石油工程施工中的井下作业修井技术
石油工程技术 井下作业 油水井破损套管的化学堵漏修复技术
油水井破损套管的化学堵漏修复中原油田由于盐膏层发育,地质条件复杂以及长期注水开发,特别是增压注水,油水井套管破损现象十分普遍,井况恶化问题日益突出。
特别是一些老井,由于油层套管使用时间过长,固井水泥又没有完全封固油层套管,在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔,再加上套管变形、破损等现象,造成地层出钻井液、出水,严重影响油水井的正常生产。
目前,解决油水井因腐蚀和其他原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法,以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管工艺。
但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用的限制,许多油水井的套漏问题不能得到及时有效地解决,制约了油气生产。
以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥膨润土堵漏）和热固性树脂增漏技术（如脲醛树脂堵漏）为例,目前油水井破损套管的化学堵漏修复主要存在下列问题：（1）堵剂不能有效地驻留在封堵层位,堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉,造成堵浆注入量大,施工时间长。
（2）形成的固化体脆性大,易收缩,不能与周围介质形成牢固的界面胶结,在注采压力的作用下使封堵失效,缩短了施工有效期,对于薄层和小井眼封堵封窜更是如此。
（3）堵剂适应性和安全可靠性差,施工风险大。
为克服上述工艺的缺陷,针对套管破损穿孔漏失等问题,开展了油水井破损套管化学堵漏修复技术研究，研制出能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型化学堵剂YLD-1，在破损套管的化学堵漏修复方面取得重大突破，显示出良好的应用前景。
1室内试验1.1该技术对化学堵剂的性能要求1.1.1化学堵剂进入封堵层后，能够快速形成网架结构，有效地滞留在封堵层内。
1.1.2在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机堵剂的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体。
1.1.3能与周围介质胶结成一个牢固的整体。
1.1.4配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。
井下作业修井技术工艺研究
井下作业修井技术工艺研究一、引言井下作业修井技术是石油、天然气开采过程中非常重要的环节，修井技术工艺的研究对于提高井下作业的效率、降低成本、保障安全具有重要意义。
本文将对井下作业修井技术进行深入研究，探讨当前的修井技术工艺以及存在的问题，并提出改进方案，为井下作业修井技术的发展提供参考。
二、井下作业修井技术概述井下作业修井技术是指在井下进行技术作业，用以调整井筒参数、井底流体性质，以增大产量、保障井下设备安全、降低成本。
包括沉积岩储层改造工艺、井下动液体系改造工艺、油气井叉井等。
井下作业修井技术的工艺研究，可以有效提高油气井产量和增产技术水平，提高油田投入产出比，缩短油气井井筒条件调整时间。
修井技术工艺是决定井下作业效果的关键因素，而随着石油、天然气开采技术的不断发展，井下作业修井技术也在不断创新和改进。
目前常用的井下作业修井技术有：压裂、酸化、水平井钻井、油藏改造、封水等。
