水平井变形套管液压整形技术

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1、水平井变形套管液压修复技术胜利采油院田玉刚胜利油田经过多年的开发，使得原本复杂的地质条件变得更加复杂，地层的流体场、压力场发生了很大变化，加之频繁的油水井措施及钻井井身结构、完井固井质量、套管材质等诸多因素的影响，使油水井套管的技术状况变得越来越差，导致套管变形、穿孔、破裂、错断等情况频繁发生。套损井数据统计井下事故井5091口，其中套损3886口，占井下事故井的76.3%。套损井分类套损部位主要集中在射孔井段附近，位于射孔井段及其上下界50米以内的套损井占81%。套损部位在平面上，套损井多分布于断层附近、地层倾角大的区块，占套损井总数的30

2、％。套损井分布5年之内的套损井占23％6-10年的套损井占31％11-15年的占24％15年以上的占22％套损井的平均正常生产年限仅为11年钻井设计对油藏地质认识不充分在断层预测、地层倾角等方面认识不足，导致钻井设计过程中没有考虑相关的套管保护措施。井身结构没有考虑后期方案调整的需要，导致部分油水井在多年开采或开发方案调整后出现套损。钻井井身轨迹对套管寿命的影响十分明显井身轨迹存在严重狗腿，除了会造成生产过程中的杆管偏磨外，同样可以造成作业过程中套管磨损，从而增加套损发生的机率。单14-305井井身轨迹三维投影钻完井施工套管质量直接影响到油水

3、井的寿命套管材质不良、管体圆度、壁厚均匀度达不到要求等问题均可以影响套管使用寿命。螺纹加工质量达不到API标准要求或施工中上扣扭矩过大，均能造成螺纹接头或接箍损坏。钻井过程中的钻具磨损，可以直接造成套管损坏钻井过程中，钻压大造成钻具弯曲；钻井时使用防磨钻具，只是考虑到钻杆的防磨，未对套管进行较有效的保护，在钻进中偏磨套管造成套管的损坏。车古204-1井，三开采用防磨钻具，使套管在1550-1620m处磨损严重，并在1582m处磨穿。固井质量不良可以加速套管的损坏水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高水泥环空270°时套管应力分布水泥环空

4、210°时套管应力分布固井质量完好时，套管截面上的有效应力是均匀的，当水泥环出现缺陷时，套管壁的有效应力剧增,相应的应力集中系数也增加。固井质量不好会造成的套管承载能力下降。理论分析表明：在相同的内压和地应力条件下，套管居中与套管偏心时的有效应力相差10%-15%，固井时套管不居中明显降低了套管的承载能力。固井时套管不居中，明显降低了套管、水泥环的承载能力3、生产过程中的套损原因分析出砂造成疏松砂岩油藏套管损坏主力油层埋藏浅，胶结疏松，地层出砂严重。出砂造成近井地带形成“空洞”。过度出砂，套管侧向丧失支撑，在上部地层压实作用力下失稳，导致套管

5、发生弯曲、变形、错断。油层出砂顶部形成空洞射孔孔眼处出砂示意图上覆层出现坍塌变形压实上覆层出现坍塌形成空洞注入水侵入岩层中的软弱结构面，使得在断层面两侧发生不同程度的相对错动，导致套管弯曲变形或错断。注水开发造成油水井套管损坏0X17520104泥岩吸水软化，在相同外部载荷作用下，套管承受的有效应力急剧增加井壁泥岩蠕变径向载荷分布套管缩径变形模拟结果图有限分析元显示：最大水平地应力方向泥岩蠕变附加载荷最大，最小水平地应力方向泥岩蠕变附加载荷较小。泥岩蠕变引起的附加载荷挤压套管，可以使套管发生缩径变形：最大水平地应力方向缩径最大，最小水平地应力

6、方向缩径最小。注蒸汽热采是稠油井套管损坏的主要原因单二块热采井套损点分布从单二块热采井发生套损的层位来看，62.5％的套损发生在油层上部附近。结合该区块套损井资料可以发现，套损部位均发生在热采封隔器以下。套管的腐蚀主要由地层水引起的电化学腐蚀、硫酸还原菌腐蚀、二氧化碳腐蚀和硫化氢腐蚀等多种情况。主要油田有：广利、商河等油田。该类油田存在高矿化度水层，矿化度2.7-11×104mg/L，会对套管造成严重腐蚀。套管损坏类型以穿孔漏失、破裂漏失为主，广利油田因腐蚀造成的套损占油水井总数的41.8％。腐蚀造成套管损坏压裂、酸化及修井等工艺措施造成套管

7、损坏以胜采厂为例，“十一五”以来，套损井呈现爆发性增长，对比“十五”期间，年平均新增套损井增加100口。目前共有套损井1923口，占总井数的41.8%，套损开井1033口，占开井数的34%。2001-2011年套损井统计柱状图十五年均61口十一五年均161口套损形态：　　带病生产套损井主要表现为弯曲、缩径、套漏和错断，其中多处变形井455口，占生产套损井23.66％。带病生产井套损类型分布柱状图套管漏失套管错断套管缩径套管弯曲顿击式预处理整形强制扶正滚压整形形成了顿击式预处理整形、强制扶正滚压整形工艺。1、机械整形技术该工艺适用缩径井套管整

8、形。优点：工艺简单、施工方便缺点：单次整形量小，整形效率低；容易发生二次事故。套管变形量超过套管内径的12%时，采用爆炸整形工艺修复，利用火药燃爆瞬间产生的巨大能量