油水井大修现状及发展

油水井大修技术现状及发展方向
油水井大修是较为繁杂的工程，是对油水井严重的事故进行处理的技术措施，通过油水井的大修作业，解除卡管柱、套管损坏等事故，恢复油水井的正常生产状态，避免事故导致的油井产量下降，水井注水量降低的情况，达到井下作业修井作业的技术要求，完成油水井大修任务。

一、修井作业发展现状
经过60多年的发展，修井作业伴随着油气田开发的深入和井筒多样化维护需求，已经逐步形成了一整套修井工程技术体系。

1、修井装备
修井装备是修井作业技术的核心和关键，通常由地面提升设备（动力、井架、绞车、绳系等）、泵送设备和井口设备等构成，具体可分为通井机、修井机、带压作业机、连续管作业机及其他井下作业机。

随着油气开发从常规转向非常规、从浅层转向深层、从直井转向水平井，井型和工况日趋复杂，修井作业不断面临新挑战，对修井装备提出了更高的要求，逐步向大功率、自动化、清洁环保方向发展。

①、修井机：常规车载修井机主要制造厂家为中国石化集团江汉石油管理局第四机械厂、南阳第二机石油装备集团股份有限公司、中国石油集团渤海石油装备制造有限公司等。

按照《石油修井机》行业标准，定型了XJ350—XJ2250共9种规格型号，最大钩载2250kN，可满足井深9000m以内的油、气、水井作业需求，整体技术达到国际
先进水平，满足国内生产需求，并出口海外。

②、带压作业机：主要制造厂家为河北华北石油荣盛机械制造有限公司、河北新铁虎石油机械有限公司、中国石油集团渤海石油装备制造有限公司等。

按照《油气田用带压作业机》行业标准，定型了辅助式、独立式2大类型3种型号，可满足井深5000m以内、井口压力35 MPa以下的油、气、水井带压作业，设备实现国产化。

③、连续管及作业机：中国石油现已研制出连续管、连续管作业机与专用配套装备（包括注入头、专业化在线检测装置、小型混砂泵等）。

宝鸡钢管厂建立了中国第一条连续管生产线，形成了CT7—CT110 规格的等壁厚、变壁厚连续管，尺寸从Φ25.4 mm到Φ88.9 mm，成功替代进口产品，应用成本大幅降低。

中国石油工程技术研究院研制出首套国产连续管作业机，形成了车装式、撬装式、拖挂式 3 种类型的连续管设备，适用管径Φ9.5～88.9mm，最大作业能力达到8000 m。

④、自动化修井装备：自动化修井具有降低劳动强度、节约人力成本、提高作业效率的优势。

近年来，大庆、吉林、新疆等油田开展了大修起下管柱自动化、小修自动化、带压小修自动化等装备研究，初步实现了地面送管、悬吊、上卸扣、高空排管等系统的自动化作业，作业人员由5～7人减少到3人，目前已小规模应用。

2、修井工具
修井工具伴随修井技术的发展，国产修井工具从无到有，性能不断提升，解决了套损检测、落物打捞、震击解卡、套管整形、补贴、
磨铣、切割等修井难题，实现了专业化、系列化、标准化，有力支撑了修井技术的发展，保障了油、气、水井的正常生产。

图1 修井工具
近年来，修井工具主要在套管补贴工具（膨胀管补贴）和封隔类工具方面取得了突出进步。

套管补贴工具主要用于套管加固及层系封堵。

中国石油勘探开发研究院自主研发了适用于Φ139.7，Φ177.8，Φ244.5mm及非标套管规格的膨胀管补贴工具。

Φ139.7 mm 套管修复后最大通径达到Φ117 mm，抗内压60 MPa，抗外压35 MPa，最长补贴段达到150 m，满足胀捞一体快速作业、大通径封堵调层和350℃高温热采井的生产需求。

3、修井技术
伴随着装备、工具的进步，修井技术以满足新的开发需求为目标，不断攻关各类复杂井况修井技术，大力发展带压修井、清洁作业等绿色修井技术。

①、小通径及无通道套损井打通道技术：针对通道小于Φ50mm 及无通道套损井，攻关了以逆向锻铣、扩径磨铣、笔尖找通道为核心的打通道技术。

②、侧钻技术：长庆油田公司针对水淹长停井复产难题，攻克了定向井斜井段套管开窗、窄间隙固井、Φ88.9 mm小套管分段压裂等关键技术，形成侧钻定向井挖潜剩余油技术。

大庆油田公司规模推广侧斜技术，与钻新井相比，可节约二次搬家、征地和地面配套设施费用，同时不影响原井网布置和开发方案。

中国石油勘探开发研究院研发了曲率半径为2 m 的超短半径侧钻和深部取心技术。

③、顶驱修井技术：大庆油田公司利用“无绷绳小修作业机+修井顶驱”开展大修作业，采用电动-液控驱动方式，载荷分别为35，50，70，110 t，具有占地面积小、一次性投资少、机动灵活性强以及节能环保等优点，可满足井场受限、环境敏感区的油、水井大修生产需求。

