井口套管取换技术在川西气井中的应用

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千斤顶取套管悬挂器工艺在TK718井的应用

千斤顶取套管悬挂器工艺在TK718井的应用【摘要】近年来，塔河油田套损井数量呈大幅上升趋势，其中部分套损井套损位置在井口附近，严重缩短了油气井开发寿命，且造成了很大的安全隐患。

本文通过分析井口套管损坏原因，结合TK718井在取换套管过程中运用千斤顶取套管悬挂器工艺的介绍，浅谈了几点认识，对同类套损井治理具有一定的借鉴作用。

【关键词】井口套管千斤顶取悬挂器塔河油田现有油气水井700多口，近年来，相继发现有40多口井存在不同程度的套损现象，包括套管腐蚀、变形、错断、破裂、漏失等，其中套损井套管损坏多发生在井口附近[1]。

根据统计，近年来井口套损井占塔河油田套损井中45%。

井口套损严重影响了油井的正常生产，并带来了油田开发作业成本的提高，同时极大增加了采输生产和作业维护过程中的安全风险，特别是高压油气井，井口油层套管强度必须能承受最高关井压力和储层改造施工压力，对井口油层套管强度要求高。

套管强度降低甚至破损后，必须采取大修处理以满足后续施工要求。

因此，研究套损机理，改进套损井治理工艺技术，对保证油水井快速恢复正常生产、经济效益具有十分重要的意义。

本文通过介绍千斤顶取套管悬挂器+套管倒扣直接对扣回接的取套换套技术在塔河油田深层高压油气井中的应用实践表明，其具有可操作性强、见效快、经济性好的优点。

1 井口套管损坏原因和特征1.1.4？操作因素深井在钻井过程中钻杆与套管的接触力、钻井液体系、井口偏心等因素造成了井口套管磨损，使套管强度降低，进而加快了套损[3]。

作业过程作业管柱与套管硬接触，磨损套管，直接造成套管机械伤害。

1.1.5？腐蚀因素塔河油田主体油藏为奥陶系碳酸盐岩油藏和三叠系-石炭系碎屑岩油藏，高含硫化氢，地层水矿化度高，盐类和硫类介质都是腐蚀介质，加速了井口套管的损坏。

气体的冲蚀、腐蚀，是造成7″套管强度降低的根本原因；且从悬挂器胶皮窜漏、节箍断口腐蚀情况看，套管一般裂口和本体都有腐蚀现象，即套管在长时间的腐蚀作用下造成断裂损坏；1.2 塔河采油三厂套损特征近年来塔河油田采油三厂发现并治理的11口套损井有以下特征：（1）5口井为井口附近20m之内套管断裂，占套损井总数的45.45%，而且7”套管的固井水泥返高都低于200m；（2）生产套管未回接井悬挂器窜漏的井有4口，占套损井总数的36.36%，通过固井质量曲线可以看出悬挂器附近固井质量较差；并且处于大套泥岩或砂泥岩互层段；（3）S76井在射孔段以上发生缩径，主要原因为尾管处于泥质含量较高的奥陶系良里塔格组地层，地层产液含水量达90%以上。

