油水井小修作业取换套管技术研究与应用
河南油田取套换套施工技术
深层气田高温、高压的腐蚀环境，具有良好的推广 应用前景。 参考文献
[1] 周晴．油气田开发中的 CO2 腐蚀与控制[J]．油气田地面工程, 2005，11 （24）：46．
[2] 宋诗哲，万小山，郭英，等．磁阻探针腐蚀检测技术的应用[J]． 化工学报，2001，7 （52）：622-625．
（栏目主持 樊韶华）
4 结语
磁阻探针法用于缓蚀剂现场效果评价，其结果 接近挂片法所得数据，具有一定的参考意义，同时 因其具备实时监测，无需频繁更换探测件，可作为 挂片法的一种协助监测手段。
研制的 CI-5A 型缓蚀剂，采用连续加药方式， 加药浓度为 22 毫克/百方气时，缓蚀率达 88%以 上，每百方气的处理费用小于 0.05 元，适用于大庆
（2） 打桥塞。下入可钻式油管桥塞至油层顶届 以上 20 m 封堵油层，以解决修井液污染油层问 题，同时起到防止井内落物的目的。
（3） 套铣。下入套铣筒套铣，套铣组合为Ø 216～Ø225 mm 铣鞋+Ø193.7 mm 套铣筒。套铣参 数：钻压30～50 kN，转速50 r/min，排量20 L/s，泵 压 3～5 MPa，套铣套管破损段以下 100～150 m。在 裸眼井段进行套铣是一项较为复杂而又细致的工 作，这是因为铣鞋底部形状如鱼头，它是关系套铣 速度快慢的重要部位。在施工中应选用铣鞋底部为 大波浪波纹齿，铣鞋底部的圆周上开有 3～6 道马 蹄形水槽，以便套铣出的岩屑及时返出，防止憋泵
修取换套共取出井内Ø139.7 mm×7.72 mm 套管 81 根，取换套深度为 838.25 m，所取出的套管从 756 m～838.25 m 有 不 同 程 度 的 钻 头 磨 铣 痕 迹 。 在 838.25 m 鱼头位置进行下步取换套措施时鱼头丢 失，采取拨引、内扶正、外扶正等多种措施，均无 果，取换套失败。
套管井取换套技术一
一、取换套钻具结构及套铣工具
经过不断改进和完善， 目前大庆油田应用的取换套 套铣钻具结构为：Φ219mm 方钻杆+Φ260mm连接变扣接 头+Φ219mm套铣筒+Φ290mm 套铣头，如图所示。套铣钻 具主体外径Φ219mm，最大 外径Φ290mm，最小内径 Φ192mm。可以适应900m深 部套铣对钻具强度的需要， 并且适应现有修井机的性能 指标。
三、套损部位引入技术
套损部位引入技术是取套施工中 最关键的环节，只有成功引入断点以下 套管，才能进行新旧套管对接。针对不 同套损井况，研究设计了两种引入方法： “预处理引入法”和“套铣引入法”。
三、套损部位引入技术 1、预处理引入法
对于套损通径在Ф70mm以上的套 损井，采用现有修井技术打开通 道，在套损部位下入Φ114mm示踪 器加固示踪，使套损部位上下套 管基本处于同一轴线上，如图所 示。采用Ⅰ型套铣头套铣至断口 时，由于示踪管的示踪引导作用， 保证Ⅰ型套铣头顺利通过变点， 实现套损部位引入。此外，这种 加固示踪结构可以有效的保护油 气层。
二、封隔器及扶正器处理技术
封隔器、扶正器示意图
二、封隔器及扶正器处理技术
处理的原则是：外体套铣,整体打捞。
二、封隔器及扶正器处理技术
套铣封隔器、扶正器的技术参数为： 钻压40-50KN、转速40-60r/min、 泥浆循环排量1.2-1.5m3/min，要求缓 慢钻进，严防蹩钻、跳钻。当套铣至封 隔器以下5m左右时，停止钻进，处理完 封隔器后再继续套铣。
种8 5/8″非标钻杆扣连接变扣接头，其外径 Φ260mm，内径Φ192mm。
（1）套铣筒本体优点为:即满足51/2 ″套管的管外复
杂套铣,又满足套损部位的引入处理。 (2)非标变扣接头优点为：锥度1:8、8扣/寸改为4扣/寸, 起下速度提高50%，丝扣耐磨损不粘扣，抗扭力大。
陇东油田小套管修复套损井技术的改进研究的开题报告
陇东油田小套管修复套损井技术的改进研究的开题报告一、选题背景和意义：陇东油田是中国石油勘探开发的主要油气区之一，自20世纪60年代开始开发以来，已经形成了以原油、天然气、煤层气、页岩气等为主的多元能源产业体系。
作为其中的一个优势油田，小套管修复技术对于油气井的长期稳产及增储增效具有重要意义。
目前，陇东油田小套管修复技术多采用穿锁套、夹锁套、滑动套等套筒及水泥修补技术，这些技术存在技术难度大，操作复杂，效果不稳定等问题。
因此，针对小套管修复技术的改进与研究成为当前陇东油田开发领域亟待解决的任务。
二、研究内容和目标：本研究将着重探索小套管修复套损井技术的改进。
通过对小套管的结构及井下环境等方面的分析，结合现有技术的优势，探寻更为高效、稳定的小套管修复技术，提高其现场施工操作性、提高修复效果。
最终希望能够实现小套管修复套损井技术的可靠性提高，从而为陇东油田的长期稳产和增储增效提供良好支持。
三、研究方法和步骤：1、现场调研和数据收集：通过实地走访和与相关工程技术人员交流，获取相关数据和技术资料，全面了解小套管修复技术的现状和存在的问题；2、问题分析和技术评估：对现有技术进行分析研究，加以评估，确定其存在的问题及提高的潜力；3、技术改进和优化：根据现有技术的缺陷及其适用条件，在现有技术的基础上深化探索，提出更为高效、稳定的改进方案；4、实验验证和数据分析：对小套管修复技术的改进方案进行实验验证，并对数据进行分析，评价其效果和适用性；5、方案优化和总结验收：根据实验结果，优化技术方案，并进行总结验收，输出可行性报告和技术手册，为实际工程应用提供技术支持和参考。
四、研究预期成果：本研究旨在改进小套管修复套损井技术，提高其可靠性和效率，预期成果包括以下几点：1、明确小套管修复套损井技术的现状及存在的问题；2、深入分析小套管结构及井下环境等因素对修复效果的影响；3、提出更为高效稳定的小套管修复技术改进方案；4、通过实验证明改进方案的有效性和可行性；5、输出可行性报告和技术手册，为实际工程应用提供参考和技术支持。
小修井打捞工艺及套管更换探讨
