大庆油田修井工艺技术现状及发展方向

刚 晗，卫秀芬，唐 洁

(1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453；2.大庆油田有限责任公司采油一厂，黑龙江大庆 163000)

1 修井技术发展历程

2 修井关键技术现状及效果

大庆油田大修工艺技术经过4个阶段的发展完善，主要形成了油水井直5-1/2″套管解卡打捞及整形技术、套损井打通道技术、密封加固技术、报废技术、取换套技术、侧斜修井技术和水平井修井技术、气井修井技术8大类修井工艺技术，不断增强大修工艺技术的适应性，各类修井技术水平得到了大幅度的提高，其中，油水井直井5-1/2″套管解卡打捞、整形打通道、取换套、侧斜、油水井报废技术发展及应用具有油田特色，且国际先进。修复率从1996年的57.07%提高到2008年的91.7%，“十二五”以来始终保持较高水平80%以上。各类修井技术应用规模进一步扩大，年修井能力达到了2000口以上， “十二五”以来累计共完成油水井大修12817口，累计恢复产油149.74×104t，恢复注水4835.11×104m3，提高了油水井利用率，对完善注采关系、保持注采平衡、控制成片套损区及提高油田采收率发挥了重要作用(表1)。

2.1 5-1/2″套管油水直井套损井修井技术

2.1.1 解卡打捞及整形技术

表1 “十二五”以来修井技术应用情况统计Table 1 Statistics on the application of workover technology since the 12th five-year plan

2.1.2 小通径套损井打通道技术

(1)通径大于70 mm套损井打通道技术。

(2)通径50～70 mm套损井打通道技术。

(3)通径小于50 mm套损井打通道技术。

目前，通径90 mm以上套损井打通道的成功率达95%，通径50～90 mm套损井打通道的成功率达85%以上，技术水平成熟。通径50 mm以下的套损井应用840口，打通道成功率由10.5%提高到50.7%。

2.1.3 取换套技术

“十二五”以来，大庆油田累计取换套905口井，直井取套最深达到1138 m，工艺成功率在95%以上[11]。其中，定向井取换套24口，最大套铣深度561.7 m，最大套铣井斜12.3°，成功率达100%，修复后的油水井内径恢复率为100%，密封承压为15 MPa，能够满足各种分采、分注措施的要求，是最彻底的一种套管修复方法。

2.1.4 密封加固修复技术

(1)大通径密封加固技术。

(2)实体膨胀管密封加固技术。

实体膨胀管密封加固技术由膨胀管、发射腔、胀头和底堵组成，原理是利用金属材料具有塑性变形的特性，施加外力，使材料在强化阶段产生塑性变形，直径适度增大，强度不降。现场实施补贴加固时，先用油管将膨胀管下至套损井段，在地面用高压泵向油管内泵入清水，清水通过膨胀锥进入底堵胀头之间的密封腔，在液压和胀头的作用下，补贴管完成整体膨胀，紧贴于套管内壁，实现锚定与密封。可以实现加固管和套管全程紧密贴合，密封性好，膨胀管膨胀后通径内径的范围为108～112 mm，膨胀材料膨胀后机械性能与J55套管相当，膨胀时的驱动力为400～440 kN，折算成现场泵压44～48 MPa，膨胀管膨胀后抗内压达到91 MPa，抗外挤达到51 MPa，最大加固长度达到150.7 m，成功率在98%以上[12]，适用于大段弯曲变形的井段密封加固，解决了密封不可靠、锚定力小、加固后内通径缩小的问题，并可实现长井段加固，满足了小直径生产管柱分注分采等工艺要求。

2.1.5 工程报废技术

工程报废分为水泥封重泥浆压井暂时报废和固永久报废两种工艺。重泥浆压井暂时报废是利用井内泥浆柱的压力始终大于(或等于)地层压力，以达到压住油层和错断口的目的。实现了井口无溢流、层间无窜流的报废目的；水泥封固永久报废是利用微膨胀水泥对窜漏层段间进行封堵窜后，再对错断、破裂部位的套管井眼循环挤注水泥浆，使错断、破裂部位以上50～100 m至人工井底充满水泥浆，固化后即永远封固所有油层井段，达到永久封固报废的目的。在普通A级水泥浆中加入膨胀剂及与其配伍的分散剂、促凝剂、失水剂和消泡剂，使水泥浆具有凝固速度快、早期强度高、体积微膨胀等特点，微膨水泥在凝固38 h后，膨胀率可达0.071%以上。既能有效地封堵，又可抗水、抗气侵，封固强度较原水泥浆提高3 MPa以上，满足封堵和报废工艺要求。解决了普通水泥浆凝固后收缩失重而使封堵、固井质量达不到预期技术指标的问题，适用于无法修复的严重套损井做报废处理，便于补钻更新井。“十二五”以来，大庆油田累计工程报废1271口井。

