大庆油田修井工艺技术回顾及展望

2019-02-28

油气与新能源 2019年1期

（大庆油田有限责任公司采油工程研究院）

0 引言

大庆油田在开发20年后的1980年，油田故障井仅上百口，在其后的30多年开发过程中，出现了三次套损高峰期：第一次是1986年左右，年套损井数为600多口；第二次是1999年前后，年套损井数700口左右；第三次是2013年左右，年套损井数1 200口左右。截至2017年底，已累计发现套管问题井27 561口，占已投产油水井总数的21.96%。平面上，套损区域逐步扩大，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油田出现集中套损区；纵向上，由嫩二段非油层部位套损向油层部位转移。套损井主要特征由变形、错断、穿孔直井转变为严重错断（通径小于50 mm或无通径）、大段弯曲变形、吐砂直井、工艺管柱卡阻和断脱的水平井及套管腐蚀穿孔漏气和卡阻的气井。

为了维护油水井正常生产，大庆油田坚持“以防为主、防修结合、综合治理”的原则，应用套损机理研究成果防治套损。通过广泛开展储层异常压力调查，有针对性地进行“调控、控制、泄压”治理，加大生产异常井的治理力度，从源头上防止套管损坏［1-6］。推广应用了以解卡打捞工艺为代表的维护性修井技术；以浅部取换套管、整形加固工艺为代表的治理型修井技术；以深部取换套管、密封加固、侧斜工艺为代表的综合修井技术；以无通道套损井修复、水平井修井为代表的特殊疑难井修井技术。从而提高了套损井修复率，缩短了修井周期。通过对套损油水井及成片套损区进行综合治理，及时恢复各类套损井的正常生产，完善注采关系，对提高油田有效动用程度发挥了重要作用。

但是，由于难修井数量逐年增多，修复难度逐年加大。为了提高修井技术对套损井况的适应性，继续提高套损井的修复率、时效、质量，提升安全环保施工水平及特殊井型修井能力，修井技术还需不断改进提高。

1 大庆油田修井工艺技术发展历程

1.1 维护性修井阶段

1965年至 1978年，大庆油田年均出现故障井21.4口。1979年至1985年，油田故障井套损加剧，年出现套损井百口以上。平面上，套损井呈零星分布，纵向上无规律，形式上以变形为主。针对该阶段的套损情况，采用了以解卡打捞工艺为代表的维护性修井工艺技术。

解卡打捞工艺技术解决了有杆泵、电潜泵和注水井由于生产管柱及工具脱落，卡阻在井内而不能正常生产的问题，是大修施工的一项基本手段，包括解卡、打捞两方面技术，满足通径90 mm以上套变井修井需要。解卡方法有活动解卡法、切割解卡法、机械倒扣法、震击解卡法等。打捞时，针对管类、杆类、绳类和小件类等不同的井下落物情况，采用相应的打捞工具和工艺措施将落物捞出。

解卡和打捞的工具成系列化，解卡工具有活动类、震击类、钻磨铣套解卡类、切割类、倒扣类5大类型，打捞工具有锥类、矛类、筒类、篮类、钩类及其组合等6大类，基本上能满足工艺要求。

1.2 治理型修井阶段

1986年左右，出现第一次套损高峰，年套损井数为600多口。平面上，套损井分布呈轴部多翼部少、东翼多西翼少、断层附近多一般地区少、水井多油井少的特点；纵向上，以嫩二段底部标准层及其附近居多；形式上，以严重变形、错断、穿孔为主要特征。并且出现了几个成片套损区。

1986年至 1994年，针对当时套损状况，发展了浅部取换套管、整形加固工艺为代表的治理型修井技术。

1.2.1 浅层取换套管工艺技术

利用专用的套铣工具钻铣掉部分原井眼井壁和固结在套管壁上的水泥环，利用专用割刀将套损点以上及以下适当部位的套管割掉并捞出，然后下入新套管，利用补接专用工具进行新旧套管的对接。该技术可完全恢复套管通径，完井指标和新井相同，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。整个取套工艺由套铣管柱、倒扣及切割管柱、打捞管柱、对扣及补接管柱组成。用于直径139.7 mm、直径146.05 mm套管漏点深度在300 m以内的外漏油水井的修复。

1.2.2 工程报废工艺技术

对无法修复的套损井射孔层段彻底报废，分为水泥封固永久报废和重泥浆压井暂时报废两种工艺。水泥封固永久报废是利用固井水泥对窜漏层段间进行水泥封堵后，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。重泥浆压井暂时报废是利用井内泥浆柱，使其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。

