液压整形技术

958 811 693 147 119 118 106 111 219 141
年 产 油
800 600 400 200 0
200 100
累 产 油
5
0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
投 产 井 数
400 300
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 年 1318
1177
1400 1200 1000
年产油 累产油
463 357 574
0X1 75
20104
弯曲变形或错断。
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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
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， 最小水平地应力方向缩径最小。
455
176
192 144 66
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套管漏失
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套管错断
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套管缩径
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。
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固井质量不良可以加速套管的损坏
固井时套管不居中，明显降低了套管、水泥环的承载能力
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。
240 220 200
偏心 居中
水泥环 有效 应力 /MPa
180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0 20 40 60 80 100 120
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。
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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
年
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①水平井井下管柱受力分析
采用两维井眼中修井管柱受力分析模型进行分析
井身剖面处于同一铅垂面内； 井眼的造斜率为常数，进入水平段后，造斜 率不再变化； 管柱曲率与井眼曲率一样； 管柱在打捞过程中不受扭转力的作用； 打捞管柱捞住鱼顶上提过程中保持与套管内 侧壁接触，设拉力为正。
撑，在上部地层压实作用力下失
稳，导致套管发生弯曲、变形、 错断。
上覆层出现坍塌变形 压实 上覆层出现坍塌形成 空洞
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注水开发造成油水井套管损坏
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
钻完井施工
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
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套管质量直接影响到油水井的寿命
套损井的平均正常生产年限仅为11年
胜利油田套损井套管使用年限饼状图
1% 3% 7% 11% 小于等于5年 6-10年 11-15年 24% 16-20年 21-25年 26-30年 31-35年 23%
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％
31%
15年以上的占22％
封隔器以下。
1000
1200
1400 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
井数
套损点 油层顶界 油层下界
单二块热采井套损点分布
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腐蚀造成套管损坏
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2.711×104mg/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
T Ce

2 1 2 qR cos 2 1 qRsin 2 1
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①水平井井下管柱受力分析
经过造斜段和水平段的摩擦力影响，轴向负荷损失1/3－－2/3。 经过造斜段和水平段的摩擦力影响，扭据损失的值和上提力有关，损失为1/2。
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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。
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顿击式预处理整 形
强制扶正滚压整 形
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2、爆炸整形技术
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， 使套管向外扩张膨胀。 存在问题：
药量难易掌握，整形效 果不稳定。
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套 管内压 /MPa
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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
油层出砂顶部形成 空洞 射孔孔眼处出砂示 意图
3、磨铣打通道技术
发展了强制扶正磨铣、 活动导引磨铣工艺。解决了
非坍塌型错断井、套管变形
井打通道的难题。 存在问题：
弯曲变形井在磨铣过程
中容易发生开窗事故。
强制扶正磨铣
活动式导引磨鞋磨铣
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一、项目概况
胜利油田自1990年完钻第一口水平井以来，通过不断攻关研究，水平井技术 已成为老区调整挖潜提高采收率、新区高效开发的主要手段。截止到2009年6月， 累计投产水平井1391口，累计产油1317.8×104t。
计
井号：
算
实
例
计算结果
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套损井数据统计
568, 11.2% 430, 8.4% 108, 2.1%
99, 1.9% 3886, 76.3%
套损
井下落物
管柱卡
复杂事故
其它
井下事故井5091口，其中套损3886口，占井下事故井的76.3%。
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水平井变形套管液压修复技术
胜利采油院 田玉刚
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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。
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套管弯曲
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1、机械整形技术
形成了顿击式预处理整形、强制扶正滚压整形工艺。
该工艺适用缩径井套管整形。 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。
套损井分类
598, 15% 152, 4%
2032, 53% 1104, 28%
变形
破漏
错断
其它
变形2032口，错断598口、破漏1104口、其它152口
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套损部位
水泥返高以上 水泥返高与油层上界 之间 油层上下界之间 油层下界以下
套管缩径变形模拟结果图 井壁泥岩蠕变径向载荷分布
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注蒸汽热采是稠油井套管损坏的主要原因
0
200
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
深度m
400
600
800
可以发现，套损部位均发生在热采
4%
16%
25% 55%
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%。
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套损井分布
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％。
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水平井应用规模不断扩大
700 600
1391
年投产井数 累计投产井数 747 182 1183 436 482 69 565 83
1600 1400 1200 井 数
500 400 300 200 100 0
264 6
339 75
413 74
208
600 400 200 0
41.8％。
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压裂、酸化及修井等工艺措施造成套管损坏
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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
十一五年均161 口
257 206
300 250 200 150
93
十五年均61口
125 91 129
158
100 50 0
76 45
48
45
2001年 2002年 2003年 2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年
水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高
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。
水泥环空270°时套管应力分布
水泥环空210°时套管应力分布
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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
500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 弯曲 缩径 套漏 错断 多种套损