套损井整形打通道工艺技术.ppt

套损井整形打通道工艺技术大庆油田开发以来，累计套损18436口井，累计修井16310井次，治理了12个成片套损区，目前具备年修井2000口井以上的施工能力，修复率始终保持在85%左右，年恢复产油20×104t，年恢复注水量500×104m3左右。完善了注采关系，恢复了注采能力，为油田生产开发起到了保驾护航的重要作用一是80-86年，维护型修井时期
二是86-94年，治理型修井时期
三是94-2000年，综合型修井时期
四是2000年以后，特殊疑难井修井时期1980年左右，年套损井数在100口井左右。其后出现了三次套损高峰期第一次套损高峰期一、通径90mm以上套损井整形工艺技术第二次套损高峰期二、通径90-50mm套损井打通道工艺技术第三次套损高峰期套损井修复的关键是打开套管通道，是实施其它修井措施的前提。在套损通径小于φ50mm的井况下，套管已经完全断开，断口形态复杂，打通道的技术难度大

通径小于50mm错断井找通道现状

9）座封完成后，下入开窗钻具（自下而上为：φ118mm大凹芯磨鞋+φ73mm钻杆）；
10）定向钻进：钻压0.5t，转速30r/min，根据情况逐渐增大，5分钟左右开窗完成（悬重恢复，方钻杆加深9m），反复划眼起出钻具2、强制扶正打通道工艺技术高158-37井该井用φ90mm铅模打印证实在井深808.4m处套管错断，最小通径φ50mm。施工队多次应用弯笔尖和平底磨鞋找打通道均无效。分析认为断口上部套管弯曲变形严重，找打通道工具下不到位，尝试应用液压强制扶正磨铣技术找打通道下入磨铣工具+φ120mm液压强制扶正器+φ101mm钻廷1根+φ120mm液压强制扶正器+φ73反扣钻杆82根，钻具总长810.3m，方余2.9m，遇阻深度807.7m，上提钻具1.0m，井口打压3MPa，扩孔磨鞋刀片张开处于工作位置，启动转盘，加钻压磨铣进尺1.08m至井深808.78m，将错断点上部套管弯曲部分取直，再下入笔尖铣锥顺利打开通道3、凹芯磨铣打通道工艺技术南1-丁4-斜P125井用φ90mm铅模打印证实井深830.7m处套管错断，最小通径φ38mm，施工小队下笔尖找通道多次无效。分析认为该井断口通径较小，下笔尖找通道时笔尖易插到套管外，尝试应用大凹芯磨鞋磨铣技术打通道下入+φ101mm短钻铤+φ120mm液压强制扶正器+φ101mm钻铤+φ120mm液压强制扶正器+φ73mm反扣钻杆85根，钻具总长837.05m，方余6.65m，遇阻深度830.7m，上提钻具0.5m，开泵循环并启动转盘，下放钻压磨铣进尺至井深831.2m，起出井内钻具后，下入笔尖铣锥顺利打开通道4、断口定芯磨铣打通道工艺技术案例一下入定芯磨鞋工具串+101mm短钻铤+φ73mm反扣钻杆79根+89mm反扣方钻杆1根，钻具总长759.82m，方余6.87m，下至753.1m，笔尖插入断口后旋转定芯磨鞋成功脱扣丢手，地面开泵循环并启动转盘，此时笔尖插入断口起到引子作用，下放钻压，外部磨鞋磨铣进尺1.10m至深度754.2m，通道打开，顺利进行下步打捞施工案例二5、活性错断断口稳定工艺技术南5-20-P29井该井在井深747.05m处套管活性错断，通径φ50mm。下入φ110mm带笔尖可扩径磨鞋+φ73mm钻杆+φ118mm膨胀式断口稳定器+φ73mm钻杆+89mm方钻杆，钻具总长750.82m，方余3.87m，下至井深747.05m。首先将可扩径磨鞋前的笔尖插入断口，用扩径磨鞋磨铣打开通道，下放管柱12.1m使稳定器位于上下断口中部，投球、打压，液压缸内的活塞向上运动，通过拉杆拉动胀头上移一个行程，使膨胀管固定在套管壁上，缓慢上提管柱拉动胀头使膨胀管全部膨胀后，起出管柱，进行下一步施工
6、逆向锻铣打通道工艺技术杏11-2-水212井用φ90mm铅模打印证实在井深1051.42m处套管错断，最小通径φ38mm，施工小队用笔尖铣锥和弯笔尖找打通道多次，未能打开。分析认为该井下断口横向位移量较大，而上下断距较小，找通道空间不足，尝试应用锻铣打通道技术下入φ120mm反向锻铣刀+φ101mm短钻铤+φ120mm液压强制扶正器+φ101mm钻铤+φ120mm液压强制扶正器+φ73mm反扣钻杆109根+89mm反扣方钻杆1根，钻具总长1055.8m，方余4.96m，下至1051.42m，清水打压并启动转盘，刀片伸出后，液压缸拉杆收缩，带动锻铣刀向上划眼锻铣套管。反向磨铣进尺2.0m至深度1049.42m，起出钻具。由于扩大了找通道空间，下入弯笔尖顺利找到通道7、扩径磨铣打通道工艺技术喇7-291井该井井深785.45m处套管错断无通道，下入φ120mm长翼扩孔磨鞋工具串+φ73mm反扣钻杆+89mm方钻杆，自井深785.45m开