1. 工艺复杂性高目前井下作业修井技术工艺的复杂性较高，需要配备精密的设备和专业的技术人员。
对于一些小型油气田来说，开展井下作业修井技术需要投入大量的人力、物力和财力，且技术难度较大。
这给井下作业带来了一定的成本压力和技术挑战。
2. 风险较大井下作业修井技术往往需要进行高压、高温的工艺操作，存在一定的事故风险。
一旦出现问题，不仅可能造成生产损失，还可能导致环境污染和安全事故。
如何降低井下作业修井技术的风险，是当前亟需解决的问题之一。
3. 资源浪费在井下作业过程中，会产生大量的废水、废气，而现有的处理技术并不完善，导致了资源的浪费。
井下作业修井技术在使用材料和设备上也存在着一定的资源浪费，对环境造成了一定的压力。
1. 技术研发加大井下作业修井技术的研发力度，通过技术创新和成果转化，减轻井下作业工艺的复杂性和成本，提高技术操作的安全性和可靠性。
加强对井下作业修井技术的系统集成和优化，提升整体技术水平。
2. 提高设备智能化水平推动井下作业修井技术的设备智能化升级，开发高性能、高效能的智能设备，改善技术操作的工艺流程，降低出现操作差错和隐患的概率。
第二章修井工艺简介
二、常规修井工艺技术
循环法：将密度合适的压井液泵入井内并进行循环，密度较小的原井内液体 （或油气水）被压井液替出井筒达到压井目的的方法。包括正循环压井法和反循 环压井法。正循环压井是将压井液从管柱内泵入井内顶替井内流体，由环形空间 上升出来的循环过程。反循环压井是将压井液从油、套环形空间泵入井内顶替井 内流体，由管柱内上升到井口的循环过程。
衬管完成法：当井眼钻到油 层顶部时停钻，下油层套管柱， 注水泥固井，再用小一级尺寸的 钻头钻穿油层井段，然后下入预 制好的带孔眼或的缝隙的管子（ 称为衬管）。
一、井身结构
射孔完成法：当钻穿全部油层之后 ，下油层套管至井底，注水泥浆固井 ，水泥浆在套管外环形空间的上返高 度要至少超过油层顶界100～150米， 井底留有水泥塞，然后下入专用射孔 器对准预打开的油气层部位射孔，穿 过套管和水泥环，为油层中的油气流 进入井内打开通道。
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二、常规修井工艺技术
通井规
5、试注 试注：就是在油井完成后，到正式投入注水前所进行的新井投注或油井改注
的试验与施工过程。目的是取得注水资料，提供注水初步经验，为油田开发方案
提供依据。试注工艺主要分为排液、洗井、转注，以及实施必要的增注措施等几 个阶段。
二、常规修井工艺技术
6、气举和液氮排液气举： 气举：是使用高压气体压缩机向井内打入高 压气体，用高压气体置换井筒内液体的施工方法 。其目的是大幅度降低井底回压，使地层中流体 进入井筒。 液氮排液：是一种安全的气举施工，是使用 专用液氮车将低压液氮转换成高压液氮，并使高 压液氮蒸发注入井筒，替出井内液体。 气举方式：常规气举、气举阀气举、连续油 管气举（与液氮泵车配合作业） 连续油管气举
二、常规修井工艺技术
石油工程技术 井下作业 带压作业技术规范及操作规程
带压作业技术规范及操作规程1主题及适用范围本标准规定了带压作业施工程序与质量控制、安全环保要求、完井和资料录取。
本标准适用于油田油、水井带压修井作业。
