套管破漏井下小套管技术在胡状油田应用

朱建林，陈轶群，秦小强，刘 岭

(中国石化中原油田分公司采油五厂，河南濮阳 457001)

套管破漏井下小套管技术在胡状油田应用

朱建林，陈轶群，秦小强，刘 岭

(中国石化中原油田分公司采油五厂，河南濮阳 457001)

胡状油田进入开发中后期，油层套管破损的问题日益突出，严重地影响了油井的正常生产。为了延长油井的使用寿命，在套管破漏井中下入Φ 101.6 mm的无接箍套管，再注入灰浆封固小套管与原套管的环空，钻塞后重新形成通道恢复生产。该技术通过在胡19－55井和胡7－126井的应用，彻底解决了套管破漏需要侧钻或上大修设备取、换套等带来的一系列问题，还可以使死井复活，提高了经济效益。

胡状油田;小套管技术;套漏井;无接箍小套管

胡状油田属沉积型小断块油田，地质情况复杂。随着油田开发进入中、后期阶段，油层套管破漏的井口数在不断的增加，这样不仅影响油水井的正常生产，增加作业成本，降低原油产量，而且给油田开发生产管理和措施挖潜带来局限。传统的套管破漏井的补救措施主要有水泥挤堵二次固井和套管补贴两种方式，且都存在有效期短、承压低或不能承压的缺点。2010年胡状油田在两种不同类型的井中，采用了下Φ 101.6 mm无接箍套管，再注入灰浆封固小套管与原套管的环空，钻塞后重新形成通道的技术，在短期内用较少的投入使套管破漏井很快投入到生产中，有效地提高了油水井的利用率及油田开发的综合经济效益。

1 小套管技术

在小修装备条件下，套管破漏井下小套管技术就是在原有 Φ 139.7 mm破漏套管内下入Φ101.6 mm无接箍套管，再从小套管内用清水顶替入固井水泥浆至尾管，使水泥浆上返充满两层套管之间的环形空间，或上提管柱至小套管以上100 m左右，将水泥浆从两层套管的环形空间的套漏点挤入套损段，并侯凝固井，最后钻小套管内的灰塞，根据情况重新射孔完井或裸眼完井恢复生产。

1.1 适用条件

根据套管破漏井所处的储层开发的动、静态资料，在充分考虑挖潜能使增产增注明显、能提高采收率及经济效益的基础上，按照以下原则选井:

1)套管长井段或多点破漏，但未发生变形、错段。

2)套管轻微变形，经过磨铣修复能到达Φ 110 mm以上通径。

3)井深不超过2 000 m，且井内没有落物。

1.2 实施小套管技术的装备条件

1)小修装备及特殊工具 包括提升系统安全负荷不低于50 t的修井机以及适用于Φ 101.6 mm无接箍套管的卡盘、安全卡瓦、1200B型液压钳、Φ 82 mm油管内径规、Φ 73 mm×800 kN·m螺杆钻、下套管变扣提升短节、Φ 114 mm×10 m通井规(根据井况的不同选择不同的通井规)。

2)无接箍套管及附件 选用N80级Φ 101.6 mm无接箍套管(技术参数见表1)、Φ 101.6 mm套管本体喇叭口、Φ 101.6 mm偏梯扣(公扣)×Φ 116 mm倒置喇叭口(喇叭口内母扣扣型为31/2″UPTBG反)接头、31/2″UPTBG 反(公扣)×21/2″UPTBG 正(公扣)接头。

表1 无接箍套管的技术参数

3)套损井筒的准备 ①探井底。处理井筒，打通井筒通道，刮洗井筒内壁;②通井。用Φ114 mm×10 m通井规(根据井况的不同选择不同的通井规)通井至人工井底。③验套。对套损漏点以上套管进行试压，验证其完好性。④填砂。按设计要求深度填砂(以油层顶届以上10 m左右为准)。另外，根据井况的不同所填的砂量也有所不同，如果需要通过砂子来支撑小套管，然后通过固井(挤堵)将小套管固在套损点位置来完成堵漏的井，则根据设计要求的深度来填砂。⑤对于吐泥砂的套漏井，需要对漏点进行堵漏处理。