1.2.3 爆炸打通道工艺技术

用电缆携带炸药柱，将其下到套管错断预定处后引爆炸药柱，爆炸产生的压力波通过油水介质传递至套管的错断部位，克服套管和岩石的变形应力和挤压应力，使套管向外扩胀，达到爆炸整形打通道的目的。通过爆炸整形后，可使变形或错断部位套管通径达到120～150 mm，爆炸打通道的成功率83%以上。该工艺适用于错断口通径大于 70 mm，并且错断口以下3 m内无落物的非坍塌错断井打通道［7-8］。

1.2.4 加固补贴工艺技术

对具有一定延展率材料制成的钢管施加合适的力，迫使其产生径向塑性变形，贴补在需加固的套管内壁上。对整形复位后的套损部位实施加固，既可以保证下井通道畅通、维持正常生产，又能防止损坏状况的继续恶化。加固工具主要由悬挂装置、丢手装置和加固管三部分组成。

该工艺是用油管柱携带加固器及加固管下到井内预定深度。从油管内进行憋压，在压力作用下，大活塞向下运动，推动锥套下行，锥套将圆卡瓦张开，迫使卡瓦撑大并卡于套管内壁上。当压力达到17 MPa时，剪断销钉，丢手活塞行至下死点，油管内高压通过汇压槽汇压，油套连通，完成加固和丢手。加固后的井眼最小通径为99 mm，可下入95 mm小直径封隔器实现分层注水，或下入直径56 mm以下抽油泵进行正常生产。

1.2.5 多层段窜槽井水泥封窜工艺技术

选择超细水泥和改性普通水泥，对多层段窜槽进行封窜处理。超细水泥具有直角稠化特性和微膨性，固化时间可调，对岩心的伤害程度低；改性普通水泥是在普通水泥中加入一定比例多种类的外加剂后，同样具有直角稠化性和微膨性，稠化时间与超细水泥相同，能够保证现场施工安全，提高了普通水泥石的强度和抗渗能力，降低了水泥封窜施工成本。依据现场验窜资料来选择水泥类型。当窜槽裂缝宽度小于0.2 mm时，应选择超细水泥；当窜槽裂缝宽度大于0.2 mm时，应选择改性普通水泥。

利用上覆液柱压力和井口补压相结合的方法，使水泥在终凝前始终保持一个压力值，将高压层的流体压住，防止返吐，使之没有窜流机会，实现压稳，保证封窜效果。另外，对于封堵某些漏失量大的封窜井段，为了防止水泥浆的漏失，需要在水泥浆中加入桥塞剂，更好地实现“带压候凝”，以有效封堵30 m以上多层段的窜槽井。

1.3 综合修井阶段

1995年至 2010年，平面上，套损区域扩大，出现了第二个套损高峰，有8个成片套损区，其中，采油一厂6个、采油四厂1个、采油六厂1个。纵向上，由嫩二段非油层部位套损快速向油层部位转移。形式上，以通径小于70 mm严重错断、落物与断口平齐、严重坍塌出砂、大段弯曲变形、多点严重损坏为主要特征。

针对上述几种高难套损井型的修复问题，发展了以50～70 mm小通径套损井打通道、深部取换套管、密封加固、侧斜工艺为代表的综合修井技术。

1.3.1 50～70 mm小通径套损井打通道工艺技术

针对50～70 mm小通径套损井，推出了环形聚能喷射器和大锥角自锻弹丸喷射器打通道方法，并配套了相应的多级铣柱纵向顿锉、凹底磨鞋平铣、平底装药隔爆打扩通道工艺。聚能喷射器打通道是用管柱投送喷射器至套损部位，施加钻压使其与下断口接触或将其插入到下断口内，撞击引爆后，利用炸药的聚能效应产生的金属射流在轴向上侵彻套管，在炸药爆炸冲击波作用下穿出一个直径80 mm以上的圆形通道，实现打通道的目的。

环形聚能喷射器适用于50 mm以下通径井切割打通道，大锥角自锻弹丸喷射器用于50～70 mm通径井穿深。两种结构喷射器相互配合，并辅有打、扩通道工艺，使通径70 mm以下套损井打出80 mm以上的通道，打通道成功率由原来的 39.5%提高到78%［9］。

对于准公益性坑塘或农村未开发坑塘，单户、联户、农民、民营企业、家庭农场通过建设、承包、租赁、股份合作等方式取得坑塘建设的经营权、使用权和收益权，通过独资、合资、合作、捐赠等方式筹措资金和投入劳力建设和管理坑塘工程，实施自我运行、自我受益、自负盈亏，是值得大力提倡的一种管理模式。