石油工程技术井下作业任XXX井套管回收技术实践

任XXX井套管回收技术实践由于受我国石油勘探水平的限制，目前全国各油田勘探成功率还比较低，这样势必存在着许多报废的探井。

这些井既没有油气可开发，也没有其他任何使用价值。

另外，随着我国各油田多年来的勘探、开发，已有一部分油田进入了油田开发后期，干枯报废井数量急剧增加。

这些井的油气已经全部采尽，失去了任何使用价值。

但是，这些报废的探井和干枯的开发井中存在有大量昂贵的不同尺寸的套管，白白埋在地下是一种资金浪费。

如果采用套管回收技术，取出全部或部分套管，将很大程度上减少经济损失。

现以华北油田任XXX井为例，介绍报废套管回收技术。

1任XXX井基本情况任XXX井是华北油田于1984年9月至1985年2月钻成的一口探井，实钻井深4173.13m（井身结构如图1所示）。

该井经试油未取得工业油流，因而报废。

为了减少经济损失，1996年9月至1996年11月进行了套管回收作业，共回收φ178mm套管2109m，重达84t。

2.井眼准备—通井注水泥塞使用车载作业机下螺杆钻具通井，下φ142mm钻头。

自1002～1032m钻通水泥塞，然后，下φ146mm通径规通井，下至1002m时有轻微遇阻。

采用边砸边下的方法下油管，通至2630m 遇阻。

用50m3热水洗井一周，在2630m注水泥塞。

注意：拔套管井如有少量原油或气体必须注水泥塞，否则容易引起火灾烧坏设备和危及人员生命安全。

用水泥20袋，水泥浆密度1.8g/cm3，水泥浆量0.85m3。

图1任XXX井井身结构示意图图2爆炸结构示意图3.提拉活动套管使被软卡套管卡点下移采用华北油田华源公司自制液压拔套管机，提拉0～180t150次，大范围活动套管，用美国测卡仪测卡点，卡点在2110m，分析卡点高的原因是下φ178mm套管时钻井液密度高达1.52g/cm3，重晶石沉淀卡死套管，属软卡。

4爆炸震脱套管丝扣作业4.1地面仪器部分地面仪表+电缆绞车+天地滑轮传输到井下。

4.2井下仪器部分电缆头+磁定位+加重杆+爆炸安全接头+软连接电缆+爆炸聚能重锤（见图2）。

川西大尺寸套管长封固段固井技术

业产能的井较少，８１具有很好的工业产能井，因完井方新５井但
以下技术难题：
（）１气层多、高压。川西地区凡气显示良好的井，超Ｉ～般都有多个气显示层。在已钻的中深井及深井中，术套管井段一般都技有１个以上气显示层，Ｏ蓬莱镇组和沙溪庙组均有很活跃的气层，而且沙溪庙组气层压力高，井液密度要１ｇｃ甚至钻．９／ｍ。２０／ｍ。．ｇｃ以上才能压住气层；须五地层的压力更高，井液密度钻普遍大于２０／ｍ，高达２２ｇｃ，．ｇｃ。最．０／ｍ３如此高的地层压力，而且气层又很活跃，给固井作业带来了很大困难，论从钻井液就不顶替还是防止因水泥浆“ 失重 ” 造成的环空气窜均有很大难度；（）２井径扩大较大，井眼极不规则。川西各构造主产层多与裂缝有关，而且断层ｄ多，三因此地层裂缝多，破碎，之泥页岩水加敏性强，吸水膨胀，易坍塌掉块，这就使井径扩大严重。一般
（）固段长，水泥量大，泥浆 “ ３封注水失重 ” 差值大。各压层套管水泥均需返至地面，１．ｍｍ钻头下２４５３１１５４．ｍｍ中间
套管，井水泥用量均大于１０，大为２０。对于川西地固８ｔ最５ｔＩ
中图分类号：２６２文献标识码：ＴＥ５＋．Ｂ
川西大尺寸套管长封固段固井技术

川西高温高压气井井筒完整性优化设计及应用

ｔａａｅｗｏｎｕｈｒｍｏｔｅｅｎｅｕｔｇｉａｌｗｅｂｒｉｒｈｍｂｒ２ｏａｅｉｓｉｈａｏｌｗｅｈｔｃｓｒｏｔｉｔｅｆｅｓｌｓｏｍｅｔｓｌｎｇｓｗｅｌｌｅｆｌｅｉｔｅＭｅｅｆＸ＠ｈＷｅｔＳｃｕｎ．ｆｌｄｒｉｎｌｏａｕｎｎｏ
关键词：井筒完整性；优化设计；套管防磨；防腐
中图分类号：Ｅ８；９１．文献标识码：Ｉ）：０３６￣．ｓ．０８３６２１．２０２Ｔ９３ＴＥ３２ＡＸＩ１．９９ｉｎ１０ —２３．０１０．８ｓ
摘
要：川西须二气藏埋藏深，具有高温、高压、ｏ３的特点，含２恶劣工况导致井筒失效问题十分突出。统计分析表明导致川
西须二气井井筒失效最主要的因素是套管磨损，其次为ｃ２ｏ腐蚀，再次是井Ｉ失效，３＂还有粘扣、管质量缺陷等失效模式。根套
ｔｍｐｒｔｒ，ｏ３ｅｒｇｎａｓｐｒｔｎｌｎｉｍｎｎａａｓｄｐｏｎｎｌｏｅｆｉｒ．Ｓａｉｉｓａｄａａｙｉｆｄｕｅｅａｕｅ２ｂａｉ，ａｄｈｒｈｏｅａｉａｖｒｎｏｅｏｅｔｈｓｃｕｅｒｍｉｅｔｗｅｂｒｌｅｔｔｔｎｎｌｓｉｓｏｔｌａｕｓｃｓｎ
ＯｐｔｍａｓｇｆｗｅｌｉｅｒｔｎｔｐｐｌｃｔｏｎＨＰＨＴａｌｉｌｄｅｉｎｏｌｎｔｇｉｙａｄｉｓａｉａｉｎｉｇｓｗｅｌ

