括注水因素、作业因素。
其中注水因素主要是指注水压力过高可能造成地层压力的剧烈波动，进而造成套管损坏。
作业因素主要有修井作业时活动管柱、通井、刮削、打捞落物以及打压作业时都会对套管造成磨损和损害。
(4)腐蚀因素。
对套管造成腐蚀的主要有高矿化度的地层水、硫酸还原菌、硫化氢和电化学腐蚀等。
(5)出砂因素。
出砂引起套变现象经常发生，随着注水时间的延长，地层孔道的骨架结构在长期水力冲刷下发生坍塌，造成孔道大片连通，大量出砂。
随着出砂量的增加，油层部位套管周围被掏空，从而套管失去侧向约束力，原来作用在地层上的上覆地层压力作用在套管轴向之上，从而使得套管轴向上的载荷猛增，当超过此段套管临界屈曲载荷后，套管发生屈曲，即套管弯曲损坏。
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井下疏放高承压水套管破裂钻孔治理研究
胡荣杰1，2. 3，李张鹏2，程龙艺2，张振2
（1.中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏徐州221116；2.皖北煤电集团公司刘桥一矿，安徽淮
北235100；3. 安徽省煤矿勘探工程技术研究中心，安徽宿州234000）
摘 要：刘桥一矿II 62石门放水孔由于长时间担当疏水降压任务，导致钻孔下
部形成较大空洞及套管破裂、跑水严重，孔口闸阀失去控制作用，对矿井的安全生产
造成很大威胁。通过采取施工泄压孔、连通、放水试验、窥视仪探查、下止浆塞、注
浆封堵、补打替代孔、安装流量监控设备等手段成功治理，达到了对灰岩水控放的目
的。
关键词：钻孔治理；深孔窥视；疏水降压；流量监控
0 引言
煤矿水害是造成煤矿群死群伤以及重大经济损失的主要事故之一，是仅次于瓦斯事故的“第二大杀手”。刘桥一矿水文地质条件复杂，主要水害威胁为煤系地层砂岩裂隙水、底板灰岩水、老空水、陷落柱及断层水。特别是6煤底板高承压太灰水，威胁矿井的安全生产。该矿采取疏水降压结合煤层底板注浆改造进行综合治理，取得了较好的效果，但长期担任疏水降压任务的钻孔容易造成套管腐蚀破裂及钻孔深部裂隙增大甚至塌孔形成空洞等问题，对矿井安全生产带来隐患。文章以刘桥一矿II 62石门钻孔治理为例，阐述了该类钻孔恢复治理技术的研究与应用。 1 概况 1.1 水文地质条件 该矿属水文地质条件复杂型矿井，矿区的主要含水层有4组，自上而下分别为第四系孔隙含水层组、煤系砂岩裂隙水含水层组、太灰岩溶水含水层组、奥灰岩溶水含水层组。 第四系与基岩基本无垂直水力联系。煤系地层砂岩裂隙水为矿井直接充水水源，含水丰富但其储量有限，易于疏干。
太灰岩溶水含（隔）水层区裂隙溶洞发育、
富水性强，是矿井充水的主要含水层及充
水水源。一般把1~4层灰岩视为1个含水
层组，此组单位涌水量0.992 ~0.185 L/s·m，
渗透系数0.045~2.857 m/d，矿化度
1.5~3.6g/L，水质类型为SO4~Ca·Mg型。6
煤底板至太灰顶板间距为41.09~63.33 m，
平均为52 m，目前矿井6煤层开采区域太
灰水头压力在3~5 MPa，突水系数较大，
严重威胁着矿井的安全生产。II62采区
II623，II626工作面在回采过程中均发生
过太灰水突出事故，出水量最大达375
m3/h。奥陶系地层是矿区的主要含水层，岩
溶裂隙发育，连通性强，水量丰富，但奥
灰含水层距离开采煤层较远且与太灰含水
层基本无水力联系，在正常情况下对矿坑
充水无直接影响。
1.2 钻孔现状及治理原因分析
II62石门放水孔位于II62轨道石门
内，该处巷道底板岩性以细砂岩、粉砂岩、
泥岩及灰岩为主，裂隙、溶隙局部发育，