2引用标准下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T5325-2005射孔施工及质量监控规范SY/T5587.4-2004油水井常规修井作业第4部分：找串漏、封串堵漏SY/T5587.5-2004油水井常规修井作业第5部分：井下作业井筒准备SY/T5587.11-2004油水井常规修井作业第11部分：钻铣封隔器、桥塞SY/T5587.12-2004油水井常规修井作业第12部分：打捞落物SY/T5587.14-2004油水井常规修井作业第14部分：注塞、钻塞SY/T6127-1995油气水井井下作业资料录取项目规范SY/T6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐做法Q/SY1142-2008井下作业设计规范Q/SY1218-2009油水井带压修井作业更换井口安全操作规程Q/SY1119-2007油水井带压修井作业安全操作规程Q/SY1230-2009注水井带压作业技术规程SY/T6731-2008不压井作业装置3定义及术语：下列定义及术语实用于本标准：3.1轻管柱：管柱在井筒内的自重小于管柱截面力的管柱。
3.2重管柱：管柱在井筒内的自重大于管柱截面力的管柱。
4程序内容4.1施工前准备4.1.1提升设备准备带压作业提升装置包括举升液压缸、卡瓦组（或卡瓦）、桅杆（或修井机）和连接盘等。
带压作业提升装置的技术要求：4.1.1.1承重部件的机械强度和承载能力应满足施工要求，能够承载井内管柱的最大轴向力，保证安全起、下管柱作业。
4.1.1.2卡瓦组（或卡瓦）的夹紧力应满足井内管柱轴向力的需要，保证在起下作业过程中，管柱既不上窜，也不下掉。
井下作业
上卸扣工具
液动油管钳是靠液压系统进行控制和传递动力的上 卸油管扣的专用工具。
修井的任务：（维护、修理、油层改造三大任务）
一、油水井井下作业的种类
修井作业十项基本内容
A、完井； B、分采分注；（机堵、水井分层注水） C、检、下泵； D、油层改造；（压裂、酸化、调剖、解堵、化堵等） E、事故处理；（大修、小修的解卡等） F、验串、找漏、封堵；
G、动管柱测试；（检测井）
H、生产方案调整；（换大小泵、泵加深、上提泵挂、改电泵、电泵改抽、调层、 油转注、水井改抽等）
采油（气）树连接型式分为螺纹式、法兰式和卡箍式三种，法兰式 和卡箍式最常用。 采油（气）树最大工作压力由其端部或出口连接的最大工作压力决 定。
KQS25/65型采气树
清蜡闸门
生产闸门
节流器（针阀）
小四通 总闸门
大四通 套管闸门
采气树与采油树结构相似，由于天然气和油的物理性质不同，其结构有一定的 区别，即所有部件都采用法兰连接，套管闸门、总闸门都成对配置，一个工作一个 备用。节流器采用针型阀,而不是用固定孔径油嘴，全部部件经抗硫化氢处理。
（五）工具图纸设计技术要求 1、图纸设计必须有组装图
2、图纸设计必须标注配合公差
3、图纸设计必须标注形位公差 4、图纸设计必须标注加工耝造度 5、图纸设计必须标注材料及处理工艺 6、图纸设计必须标注参考基准面
7、图纸设计必须标注技术要求
地面配套工具 抽油泵及辅助工具 封隔器及辅助工具 修井打捞工具 修井螺杆钻具 激光割缝筛管 钻磨铣工具 套管整形及修复工具
井下作业工具
一、油水井井下作业的种类
什么是井下作业？
在石油与天然气勘探开发中，
修井工艺技术
修井工艺技术修井工艺技术是指对井筒进行维修和处理的技术方法和工艺流程。
井筒是石油和天然气的主要生产场所，井筒的完好与否直接关系到油气的开采效果和井口安全。
因此，修井工艺技术的优劣和运用是非常关键的。
修井工艺技术主要包括井下修井和井口修井两个部分。
井下修井是指在井筒内部进行维护和处理，主要包括井壁的加固、井底堵漏和生产装置的清理。
井口修井是指在井口对井口设备进行检修、维护和更换。
在修井工艺技术中，需要运用一系列的工具和装备，如修井车辆、修井架、修井泵等。
井下修井是井修井工艺技术的重要环节，通过对井壁的加固，可以有效地防止井壁塌陷和井眼沉积物的堵塞，从而提高井筒的稳定性和通透性。
井底堵漏是指利用堵漏剂或堵漏材料对井底的渗漏点进行封堵，以减少井底流失和提高采油效率。