川西首口页岩气水平井固井技术

川西首口页岩气水平井固井技术全家正;白龙;刘忠飞;周回生;王洋;何峻宇;丁俊选【摘要】目前页岩气水平井的固井面临着套管难以下入、居中度低、顶替效率低、水泥环弹韧性差等技术难题.基于川西地区地质条件和钻井状况的认知,分析了川西首口页岩气水平井XYHF-1井的固井难点,总结了有效通井、优化扶正器安装、滑套固井技术、优选水泥浆体系等提高该并固井质量的技术措施,对固井质量进行了分析总结并认为SCW冲洗液、三级冲洗工艺、弹韧性水泥浆体系的应用是提高页岩气水平并固井质量的有效措施.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2013(036)004【总页数】4页(P77-80)【关键词】页岩气;水平井;固井技术;滑套固井【作者】全家正;白龙;刘忠飞;周回生;王洋;何峻宇;丁俊选【作者单位】中国石化西南油气分公司工程监督中心;中国石化西南油气分公司工程监督中心;西南石油大学石油工程学院;中国石化西南油气分公司工程监督中心;中国石化西南油气分公司工程监督中心;中国石化西南油气分公司工程监督中心;中国石化西南油气分公司工程监督中心【正文语种】中文近年来，作为非常规天然气的页岩气开发异军突起，已成为全球油气资源开发的新亮点。