85小修井打捞工艺及套管更换探讨田浩然 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院【摘 要】当前，油田开发已步入中后期阶段，油水井套在应用过程中，损伤程度日益严重，管套在应用过程中，破裂、形状变化、缩径等问题时有发生，小修井施工过程中，大都采用取换套、套管加固和套管补贴方式进行干预，在油田开采年限不断增加的情况下，故障发生几率也不断提升，小修井打捞技术被广泛应用，为促进井下小修的成功几率，必须从油井实际特征出发，对打捞工艺进行改进，以便捷化的开展井下施工，本文就小修井打捞工艺及套管更换展开论述分析。
【关键词】小修井；打捞工艺；套管更换我国内陆开展油田开发的时间较长，油田内的油藏储量极大减少，地下有水关系的复杂程度不断提升，普遍存在出砂和油稠事件，井下作业的环境复杂程度较高，油井套管形状变化、错断及穿孔事故时有发生，极大程度增加了油田开采难度，导致小修作业难度的提升，为保障油田开采工作的顺利开展，提升油田的生产效率，必须提升小修井打捞工艺，合理进行套管更换技术的选择，以促进小修井作业质量的增长。
一、小修井打捞工艺1.绕丝打捞工艺当前，我国油田大都应用防砂措施进行防范，但是由于油井开采年限较长，经常会出现绕丝脱落现象，小修井作业开展过程中，最常见的工序为打捞绕丝，常规打捞过程中，大都以捞绕五字法开展，扣捞过程中，需要进行填封并进行活动解卡干预，依靠水泥车的挤压作用，实现对防砂管柱进行打捞的目的。
第一，倒扣套铣打捞形式，这一方式解卡时间在30h之上，挤液在50m 3以上情况下，未能采取措施进行顺利打捞，所以大都采用倒扣套铣方式干预，以实现正转倒开充填封隔器上部分的目的，下套铣管过程中需要进行套管套铣环空砂。
在常规情况下，大都采用直径为127㎜的套铣管对177.8㎜的套管内绕丝进行干预，直径为114㎜的双击扣套铣139.7㎜的套管绕丝。
待套铣部位至筛子中心以后，憋泵和卡钻状况发生几率随之提升，所以必须以大排量对正套进行缓慢下放。
石油工程技术 井下作业 139.7mm套损井取换套技术
139.7mm套损井取换套技术1解决的关键技术1.1高强度套铣钻具的研制针对套损井管外带封隔器、扶正器问题，设计的套铣钻具既可套铣岩石和水泥环，又能套铣管外封隔器和扶正器，解决了这类井不能取换套的难题。
另外该钻具适应套铣筒内打捞、断口引入、套铣纠斜等工艺要求，螺纹抗拉力4586KN，抗拉扭综合应力为386Mpa，900m井深套铣安全系数为1.8，整体强度比原钻具提高25%，解决了900m深部套铣的强度问题。
而且上卸扣速度提高50%。
钻柱结构为：φ290mm套铣头+85/8in套铣筒+85/8in方钻杆。
套铣筒：采用85/8in P-110钢级，壁厚11.43mm，内径196.2mm的套管，两端配有特制连接变扣头。
套铣头：设计定型了I型和Ⅱ型两种型号的套铣头，分别用于套铣岩层、水泥环管外封隔器、套管扶正器和断口修鱼引入。
1.2管外封隔器及扶正器处理技术管外封隔器及扶正器不仅外径大，而且合金钢和弹簽钢强度高、磨铣困难，因此管外封隔器及扶正器的处理成为深井取套的一个技术难点。
根据管外封隔器、扶正器的结构原理及井下工作状态，确定的处理原则是：外体套铣，整体打捞。
采用的I型套铣头是一种集套铣岩层、水泥环和管外封隔器、扶正器为一体的多功能套铣钻头。
其齿外缘采用PDC 保扩外径，内缘用CBN保护内径。
负α切削角和圆弧流线形齿底设计（如图1、图2），采用的CBN削铣新材料削铣效率较常规PDC提高50%，削铣后封隔器残体规则，可以从套铣筒内顺利捞出。
该套铣头的研制成功，解决了管外封隔器和扶正器的处理难题。
图1切削示意图图2刮削和剪切示意图图3修鱼引入示意图1.3严重错断井断口引入新方法错断井下断口的引入是取套施工的关键环节，以往主要采用预处理示踪法。
对于通径为φ45mm～φ70mm的严重错断井如果打不开通道无法示踪，就不能进行取换套施工。
针对这一技术难题，研制了Ⅱ型套铣头（图3）。
其底部设计为二齿流线型套铣头状，外体有两道循环沟槽；内腔为、喇叭口状，这种喇叭口状结构具有修鱼收鱼作用；外部两道循环槽与底槽相连，有利循环。
油水井套管破损修复技术完善与应用
油水井套管破损修复技术完善与应用发布时间：2021-09-29T07:29:14.506Z 来源：《科学与技术》2021年第15期作者：张国华[导读] 套管浅层井筒破损漏失，存在较大安全环保风险，油田进入开发后期，地层应力挤压、套管老化腐蚀等原因造成套损套变井日趋增多，张国华华北油田公司第三采油厂摘要：套管浅层井筒破损漏失，存在较大安全环保风险，油田进入开发后期，地层应力挤压、套管老化腐蚀等原因造成套损套变井日趋增多，浅层井段破损漏失，存在较大安全环保风险，对配套治理工艺提出更高的要求关键词：套损倒扣膨胀管复合封堵一、基本状况;采油三厂目前有套损套变井262口，其中套管变形219口，错断15口，套管漏失28口套损套变的主要原因有：1.储层胶结疏松，敏感性强，地层吐砂，井壁坍塌造成的套管损坏；2.低渗储层高压、高注采比注水造成地层应力不平衡引起的套管损坏；3.膏泥岩蠕变滑动造成的套管损坏；4.地表下沉，环形钢板未开焊或油套环形空间有水泥帽，套管上窜所产生的应力无法释放，导致浅层套管损坏；5.腐蚀造成的套管损坏。
二、现场应用情况：治理套变的方法（一）、定位（点）取套换套倒扣工具该的工具下放时卡爪收缩，卡爪能滑过套管接箍的两公扣间隙，上提钻具时卡爪张开，能挂接箍的两公扣间隙处，负荷增加找到套管接箍位置，旋转钻具时，下卡瓦张开卡在不需倒扣的套管内壁上，卡死后，继续反转钻具，上卡瓦张开卡在需倒扣的套管内壁上，通过上卡瓦传递反扭矩将套管丝扣倒开。
1、钻井数据2、井况：该井施工前为注水井，工区反映套管返水，停注。
后地质要求堵漏转采。
施工情况：起出原井管柱，采用封隔器分段找漏，最后确定漏点在93.25m以上。