1.3 下小套管施工

1)按设计要求分两种情况组配套管:①套管破损段在中部，自下而上依次为Φ 101.6 mm套管本体喇叭口、套管(最下部1～2根套管根据情况需要打30～60个直径约Φ 10 mm的圆孔)、Φ 116 mm倒置喇叭口、31/2″UPTBG反(公扣)×21/2″UPTBG正(公扣)接头、Φ 73 mm油管。②套管破损段在下部，自下而上依次为套管(最下部1～2根套管根据情况需要打30～60个直径约Φ 10 mm的圆孔)、Φ116 mm倒置喇叭口、31/2″UPTBG反(公扣)×21/2″UPTBG 正(公扣)接头、Φ 73 mm油管。

2)用小修设备在安全卡瓦、卡盘、变扣提升短节、液压大钳等附件工具的配合下，缓慢下小套管至设计要求深度(人工井底或砂面位置)，如图1(a)。

3)管柱到位后，下放加压倒出Φ 116 mm倒置喇叭口以上31/2″UPTBG反(公扣)×21/2″UPTBG正(公扣)接头和Φ 73 mm油管，这样就可将小套管放置到设计要求的深度，如图1(b)。

1.4 固井(挤堵)过程

下小套管固井示意图见图2。具体固井过程如下:

1)下Φ 60.3 mm笔尖及油管，油管选用二级组合，Φ 101.6 mm无接箍套管以下选用Φ 60.3 mm油管，Φ 101.6 mm无接箍套管以上选用Φ 73 mm油管，下至人工井底或砂面位置。

(1)国产大豆供给量增加0.86%，市场均衡价格降低0.53%。由于试点区大豆生产者面临的价格提高，试点区大豆供给量将增加1.96%，约11.76万吨。大豆供给增加导致国产大豆市场价格下降0.53%，约21元/吨。国产大豆市场价格下降又导致非试点区大豆供给量减少0.23%，约1.44万吨。综合来看，国产大豆供给量增加了0.85%，约10.32万吨。

2)配制固井水泥浆。干水泥浆选择超细水泥或四川嘉华G级油井水泥。延时添加剂采用降失水剂(0.8% ～1.2%G33S)、分散剂(0.5% ～0.8%USZ)、缓凝剂(0.2% ～0.5%CH －6)配制。水泥浆配制后的技术性能指标为密度1.90～1.95 g/m3，析水0 mL，稠化时间不大于240 min。

在不考虑漏点吸浆的条件下，计算水泥浆用量的公式为

式中:D—Φ 139.7 mm套管内径;d—Φ 101.6 mm套管外径;H—Φ 101.6mm套管下深;n—附加系数，一般取 1.2 ～1.5。

3)大排量正替水泥浆，用清水顶替至Φ 101.6 mm喇叭口以上至套漏点(或顶替至带圆孔套管以上至套漏点)。

4)上提笔尖至Φ 116 mm倒置喇叭口以上100 m，关套管闸门，正挤水泥灰浆堵漏。

5)带压关井候凝48 h。

1.5 复产过程

1)利用Φ 60.3 mm油管下部连接Φ 73 mm螺杆钻具及钻塞工具钻塞至砂面位置(或人工井底)后重新形成通道，然后对小套管堵漏段水力试压，试验压力为25 MPa，15 min压力不降为合格。起出钻塞管柱。

2)下Φ 60.3 mm笔尖管柱，用清水冲砂至人工井底，并彻底洗井(如图3)。

3)利用测井测声幅资料检查固井质量是否合格。

4)恢复生产，若是射孔完井方式，则按地质方案要求射孔，然后下入生产管柱或注水管柱。

2 现场应用效果

2.1 胡7－126

2008年5月在胡7－126井首次应用小修设备下小套管工艺技术。胡7－126井是胡七块的一口采油井，原套管在1 804.4～1 934.25 m井段有多处套管破损，破损点处吐出大量的地层砂，已将油层掩埋，严重地影响了油井的正常生产。为了恢复该井的正常生产，决定使用小修设备下套管。5月11日正式施工，经过套磨钻冲，由1 804.4m处理井筒至1 934.25 m，满足了下小套管的要求。18日下入Φ 101.6 mm无接箍套管145.98 m至人工井底，并进行了延时固井(挤堵)，23日钻塞处理至1 920 m留水泥塞为新人工井底，并在25 MPa下水力试压检验套管固井是否合格，24日通过声幅测井验收，固井质量良好，24日重新射孔下Φ 44 mm泵恢复生产，目前该井日产液15.2 t，日产油2.3 t，成为该区块的一口高产油井。