全球非常规油气资源预计可达到921.4×1012m3，其中页岩油气资源量可达到456.0×1012m3。

我国非常规油气资源量巨大，页岩油气资源量达到26×1012m3［1－3］。

页岩气开发的关键技术是水平井技术和分段增产压裂技术，这两大核心技术对固井质量的要求都很高，因此页岩气固井技术便成为了页岩气开发的关键技术。

而目前，我国国内页岩气水平井固井技术处于研究与应用的初级阶段。

XYHF－1井是川西首口页岩气水平井，在该井的固井过程中，存在水平段较长、套管偏心、井壁界面油湿等难题。

本文分析了这些固井难题，提出了相应的技术措施，并成功完成了固井施工，为后续页岩气水平井的固井工艺设计提供了技术支撑。

取换套施工技术在阳2-4井的应用

１１简况．
与渗漏问题而发展所形成的一项修井工艺技术，它可以彻底修复油水井套管，复原井的技术指标和恢功用，能够满足开发方案的技术要求，通过该井的施工实践，为今后套损井的治理，供了可靠的技术保提障。阳２ —４井位于江苏省盱眙县，造为金湖凹陷构东阳构造，一口注水井，是因注水井通常注入压力较高，了达到该井日后分注的要求，复该井的正常为恢注水，充该区块地层能量，高其储量动用程度，补提
阳２ —４井实钻井深１３．ｍ，工井底１２．７８０人７２０实际套铣井段０－２．０水泥返高５２０ｍ，＂５０５ｍ，－＂６．ｍ。该井实际施工周期２ｄ套铣平均速度８．５ｄ取６，６７ｍ／，套换套用时１。ｄ阳２４取换套前井身结构为：开Ｏ３１１ — 一１． × １４９ｍ＋表层套管Ｏ４． ×１３１ｍ；开２５９２４５９．３二１． × １３ｍ＋油层套管１９７７７６ｍ。阳２７８３． ×１３．２新 —４井换套井段为：油层套管０５５４ｍ。￣０．７
易塌，￣９．用１３７套管套铣１９７套管，隙小，３．间岩６０根。座封Ｙ２１１４封隔器卡点５３０倒出１— １７．ｍ，￣３扣钻杆１。②倒油层套管。￣２．６可７反Ｏ根下１４２屑多，以返出，难易沉积。捞上提４０８ＫＮ，取１２３取套难度大。破损套管位置较深，．．破损情况退式捞矛，住第一根油层套管后，不明，给倒扣取套增加了难度。环形钢板，气１ｍｉ倒扣，出￣１９７套管３放０ｎ后起３．２井眼准备根。⑧接２６４导管，４．内径２４５ｍ，３５２．ｒ长．ｍ。④ ａ ① 光油管通井。７３油管通井至６５６ｍ，０．８循环焊三通。下雪７ ⑤ ３反扣钻杆对扣，配好泥浆提出井用替泥浆，通井正常。 ②通井规通井。１通井规通井筒内原压井液。西１８．至４５８ｍ遇阻，压３ＫＮ未能通过。⑧ 打印。８．６加０４３套铣施工１８铅模于４５８ｍ打印，１８．６印痕显示：模底部有铅套铣管住结构：２￣２０套铣头＋￣１３７套铣管９．齿状印痕两道，面有明显切割，割面宽５～＋方钻杆。侧切６施工参数：钻压１－４ＫＮ，０－０￣排量９５／～１Ｌ６ｍｍ，２缩径至１８０ｍｍ。套管整形。ｍｍ数级递ｓ转速６－８ｒｍｉ，压２２５ａ实际套铣井 ④ 以２，０－０／ｎ泵－～．ＭＰ，增依次下１８至１Ｏ梨形胀管器针对４５８ｍ段０２．ｍ，０２８￣４９￣５０５一趟钻，具体套铣情况见表１。表１套铣施工情况套管段进行整形。修套。 ⑤ 用１Ｏ梨形铣锥修整４５２８４９破损段。⑥ 验套。下Ｐ８ｍＴ一１４封隔器针对１序井进套速钻转排泵薯沣导段尺铣度压速量压ｍｍＬ・ｍ—ＩＫＮｒＩｉ－Ｉｓ慨用Ｌ・ＩＩＬ・一１ＩＩＬ４４以上及４０以下套管试压，压至１ＭＰ，８ｍ９ｍ试２ａ套管完好，眼准备结束。井１Ｏ９．ｌ１９２４．一１２９．１９８９３ＳＴ测井Ｂ２９．１ｌ．５１Ｉ４０３１９２ —２Ｏ８ｌ６．２３２０８—３００９１ｌ３１．５１．９．５Ｉ８扇区水泥胶结测井（Ｂ技术，ＳＴ）是用于固井质４３０Ｏ２．２０５３０１．一５Ｏ５１．．量评价的一种先进的测井技术，目前在该油田使用，获得很好的效果。阳２４井应用ＳＴ测井检查 — Ｂ￣１９７层套管０６０管外是否存在水泥封固４４套铣复杂情况处理３．油～０ｍ．的效果非常明显，结果是１９７层套管管外水其３．油在套铣过程中，主要问题是：眼井段盐城组泥裸泥返高在５０５０以上油层套管外无水泥封固，６ｍ，６岩、泥岩易垮易塌，沙而且具有一定蠕变性，成套造为下步取套方案的确定，奠定了基础。铣后，提遇卡，上下放遇阻。但由于处理较为得当，ｍ ∞ Ｏ一一一４套铣未发生卡∞ 事故。采取主要措施有：套铣操作平 ① 暑；们钻４１套铣工具选择．稳，一均匀。 ∞ 送钻 ∞ 钻压过大或溜钻，易造成蹩钻，容增大Ｏ一一