分析认为该井为2007年完钻，表套内有水泥环的可能性不大，且漏点在表套内，为保证以后增产措施顺利实施，采用定点取换套工艺更新套管采用的定位（点）取套换套倒扣工艺技术在对未封固套管进行倒扣取套时，能准确控制套管开扣位置，避免油套在表套下部开扣造成鱼顶丢失的问题，可以通过小修设备配合完成大修取换套施工（二）、膨胀管补贴技术对套损井段进行整形或磨铣处理后，用油管将膨胀管管柱下至需补贴加固井段，在地面用高压泵向油管内打压，膨胀锥推动油管上行，当膨胀锥上行至膨胀管上端时油套连通，泵压突降，完成补贴施工，起出油管采用膨胀管补贴技术在对深部套管自由段漏失井进行补贴，具有工艺简单、施工周期短的特点，尤其适合应用在高压注水井井况：该井2018年长停井恢复，投产后产出液矿化度较低（1667），怀疑浅部套管有破损，地质要求堵漏转注。
小修浅表取换套技术及应用
小修浅表取换套技术及应用一、小修取换套现状目前小修设备取换套施工的操作步驟为先将井口外露油套及套管头、表套四通处理，然后下入反扣钻杆+机械式内割刀或公锥将下部油套切割或倒开，将破损油套取出进行更换，然后下入对扣，用卡盘将油套固定，完成取换套施工。
通过近几年的现场实践，对利用小修设备进行取换套施工有了较为全面的认识和成熟的工艺流程，但是在施工的过程中我们也发现了一些问题：（1）目前小修取换套作业主要是使用B型大钳或者液压钳来进行倒扣、紧扣。
通过近几年的现场实践发现，液压钳在倒扣、紧扣的过程中存在严重缺陷，在作业中扭矩达不到施工要求，在倒扣的过程中往往难以倒开，而在紧扣的过程中无法达到规定的扭矩标准，操作安全风险大。
而B型大钳不易操作，单次旋转角度小、劳动强度较大，安全风险较大。
（2）当破损套管取出后，下入新套管后对扣成为了取换套施工中的关键。
对扣不成功尤其是套管丝扣的损坏严重影响了施工的质量和效益;（3）在起下套管的过程中，没有套管钳，给上、卸套管带来了极大的困难;二、取换套工具改进和应用针对以上在取换套施工中出现的问题对取换套的作业设备进行了改进。
用液压转盘+控压钻台来取代1200型液压钳进行倒扣、紧扣，用套管紧扣器+双公接头来连接方钻杆和下井套管并传递扭矩、用对扣器来对鱼顶实施精确引进。
（1）液压转盘的使用液压转盘是利用通井机或修井机提供的液压源作为动力源，设计制作了闭压式液压控制操作系统，将该控制系统串联在修井机液的供油路上，液压油驱动液压马达转动，从而带动整体转盘转动和井内管柱旋转。
现场应用情况表明，该液压转盘体积小、重量轻、扭矩大、旋转速度范围广、动力来源方便、安装使用方便，操作简单平稳，转向灵活可靠等优点。
相比于1200型液压钳，能够提供足够大的扭矩和合适的转速。
XYZ2400型液压转盘最大扭矩24kN.m，1200型液压钳的最大扭矩为12 kN.m。
而两者的转速均能达到70r/min。
小修井打捞工艺及套管更换讨论
小修井打捞工艺及套管更换讨论本文结合实际。
对小修井打捞工艺与套管更换内容进行分析，首先从小修井打捞工艺特点出发，在阐述该工艺要点的同时，对小修井作业过程中，更换套管的问题进行分析，希望论述之后能够给相关工作人员提供一点参考。
标签：小修井;打捞工艺;套管更换0 前言随着我国的内陆油田的开采逐渐深入进行，各个油田的储存量在逐步的减少，地下油水关系也会更加的复杂，稠油、出砂等问题极易发生，油田的开采环境变得更加的恶劣，油井套管极易出现穿孔、错断、变形等问题，也就使得石油开采的难度更高。
出现该问题之后，就会存在比较多的小修业务，为了能够确保油田开采工作可以持续进行，切实提升油田的生产效率和产量，这就要不断的提升小修井技术，应用符合要求的打捞工艺和套管更换技术，为油田开采的顺利进行奠定坚实的基础。
1 小修井打捞工艺特点1.1 绕丝打捞工艺当前我国的很多油田都使用的是绕丝管的防砂措施，随着油田开采的深入进行，开采年限的逐渐延长，绕丝脱管现象发生率比较高。
小修施工中进行打捞绕丝是非常关键的施工工序，多数都采用捞绕无字法来进行。
在扣捞上充填封再实施活动解卡，在水泥车的挤压之下能够进行解卡，从而可以达到打捞防砂管柱的作用。
（1）倒扣套铣打捞。
从大量的施工经验分析可以发现，解卡要经过至少30小时，挤液50m3以上还不能进行顺利的打捞，然后就要实施倒扣套铣，并且需要将充填封隔器上部进行正转倒开。
一般主要是应用直径为127mm的套铣管套铣直径为177.8mm的内绕丝。
套铣到筛子中心的位置上极易出现卡钻或者憋泵的问题，目前处理该问题的主要方式就是应用大排量的方式来进行正套的下方施工。
（2）套冲环空打捞绕丝。
在整个施工环节，直径177.8mm的套管极易出现变形的问题，进而造成了无法套铣，此时需要使用直径为36mm的细冲管下部接笔尖的方式来进行清洗处理，可以直接排出砂卡绕丝故障问题，绕丝位置上的打捞工作可以进行下入工具来达到要求。
套管补贴和取换技术
套管补贴和取换技术一、套管补贴技术油水井外漏破损包括腐蚀孔洞、破裂、螺纹失效等形式，不但影响正常生产，还严重污染环境。
破损漏失部位往往在无水泥封固的空井段，套管受地表水、电化学等因素作用而腐蚀破损。
一般在50～500 m 较常见，有些井在井口附近或距井口10～20m 处也常发生破损外漏。
（一）补贴工艺原理套管补贴，就是利用特制钢管，对破漏部位的套管进行贴补，采用机械力使特制钢管紧紧补贴在套管内壁上，封堵漏点。
目前补贴修复（堵漏）常用特制波纹管，利用专用补贴工具进行补贴施工，其工艺原理是：用油管柱将补贴波纹管和补贴工具送至套管破损部位，然后管柱内憋压，在液压作用下，补贴工具中液缸及活塞拉杆将液压力转变成机械动力，使拉杆急速回缩上行，带动胀头胀开波纹管。
（二）补贴修复运用范围补贴法修复工艺技术，适应井况范围较广泛，从补贴工艺发展应用的情况来看，目前可以推广应用以下几方面。
（1）修复补贴修复补贴适用的井况包括套管腐蚀孔洞、穿孔、破裂裂纹、破裂裂缝、螺纹失效、误射孔补救等。
这种井况下的补贴修复，修复效果明显，成功率高，修复后井的利用率高。
