大港油田裸眼井取换套技术现状及对策

张高峰，张康卫，罗永庆,王小兵

(1.西南石油大学，四川成都 610500；2.中国石油大港油田分公司井下作业公司)

大港油田裸眼井取换套技术现状及对策

张高峰1，张康卫2，罗永庆2,王小兵2

(1.西南石油大学，四川成都 610500；2.中国石油大港油田分公司井下作业公司)

对大港油田裸眼井取换套技术现状进行了分析，结合大港油田实际，从工艺优化、设备配套以及现场管理等方面为提高裸眼井取换套技术水平和施工成功率提出了技术对策，这些措施对大港油田套损井的治理、老油田二次开发和油田稳产都有十分重要的意义。

大港油田；裸眼井换套；技术对策

大港油田开发进入中后期，油水井套管损坏情况越来越严重，新发生套损井数以每年80～100口的速度递增，截至目前，各类套损井达到1 200口，占油水井总数的20%以上，个别地区套损井已占到了40%以上。套损类型主要包括套管破裂、套管穿孔、套管缩径、套管弯曲、错断等形式。

套管损坏一方面造成油井停产，同时影响油田二次开发方案部署和注采井网的完善，因此近几年来在套损井治理上加大了力度，实施了多种套损井治理技术，其中取换套工艺具有其它工艺无法比拟的优越性，此工艺不改变井身结构，不影响开发过程中其它工艺措施的实施，能保证油水井有较长时间的生产周期[1-3]。

1 裸眼井取换套技术现状

大港油田从1993年开始研究应用取换套技术，2001年重点针对139.7 mm套管取换套配套了专用套铣管、套铣鞋、承重防喷器和泥浆循环净化设备，具备了800 m深部裸眼井取换套技术能力，至今已实施取换套井近100井次。

1.1 取换套工艺

在取换套工艺方面主要采用了“示踪保鱼、内割取套[2]”工艺。

1.1.1 工艺步骤

处理套损井段→封闭油层→表套内割取部分油套→下示踪管串→固井口导管→套铣裸眼段→适时内割、打捞套管→套铣套损段→打捞示踪管柱→打捞出破损套管→下入新套管与原井套管回接→套管试压→起套铣管→通井、替泥浆、完井。

以139.7 mm套管取换套为例，采用的施工管柱：φ290 mm套铣鞋+φ219 mm套铣管+φ219 mm方钻杆。

1.1.2 工艺特点

取套时首先对套损部位整形、打通道、下示踪管柱，然后再进行套铣施工，这样可以使断口处上、下部套管始终保持在同一轴线上，当断口上部套管被取出后，断口下部套管内的示踪管柱仍在套铣管内，对套铣管起到了引入、纠偏作用，可以防止下鱼顶丢失，提高取套成功率。另外套铣管始终放在井内，一直包含着套管，可以防止井壁坍塌填埋套管落鱼。

采用内割、内捞取套方法，套铣管始终处于裸眼井内，容易卡钻，所以套铣管在井内要适时循环、活动，不能静止时间太长，要使泥浆保持良好的循环状态，注意调整泥浆性能，确保泥浆具有良好的造壁性、携屑性，满足防坍塌、防卡钻的需要。

1.1.3 技术适应性

(1)适用于套损深度小于1000 m的错断井、破裂、套漏井的治理。

(2)适用于套损通径大于90 mm，能够封闭生产层，能够下人示踪管柱。

(3)采用取换套工艺修复油层部位套管，对井控设备、套铣管强度、泥浆性能、套铣鞋优选、回接固井等关键技术要求较高，现有技术水平不宜进行油层部位取套施工。

1.2 现场应用情况

平均每年换套5～6口井，没有形成规模工作量，施工成本较高，成功率较低，最深的套铣取套深度只有486 m。

1.3 存在的问题

1.3.1 鱼顶丢失

鱼顶丢失是造成取换套失败最直接的问题。造成鱼顶丢失的主要原因是套管变形严重，套管外井壁坍塌严重，形成“大肚子”井段，套铣过程中切断套管及示踪管，发生鱼顶丢失；其次是因为套铣接单根或起出套铣鞋作业操作不当，致使鱼顶丢失。