双效防磨技术在川西深井的应用

ＤｏＹａｎｉＪａｇＢｉｎｇＢｏｇＪａｎｉｎｎ
（ｎｉｅｒｇＳｐｒｉｏｎｅｆＳｕｈｅｔＯｉａｄＧａｍｐｎ，ＩＯＰ．ｙｎ１００Ｃｈｎ）ＥｇｎｅｉｕｅｖｓｎＣｅｔｒｏｏｔｗｓｌｎｓＣｏａｙＳＮＥＣＤｅａｇ６８０，ｉａｎｉＡｂｔａｔＴｅｅｉｓｖｒａｉｇｗａｕｉｇｔｅｄｌｎｆｅｐｗｌｉｅｔＳｃｕｎｗｉｈｂｉｇｉｄｎｔｕｌｏｅｕｎｓｒｃ：ｈｒｓｅｅｅｃｓｎｅｒｄｒｎｒｌｇｏｅｅｌｎＷｓｉｈａ，ｈｃｒｓａｈｄｅｏｂｅｆｒｓｑｅｔｈｉｉｄｎｒｏｅａｉｎａｄｐｏｕｔｎｏａｅ１ｎｏｄｒｔｒｔｃａｉｇｔｉｐｐｒａａｙｅｈｅｓｎｏａｉｇｗｅｒｎｅｅｍｉｅｈｐｒｔｎｒｄｃｉｆｇｓｗｌｒｅｐｏｅｔｅｓ，ｈｓａｅｎｌｚｄｔｅｒａｏｆｃｓｎａｄｄｔｒｎｄｔｅｏｏ．Ｉｏｎａｃｒｅｐｎｉｇｐｏｅｔｇｍｅｓｒｓｄｖｌｐｎｈｕｌｅｆｉｎｙａｔｅｒｎｃｎｌｇ．ｈｓｔｃｎｌｇａｅｎａｐｉｄｉｏｒｓｏｄｎｒｔｃｉａｕｅ，ｅｅｏｉｇｔｅｄａ－ｆｃｅｃｎｉａｉｇｔｈｏｏｙＴｉｅｈｏｏｙｈｓｂｅｐｌｎｔｎｉｗｅｅｗｏ

石油工程技术井下作业文10-XXX井大修取换套施工案例

文10-XXX井大修取换套施工案例1取换套管依据和修井前的准备工作1.1取换套管的依据文10-XXX井位于文留构造文10断块，于1978年6月9日完井，1979年5月21日投产，1979年8月24日转为注水井，井身结构为：φ444.5mm钻头×173.00m，下φ323.85mm套管×172.84m；φ215.9mm钻头×2439.54m，下φ139.7mm套管×2421.97m。

油层在2206.80～2314m。

投产转注后5次酸化，1990年8月发现管外出水。

1990年11月，在0～2256m井段进行了4项套管监测测井。

根据测井资料，经对比和综合分析认为：1.1.1套管腐蚀和变形损坏比较严重。

全井除少部分井段（如188～255m）套管以内腐蚀为主外，绝大部分套管以外腐蚀为主，典型井段如940～975m。

1.1.2腐蚀井段测量井段内共有21处，891.50m套管严重腐蚀，有可能已经穿孔或接近穿孔。

另有21处，1141.50m套管轻度腐蚀。

1.1.3变形井段测量井段内有17处套管变形，其中2253～2256m套管严重变形，导致测井时遇阻。

由于仪器在2256m处遇阻，以下井段有6个注水层未测出。

1.1.4漏点采用DD-Ⅱ数字系统组合仪找漏，证实25.0m和41.5m两处为漏点。

至于其他处是否有漏点，只有将上部漏点封堵后才能测出。

1.1.5方案根据上述情况，决定对该井1640m以上的套管进行取、换工作，以便进行腐蚀描述和因素研究；对1640～2316.87m井段的套管进行多级胀管修复，直到满足生产要求。

1.2修井前的准备工作1.2.1设备和工具准备：1.2.1.1设备用3200型钻机，并在井架立管平台上安装一个特殊平台，以便排放小钻杆。

1.2.1.2钻具、工具φ73mm正扣钻杆3450mm、φ127mm正扣钻杆1700mm、φ219mm正扣套铣筒100～200m、φ193.7mm正扣套铣筒50m、φ139mm套管柱1640m、φ139mm内割刀1副、φ139mm外割刀1副、φ139mm可退式捞矛1副、φ219mm铣鞋3只、φ139mm全封式回接接头1只、胀管器(φ100mm、φ112mm、φ114mm、φ116mm各1只）和φ114mm通径规1只。