（2）调整补贴对于多油层系统开发的油井，共同注水的注水井，在开发到一定程度后，同井不同层系不同油层将会出现层间矛盾、层内矛盾、平面矛盾等注水开发三大矛盾。
为消除解决这三大矛盾，特别是层间矛盾往往需调整开发层系，使某一层系，某一层段封闭放弃开发，为此需对关闭放弃的层段射孔孔眼进行补贴封闭，这种补贴法称为调整补贴。
因补贴而封闭的油层需重新动用时重新补射孔即可。
利用波纹管补贴封堵射孔孔眼与化学堵剂封堵关闭的油层配套进行，可使调整开发层系取得更理想的施工效果。
（3）封堵高含水层段油井含水高，这种高含水将随油田注水开发时间的增长而增高，而处理高含水井况，往往用机械卡堵即双封隔器卡堵高含水层段，其结果是高含水部位被卡堵，而低含水部位的油也同时被卡堵产不出来。
另一方面双封隔器堵水因其工具及配套配产（水）器所限，一般一次工艺管柱只能卡堵5～7 层，而又受工具寿命所限，往往需起下管柱更换堵水工具，所以费时费力，成本较高，而效果也并不理想。
江汉油田取换套管修井技术应用发展
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
Journal of Jianghan Petroleum University of Staff and Workers
第 22 卷 第 6 期
江汉油田取换套管修井技术应用发展
何彦荣
3
(中国石化江汉油田井下测试公司 ,湖北 潜江 433123)
常规性能
粘度 s
失水 ml/ 30L
7. 0
2- 3
6. 0
2- 3
泥饼
mm 1. 00 3. 50
初切 Pa
24. 0 27. 0
稳定性 良好
何彦荣. 江汉油田取换套管修井技术应用发展
47
套铣工作液的配制、调整 ,应根据被套铣的管外地层 反扣钻杆 + 51 / 2″反扣套管捞矛 +Φ88 . 9mm 反扣钻杆 + 构造和水泥环水泥特性来适当调整 ,并随时根据返出的工 方钻杆 。
序号 井号 1 钟 7 - 16
表套 深度 ( m)
无
水泥 返深 (m)
1442
套铣 深度 (m)
504.
不成功 原因
鱼顶丢失 504. 92m
2 王 2 - 12
无
1266. 0 412. 84
412. 84m 处 套铣管被卡
3 王5- 3
18m 水泥帽
1181. 3
鱼顶丢失
260
257. 0m～254. 1m
表 1 江汉油田近年来换套成功井号及参考数据
序
井号
表套 水泥返深 换套深度
深度
(m)
(m)
增产效果
序
井号
表套 水泥返深 换套深度
江苏油田_139_7mm套管取换套技术的应用
（２）Ｙ２－４井，下Φ１１８ｍｍ通井规通井至４８５．８６ｍ遇阻，通过打 铅 印 发 现 套 管 缩 径 至 １０８ｍｍ， 采 用 梨 形 胀 管 器 从 Φ １０６逐 级 胀 至 １２０ｍｍ， 胀 管 器 胀 管 通 过 ４８５．０～ ４８９．０ｍ； 下 封 隔 器 找 漏 及 ＳＢＴ测 井，确定套管破损段位于４８４．０～４８９．０ｍ。修复工艺：①扶正。下内 扶正管柱Φ７３ｍｍ反扣钻杆４２根＋Ｙ２１１ －１１４封隔器＋Φ７３ｍｍ反扣钻杆６０根，封 隔器卡点５７３．００ｍ，对油层套管进行扶 正。②套铣。在表层套管上打观察孔 （放气、泄压），下Φ１２４ｍｍ可退式倒 扣捞矛，上提管柱至悬重４８０Ｋｎ取出环 形钢板，倒出油层套管３根，下套铣管柱 完，Φ２２２ｍｍ套铣头＋Φ１９３．７ｍｍ套铣管， 循环泥浆，泵压２Ｍｐａ，排量７００Ｌ／ｍｉｎ， 转速５０￣９０ｒ／ｍｉｎ，钻压１０ＫＮ，泵压２Ｍｐａ， 排量７００Ｌ／ｍｉｎ，泥浆密度１．０８￣１．２５ｇ／ｃｍ３， 图１ Ｙ２－４井井身结构图 粘度４０￣４６ｓ，从１９９．２１ｍ套铣至５２０．５０ｍ。③倒扣。下倒扣打捞管柱， Φ １２４ｍｍ倒 扣 捞 矛 ＋Φ ７３ｍｍ反 扣 钻 杆 ， 累 计 倒 扣 ８ 次 共 倒 出 Φ １９３．７ｍｍ套管４９根５００．５７ｍ。④对扣。下Φ１９３．７ｍｍ套管４９根，加压 ２０ＫＮ，正转管柱２７圈对扣，试压１５Ｍｐａ，３０ｍｉｎ不降，换套成功。
（４）取换套钻具结构及套铣工具。结构为Φ２２０ｍｍ套铣头＋Φ １９４ｍｍ套铣管＋Φ１９４ｍｍ×２１０正变扣接头＋方钻杆。
（５）套损部位引入技术［２］。为防止套管对扣施工时不丢鱼，在套 损部位以下下入Ｙ２１１－１１４封隔器，保证套损部位上下套管基本处于 同一轴线上，对扣套管时能顺利引入。
（６）套铣参数的确定。套ｉｎ，钻井液循环排量６００￣１２００ Ｌ／ｍｉｎ，要求套铣时缓慢钻 进，严防憋钻、跳钻。
小修作业取换套技术及工具改进措施
小修作业取换套技术及工具改进措施摘要：随着油田开发的逐渐深入，油气水井套管状况逐渐变差，采油厂平均每年大约有20口井发生套管损坏，占总井数的1%，且损坏井数呈逐年上升趋势。
而套管损坏直接影响着油气水井的正常施工和生产，给油田造成严重的经济损失。
为此，如何提高套损井的修复利用率、完善注采井网、减少更新井数、节约开发资金和提高经济效益，成为亟待解决的生产问题。
常用套管修复技术有取换套、套管补贴、套管整形，其中取换套工艺技术修复最彻底，可以完全恢复原井套管的技术指标和功能，满足开发方案的要求。
关键词：套管修复技术；井下取换套工具；行星齿轮减速器油田套管损坏井数呈逐年上升趋势。
而套管损坏直接影响着油气水井的正常施工和生产，给油田造成严重的经济损失。
因此，如何提高套损井的修复利用率、完善注采井网、减少更新井数、节约开发资金和提高经济效益，成为亟待解决的生产问题。
开展小修作业取换套技术的研究，充分立足现有技术条件，通过工具研发和改进，满足井场条件和小修设备能力，通过现场应用验证，取得了良好的实施效果。
1 大修设备取换套局限性以往取换套工艺的实施都是由小修进行先期验证，确定套管损坏点后，用大修设备取换套，再交小修完井。