生产装置的清理则是指通过使用各种清洗工具，将井筒内的沉积物和堵塞物清除，以确保井筒的畅通和产能的恢复。
井口修井是修井工艺技术的另一项重要内容，通过对井口设备的检修和维护，可以确保井口的安全和工作的顺利进行。
常见的井口修井工艺包括井口阀门检修、井口管柱更换和井口设备清理等。
井口阀门检修是指对井口阀门进行检查和修复，以确保井口的封闭能力和控制效果。
井口管柱的更换则是指将老化和损坏的管柱更换，以保证其强度和使用寿命。
修井工艺技术在石油和天然气工业中的应用非常广泛，不仅可以提高井筒的稳定性和通透性，还可以延长井口设备的使用寿命，从而降低了维护成本和提高了采油效率。
修井工艺技术的发展也在推动着石油和天然气工业的发展，为井下作业人员提供了更加安全和高效的工作环境。
总之，修井工艺技术是石油和天然气工业中非常重要的一项技术，通过对井筒进行维修和处理，可以提高井筒的稳定性和通透性，延长井口设备的使用寿命，从而降低维护成本和提高采油效率。
随着技术的不断发展，修井工艺技术将在石油和天然气工业中发挥越来越重要的作用。
石油修井作业过程的主要危险及安全技术措施
The opposite of success is not failure, but never acting.模板参考（页眉可删）石油修井作业过程的主要危险及安全技术措施（一）石油修井作业概述石油修井作业是石油工程的主要组成部分之一。
石油修井作业是石油开采和生产过程中最主要的工程。
1．石油修井作业的特点（1）环境恶劣。
（2）地域辽阔。
（3）条件艰苦。
（4）工程复杂。
（5）流动性大。
（6）危险性大。
（7）多兵种联合作战，装备、设施类型多。
上述特点决定了石油修井作业生产过程中事故的复杂性、多变性、突发性和危险性，易发生井喷、中毒、人身伤亡、火灾及爆炸等事故。
2．石油修井作业的主要工程石油修井作业的主要工程包括：试油、中途测试、工程测试、小修、射孔、大修、侧钻、封串、压裂、酸化、防砂、堵水、调剖、解堵等。
本书主要介绍试油、小修、大修、压裂、酸化等工程。
（二）石油修井作业主要工程的技术方法及安全技术要求1．石油修井作业主要工程的技术方法（1）试油工程的技术方法。
试油是石油工业中测试、验证和落实地层流体性质（油、气、水）、产能、压力、温度等资料的工程过程。
它在钻井工程之后，在油井采油生产之前，是勘探工作的成果鉴定，是开发工作的前期开始，是采油工程的重要组成部分。
试油的技术方法可分为套管井试油和裸眼井试油。
套管井试油是在下套管井中，经过（包括）射孔使油气层与套管井筒连通后进行的。
裸眼井试油是在地层裸露条件下进行的，它包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井、完井后的裸眼井段的试油。
套管井试油的技术方法是地层射孔后，下油管用清洁水替出井筒内的压井液，替喷，诱喷，自喷井试采求产、测压（包括压力恢复曲线）、测温、落实产液性质和产量；非自喷井经诱喷排液后，下取样器、温度计及压力计，取得温度及压力资料，取地层产出流体样，进行室内实验分析，确认产出流体性质及产量。
裸眼井试油的技术方法包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井完井、固井后的裸眼井段的试油。
石油工程技术 井下作业 250型修井机技术规范、操作及维护保养规程