1.3.2 中深部取换套管技术

2000年，在浅层取换套管技术的基础上，配套完善了钻具结构，解决了鱼头示踪及引导技术，完善了套管对接技术，完善了报废泥浆配方，保证了封固效果，取套深度达到700 m。

2004年，研制了高强度套铣钻具，完善泥浆体系，采取倒扣、切割、打捞、套损部位示踪或套铣引入修鱼等工艺措施，取出套损部位以上旧套管，下入新套管与井下套管对接密封，试压合格即完成修复施工。该技术适用于井深1 200 m以内，且通径大于 60 mm并带有管外封隔器及扶正器的套损井，能够满足各种分采、分注措施的要求。取套深度最深达到1 138 m，修复率大于90%［10］。

1.3.3 大通径密封加固技术

2003年，采用了大通径密封加固技术。补贴工具由动力坐封器、补贴器及丢手机构组成。动力坐封器动力可由火药气动及液动产生，推动活塞运动，拉杆和缸套的轴向力转化为锚体的径向力，在极短时间内，使锚体由弹性变形向永久性塑性变形转变，达到锚体和套管过盈配合，实现悬挂和密封。加固后通径达到108 mm，最大加固长度22 m，密封承压达到21～30 MPa，加固成功率92%，满足100 mm和105 mm直径生产管柱分采、分注的要求。

1.3.4 实体膨胀管密封加固技术

2007年，发展了实体膨胀管密封加固技术。补贴工具由膨胀管、发射腔、胀头和底堵组成。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。

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，清水通过胀头进入底堵、发射腔和胀头围成的密封腔室，液体压力推动胀头向上运动，高压液体推动胀头上行，使膨胀管管体膨胀，与套管内壁产生过盈配合，紧贴于套管内壁，实现锚定与密封。该技术可以实现加固管和套管全程紧密贴合，密封性好，膨胀管膨胀后通径范围为108～112 mm，承压20 MPa。目前，最大加固长度达到150.7 m，成功率达到98%以上［11］。

1.3.5 吐砂吐岩石块套损井综合治理技术

1.3.6 微膨胀水泥封固报废技术

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，既能有效封堵，又可抗水、抗气浸，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。该技术适用于严重套损需补钻更新井，或者应用其他大修工艺无法修复需作报废处理的套损井。

1.3.7 套损井侧斜修井技术

利用定向工具及钻具，在原井眼裸眼段的一定深度内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。该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，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、修井液体系的研究应用等一系列侧斜井修井工艺配套技术，为深部套损井的彻底修复提供了一个新的途径。该技术主要应用于套损部位在900 m以下，且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，侧斜修井速度明显提高，修井周期显著缩短。应用1 320口井，成功率达到 99.6%。与钻新井相比，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［12］。

1.3.8 套损防治技术

针对套损严重的成片套损区，总结实施了套损预防措施，预防套管损坏主要从防止套管外挤力超过套管屈服强度和提高套管强度来增加抗挤能力两方面切入。同时，开展了套损防治技术的综合研究，形成了配套防治技术。

一是，抓好钻井全过程的套损防治工作，搞好开发调整地区井组间、井排间、区块间的压力平衡，控制标准层浸水，防止成片套损区的扩大。

如，杏四区西部在钻井前先普查小层异常压力分布情况，按照地层系数与降压时间的关系图版，确定不同地层条件注水井的关井降压时间（关井时间区间7～21 d）。固井时，嫩二段底部不封固，防止地层滑移对套管产生直接作用力，防止嫩二段非油层部位套损。同时，使用水泥添加剂等技术措施保证疑难井的固井质量，使新井固井质量明显改善，合格率提高到90%以上。

二是，根据射孔顶界附近油层的沉积特征及构造特征确定不同的注水压力，将注水压力控制在合理范围内。加强异常高压层的研究与治理，维持合理注采比，缓解层间压力不平衡，坚决杜绝超破裂压力注水，减缓套损速度，防治油层部位套损。

如，1999年至2002年，杏北地区对173口超压注水井的注水压力进行调整，平均降低注水压力0.5 MPa。降压后，日减少注水量2 733 m3，相邻注水井采取措施后，初期日增加注水量3 384 m3，保证了区块注采平衡。2002年，采取“控泄结合”的原则进行治理，采用防套损方案调整注水井108口，其中测调30口，细分78口，日减少注水量2 898 m3，对异常高压层采油井压裂9口，补孔12口进行泄压。2002年，油层部位套损井数较1999年减少了72口，保护了杏北地区油水井的套管［13］。