1.3.2 套铣管卡

套管锈蚀或变形严重，造成套铣缓慢，且易发生“侧劈”和铣断套管的现象，在客观上增大了鱼顶丢失和套铣管蹩卡的风险；还有地层疏松及地层压力体系的原因，以及修井液性能等方面原因，另外，套铣排量选择不当，没有定期活动套铣管等都有可能造成套铣管卡。

1.3.3 取换套工具和设备配置较低

套铣管变扣接头的直径260 mm，采用的套铣鞋280 mm，在套铣过程中扭矩过大，套铣管转换接头根部细扣处容易发生断裂；采用φ76 mm的钻杆+φ219 mm套管钻具进行套铣作业，容易造成钻具局部应力集中，增加了施工的风险；套铣鞋数量、种类较少，对于套管弯曲、错断、变形较大的井针对性不强。

与深部套铣相关配套的方钻杆、钻杆、地面泥浆泵、泥浆固控设备配置较低，套铣效率低；泥浆性能不能保证，容易出现坍塌和卡钻事故。

2 提高取换套成功率技术对策

2.1 优化示踪工艺

示踪管为保证套铣、回接时鱼顶不丢失而采取的安全技术措施，通常用封隔器或捞矛加部分油管，下至套损(断口)部位以下，以便上部套管被取出后，能引导套铣鞋、回接工具等顺利通过下断口。优化示踪工艺包括：①规范示踪管材及管串结构；②优化套铣鞋结构，弱化其径向套铣能力；③在套铣操作上要细化步骤，并准备方钻杆短节，实现不起方钻杆接单根；④更换套铣鞋时改为枣核型示踪器，有利于套铣鞋进入鱼顶；⑤在较深部套铣时待套管鱼顶进入套铣管后先将示踪管起出，更换套铣鞋时重新下入示踪管柱，避免深部套铣时示踪管被铣削而断裂。

2.2 配套系列化套铣鞋

配套系列化套铣鞋，能够适用套铣岩层、水泥环、套管封隔器、套管扶正器；在正常套铣时，要保证井壁规则、井底干净，避免岩屑的重复破碎，利于提高钻速。

研发防丢鱼套铣鞋，用于处理套损部位，实现下部套管引入，可自动引入套损点下部套管，磨铣不规则鱼顶，避免下部套管被破坏，保证鱼头不丢失。

2.3 优化套铣工作参数

套铣管直径大，钻具所受扭矩就大，破碎的岩屑块也大，泥浆环空返速低，因此要求泥浆排量大，钻压、转速适当调整，以保护套铣钻具、提高套铣速度。

(1)钻压。在套铣过程中，针对不同的岩性及井深选用不同的钻压。考虑套铣鞋水眼，无水力破碎作用以及泵压的反作用，确定钻压为40～100 kN，也可随套铣深度的增加而适当减少。

(2)排量。排量主要根据携带岩屑的大小而定，综合环空携岩及对井壁的冲蚀作用，环空液流保持层流最好，举升效率要大于50%。

(3) 转速。从套铣钻柱失效力学分析得出，在500 m以内软地层，转盘转速80～100 r/min；500～650 m时，转速60～80 r/min；650～900 m钻水泥环和中硬地层时，转速40～60 r/min为宜。

2.4 套铣钻具结构优化

(1)改造现有套铣管接头强度。将219 mm套管管体两端顿粗后与非标钻杆接头采用磨擦焊方式焊为一体，真正成为非标套铣钻杆，解决应力集中和断扣问题，提高丝扣抗拉、抗扭强度。

(2)规范取换套施工钻具。避免采用小钻具在大表套内施工，要选用合适尺寸的钻具及方钻杆，提高施工效率及安全性，要进一步优化工艺方案，避免失踪管断脱。

(3)配套双级同步梯形螺纹套铣管。此套铣管具有连接强度大，容易对扣，不易乱扣，密封可靠，不会刺坏连接螺纹等优势。

2.5 加强套铣泥浆体系的选型和维护

大港油田上部地层中泥页岩含量比较高[4-6]，极易水化膨胀、分散，利用聚合物钻井液中大分子聚合物的抑制性抑制地层造浆，控制钻屑中的黏土矿物水化分散，利于钻屑的清除。

