青海油田井下作业公司试油测试大队青海茫崖816400
摘要：青海油田油砂山地区地层水矿化度极高，对油水井套管腐蚀损坏严重。为了延长油水井使用寿命，在套管破漏井中，下入φ101.6mm无接箍套管，再配套固井及完井技术，恢复生产。通过中191井、跃573井两口井的应用，彻底解决了套管破漏给生产管理带来的一系列技术难题，还可以使死井复活，经济效益显著提高，值得大规模推广。
关键词：大修；小套管；固井；完井
前言
青海油田地质情况复杂，地层水矿化度极高。随着油田进入中、后期阶段，动液面越来越深，盐、膏、加药腐蚀越来越严重，油层套管破漏的矛盾日益突出。在大修装备条件下，套管破漏井传统的补救措施主要是两种，一种是水泥挤堵二次固井，另一种是套管补贴。这两种技术都存在一次施工成功率不高，有效期短，承压低或不能承压及内径缩小的缺点。近两年，在这种类型的井中，推广应用了全井下φ101.6mm无接箍套管及配套固井、完井技术，就可以在较短的工期内用较少的投资，使套漏井具有相当于新井的使用价值，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工艺技术
在大修装备条件下，套漏井下小套管技术就是在原井φ139.7mm破漏套管内，下入φ101.6mm无接箍套管，再从小套管内用清水顶替入缓凝固井水泥浆至尾管，使水泥浆上返充满两层套管间的环形空间，再清除小套管内残留灰塞，或似裸眼完井、或射孔完井，恢复生产。
1.1适用条件
根据套漏井所处的储层开发的动、静态资料，在充分考虑挖潜增产增注明显，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，但未产生变形、错断。
（2)套管轻微变形，经过磨铣修复能达到φ110mm以上通径。
（3)投产年限久，套管壁严重腐蚀变薄，但渐时还未穿孔，现在需要承压注水。
（4)射孔层位多，层间矛盾复杂，需要进行层间调整。
1.2工艺技术准备
1.2.1设备及特殊工用具准备
（1)提升系统安全负荷不低于50T的大修配套系列装备。
（2)适用于φ101.6mm无接箍套管的多用卡盘、链式安全卡瓦、液压大钳、φ114×2m通井管、φ82mm管规、小套管变扣提升短节。
1.2.2小套管及附件准备
（1)选用N80级φ101.6mm无接箍套管。
（2)φ101.6mm特制套管挂及管挂卡瓦，φ101.6mm套管本体喇叭口。
（3)M80级φ60mm油管。
1.2.3井筒准备（似裸眼完井方式即小套管下至油层顶界)
（1)探井底、刮削井壁、彻底清洗井筒。
（2)用φ114mm×2m通井管通井。
（3)填砂至油层顶界10m。
（4)对吐泥、砂的套漏井，要对漏点进行堵漏处理。
1.3下φ101.6mm无接箍套管
（1)按地质要求组配套管组合：自下而上，喇叭口（射孔完井方式为球座)+套管+变扣短节+套管挂。
（2)用多用卡盘、链式安全卡瓦、变扣提升短节、液压大钳等工具缓慢下完小套管（管螺纹确保在30MPa压力下试压合格)，深度至砂面以上5m左右处。（3)坐φ101.6mm特制套管挂及管挂卡瓦，接旋塞。
1.4固井
（1)固井水泥浆
干水泥选择：四川嘉华G级油井水泥。水泥浆配制后的技术性能：水灰比42%，密度（1.75～1.95)g/m3，析水0ml，稠化时间大于240min，流度指数n>0.6，稠度系数<0.4。
（2)固井车组按技术要求配制水泥浆在不考虑漏点吸浆的条件下，水泥浆用量计算：
Q=π/4（D2-d2)H•n
式中：D-Υ139.7mm套管内径；d-Υ101.6mm套管外径；H-Υ101.6mm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，清水顶替至尾部喇叭口以上10m～20m处，关井口旋塞，拆管线。
（4)带压关井候凝48小时。
（5)放压，卸旋塞，倒出变扣短节。
（6)测井测声幅资料，检查固井质量。
（7)水力试压15Mpa，稳压30min不降为合格。
1.5复产
（1)用环形磨鞋+φ60.3mm缓慢钻塞至人工井底。
（2)下φ73mm喇叭口管柱，用清水（或活性水)冲砂至人工井底，彻底洗井；若是射孔完井方式，此时则按地质方案要求射孔。
（3)恢复生产：水井合注井上提冲砂管柱至油层顶界即可注水；射孔完井方式需要分注的井，则起出冲砂管柱后按方案下小封隔器分注管柱；油井则起出冲砂管柱后按方案下生产管柱生产。
2现场典型应用效果
2.1中191井
青海油田采油一厂油砂山作业区2017年6月在中191井首次应用了大修装备下小套管工艺技术。原套管有多个漏点，因套管在上部又有穿孔，所注污水在井口附近地面冒出，无法正常注污。经过井筒准备工序、下φ101.6mm无接箍套管和延时固井等工艺实施，于6月26日完井且试压合格。
2.2跃573井
2018年5月在跃573井成功悬挂小套管。根据测井结果显示原套管有多处变形，多处漏点，且套管有穿孔。经过井筒准备工序、下φ101.6mm无接箍套管和固井等工艺实施，于5月18日完井且试压合格。
3结论
在套漏井实施下φ101.6mm无接箍套管及固井再完井技术，可以彻底解决套漏井生产管理带来的一系列技术难题，甚至可以使有些死井复活，有效延长油水井的使用寿命，对于老油区挖潜增效，提高采收率具有重要现实意义和良好的经济效益。
（1)可以减少或替代开发调整井和大修换套井，而完善注采井网。
（2)有效解决了水泥挤堵成功率低，有效期短，不能承压的困扰。
（3)规避了封隔器卡漏点失败而卡钻，甚至上大修或造成油井报废的风险，也为油井提供了落实掺水、加药等管理措施的条件。
（4)修复后的油水井，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。
（5)从工程投入对比看，相对打新井、上大修换套，节约成本费用显著，综合经济效益可观。
4建议
（1)在套漏带病工作的井中进行一次摸底，对那些符合技术选井条件，且目前采取的维持措施还不太正常的井，逐步规模推广实施该技术，以提高综合效益。
（2)因后续生产工艺只能采用φ60mm油管，N80级可以基本安全满足2000m以内井需求，建议进一定量的P110级φ60mm油管，或N80级φ60mm加厚油管，以满足3000m左右的井使用。
（3)目前，小套管内的措施井下工具已有部分系列，建议联合开展小套管内的打捞及修井工具的研究。
参考文献：
[1]胡常忠.稠油开采技术[M].北京：石油工业出版社2003
[2]陈月明.注蒸汽热力采油[M].东营：石油大学出版社，1996.
[3]张琪.采油工程设计原理[M].石油工业出版社，2000.