250型修井机技术规范、操作及维护保养规程1技术规范1.1整机技术规格及性能参数外形尺寸10460×2580×2900mm修井深度2400m动力机型号CAT3306DIT柴油机动力机功率184kW(当2200r/min时)传动箱型号艾里森HT750DRDB1.2主要部件总成技术规格及性能参数液压绞车滚筒直径Ф245mm 长度347mm 容绳量90m 最大拉力3000kgf刹车冷却系统水箱容量0.227m³系统压力0.55～0.8MPa液路系统主液泵最大排量265L/min 系统最大压力11MPa 油箱容量757L气路系统系统最高压力0.9MPa自走车底盘型号HY5301CAT(汉阳HY5300TJCD)驱动型式6×6轴距5325+1350mm轮距前轮：2050mm；后轮1920mm底盘自重12000kg最高车速47km/h最大爬坡度满载干燥硬实路面：20%最小转弯半径13m最小离地间隙280mm(后悬平衡梁处)最大制动距离以30km/h初速时：12m 接近角30°离去角24°前轮定位主销内倾角5°主销外倾角2°前轮外倾角1°前束2～5mm轮辋型号8.00V轮胎12.00－20转向机构整体式动力转向器型号：XJ110z/Z转向器平均传动比：23.27转向油泵：最大工作压力130kg/cm2，排量：18.9ml/r制动系统贮气筒容量2×42L电气设备线路系统：单线制，负极搭铁线路电压：24V发动机型号CAT3306DIT柴油机型式直列六缸水冷四冲程增压柴油机最大功率184kW(2200r/min)最大扭矩900N.m(1500r/min)气缸直径121mm活塞行程152mm发动机工作容积10.5L变速箱型号艾里森HT750DRDB额定输入功率425马力额定输入扭矩180kgf.m最大输入转速2500r/min档位123456速比 5.18 3.18 2.02 1.391 4.12分动箱动力输出1：1液力变矩器变速比1：2.211.3修井机润滑表润滑点部位润滑点油品名称规格加注量检查周期换油周期夏季冬季CF-415W-40CF-410W-30滚筒轴承盒2×13#锂基脂3#锂基脂新油挤出每班每天滚筒刹车系统刹车轴轴承盒2×1新油挤出每天每月刹车平衡块2×13#锂基脂新油挤出每天每月角传动装置传动箱180W-90重负荷齿轮油油位250-280h 按质换油链条箱1CD 15W40油位250-280h 按质换油输出轴轴承13#锂基脂新油挤出每天每天转盘传动装置传动箱180W-90重负荷齿轮油油位250-280h 按质换油链条箱1CD 15W40油位250-280h 按质换油输入轴轴承13#锂基脂新油挤出每天每天转盘链条传动箱链条箱1CD 15W40油位250-280h 按质换油链轮轴轴承43#锂基脂新油挤出每天每天液压小绞车涡轮箱180W-90重负荷齿轮油油位250-280h 按质换油滚筒轴轴承13#锂基脂新油挤出每天每天链条盒1CD 15W40油位250-280h 按质换油链条护罩1CD 15W40油位250-280h 按质换油转盘齿轮箱180W-90重负荷齿轮油油位250-280h 按质换油防跳轴承13#锂基脂新油挤出每天每天游车大钩滑轮轴23#锂基脂新油挤出每天每天大钩13#锂基脂新油挤出每天每天大钩体1CD 15W40油位250-280h 按质换油水龙头53#锂基脂新油挤出每天每天升降油缸13#锂基脂新油挤出每周每月离合器导气龙头13#锂基脂新油挤出每天每天井架上体43#锂基脂新油挤出每井次每井次下体83#锂基脂新油挤出每井次每井次天车103#锂基脂新油挤出每井次每井次万向轴2×33#锂基脂新油挤出每井次每井次发动机1CF 15W40CF 10W3026.5L 每班按质换油变矩器18#液力传动油36L 每班按质换油液压系统1L-HV32#抗磨液压油757L250-280h一年2操作规程2.1行车部分2.1.1发动机起动前检查2.1.1.1检查燃油箱燃油是否足够。
石油工程技术 井下作业 通井操作规程
通井操作规程1主题内容与适用范围本规程规定了油气水井通井操作的内容与要求。
本规程适用于油气田通井作业。