(1)依据地层岩性设计泥浆的失水、泥饼厚度以及其他参数。

(2)根据地层、水泥等岩屑颗粒大小、举升速度确定泥浆的黏度和流变性能。

(3)套铣工作中要安排专业泥浆技术人员加强泥浆体系的维护，泥浆密度、黏度、失水、润滑性等各项参数符合设计的要求，确保井壁稳定和携砂能力。

(4)在套铣过程中，密切注意循环液中返出的地层岩屑，分析套铣过程中出现的种种情况，采取相应处理措施。

2.6 制定套铣钻具防卡技术措施

套铣管柱卡阻的原因很多，既有地层疏松及压力体系的问题，也有井下落物等其他原因，泥浆密度对套铣管柱形成的压差是套铣管阻卡的主要原因。防卡的技术措施：①建立压差和黏吸作用下的套铣管柱防卡力学模型，合理确定泥浆的密度。②计算管柱在不同井深条件最长的静止时间和最小的活动距离，定时活动套铣管。③配套套铣管液压活动装置，有效地预防卡钻事故的发生。

2.7 研究套损部位的引入技术

(1)小通径套损井扩径打通道技术。对于套损通径在90 mm以上的套损井，采用现有修井技术打开通道，在套损部位下入示踪器，使套损部位上下套管基本处于同一轴线上。由于示踪管的示踪引导作用，套铣鞋能顺利通过变点，实现套损部位引入。

(2)套铣引入法。对套损通径小于90 mm的无法打开通道的套损井，采用专用的防丢鱼套铣鞋[4]直接套铣引入，保证小通径套损井取换套施工不丢鱼。当套铣到断口时起出，采用防丢鱼套铣鞋对断口进行套铣引入，由于防丢鱼套铣鞋的喇叭腔有拔引找正收鱼的作用，加之套铣管超强的扶正作用，当套铣鞋接触鱼头后，继续钻进，鱼顶便会由外向里逐步被收入套铣鞋内，一般套铣进尺3～5 m，下部套管便可顺利引入。

2.8 研发套管打捞切割一体化工具

取换套作业切割、取套分别进行时，要起下两趟管柱才能完成一次取套任务，而且可能会出现试提、倒扣时套管柱从套损位置提出，以及倒扣时容易把套管柱倒散造成重复打捞等事故。打捞切割一次完成技术可以减少套铣管在井内的停留时间，防止卡钻事故的发生。

2.9 成立专业化的施工队伍

取换套施工作业工艺复杂，施工风险高，期间要多次更换钻具，对现场设备的要求也比较高，各种工具也比较专业化，因此要成立专业化的施工队伍，以提高取换套施工的成功率。

3 结论

(1) 裸眼井取换套技术是治理浅层套损井最有效、最彻底的套管修复技术。

(2)裸眼井取换套技术关键在于示踪工艺优化以及提高套铣效率上，防止丢鱼和卡钻是提高裸眼取换套作业成功率的重要因素。

(3)油水井打通道是套损井修复和裸眼取换套技术实施的前提条件，因此必须加强打通道技术研究和应用。

[1] 高国华.试油与大修技术[M].北京:石油工业出版社，1999：171-172.

[2] 陈民.深部取套工艺及应用[J].大庆石油地质与开发，2001，20(3)：58-59.

[3] 李天太.钻井工程技术(下)[M].北京:石油工业出版社，1999：26-35.

[4] 刘国军.大庆油田φ139.7mm套管深部取换套技术[J].石油钻采工艺，2004，26(3)：35-38.

[5] 吴华，唐世忠，梁新欣，等.大港油田产能井固井质量技术研究与应用[J].石油地质与工程，2014，28(1)：129-131.

[6] 李耀辉，郭学毅.苏丹17区Abu Gabra-6井固井技术实践[J].石油地质与工程，2014，28(2)：123-125.

编辑：李金华

1673-8217(2015)06-0114-03

2015-04-28

张高峰，高级工程师，1971年生，1995年毕业于石油大学(北京)石油工程专业，在读硕士研究生，现从事井下作业技术管理工作。

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