但大修设备对井场条件要求高，对于地处城区油井，大部分场地条件有限，有的甚至在住宅小区内，无法搬上大修设备，导致一些井不能恢复正常生产；同时大修搬迁与安装工作量大，修井周期长，成本费用高，每年取换套工作量约5井次，平均深度约300米，平均作业周期约15天，平均每口井的作业费及工具配套费约60万元。
2 新型小修取换套技术研究及主要解决的问题2.1 技术原理新型井下取换套工具自上而下分为机械增力装置（由上锚定器和行星减速器构成）、接箍定位器、补偿器、下锚定器。
用反扣管柱与新型井下取换套工具连接，用小修设备将管柱下入井内的预定深度，缓慢上提接箍定位器，使定位爪的台肩卡进接箍缝隙，完成接箍定位；用小修液压钳反向旋转管柱，反向扭矩经管柱输入至行星减速器改变为正向扭矩并增大，正向扭矩依次经过接箍定位器、补偿器至下锚定装置；在正向扭矩作用下，下锚定装置的锚爪与套管壁锚定，形成正向作用力；行星减速器以上的上锚定器的锚爪与套管锚定在反向扭矩作用下形成反向作用力，上下锚定装置的相对作用力形成卸扣作用力，将套管从接箍处卸扣；卸扣过程中套管螺纹退扣位移通过补偿器来补偿。
石油工程技术 井下作业 QXXX井用小修设备取换套管案例
QXXX井用小修设备取换套管案例本实例详细介绍了中原油田QXXX井的井下技术状况，针对井下技术状况制定了施工设计原则与思路及具体的施工作业步骤，通过实施效果与风险分析表明：QXXX井取换套管工艺是成功的，完全满足了投产要求。
1QXXX井基本情况QXXX井为滚动开发井，完钻井深：4360.0m；完钻层位：沙三下；完井人工井底：4342.0m；井斜最大处在井深4350.0m，为8.08°，方位为313.84°。
油层套管组合：φ139.7mm x P110x9.17mm（WSP特殊扣）+φ139.7mmxP110x9.17mm（3根长圆扣）；水泥返深：1594m（低密度）、2740m（高密度），联入：4.45m。
其井身结构如图1所示。
图1QXXX井井身结构示意图QXXX井采用套管头完井方式，完井液密度为1.65g/cm3，试气井段为4134.0～4168.0m，在井深4135.5m实测RFT数据显示为9120psi，压力系数1.55。
于2004年4月2日采用无电缆89-1枪102弹射孔后间喷少量油气水，在压裂施工初期出现异常现象，最高泵压52.1MPa，最高排量7.0m3/min，停泵后压力突降为9.0MPa，怀疑油层套管漏失，停止压裂。
泄压后顺利起出井内φ60mm压裂油管，用φ114mm x2.0m通井规通至井深4038.28m无阻卡现象。
用清水正洗井，打开套管头闸门出油、水，正洗井时用水4.3m3，从油套环空返出水2.0m3，套管头闸门返出水2.3m3，证实了油层套管与技术套管连通。
采用井下电视测井找漏，最大测深1060m，发现20.1m处异常。
后从油层套管内打入高锰酸钾指示液，1min 内就从套管头闸门返出指示液，进一步证明了漏失点在上部。
后又用Y341-114型封隔器卡封于井深27.65m找漏，正打压26.0Mpa，井口无漏失，从油套环空打水，泵压0，套管头闸门返水，充分证实了油层套管上部漏失。
井下作业小修特殊井打捞工具的研究和应用
井下作业小修特殊井打捞工具的研究和应用井下作业在整个石油行业生产开采过程中是非常重要的一个环节，能否充分保证井下修井作业质量，对油井产量会产生直接的影响。
在我国多数油田生产开采环境逐渐变差的情况下，必须要通过高质量的井下作业才能保证油田产量。
在我国油田领域当前的生产作业中4寸套管的应用非常广泛，而传统的打捞工具已经完全不能满足当前油田生产作业现场的打捞工作。
本文主要针对井下作业小修特殊井打捞工具的研究和应用进行了深入探讨。
标签：井下作业;小修特殊井;打捞工具;应用分析引言随着近几年来社会中石油资源的总消耗量在不断上升，使得油田企业生产任务越来越重，为了能够不断满足当前社会生产生活对石油资源的实际需求，就必须要针对油层实施二次开发利用。
但是我国多数油田在经过多年的生产开采后，开采环境更加恶劣，油田的生产开采工作难度也越来越大，在开采过程中会受到更多的技术，使得我国的原油开采活动遇到了瓶颈。
在这种情况下，井下作业小修特殊井打捞工具的研发和合理应用就显得非常重要。
1井下作业小修特殊井打捞工具1.1套管对扣引导器在井下修井作业过程中经常会出现套管内部对扣现象，为了充分保证井下修井作业的顺利进行，必须要对这种现象进行有效控制。
引导器的应用能够有效解决这些问题，但是其在实际应用过程中必须要具备扶正功能，套管对扣引导器严格的来讲是一种多功能的引导器，在井下打捞作业过程中得到了高度的认可。
在实际应用过程中，扶正方式的不同会导致这种特殊井下工具实际应用效果出现差异。
如果采取的是内部扶正方法，首先必须将套管倒过来，然后在上面安装封隔装置，通过封隔装置能够将需要进行对口的两个套管进行分离，在此基础上就实现了井下打捞工具的完整性，这种方式的应用相对来说比较简单。
而如果采取的是外部对口方式，其主要是通过对管道进行直接矫正，因此实际实施的难度比较大，而且也会导致引导器的实际使用效果受到影响[1]。
1.2 大套管工具由于我国油田地质情况比较复杂，因此在实际生产开采过程中经常会遇到各种井下作业问题，这也促使我国油田已经研发出了一些相对比较简单的打捞工具，但是实际应用过程中也存在不少问题。
石油工程技术 井下作业 表层套管及有放气管井取换套技术
表层套管及有放气管井取换套技术1小表层套管套损井取换套工艺1.1套铣参数钻压：钻压为40～100KN。
排量：1.2～16m3/min。
转速：500m以下,70～90r/min；500m～650m,60～80r/min；650m以上,50～80r/min。
三参数匹配值见表1和表2。