2引用标准SY/T5587.16-93油水井常规修井作业通井、刮削套管作业规程3程序内容3.1施工准备3.1.1根据油层套管内径选择通井规。
通井规规格应符合表1的规定。
表1套管规格mm114.30127.00139.70146.05168.28177.80 in41/2551/253/465/87通井规规格外径mm92~95102~107114~118116~128136~148144~158长度mm180018001800180018001800特殊情况，可按顾客要求提供（水平井通井应用橄榄形通井规）。
3.1.2根据设计要求准备油管（或钻杆），并作好丈量、计算、配管柱、依次排放和记录。
3.1.3通井前必须了解该井的作业简史。
3.1.4对入井前的通井规检查、描述，并绘制草图（通井规表面光滑、无刮痕、无凹陷，无径向及轴向变形，壁厚5-7mm）。
3.2施工程序3.2.1管柱结构自下而上依次为通井规、油管（或钻杆）。
3.2.2下通井管柱应执行《下油管（含带工具）操作规程》和《油管上卸扣操作规程》。
3.2.3通井时要平稳操作，下管柱速度控制为0.3m/s,下到距离孔段或预计遇阻位置100m时，下放速度不得超过0.2m/s。
当通到人工井底，悬重下降10～20KN时，在方入根上打上明显印记，缓慢上升到原悬重后再次在方入根上打上明显印记，继续上提，确定无卡阻现象后，再次下放管柱重复三次，使测得人工井底误差小于0.5m。
3.2.4通井时，若中途遇阻，悬重下降控制不超过20～30KN，并平稳活动管柱，严禁猛礅、硬压。
3.2.5平稳起出通井管柱，参照《起油管（含带工具）操作规程》，检查描述通井规完好情况。
3.2.6对遇阻井段应分析原因或打印证实遇阻原因。
3.2.7中途遇阻一般为套管变形或资料有误，套管变形可以加到30KN,通井规通过大斜度井段、水平井通井段和通井规通过45o拐弯处时，下一起一，下钻速度不大于0.3m/s，起钻速度不大于0.2m/s，起钻负荷增加量大于50KN时停止作业，待定措施。
石油工程技术 井下作业 井身结构及完井方法
井身结构及完井方法1井身结构所谓井身结构，就是在已钻成的裸眼井内下入直径不同、长度不等的几层套管，然后注入水泥浆封固环形空间间隙，最终形成由轴心线重合的一组套管和水泥环的组合。
如图1所示。
图1井身结构示意图1—导管；2—表层套管；3—技术套管；4—油层套管；5—水泥环1.1导管井身结构中靠近裸眼井壁的第一层套管称为导管。
导管的作用是：钻井开始时保护井口附近的地表层不被冲垮，建立起泥浆循环，引导钻具的钻进，保证井眼钻凿的垂直等，对于不同的油田或地层，导管的下入要求也不同。
钻井时是否需要下入导管，要依据地表层的坚硬程度与结构状况来确定。
下入导管的深度一般取决于地表层的深度。
通常导管下入的深度为2～40m。
下导管的方法较简单，是把导管对准井位的中心铅垂直方向下入，导管与井壁中间填满石子，然后用水泥浆封固牢。
1.2表层套管井身结构中的第二层套管叫做表层套管。
表层套管的下入深度一般为300～400m，其管外用水泥浆封固牢，水泥上返至地面。
表层套管的作用是加固上部疏松岩层的井壁，供井口安装封井器用。
1.3技术套管在表层套管里面下入的一层套管(即表层套管和油层套管之间)叫做技术套管。
下入技术套管的目的主要是为了处理钻进过程中遇到的复杂情况，如隔绝上部高压油(气、水)层、漏失层或坍塌层，以保证钻进的顺利进行。
下入技术套管的层次应依据钻遇地层的复杂程度以及钻井队的技术水平来决定。
一般为了加速钻进和节省费用，钻进过程中可以通过采取调整泥浆性能的办法控制复杂层的喷、坍塌和卡钻等，尽可能不下或少下技术套管。
下入技术套管的层次、深度以及水泥上返高度，以能够封住复杂地层为基本原则。
技术套管的技术规范应根据油层套管的规范来确定。