2.2 胡19－55井

该井是胡十九块的一口油井，该井正常生产时日产液16.1 t，日产油2.2 t，含水86.5%，动液面1 700 m。2010年10月6日测得该井的日产液63.1 t，日产油0 t，含水100%，动液面160 m。2010年10月11日上修找漏，起出原井管柱，发现丝堵以上2根油管被地层砂堵死。Φ 116 mm通井规于1 345.12 m遇阻，下Φ 115 mm铅印1 381.41 m以上无遇阻显示，起出铅印发现侧面有深8 mm、宽30 mm的两道深槽。下Φ 114 mm铣锥于1 845.07 m处遇阻，下Φ 93 mm导锥冲洗至人工井底。下Φ 101.6 mm导锥及Φ 101.6mm套管2根，通井至1 999.87 m遇阻，分析该井在1 345.12 m处套管劈裂。

2010年10月28日对该井进行小套管施工，设计要求堵漏井段为1 203～1 460 m，堵漏井段长度为257 m。首先处理井筒至人工井底2 001.5 m，后填砂至1 460 m;其次由Φ 73 mm外加厚油管输送，下入Φ 101.6 mm无接箍套管共计257.01 m至砂面。4日下Φ 60.3 mm笔尖至砂面以上2 m位置，用清水正替水泥浆至套漏点1 345 m以下2 m处，然后上提笔尖至小套管以上100 m处，关套管闸门，正挤水泥浆将小套管固在套损点位置，关井侯凝48 h。13日钻掉小套管内的灰塞至砂面位置，并在25 MPa下水力试压，稳压15 min压力不降，堵漏合格。随后下笔尖冲砂至人工井底。16日测井公司声幅测井显示固井质量良好。17日下入Φ 44 mm四寸套专用泵恢复生产，目前该井日产油2.3 t，产量恢复到施工前。

3 结论

在套管破漏井实施下Φ 101.6mm无接箍套管及通过固井(挤堵)将小套管固定在套损点位置来完成堵漏技术，可以彻底解决套漏井需侧钻或上大修设备取、换套等带来的一系列问题，甚至可以使有些死井复活，有效延长油水井的使用寿命，对于老区挖潜增效、提高采收率具有重要的现实意义和良好的经济效益。该技术主要优势表现为:

1)有效地解决了水泥挤堵对套管损坏的加重，防止了井况的进一步的恶化。

2)修复后的油水井部分井段形成双层组合套管，提高了井筒抗内压强度，为实施酸化、压裂等增产措施提供了物质条件。

3)从工程投入对比看，用小修设备相对重新侧钻或上大修设备换套，减少了费用，缩短了施工周期，增加了经济效益。

［1］ 胡常忠.稠油开采技术［M］.北京:石油工业出版社，2003.

［2］ 张琪.采油工程原理与设计［M］.北京:石油工业出版社，2000.

Application of Putting Small Casing Into Leaking Casing Well Technique in Huzhuang Oilfield

ZHU Jian-lin，CHEN Yi-qun，QIN Xiao-qiang，LIU Ling
(No.5 Oil Production Plant of Zhongyuan Oilfield，Sinopec，Puyang 457001，Henan，China)

Huzhuang oilfield is in the later development stage now，and its damaged casing problem seriously affects the normal production.In order to extend the service life of oil wells，we put the ∮101.6mm casing without coupling into the wells whose casing is broken，and then flour the mud into the space between the new casing and the original casing，then drill a new borehole to resume production.The technology has been applied in the well of H7-126 and H19-55，and it solved a series of problems，and it also improved economic efficiency.

Huzhuang oilfield;small casingtechnique;well withbrokencasing;casing without coupling

TE349

B

1008-9446(2011)04-0013-04

2011-09-21

朱建林(1974－)，男，河南濮阳人，中原油田采油五厂井下作业大队技术员，主要从事井下作业技术工作。