表1套铣头参数选择表井段m钻压KN转数r/min排量m3/min300以上30～40100 1.4～1.6300～55040～6070～90 1.4～1.6 550～水泥返高60～8060～80 1.4～1.6水泥返高以下80～10050～80 1.4～1.6水泥面控制器、扶正器、变点40～5040～60 1.2～1.5表2喇叭口套铣头参数选择表井段m钻压KN转数r/min排量m3/min 套损部位、水泥面控制器、扶正器30～4070～90 1.0～1.2套损部位以下5～10m80～10050～80 1.2～1.51.2取出牺牲阳极保护器大庆油田采油六厂和采油三厂有一部分井为了防止浅层套管腐蚀，完井时在地面以100m的油层套管上连接10个外径为φ165mm牺牲阳极保护器。
套铣筒内径φ172mm，与保护器之间的环隙只有7mm，致使套铣速度慢，憋泵严重。
解决这一问题的方法是套铣之前先将保护器取出，然后再套铣。
为了防止丢鱼头，切割打捞工具下部接加长管柱，使套管内始终留有示踪。
取出保护器后下引鱼管柱，使油层套管顺利进入套铣筒。
1.3套铣水泥面控制接头水泥面控制器是采油厂为了控制水泥返高，要求完井下套管时下的一种水泥面控制工具，其外径φ200mm，本体上镶焊硬质合金，与套管连接处有没有水泥封固的套管扶正器。
套损点位于水泥面控制接头以下时，需要套铣水泥面控制接头。
套铣水泥面控制接头需要专用的套铣钻头，常规的套铣钻头是不能胜任的。
专用套铣头是一种集套铣岩层、水泥环和套管扶正器、水泥面接头器为一体的多功能套铣钻头，结构尺寸为：φ245mmxφ170mmx350mm。
石油工程技术 井下作业 取套打捞技术及应用案例
取套打捞技术及应用案例在中原油田油气水井大修中，由于作业措施不当等原因造成的各种类型的卡钻事故，通常采用套管内大力上提，倒扣、震击解卡等手段捞出井下被卡落物。
但对于有些落物卡、套变卡采用上述方法难以处理，而采用取套打捞技术自卡点以下倒开套管，使被卡管柱连同套管一并取出，从而实现解卡打捞的目的。
这项技术是取套工艺在解卡打捞施工中的推广应用，通过在文72-10X、文10-4X、文13-29X三口井现场实践证实该技术处理落物卡、套变卡等事故，不失为行之有效的办法，且大大缩短施工周期，降低大修成本，为解卡打捞提供了新思路。
1取套打捞技术施工程序1.1处理卡点以上管柱。
利用倒扣、化学切割、爆炸松扣等工艺捞出卡点以上管柱。
1.2倒扣取套及被卡落物。
根据油层套管尺寸选择合适的倒扣打捞矛，逐一倒扣，直至将卡点处落物及套管一并取出。
1.3换新套管对扣、试压，进行下步施工。
2取套打捞技术现场实施情况2.1落物卡取套打捞2.1.1文72-10X井在1992年6月注水泥后，下通井规通井至3440m处卡钻，后上大修解卡打捞，再下φ114mm组合母锥打捞，无显示，起钻至14.52m时，因工人操作失误掉入井内气动卡瓦牙造成卡钻（见图1），最大上提至700KN解卡无效，转动钻具解卡时钻具断入井内12.10m。
由于钻杆材质为P110钢，材质硬，磨铣困难，且卡点距井口近，管柱悬重小，施加钻压困难，决定采用取套打捞技术。
结果成功地倒出2根套管至19.36m，捞出卡在套管内的母锥，更换新套管对扣试压合格，顺利捞出井内剩余落物。
2.1.2文10-4X井是在起电泵管柱至101.97m时，脱落的电泵电缆及电缆卡子将潜油电泵机组卡死（见图2）；上大修后倒扣捞出被卡电泵机组以上油管6根，经大力上提至1000KN 及震击解卡无效，后经套铣、磨铣近20天解卡无效，决定实施取套打捞，根据套管性能及井下落物状况，上提倒扣负荷45KN，倒出套管11根至109.91m，成功地捞出全部被卡电泵机组，后换套对扣试压合格。
油水井小修作业取换套管技术研究与应用
油水井小修作业取换套管技术研究与应用油水井經过常年生产，一直处于高温、硫化氢、地表水腐蚀环境下，极易导致固井段以上套穿孔，给油田安全生产带来严重隐患。
以往一般采用大修作业方式实施更换套管作业，论文探索利用小修作业的方式实施对损坏套管进行更换，这对提高油井的井筒完好性、消除安全隐患，节省作业成本有着积极的意义。
【Abstract】After years of production，oil-water wells have always been in an environment of high temperature，fulling with hydrogen sulfide and surface water corrosion，which can easily lead to perforation of the casing pipe that above the well cementing section，and bring serious hidden danger to the safety production of oilfield. In the past，the operation mode of overhauling work was generally adopted to carry out the operation of casing replacement. The paper explores to use the minor repair operations to replace the damaged bushing，which has a positive significance to improve the integrity of the rockshaft，eliminate hidden danger of safety and save the operation cost.标签：油水井；小修作业；取换套管1 引言油井采用蒸汽吞吐开采方式时，生产时间较长，在高温蒸汽、油层内硫化氢及地表水电化学腐蚀等作用下，导致固井段以上套穿孔、变形，易发生油气泄露现象，极易导致环境污染及人身伤害事故，因此在治理以上隐患问题上刻不容缓。
石油工程技术 井下作业 取换套关键技术
取换套关键技术1工艺原理及专用工具1.1取换套工艺原理套管取换的工艺原理是采用专用的套铣工具（套铣钻头、套铣筒等配套工具），套铣套管周围的水泥环及部分岩石，使套管自由，采用切割或倒扣的方式将套损点以上及其以下适当部位的套管取出，然后下入新套管对扣或用补接器补接，将损坏的套管换掉，达到修复的目的。