2.1.6 侧斜修井技术

侧斜修井工艺是将套损井段及以下部分实施水泥报废封堵，利用定向工具及钻具，在原井眼裸眼段的封堵以上的部位按照预定的方位进行侧钻，避开下部井眼和套管，重新开辟出新井眼，根据设计的轨迹钻进，控制井眼轨迹中靶，下入新套管固井。形成了取套深度和侧斜点优选、井眼防碰、井眼轨迹控制、固井工艺、修井液体系等一系列侧斜井修井工艺配套技术。在原井眼地面位置不变，对下部实施侧钻，井斜控制在3°以内，相当于直井，为深部套损井的彻底修复提供一个新的途径。主要用于套损部位在900 m以下、彻底报废原井射孔层位的套损井，可以修复采用整形、加固、取换套等常规技术无法修复的套损井。随着该项技术的不断完善与应用，侧斜修井速度明显提高，修井周期显著缩短。已应用1320口井，“十二五”以来应用298口，成功率达到99.6%。与钻新井比，不仅可以节约二次搬家、征地和地面配套设施建设费用，而且不影响原井网布置和开发方案[13]。

2.1.7 疑难井修井工艺技术

(1)吐砂吐岩石块套损井综合治理技术。

(2)大位移活性错断井修复技术。

针对大位移活性错断井断口不稳定、易丢失、找通道成功率低和时效差的问题，采取“先找(断口)、再稳(断口) 、后打(通道)”的方案。研制了断口稳固剂及断口稳固工艺，提高了活性错断井打通道的成功率。研究形成陀螺双测精准、陀螺单测、衡工具面、综合4项定向找通道技术，引入磨铣、侧出齿扩径磨铣、大凹芯磨鞋磨铣、裁弯取直、正向扶正磨铣5项打通道技术，特制加长笔尖铣锥、带状盘式铣锥2项断口修整技术，实现断口找得准、通道打得开。研究形成3项复杂落物打捞技术，提高了复杂落物打捞的成功率和施工时效。研究形成多级定向报废技术，保证了层间的彻底有效封堵报废。研制了找打通道、磨套铣、复杂落物打捞、示踪导引、憋压丢手5类23种专用系列配套工具和防顶装置，满足了大位移活性错断井修复和安全施工需求。较好解决了断口不稳定，伴有砂埋、复杂落物的大位移活性错断井等复杂套变条件下的找打通道技术、打捞难题，提高了施工时效。现场试验与推广62口井，修复成功44口井，成功率为70.97%。

2.2 水平井修井工艺技术

针对水平井鱼头不居中、引入和修整难、钻磨易伤害等套管大修技术难度大以及冲砂岩屑不易返出、停泵后易二次沉积阻卡管柱等问题，发展了水平井解卡打捞修井及冲砂技术。

研究形成了水平增力解卡、震击解卡、钻磨铣套解卡3种解卡打捞工具及配套工艺，其中，水平增力解卡利用打捞增力器把大钩的垂直拉力转变成水平拉力并具有增力效果，二力共同作用实现解卡，液压打捞增力器(3级)在30 MPa下增力35 t，适用各种管柱断脱滑落至弯曲或水平段被卡，或生产、压裂等管柱被砂卡在水平段内的情况。震击解卡采用倒装钻具结构或配合下击器共同作用进行震击解卡，或利用连续油管配合连续油管震击器、加速器等管柱进行近卡点震击解卡，主要适用于管柱掉井后砂卡或小件落物造成的管柱阻卡后的解卡(由于水平井砂卡一般都是砂桥卡)。钻磨铣套解卡是应用水平井专用钻磨铣工具和相应工艺管柱对被卡落鱼或其他障碍物等进行破坏性处理，以将其清除，实现修复或为下步施工提供保障，适用于对小件落物、下井管柱、完井附件及水泥塞等阻卡的解卡。综合运用各种工艺实现水平井复杂落物卡阻的解卡打捞，并保证管柱下得去、起得出，遇到复杂情况时可安全退出，施工效率高。

形成了水平井连续冲砂装置与配套工艺，最快冲砂速度为33.6 m/h，适合于水平井各种井况的冲砂，根据不同工艺和井况选用管柱冲砂和连续冲砂，工艺可靠，且研制的冲砂液流变性好，悬浮携砂能力强，能满足水平井冲砂的要求。

水平井解卡打捞修井及冲砂技术相对成熟，工具基本配套，实现对水平井复杂条件下卡管柱解卡打捞修复、700 m以上长井段水平井冲砂作业，恢复故障水平井产能[14]。水平井解卡打捞修井目前处于国内外先进水平，水平井冲砂技术与国内外持平。应用92口井，成功率达到100%。其中，解卡打捞被卡管柱最长145 m，连续冲砂最长井段795 m。

2.3 气井修井工艺技术

针对气井施工危险性大、压井液易漏失，气层保护难、气井套管漏失、腐蚀断脱的油管强度低难打捞等修井难点，研究了深层气井套管外漏治理技术，在气井解卡打捞技术、电缆桥塞磨捞技术、外漏井修复技术、气层保护技术、套管外窜气治理技术等方面取得重大进展。

形成了气井解卡打捞技术，设计了套铣母锥和套铣闭窗捞筒两种解卡打捞工具，研制了解卡打捞管柱。能进行套铣，清理环空的腐蚀油管体、沉积的铁锈和泥浆并使落物进入收集筒内，收集筒能堆集和捞获腐蚀的油管皮子。解卡打捞工具解决了气井腐蚀严重落物打捞难题，解卡打捞管柱保证随时进行循环压井，同时具有内防喷功能，降低了对地层的污染，保证了施工的安全。