富水性较强，太原组灰岩水压为2 ~3MPa，主要担任6煤层疏水降压任务。由于放水钻孔施工时问较早，钻孔套管腐蚀跑水严重，且钻场下部已经形成较大空洞，经常有岩块冲出，致使钻孔和管路堵塞，导致太灰水头压力增大，若不及时治理则会造成放水量完全失去控制，甚至会造成巷道帮部、底板大面积突水，对矿井安全生产造成很大威胁。为有效控放太灰水，确保矿井安全回采，必须对II62石门放水孔进行治理。 2 前期准备 （1）钻孔窥视。为查明套管腐蚀的具体位置及腐蚀程度，从而做出正确的治理方案，对套管腐蚀跑水严重的4号孔采用TYGD10型岩层钻孔探测仪进行窥视。该仪器具有图象清晰度高、自动实时显示探测深度、可连续录制、观测时间长等特点，可以通过仪器的液晶显示屏或在计算机中直观、清晰地显示出钻孔岩层构造、套管质量等情况。 （2）放水试验。治理前通过一定的步骤关闭和打开各钻孔并利用流量仪观测水量的方法进行放水试验，确定了各钻孔之问的水力联系及联系程度，确保封堵后新放水孔能够成功替代原放水孔放水量，同时为封堵先后顺序提供了依据。 （3）连通试验。封堵前采取依次向各个钻孔压注示踪剂的方法进行压注连通试验，查明各钻孔之问的连通性，对治理设计起到了指导作用。 （4）泄压孔。在封堵治理原放水钻孔前施工了3个泄压放水孔，以有效疏放太灰水，降低水头压力及作为替代放水孔。 （5）下骨料装置。封堵治理时采用了
自行设计的下骨料装置。下骨料时首先关
闭孔口高压闸阀，然后把骨料放入孔口的
加料装置中，关闭压紧加料口闸阀，打开
孔口高压闸阀，起动注浆泵向孔内压注。
（6）控放设备。准备了磁漩涡流量计
及KJ402-F用本安型水文分站用于安装钻
孔流量控放装置。
3 钻孔治理
3.1 钻孔封堵治理
由于II62石门4号放水钻孔的孔口套
管被灰岩水冲刷腐蚀、破裂、跑水最严重，
孔口控制闸阀失去作用，孔内套管无法使
用，且孔口周围已出现多处巷道帮部及底
板出水，因此首先对4号孔进行治理。对4
号放水钻孔采取下止浆塞止水然后再注浆
的办法进行注浆封堵。
第1步：在注浆封堵4号放水孔前，
先将3个新施工的替代放水泄压孔打开放
水，以减小封堵钻孔的出水压力。
第2步：用6分的钢管将孔内1~2 m
内的2块卡在孔内的腐烂套管捣掉或捣烂，
使其通过钻孔出水冲出孔口。
第3步：下23 m直径为65mm套管到
直径91mm套管变径处，套管底部为一反压
式止水塞，孔口用2个3t手拉葫芦在钻孔
两边，向孔内反拉压紧套管底部的止水塞
止水。
第4步：当套管底部的止水塞被压紧，
两层套管之间不跑水后（钻孔水只从直径
65mm套管中返出），关闭直径65 mm套管孔
口的高压截止阀，观察钻孔套管跑水被止
水塞封堵情况，确认跑水被封堵住后，将
注浆泵与孔口连接并开始向孔内实施注浆
施工作业。 第5步：加入锯末、黄沙、瓜了片等骨料进行止水，水量减少后采用注水玻璃双液浆封堵，待达到一定的止水效果后，则立即换用水泥浆封堵，直到注浆终止压力达到设计要求后，停泵关闭孔口高压闸阀，结束注浆封孔施工。在应用水玻璃前进行双液浆配比试验，精确把握结石时间及硬度，确保封堵成功。 4号放水孔注浆封孔施工结束，再依次对1号、2号、3号放水孔实施注浆封堵治理。 3.2 替代放水孔施工 在封堵治理原放水钻孔前施工了3个泄压放水孔，以有效疏放太灰水，降低水头压力及作为替代放水孔。由于钻孔施工目的为长期疏放太灰水，为防止套管腐蚀及高承压水突破浅部岩柱而造成巷道突水，所有新施工钻孔均下三路套管，最深一路套管下至灰岩顶部有效隔水层（海相泥岩）中。经水量及灰岩水位观测及连通性试验，新施工放水孔能够达到封堵原钻孔泄压及替代放水要求。 3.3 控放设备安装 将磁漩涡流量计及KJ402- F矿用本安型水文分站安装在放水管路上，监测钻孔水量、温度，通过光纤将井下监测数据传输至地面机房矿井水文监控预警系统上。在确保受高承压灰岩水害威胁的工作面安全回采的前提下，根据井上下灰岩水位的变化情况来动态、合理控制钻孔的放水量。 4 结论 该次治理过程利用深孔窥视仪有效查明了套管腐蚀破裂的具体位置及程度，通过压注及各孔连通放水试验，有效地查明
了各孔之问的连通性，为治理方案设计及
替代孔的可行性分析提供了依据。通过控
放设备的安装，根据疏水降压需要对钻孔
水量进行及时控放，既保障了工作面的安
全回采，又节省了排水费用，取得了显著
的经济效益。
选自《能源技术与管理》2012年第6期