1.2取换套专用钻头套铣钻头是用来破碎套管外水泥环以及水泥环外的岩石专用的套铣工具。
根据齿形可分为复合片套铣钻头和圆弧齿套铣钻头；根据套铣钻头的形状可分为喇叭口套铣钻头和一般套铣钻头；根据套铣钻头的作用可分为套铣水泥环钻头、套铣非封固段钻头、套铣放气管及管外封隔器扶正器钻头和套铣断口专用钻头等。
复合片套铣钻头铣齿镶焊硬质合金柱，齿形如刮刀钻头的刀片，一般布有八齿，其结构形状如图1所示。
取换套用复合片套铣钻头外径一般为φ290mm，内径φ260mm，一般用来套铣井内无落物的井段，套铣速度较快。
图1复合片套铣钻头图2圆弧齿套铣钻头圆弧齿套铣钻头齿形为圆弧状，铣齿铺焊钨钢粉，耐磨性好，有布二齿、三齿、八齿的，图2为布有八齿的圆弧齿套铣钻头。
圆弧齿套铣钻头外径一般为φ290mm，内径φ260mm。
主要用来套铣管外小件落物。
喇叭口套铣钻头内径到外径通过倒角过度，倒角有45°，60°，30°之分，主要用来收引下断口。
图2其实就是一个喇叭口套铣钻头，由图可以看出它的内径到外径是通过倒角过渡的。
喇叭口套铣钻头齿形可以是复合片的，也可以是圆弧齿的。
套铣放气管及管外封隔器扶正器钻头内径较小，一般为φ190mm，外径较大，一般为φ300mm，以便完成对放气管和管外封隔器的磨铣。
取套常用套铣钻头参数见表1。
表1取换套常用套铣钻头参数表序号接头螺纹接头外径mm外径mm内径mm齿数个用途185/8in（75/8in）钻杆螺纹275（245）3001902，3，8套铣管外水泥环及落物285/8in（75/8in）钻杆螺纹275（245）3001906，8，18套铣管外水泥环及落物385/8in（75/8in）钻杆螺纹275（245）3002603，8，18套铣管外封隔器，引如下断口485/8in（75/8in）钻杆螺纹275（245）2902608，18套铣非封固段575/8in钻杆螺纹2452602308，18套铣非封固段685/8in（75/8in）钻杆螺纹275（245）2902602，3，8套铣管外水泥环2工艺过程取换套施工一般可分套铣前准备、套铣取套、补接完井三大步骤。
取换套技术
出。这种取套打捞法，可将套管内的原
井落物带出，剩余落物可在套铣筒内处 理。当下断口含在套铣筒内时，需将原
井落物处理干净，如处理不干净，应继
续套铣到下断口以下 10-20m ，然后打捞 套管并导出这部分套管，捞出套管内落
物。如断口不规则，以下有弯曲，应磨
铣处理、截弯取直，然后修整鱼头，下 入示踪管柱示踪
此外，针对 2〃 或 21/2〃 放气管磨铣的需要，配套
套铣头基本技术参数
最大外径 最小通径 mm mm 300 290 190 260 下端面铣 齿个数 6~8 18
接头外径 mm 275 275
修鱼引入示意图
这种方法保证鱼头规则完整不丢失。可以
较好的解决因套损严重,无法实施加固示踪的丢鱼 问题,扩大了取套技术的适用范围
断口通径较小且有原井落物井况
梨形整形器整形复位 （5）通井:铅模通井至人工井底，按 SY/T5587.3-93 标准执行 （6）验漏:井段为井口-射孔井段上界，按
SY/T5587.3-93标准执行
分别采用100m卡距和 10m 卡距逐段验漏，根
套管外漏
据漏点深度确定取套
深度，验漏管串结构
漏 点
自下而上为：
丝 堵 + 油 管 +K344114 封 隔 器 + 喷 砂 器 + 油管+ K344-114封隔器+油管
（4）下放管柱
打开注水泥通道，注水泥固井水泥
浆返至设计井深，误差不超过20m。上提管串，负荷增
加100KN，保持负荷候凝48-72h
（5）试压 试压井段为井口—补接点以下2m，试压
管柱自下而上为丝堵+φ 62mm油管+K344-113封隔器+喷
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油水井小修作业取换套管技术研究与应用
油水井經过常年生产，一直处于高温、硫化氢、地表水腐蚀环境下，极易导致固井段以上套穿孔，给油田安全生产带来严重隐患。
以往一般采用大修作业方式实施更换套管作业，论文探索利用小修作业的方式实施对损坏套管进行更换，这对提高油井的井筒完好性、消除安全隐患，节省作业成本有着积极的意义。
【Abstract】After years of production，oil-water wells have always been in an environment of high temperature，fulling with hydrogen sulfide and surface water corrosion，which can easily lead to perforation of the casing pipe that above the well cementing section，and bring serious hidden danger to the safety production of oilfield. In the past，the operation mode of overhauling work was generally adopted to carry out the operation of casing replacement. The paper explores to use the minor repair operations to replace the damaged bushing，which has a positive significance to improve the integrity of the rockshaft，eliminate hidden danger of safety and save the operation cost.