1.4油层套管油井内最后下入的一层套管称为油层套管，也称为完井套管，简称套管，油层套管的作用是封隔住油、气、水层，建立一条封固严密的永久性通道，保证石油井能够进行长时期的生产。
油层套管下入深度必须满足封固住所有油、气、水层。
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石油工程施工中的井下作业修井技术
摘要：数十年来，我国油田发展催生了采油技术，采油工艺逐渐形成了完整
的操作系统，而井下作业修井技术作为修井工艺流程中重要的一环，能够大大提
升企业的采油效率。
根据井下作业的不同，修井技术也区分为不同的方面，在进
行井下作业维修时，要尽最大可能避免不必要的事故发生，以免造成人员伤亡。
在进行井下维修作业时，要将先进技术与传统技术进行融合，从根本上改善油层
质量。
关键词：石油工程施工；井下作业；修井技术
1井下作业修井的涵义
井下作业修井是指采用针对性的科学合理的措施解决油水井井筒存在的问题，进而达到增加石油产量的井下作业修井技术。
一般情况下，套管泄漏是油水井井
筒问题中最为常见的，形成套管泄露的主要原因包括区域地质构造复杂、射孔作
业的过程中操作不当、固井质量差以及修井作业和油(水)井生产管理不当等，造
成地下层与层之间互相窜通。
井下修井作业依据作业时井筒情况一般包括常规修
井作业和带压修井作业两种。
其中，常规修井作业是指修井施工作业首先通过放
喷手段或高密度压井液的压井物质进行压井，降低井筒内的压力值后，再进行修
井作业。
这样的修井作业手段不但能够一定程度上减少修井成本，同时还能够大
大提升修井过程的安全性。
而带压修井作业则与常规修井作业完全相反，在进行
修井作业之间不需要进行压井，而是在保持井筒内部具有一定压力的同时，快速
进行井下作业修井的一种工艺技术。
通过这一技术，不但可以有效预防压井液污
染油层，还可以缩减后期酸化压裂解堵措施的次数，延长井筒的使用周期，为油
气田的开发和保质保量奠定良好的基础。
2井下修井作业的基本原则分析
在当前石油工程项目中，施工方实施井下修井工作对整个工程项目的开发具
备较大的现实意义，因此石油企业应当在工作管理的过程中进行不断地技术研发、
技术创新来对现有的修井技术进行优化改善。
施工人员在落实修井工作中所采用
的技术应当遵循以下三大原则。
首先，施工人员所选用的技术需要具备完整性，
具体来说，修井工作的开展不能损伤原有的油气层结构，因此在修井过程中，施
工方需要对原有的结构层施加必要的保护。
其次，在施工过程中，施工方还应当
注重生产作业的安全，具体来说，在修井工作中，施工人员需要保证整个油田的
结构具备相应的安全性、稳定性，避免在修井过程中造成相应的油井破坏，尽可
能为后续的油气资源开发、开采工作提供相应的安全、便捷。
最后，施工人员在
开发油气井的过程中，还应当秉承绿色环保的原则，并且相关工作人员在修护油
井的过程中也需要采取必要的环保技术，最大限度地减少在油井修护工作中对自
然环境所带来的污染和损害，以此来提高修井作业的效率和质量。
3井下作业修井新工艺技术的创新应用
3.1实体膨胀管补贴修井技术的创新应用
简言之，实体膨胀管补贴修井技术主要是对管套修复的一种技术。
具体来说，首先确定需要进行修复的具体位置，然后通过适宜的方法放入膨胀材料，在冷挤
扩张产生的挤压力作用下，膨胀管的内径持续进行扩增，最终与需要修复的套管
内壁进行贴合，达到套管修复堵漏的目的。
与此同时，还需要特别注意利用特定
的材料对套管内壁的连端进行密封，切实实现对管壁进行密封的目的。
现阶段，
实体膨胀管补贴修井技术在井下修井作业中已经获得普遍应用，其显著的优势在
于施工过程简单易操作，同时施工取得的效果十分明显，尤其是在应对堵漏及修
复问题，功效极为显著。