三是，采用高强度套管，减少套管损坏。对于新钻油水井，油层段分别下入承压强度达到60.88 MPa、100.25 MPa的N80型和P110型加厚套管，提高套管的承压能力和抗腐蚀性，为预防套损提供了保障。全油田控制套损速度取得了较好效果。

1.4 特殊疑难复杂井修井阶段

2011年至今，随着油田开发的不断深入，油田套损井数不断增多，套损形势日趋复杂。2013年，出现了第三次套损高峰期，发现套损井1 234口，问题井1 849口，且出现了南一区西部、南二区西部、北一区断西等多个套损集中区。平面上主要分布在采油一、二、四、五厂，纵向上集中在嫩二段非油层部位和油层部位。活性错断、大段弯曲、通径小于50 mm或无通道套损直井，以及工艺管柱卡阻和断脱的水平井、套管腐蚀穿孔漏气和卡阻的气井，修复难度越来越大，施工周期长、投入大，投入产出比低，需要不断完善高难度套损井修复配套技术，进一步提高作业时效。这一阶段，发展了以无通道、活性错断套损井修复，水平井解卡打捞为代表的特殊疑难复杂井修井工艺技术。

1.4.1 30～50 mm小通径井打通道技术

针对30～50 mm小通径井打通道难点，研究了磁测与陀螺定位相结合的丢失套管探测技术，探测半径达到 2 m，为定向找鱼提供了依据。研究了强制扶正磨铣、反向锻铣、局部扩孔技术，为找到下部通道扩大了空间。研究了液压丢手膨胀式断口稳定技术，研制配套了找、打、稳一体化施工管柱，断口稳定后通径可达到 118 mm。研制了反向锻铣刀，扩孔磨鞋、铣磨式凹芯磨鞋，断口稳定器，拉拔器等19种工具。将以上技术应用于840口通径为30～50 mm的套损井，打通道成功率由10.5%提高到67.8%，平均单井施工周期缩短5.5 d，使南一区西部套损区得到了有效治理。

针对喇7-30区16口无通道套损井，研究应用逆向锻铣、多级液压扩径磨鞋和支撑扩径磨鞋修整下断口、系列大角度引领工具、弯曲钻具等无通径套损井打通道技术，使喇7-30区剩余的16口无通道套损井均打开通道捞净落物，14口井实施了无落物报废处理，2口井实施了深部取套。

1.4.2 大位移活性错断井修复技术

该技术是在对断口进行稳固的基础上，采用弯笔尖等定向找通道、侧出齿扩径磨铣等打通道、特制加长笔尖铣锥等修整断口方法，使断口找得准、通道打得开，较好地解决了断口横向位移量在140 mm以上且断口不稳定的大位移活性错断井找打通道技术难题，以及复杂落物伴有砂埋、套变等复杂条件下的打捞难题，提高了施工时效。

1.4.3 深层气井套管外漏治理技术

针对气井施工危险性大，压井液易漏失，对压井液性能、压井方式和施工操作要求严格，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，推出了深层气井套管外漏治理技术，这项技术包括气井解卡打捞技术、电缆桥塞磨捞技术、外漏井修复技术、气层保护技术、凝胶暂堵技术、安全防喷技术，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，套管腐蚀穿孔漏气、断脱，以及套管外窜气等故障气井进行有效修复，使其恢复生产和正常作业［14-15］。

1.4.4 水平井解卡打捞技术

针对水平井鱼头不居中、引入和修整难，钻磨易伤害及冲砂不易返出等问题，采用水平井解卡打捞技术，结合水平井连续冲砂装置与配套工艺，为解决水平井改造砂埋井筒问题提供了技术手段。主要配套机具有水平增力解卡、震击解卡、钻磨铣套解卡3种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，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，实现对水平井复杂条件下卡管柱解卡打捞修复、钻磨铣修复、700 m以上长井段水平井冲砂作业修复等，恢复故障水平井产能。

1.4.5 配套顶驱设备的大修井工艺技术

利用顶驱设备体积小的优势，配套常规修井机进行大修井作业。根据常规修井工艺对提升负荷及旋转动力需求，推出与之相适应的修井工艺和工具。利用ZBDQ50吨及ZBDQ70吨修井顶驱，完成整形、磨铣、解卡、复杂落物打捞等大修各项工序，使修井施工能力得到了提升。使用顶驱修井技术解决了敏感区施工井井场面积受限的问题，使居民住宅楼前、主干公路旁、湖泊中央、耕地附近等井场局势受限地区出现的故障井得到了有效修复，减少了待大修井的躺井时间，达到减小修井占地面积、降低一次性投资、提高机动灵活性和节能环保的目的［16］。

