尾管悬挂修套管固井技术治愈老井破损dd

发布时间：2021-01-21 01:53:18 阅读：次来源：点焊机厂家

尾管悬挂修套管固井技术“治愈”老井破损

4月29日，华北石油工程公司井下作业分公司1402固井队采用尾管悬挂修套管固井技术，完成西北油田分公司塔河采油三厂TP203X井修套固井施工任务，老井破损的井身得到治愈，油气依旧顺畅流淌。这是塔河采油三厂在244.5毫米破损套管修复中首次运用此项技术。

尾管悬挂修套管固井技术就是采用悬挂尾管固井，给老井下部脱落的、腐蚀破漏的套管，有选择地打“补丁”，可解决下部脱落和破损套管的修复。

随着油田开发时间的延续，油田油水井井下套管自然损坏日益增多，影响到正常产油。塔河采油三厂TP203X井，于2013年10月修井期间发现套损，经采用210毫米磨鞋处理至井底后，经该厂专家组多次讨论确定最终方案为：在原井眼的基础上增加540米的尾管悬挂，施工结束并满足候凝要求后，对该井筒进行试压的施工方案。

该队承接任务后，成立技术研究小组，与采油厂专家多次会审讨论，制定了详细的施工方案，细化了工序环节，有针对性破解了施工难点。该井内情况复杂，前期套管存在变形，下套管存在卡死的风险，针对这一难点，技术措施经讨论后确定为采用215毫米磨鞋加212毫米扶正器的组合，模拟下套管过程，为后期套管顺利到位提供了参考；其次，负责施工的修井机的提升能力有限，选择合适的钻具送放组合要同时满足修井机本身的载荷和悬挂器活动所需的吨位，同时还要满足悬挂器坐挂前投入井内的胶木球通过，经过讨论，入井钻具要求50毫米通径规能顺利通过的钻具方可入井，此项措施直接保障了后期悬挂器的顺利坐挂；为降低修井机载荷，采用88.9毫米加73.02毫米钻具组合送放，由于钻具水眼较小，直接导致了施工后期反循环压力过高，存在漏失甚至出现固井事故的风险，对此，技术讨论阶段确定的方案为先进行倒灰作业再进行套管试压，使井筒承压能力达到25兆帕以上，确保了施工的安全顺利进行。

施工结束后，井筒进行了承压试验，承压能力达到28兆帕，满足后期开采的要求。为尾管悬挂固井进行修套作业获得成功所积累的经验，这项技术有助于对开发多年的老油田具有重要意义，应用前景广阔。