标签：油水井；小修作业；取换套管
1 引言
油井采用蒸汽吞吐开采方式时，生产时间较长，在高温蒸汽、油层内硫化氢及地表水电化学腐蚀等作用下，导致固井段以上套穿孔、变形，易发生油气泄露现象，极易导致环境污染及人身伤害事故，因此在治理以上隐患问题上刻不容缓。
通常利用大修作业方式进行治理，但费用高昂、耗时长，因此探索利用小修作业方式来完成套管隐患治理十分必要[1]。
2 大修取换套管的特点
2.1 大修取换套管步骤
①搬上准备工作：安装设备、立井架、接双根等；②找漏：下封隔器实施套管找穿孔漏点；并确定穿孔位置；③打悬空水泥塞：井筒内注悬空水泥塞，对油层实施封堵隔离；④损坏倒扣：利用转盘对损坏套管倒扣，并取出损坏套管；⑤套管对接：下入新套管进行对接上扣；⑥试压验证：全井筒清水试压20MPa，稳压30min，压降小于0.5 MPa为合格；⑦钻灰塞通井：下入钻头钻灰塞，并刮管器刮套管，通井至井底；⑧完井验收。
2.2 优点
起下作业效率高，可以双根起下作业；游动系统上提负荷较大，适合深井作业；用钻盘倒扣传动扭矩大，完井实施效果好。
2.3 缺点
作业费用相当高昂，修井费用一般在80万左右；施工周期长-大修从搬上准备到完井，一般约25天左右；受井场面积制约，且一些井场面积狭窄，井场条件复杂采油设备等，导致大修无法合理摆放钻台、钻机。
受周边居民环境影响较大，大修作业产生噪音、震动大。
易受周边居民投诉，而发生经济补偿。
3 小修修井工序特点
3.1 小修取换套管步骤
①施工准备：小修搬上，施工准备，开工验收；②井筒找（验）漏：进行井筒找漏，确定漏损位置。
③油层封堵：下封隔器进行油层封堵，控制井口压力。
封隔器中心管柱露出井口，作为套管倒扣位置标识。
④确定中和点：根据验漏位置，得到倒扣深度，通过计算得到倒开中和点深度。
⑤套管倒扣：上提中和点符合，同时施加扭矩。
使用大修工具（大钳、套管吊卡）与作业机锚头配合---相当于钻机钻盘，倒扣旋转，对上部损坏套管倒扣。
⑥回接套管：下入完好套管，对鱼顶进行冲洗干净，旋转上扣。
⑦验证：泵车清水试压，验证井筒密封性能。
⑧解除油层封堵：上提封隔器至空井筒。
⑨完井：完井交井。
3.2 应用情况
共实施3井次均取得成功。
3.3 优点
作业费用较低，修井费用一般在10万左右/井次；施工周期短，一般只需5-7天；受井场面积及空间制约小，小修作业不用钻台，不用泥浆泵，井架高度低（18-21米），较大修作业所需场地及空间要小得多，可满足小井场施工。
受周边居民环境影响较小，作业产生噪音、震动小。
不易对周边居民造成干扰[2]。
3.4 缺点
起下作业效率相对低，只能单根起下作业；游动系统上提负荷较低（小于400kN），适合浅井作业；套管倒扣无旋转设备转盘等，需要借助锚头及管钳配合实施。
3.5 注意事项
①验漏前进行循环系统试压（21MPa），稳压10min压降小于0.5 MPa。
以确保施工中安全可靠。
同时控制修井液泄露防止井场污染。
②对漏点进行核实确认，确保位置准确，误差不大于3m；③封隔器下加重管柱符合60-80kN，一是可以确保密封性能可靠；二是可以增加中和点下部套管卸扣摩阻，防止封隔器下部套管倒开；④倒扣并提出套管后，此时井口处于表层套管敞开状态，严禁发生井下
落物事件，易造成卡管柱现象；⑤回接套管丝扣涂密封脂、密封带，扭矩9110-10120N.m。
⑥验证试压：完井后对套管进行试压20MPa，稳压30分钟，压降小于0.5 MPa，为合格。
⑦做好封隔器解封后观察，井口无溢流缓慢上提封隔器提速？燮5m/min。
3.6 科技创新点
①井控安全技术：不用注灰塞形式进行封堵，利用封隔器对油层实施暂时性封堵，控制井内压力，减少磨灰塞作业工序，不污染油层，同时缩短施工时间；
②套管定点倒开技术：根据封隔器卡点位置，结合在倒扣过程中观察封隔器中心管的旋转状态，确定倒开套管深度，在倒扣时封隔器为静止状态-无旋转运动；
③套管对接技术：通过下入新套管完成对接原井筒，确保整体井筒的完整性、可控性。
通过套管试压验证套管的密封性能，保证达到投产要求。
3.7 技术局限性
①小修更换损坏套管深度有限：只能更换表层套管以内的油层套管，因有表层套管对井壁的保护，油层套管提出后井壁不会坍塌；在对接套管时因有表层套管的扶正作用。
便于扶正对扣；②表套注灰井无法实施：因表套注灰后，油层套管与表套被水泥固死，无法实施套管旋转倒扣；所以不能将损坏套管提出，无法实施更换；③小修作业井架及提升系统额定符合较小，一旦遇有卡钻现象，不能大负荷解卡，当提升负荷大于额定负荷（400kN）不能施工。
4 套管穿孔原因分析
①机械类损坏：冷43XX-X等两口井，该类油井井内经测量不含有硫化氢，排除了硫化氢腐蚀及氢脆因素。
从油层套管损坏形态来看，穿孔深度在地面以下7-8米，表面有13mm×16mm锥形深坑，底部穿孔，穿孔孔内径2.5mm，穿孔剖面锯齿状。
穿孔下部15cm表面有凹坑，深度3-5mm不等，管壁有上下方向的磨损划痕，划痕长度60mm。
分析原因：管壁有机械磨损说明在表层套管环空中存在硬质材料，油层套管在抽油机负荷交替变载情况下，上下发生蠕动，硬质材料在油层套管及表层套管间做相对上下运动，对该点形成机械挤压、切削。
造成穿孔形成，同时该井在作业机过程受管柱符合交变作用上下窜动距离较大，更加大了机械磨损的程度。
②电化学腐蚀冷43-50-XX套管损坏形态：穿孔位置处于井口第一根套管中部，整根套管有红褐色铁锈、轻轻敲打有铁锈成片脱漏。
外壁凹较多坑，管壁明显变薄。
原因分析：该井处于河套内，地势低洼，表层套管内没有水泥固井，表层套管内常年积水，且该地区为盐碱类土壤，形成盐类点解液体，对套管金属材料形成腐蚀。
5 预防穿孔措施
①完井时油层套管上提预应力，减小井口因复合变动发生蠕动范围，减少与表层套管相对运动距离。
②严禁修井工具、硬质材料掉落两层套管环空中，防止发生硬质材料（钳牙、捞锚滑块、卡瓦）在套管蠕动过程发生的切削进尺、挤压动作。
③在固井时，水泥返高盡量上返地面，如果上返高度低，可以从套管上部注水泥进行固井。
6 效益评价
本年实施3井次，均取得了成功，为公司节省了一定的经济效益。
根据节约类效益计算公式：
经济效益=（1-30%）×分成系数×∑（原工艺技术消耗总额-新工艺技术消耗总额）
原工艺技术消耗总额=大修作业费用=80万/井次×3=240万
新工艺技术消耗总额=3井次小修作业费用=5.68万+14.1万+9.26万=29.04万
经济效益=（1-30%）×1×（240万-29万）=147.7万
通过计算实施3井次共节省作业成本147.7万元，缩短施工周期40天，避免了噪音干扰居民生活的问题发生。
7 结论
通过实施以上技术手段，提高水平井修井时效，节省了作业成本，探索了一套治理套管刺漏隐患井的成功经验，为保障油气井安全生产有着积极意义。
为公司降本挖潜做出了一定贡献，在今后的作业施工中具有广泛的应用前景。
【参考文献】
【1】黄小兰，刘建军，杨春和，等.油田油水井套管损坏预测方法综述[J].新疆石油学院学报，2004（04）：50-54+7.
【2】刘均荣，于伟强，李荣强.油田地热资源开发利用技术探讨[J].中国石油勘探，2013，18（05）：68-73.。