2 修井工艺应用效果

一是，修井工艺技术水平不断提高，修复率保持较高水平。

大庆油田不断完善大修工艺技术，经过了四个阶段的发展，主要形成了油水井直井139.7 mm套管解卡打捞技术、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、水平井解卡打捞技术和深层气井套管外漏治理技术八大类修井工艺技术，修井技术水平和修井能力得到了大幅提高。修复率从1996年的57.07%提高至2008年的91.70%。“十二五”以来，平均修井周期保持在9 d左右，年修井能力达到2 000口以上，累计共完成油水井大修15 131口，年修复率平均为84.05%，保持在较高水平，有效控制了套损不断增加的势头。

二是，套损区块得到了有效治理，提高了储量动用程度。

针对中区西部、北一断东、萨中西区、南一区乙块、喇7-30、杏4-6行列甲块及乙块、杏6-7区甲块等多个集中套损区及部分套损情况较严重的井区，开展了套损井大修工作。完善应用了油水井直井 139.7 mm套管解卡打捞技术、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，综合治理套损区的套损井，套损速度得到遏制，使因套损关停的注、采井得到恢复，保持了注采平衡，区块的整体开发效果得到改善。

如，南一区乙块套损区通过综合治理试验，治理套损井87口，修复75口，修复率达到86.2%。区块油水井利用率由 42.8%提高到 92.9%，自然递减率从21.7%下降到11.3%，注采比由0提高到0.86，地层压力由10.92 MPa下降至8.98 MPa，套损区内外压差由1.36 MPa下降至0.20 MPa，区块套损速度得到了控制，套损区块整体开发效果得到明显改善。

再如，喇 7-30井区有 176口井套损，通过2003年至2006年的修井治理，完成修井施工161口。受当时打通道技术制约，遗留15口疑难井，严重影响到喇 7-30套损区的投产工作。2011年，采用无通道套损井打通道技术将遗留的 15口井进行了大修，打通道后捞出井内落物，实施水泥浆报废13口，深部取套两口［17］。最终完成176口井综合治理，达到治理要求，其中，油井报废62口，无落物报废50口，无落物报废率80.6%；水井报废36口，全部捞净落物，无落物报废率100%。喇7-30套损区的成功治理，恢复了注采关系，每年可恢复原油产量10.44×104t，恢复注水量 196.21×104t。

三是，提高了油水井利用率，完善了注采关系。

大庆油田紧紧围绕疑难复杂套损井、水平井、环境敏感区井及气井等的修复和治理需求，不断增强大修工艺技术的适应性，大修井数量呈逐年上升的趋势，恢复了油水井的正常生产，为完善注采井网、保持注采平衡和控制成片套损区创造了有利条件，对提高油田采收率发挥了重要作用。“十二五”以来至2017年底，累计恢复产油量170.49×104t，恢复注水量4 951.14×104m3。

3 修井工艺发展方向

2017年底，遗留的待修井井数3 967口。随着油田的深入开发，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，修复难度逐年加大，给油田生产和安全环保带来严重影响，因此，需要不断发展完善修井技术。今后，将在以下方面发展和完善修井工艺技术。

一是，进一步深入研究套损机理，完善套损预防技术，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。

二是，进一步研究断口夹有落物无通道套损井打通道等疑难复杂套损井修井技术，提高通径小于50 mm的小通径套损井、吐砂吐岩块、大位移活性错断井等高难度井的打通道成功率及修复率，拟将疑难复杂套损井修复率提高至70%以上。

三是，针对严重错断井，研究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，实现对无通道套损井下断口状况的检测，提高修井检测技术水平，提高措施针对性，拟将修井时效提高10%以上。

四是，进一步研究水平井水平段套管密封加固技术，实现定向（水平）井修复，进一步提高套损井修复率，工艺成功率拟达到80%以上。

五是，针对修井过程中深部取套时效低的问题，拟开展深部取套提质提效现场试验。在现有基础上，拟提高施工效率50%以上，裸眼段套铣速度日进尺拟达到100 m以上，封固段套铣速度日进尺拟达到40 m以上。

六是，由于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，对周围环境造成一定程度的污染。为保护环境和油气层，将进一步研究带压修井技术，井口压力低于14 MPa条件下，实现不放喷、不压井修井，实现带压起下、打捞、套管整形及钻磨铣功能，工艺成功率拟达到80%以上［18］。

七是，发展智能可视化修井技术。拟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，井下检测仪器可将获得的信息传输给计算机，计算机显示套管三维图像，使套损井段直观可视，然后，根据检测结果采取适合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”。