在未来的井下作业修井过程中，还应不断创新，继续优
化完善实体膨胀管补贴修井技术，为施工效果奠定良好的基础。
3.2改进井下落物的打捞技术
在石油井修井工作中常结合相应的打捞技术完成对脱落设备的打捞处理，因
此对井下落物的打捞在石油工程项目中相对较为常见。
在传统的打捞工作中所结
合使用到的方式相对较为简便，也具备相应的实用性，但是在当今复杂多变的井
下地质环境状况中结合传统的打捞技术还无法应对复杂多样的地质环境，并且在
打捞过程中也有可能出现相应的意外事故进而增加了打捞作业的难度，从而影响
到整个工程项目开展的进度。
因此石油企业需要对现有的打捞方式进行持续优化和改善，结合现代化技术的有效使用，利用多种打捞工具组合的方式来完成打捞工作。
3.3套管堵漏修复技术的创新应用
油田开采在短暂的时间内是无法完成的，在油田开采的过程中，不可避免的会出现管套损坏、套管变形以及套管破裂的情况，这些情况的出现会成为油田开采进程的重要影响因素。
这时就需要对套管进行针对性的修复工作，针对这样的情况，修复过程中采用的套管堵漏修复技术能够针对性解决这一问题，水凝堵漏套管修复技术其原理与其他技术相比并不复杂，套管堵漏修复技术的主要应用场景是一些较老的油田，主要起到支撑的作用。
通过此技术的应用，能够针对性解决管套损坏以及变形的问题，保障老旧油田的正常开采运行。
套管堵漏修复技术的实施步骤如下。
首先，确定需要修复的套管所属井段范围，用铣锥设备对其进行专业的处理，之后对套管进行工具补贴，保障其牢固性。
其次，利用专门的设备清理铣锥处理的井壁，清理掉多余的杂物。
最后，在适合的位置装上封隔器，对套管进行水泥灌注，将损坏的位置进行封闭，收回封隔器。
井下作业修井技术中的套管堵漏修复技术新工艺应用方式非常简单，具有极高的利用率，在现阶段的老旧油田开发过程中获得普遍应用，我们应该将此技术作为修井技术新工艺优化的重中之重。
3.4水动力修井技术
所谓水动力修井技术是指结合相应的液压动力，通过井下作业工具的转动实现相关钻具的旋转，以此来完成在井下的工作任务，结合相关技术的使用能够防止上部管柱因为摩擦力而带来的解卡阻力，同时还能够进一步避免因为转距力而带来的损耗，通常情况下，结合水动力修井技术能够实现对诸如水平井以及斜井的修护管控，同时结合相关技术的使用，还能够最大限度地减少工期，提高修井工作的效率。
而在结合水动力修井技术使用的过程中所需要使用到的工具包含倒扣装置、油管柱以及倒扣打捞工具，具体来说，在相应的套管内壁上固定锚爪之后再适当地对管柱内施加相应的压力，而相应的压力可以经过液口传递到液压马达来实现反转操作，进而带动下部管住也进行着上述同步的操作。
3.5井下测试技术的创新应用
油井测试技术能够对油井的产能进行相应的评价，对测试技术进行创新应用
的目的主要在于其能够将井下工作的各种相关测试进行整合，并在井下相对应的
位置进行专业的测试，根据井下压力流体的传播情况进而进行油井状态判断。
比如，降压法作为测试技术之一，根据注水井表面压力值的改变得出不同的压力条件，与之对应的数据曲线、吸水指数、能力值等都具有一定的参考价值。
井下作
业修井技术施工工艺中，井下测试技术是重要的前提保障，通过专业的测试技术，能够得出打捞和套管修补的数据，以此数据作为重要参考，能够制定井下修井技
术的施工方案，保障施工过程能够有据可依，推动井下修井技术施工工作的顺利
开展。
4结论
总体来说，石油工程井下修井作业相关技术随着当前石油企业的发展改革也
得到了进一步地优化和改善，石油企业需要结合现代化的管理理念以及管控技术，对原有的技术进行不断地优化和改进，以此提高石油生产的效率。
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