形成了电缆桥塞磨捞技术，研制应用选择性定位套铣鞋工具、桥塞磨捞一体工具，抓住中心管，打捞和解卡同时进行，选择性定位套铣鞋实现了只磨水泥不磨桥塞功能，在去除桥塞上灰塞的同时保护桥塞中心管，为打捞桥塞创造了条件；桥塞磨捞一体工具可用于桥塞打捞。

形成了外漏井修复技术，修复方法有两种：当井下技术状况具备取换套条件时，采用取换套工艺修复；当井下技术状况不具备取换套条件时，先采用高强度复合材料封堵漏失点，然后采用丢手插入式密封完井管柱维持生产。应用复合材料封堵套管漏失井段，解决了丢手插入式密封完井管柱只能屏蔽漏失点而无法修复套管漏失的问题，提高了漏失井修复质量。

形成了气层保护技术，研制的新型无固相压井液和凝胶暂堵技术，新型无固相压井液与气层岩性配伍，对气层的伤害小；体系中加入了盐结晶抑制剂，体系具有不易结晶的优点，能够满足冬季施工需要。凝胶暂堵减少了压井液漏失量，降低了对地层的污染，可以避免由于井漏而造成井喷事故发生。

形成了套管外窜气治理技术，在油层套管和技术套管之间挤注封窜堵剂，封堵固井水泥环内部的窜气通道，同时在自由段形成一定高度的水泥环。封窜工艺有挤注封窜和循环封窜两种封窜工艺，技术关键是保证封固堵剂挤入量，实现带压候凝，解决了气井环空窜气治理难题。适用在一定挤注压力(30 MPa以内)下，油、技环空具有挤注量井。

在电缆桥塞磨捞、套管漏失修复和气层保护等方面取得技术创新，解卡打捞、套管漏失技术目前处于国内外先进水平，解决了气井外漏修复和解卡打捞的修井技术难题，能对井下工艺管柱断脱、卡阻以及套管腐蚀穿孔漏气或断脱、套管外窜气等类型的故障气井进行有效修复，满足安全高效施工的需要[14-15]。大修137口气井，全部达到治理要求，保障了采气生产正常运行，并避免了徐深21、徐深23等高投入井报废，节约了更新井费用1亿元以上，且消除了气田安全生产隐患。

3 存在问题及发展方向

(1)2016年底遗留待修井井数3948口，随着油田深入开发，套损井数将逐年增多，套损类型主要为套管变形和错断，占65%左右，通径小于50 mm套损井、活动性错断井、水平井等难修井比例逐年增多，修复难度将逐年加大，将给油田生产和安全环保带来严重影响，需要继续发展完善修井技术。修井技术将从提高修井修复率、时效、质量，提升安全环保施工水平、特殊井型修井能力等方面开展攻关，推进修井专业化进程。

(2)喇萨杏油田累计套损率已达到24.2%，套损形势日趋严重，缺少建立在套损机理基础上的超前预警方法，成为套损防治的技术瓶颈。需攻关完善套损预防技术，进一步深入研究套损机理，研发套损预警系统及管理工作平台，制定风险区块调控对策，变被动治理为主动防控，避免套损程度加剧。

(4)针对严重错断井，攻关套管与水泥环精细成像测井检测技术，优质、高效地评价套损井状况，实现检测无通道套损井下断口状况，提高修井检测技术水平，提高措施针对性，使修井时效提高10%以上。

(5)水平井造斜段和水平段套管损坏无修复措施，直井段套管整形、加固技术不适用，攻关水平井水平段套变落物打捞及密封加固技术，解决水平段套变卡阻的落物打捞、整形及密封加固问题，进一步提高套损井修复率，工艺成功率达70%以上，密封段承压达15 MPa以上。

(6)针对修井过程中深部取套时效低，开展深取提质提效现场试验，提高深取井施工时效，在现有基础上提高施工效率50%以上，裸眼段套铣速度日进尺>100 m，封固段套铣速度日进尺>40 m。

(7)常规修井施工需要压井放溢，对油气层造成一定程度的伤害，而且施工中的废液无控制排放，对周围环境造成不同程度的污染。为保护环境和油气层，研究带压修井技术，井口压力低于14 MPa的条件下，实现不放喷、不压井修井，井口压力在14 MPa下实现带压起下、打捞、套管整形及钻磨铣功能，工艺成功率达到80%以上[16]。

(8)为提高套损井修井效率及成功率，发展智能可视化修井技术，研制一种套管检测与修复集成的智能修井技术，修井设备装有自动套管检测仪器及自动控制修井设备，检测仪器和计算机相连，修井时井下检测仪器可把获得的信息传输给计算机，计算机将显示套管三维图像，套损井段直观可视。根据检测的结果判断并能选择采取合适的修井措施进行修复，井下智能修井系统的最终发展目标是“地下修理机器人”，达到提高复杂套损井修复率的目的。