④气井修井技术：气井修井难度大、风险高，经攻关解卡打捞、漏失修复、气层保护和井口安全等技术瓶颈，根据低压、中压、高压
气藏的不同特点，形成了气井修井系列技术，在气井解堵和高温高压气井作业方面取得了明显效果。

⑤、水平井修井技术：形成了冲砂洗井、射孔、找堵水、解卡打捞、钻磨套铣等系列水平井修井技术和配套工艺，实现了长度在1500 m以内的水平段修井技术突破。

⑥、连续管作业技术：“十二五”以来，连续管作业实现跨越式发展，已在大庆、长庆、新疆等11 家油气田公司推广，作业量年均递增35%，通洗井、冲砂、解堵等工期缩短40%，综合成本降低20%，降本增效成果显著。

连续管作业配套工具及技术全面实现国产化，形成了冲洗井、解堵、切割管柱、挤水泥、钻磨、气举 6 大类修井工艺，整体技术水平快速提高。

⑦、信息及标准化建设：“十二五”期间，中国石油建立了采油与地面工程运行管理系统（A5）井下作业管理模块，满足油气田公司、采油采气厂的修井作业运行管理与决策支持需求，并在各油气田公司进行了推广应用，实现了井下作业设计与管理的标准化、规范化、信息化，设计效率提高40%。

三、修井作业技术存在问题
中国石油与国外修井作业技术对比近年来，修井作业向着标准化、专业化、机械化、信息化方向发展，从装备、工具、技术、信息化等方面对比，中国石油修井作业主体技术已达到国际先进水平，但在部分领域仍存在一定的差距：
①、常规修井机实现国产化，产品技术成熟，具有价格优势，可
满足国内生产需求，但网电、顶驱、自动化等新型修井机仍需攻关完善。

②、国产修井工具系列丰富、规格齐全，基本满足生产需求，但井下自动化工具、检测工具、高温高压工具等与国外有差距，亟需攻关。

③、大修技术整体水平较高，套管检测、探测技术与国外差距较大，复杂套损修复、超短半径侧钻挖潜等技术需进一步攻关；气井、水平井修井技术初步形成，基本满足常规修井作业需求；“三高”气井、1 500 m 以上长水平段水平井修井技术与国外差距明显。

④油水井带压作业技术基本成熟，已规模应用，但液压系统、气井防喷器胶芯等核心部件性能与国外仍有差距，高压气井带压作业装备依赖进口，以外部服务为主；
⑤、连续管及作业机装备总体水平与国外相当，套管内、油管内作业技术成熟，但大管径大容量拖挂、高温高压超深井作业机、作业软件与国外有差距；
⑥、建立了A5生产运行系统和修井数据库，并在各油气田公司推广应用，但管理系统标准化和大数据应用有待开展；作业现场实时监控系统小规模应用，覆盖范围有待扩大；专家决策系统仍需建立完善。

四、修井作业技术发展方向
随着修井对象的日趋复杂，未来修井作业技术发展主要有以下8 个方向。

①、加强储集层特征认识，提高修井方案针对性：储集层的复杂性主要表现为高含水、低渗透、超深、超高压/低压、高温、酸性等，决定了修井作业技术必须针对不同储集层特征确定敏感因素、优化方案、选择工具、确定工艺，形成储集层特征认识、区域套损井治理、针对储集层特征的入井液体系优化等配套技术。

②、系统攻关大修技术，解决疑难井治理难题：水平井、腐蚀井、严重套损井等疑难待修井数量不断增多，常规修井技术及工具尚不能满足生产需求，必须持续攻关井下精准识别、吐砂井治理、腐蚀套管修复、超短半径侧钻等技术。

③、加大水平井作业攻关，研发长井段水平井作业配套技术：随着非常规油气资源开发，水平井数量不断增多、水平段长度不断增加，亟需攻关长水平段水平井修井、找堵水以及套管重建等技术。

④、完善带压作业技术，拓展带压作业空间：攻关国产气井带压作业装备和技术，提升核心部件性能，打破国外公司技术垄断；同时，拓宽带压作业范围，扩大应用规模，为油、气、水井的安全、环保作业提供技术保障。

⑤、扩充连续管作业能力，提升特种作业水平：攻关高压/超深井/超长水平段连续油管、非金属智能连续管装备及作业技术，拓展特种作业范围，大规模推广常规作业，转变作业方式，实现安全清洁生产。

⑥、发展自动化修井技术，迈向人工智能领域：结合工业机械手、视觉识别、自动控制、人工智能等技术，大幅提高核心系统的控制精
度、可靠性及作业效率，突破大修、小修及带压自动化作业技术瓶颈，同时扩大试验规模，实现降本增效。

⑦、全面推广清洁作业，建设绿水青山油气田：持续攻关清洁作业技术及配套工艺，推动技术集成、完善、升级、换代，全面推广清洁作业，实现油气绿色生产，建设绿水青山油气田。

⑧、完善信息化建设，实现修井作业资源共享：加快修井信息化平台、现场监控系统、远程控制专家决策平台的建设及应用，充分发挥“互联网+技术”的集群效应，实现修井作业规范、统一、安全、高效管理。