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深，井施工具有井眼轨迹复杂、钻钻井周期长、眼尺寸井小等特点，防磨措施采取不当极易造成井口套管发生偏磨。须二气藏埋深４０￣５０ｍ± ，压系数１６，７０００地．０气井井口最大关井压力约５７ＭＰ，高压气井，用５０ａ为常套管尺寸为１—／９５ｓ３７３５或１ —／３３８＋－／－ “ －３３＇３８－１ —／ —／ ” —／０６８＋７５８＋５１２结构，油层套管为气密封扣，套
压气井中的应用实践表明，其具有可操作性强、效快、见经济性好的优点。１川西井口套管取换难点川西地区以须二气目的层的井，于地层复杂、由井
（）铣套管外环空水泥；２套（）下内割刀割下已磨损的套管；３再（）４安装外回接密封装置；（）回接密封装置上连接套管至井口；５在（）复套管头及油管头；６恢（）７密封试压；（）压后对套管环空补注水泥浆。８试套管外回接密封装置原理：回接密封装置顶部为外橡胶密封件，部为金属密封件。橡胶密封靠自身弹性下形成密封，属密封靠上提拉力，缩变形形成密封。金压
对于川西高压气井宜采用套管倒扣直接对扣回接的方式，在此方案实施无效的情况下可进一步采用套管外回接方案。３套管倒扣直接对扣回接技术关键点（）须首先确定套管损坏位置和形状，１必这是切割点选择的基础，可采取工具找漏、臂井径仪、多红外线井
（）２下套铣筒套铣套管环空水泥环；（）３下倒扣捞矛打捞、扣捞出破损套管；倒（）４清洗回接丝扣；（）５通过上扣回接套管；（）复套管头及油管头；６恢（）７密封试压；（）８试压后对套管环空补注水泥浆。优点：无需特殊工具，成本低。不足：对倒扣及上扣要求高。
（）３由于是高压气井，要求取换套后能承受较高压力。２取换套技术选择井口段套管损坏后常用的取换技术主要有两种：套管外回接、管倒扣直接对扣回接。套２１套管外回接技术．（）内割刀先割下悬挂器下部套管，出套管悬１用取
２１年第５０１期
西部探矿工程
７１
井口套管取换技术在川西气井中的应用
董海峰，啸峰范小波王超。刘，，
（．１中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳６８０；１００２中国石化集团西南石油局井下作业公司，．四川德阳６８Ｏ）１００
深井钻井中由于井口套管与钻具接触时间最长，是最容易发生偏磨的井段，管强度降低。在气井（套特别
挂器；
是高压气井）井口套管强度必须能承受最高关井压中，力和储层改造施工压力，井口套管强度要求高，管对套强度降低甚至破损后，必须采取有效的处理措施，进如行倒扣、取换新套管，以满足后续施工要求。通过套管倒扣直接对扣回接的取套换套技术在川西地区深层高
摘要：井钻井过程中井口段套管易发生磨损，深造成套管强度降低，增加了后期作业及采输生产的安全风险，特别是高压气井。而目前只能通过取换方式处理损坏后的井口段套管，取换作业难度大、求要高。提出了两套井口套管取换方案，结合作业难度，推荐优先采用套管倒扣直接对扣回接的方案。关键词：口套管；井取换；切割；对扣中图分类号：２６文献标识码：文章编号：Ｏ４５１（Ｏ１０一Ｏ７ —０ＴＥ５Ｂ１Ｏ — ７６２１）５０１２
管头为芯轴式密封，于以上特征，井井口套管发生基气磨损后，取换套难度大、求高：要（）出套管前必须先取掉芯轴式悬挂器，后重１取然新安装卡瓦式悬挂器，密封要求高、复难度大。恢（）２套管螺纹为气密封扣，卸扣时不允许损坏且上
＊收稿日期：０００－０２１－６１第一作者简介：海峰（９４）男（族）四川自贡人，级工程师，从事油气井完井、试及修井等技术工作。董１７一，汉，高现测
７２西部探矿工 Fra bibliotek ２１０１年第５期
扭矩大。
外回接密封装置连接在回接套管下部，套管引人补接把器内腔，终在回接处形成两道密封。最优点：工艺相对简单。不足：套管外回接密封装置的承压能力较低，能只达到３ＭＰ５ａ的静密封，在钻井过程中因钻具的转动、扰动可能对其密封性能有一定影响；目前套管外回接密且封装置要由国外特别定制，业周期长、作费用高。２２套管倒扣直接对扣回接技术．（）１切割悬挂器下部套管，出悬挂器；取