随着油田开发进入中后期，由于受地层应力、固井质量、化学腐蚀、修井质量、工艺措施等诸多方面的影响，套管极易出现扭曲、变形、错断、漏点裂缝等问题，进而会导致油井停产或报废。为降低投资成本，使套管损坏油井恢复生产，各个油田均开展技术攻关，目前掌握了一些处理套管修复技术，比如套管机械整形、爆炸整形、液压整形、衬管加固、套管加固、化学封堵、波纹管补贴、液压衬管补贴等。根据不同的施工井况，可以选用不同的工艺措施，但其应用效果良莠不齐。近年来，锦州工程技术处对套管修复技术做了大量研究，本文重点介绍锦45-观20井套管加固技术的应用案例。

施工井工况及方案

　　该油井基本数据为：完钻井深：1074.00米；完井日期：2000年07月10日；目前人工井底：1022.88米；水泥返高：地面；套管规范：Ф177.8*1070.08米；固井质量：合格；油补距：4.47米；套补距：4.79米；套变：992.0米；采油井段：979.80~1017.40米；油层：于1；23.4/5。

　　该井自2000年10月投产于楼油层979.8—1017.4米，一直生产至今。2004年11月热采时，热采打印套变992.0米（Фmin=118mm）。该井将被蒸汽区生产井锦45-23-270替换，按蒸汽驱方案要求，通过大修对该井目前生产井段中992.0米处进行套变处理，然后挤灰封固，钻至人工井底，将该井作为井温观察井。

　　作业要求为：对979.8米以上井筒试压，试压17Mpa，30min，ΔP≤0.5Mpa为合格；下Ф154mm铅印打印，证实套变准确位置和程度，并对套变进行修复；下Ф118mm通井规通井，冲砂通井至人工井底*1022.88米；挤水泥封堵生产井段979.80—1017.40米；钻灰塞至1022.88米，并刮削；试压17Mpa，30min，ΔP≤0.5 Mpa为合格。

施工过程

　　该井于2007年9月12日搬上，起出井内管杆，下Ф154mm通井规通井至990.36米，未遇阻起出。下Ф154mm铅印打印至991.37米阻，起出后发现套管缩径至Ф140mm。下Y211-152封隔器至990.36米试压，泵压15Mpa，稳压30min，压降0.2Mpa合格。下Ф118mm复式铣椎到991.37米阻，加压5KN进行磨铣，磨铣进尺11.32米，至1002.69米，停钻下探至1022.88米，修套合格。挤水泥，下Ф73mm加厚油管至983.24米，用密度为3.15 g/cm3的LH-2型超细水泥39.8T配成比重为1.75g/cm3的灰浆19.35m3正向挤入井内，泵车压力为20.0Mpa，上提Ф73mm加厚油管50米反洗至出口返出清水，将井内Ф73mm加厚油管全部起出座井口，候凝48小时。下入Φ118mm磨鞋磨铣，下至948.36m处遇阻。磨铣前对灰面以上井筒进行试压15 Mpa，稳压30min，压降为0.1 Mpa，合格。磨铣进尺74.52m，至1022.88m。起出磨铣管柱。井口试压，泵车打压15Mpa，稳压30min，压降为9 Mpa，不合格。经甲方同意决定重新挤灰。挤水泥下入Ф73mm加厚油管至947.63m，将密度为3.15g/cm3的LH-2型超细水泥18.4T配成比重为1.75 g/cm3的灰浆8.50m3正向挤入井内，泵车压力为20.0Mpa，上提Ф73mm加厚油管50米反洗至出口返出清水，将井内加厚油管全部起出座井口，候凝48小时。下入Φ118mm磨鞋探灰面、磨铣，下至946.34m处遇阻，磨铣前对灰面以上井筒进行试压15Mpa，稳压30min，压降为0.1Mpa，合格。磨铣进尺76.54m，至1022.88m。起出磨铣管柱。井口试压，泵车打压15Mpa，稳压30min，压降为6Mpa，不合格。经甲方同意决定下套管固井。

　　下入Φ140mm复式铣椎进行扩套，下至946.34m处遇阻，加压3KN，泵车排量为300L/min，出口返灰浆和水，转盘转速80r/min，进尺76.02m，至1022.90m。起出井内钻柱，下入Φ140mm刮管器进行刮削，刮削至1022.36m阻，合格。

　　下小套管、固井，钻具组合：下入引鞋1个+双级阻流环1个+碰压座1个+Φ127mm套管10根+碰压凡尔一个+倒扣接头1个+Φ73mm正扣钻杆，下至1022.88米处充分洗井，因为套管加固长度100.12米，灰浆量1.2*（3.14*0.162*100.12/4）-（3.1 4*0.1 1 2*1 0 0.1 2/4）=1.2*1.06=1.27 m3，按照要求正向挤入密度为1.8 g/cm3的灰浆1.27m3，钻杆内投入小碰压凡尔，向井内泵入清水，当小碰压凡尔接触到大碰压凡尔时，泵压明显升高，当压力达到16 Mpa时，剪断大碰压凡尔销钉，当大小碰压凡尔达到底部碰压座时，压力再次升高停泵，钻具加压20 KN，正转管柱，倒扣起出井内Φ73mm正扣钻杆+倒扣接头1个，底为114mm反扣。关井候凝48小时。试压，泵车打压17 Mpa，稳压30min，压降为0.3Mpa，合格。通井，下入Φ100mm通井规1个×0.65m，通井至1022.12m处遇阻，合格，起出通井管柱完井。

针对性措施

　　虽然该井完井情况满足施工要求，但存在问题较多。一是该井上部没有采用悬挂及密封装置，存在漏失隐患，有可能影响井下各种参数录取。二是完井套管顶部没有引鞋倒角，为今后各种工艺施工带来不便。三是泥浆用量选择较少，虽然减少了反洗井的工序，但固井质量一定存在问题，如果试压试不住，必将会造成更加复杂的施工工序，比如重新挤灰浆，钻塞等，并且效果不及一次成功效果好，拿此次施工为例，压降产生主要在固井效果上，这是问题的所在。四是加固套管不应采用外接箍现象，虽然接箍外径尺寸缩小到Ф135mm，一旦发生问题将无法弥补。目前较多情况下采用无接箍式内螺纹结构，既安全可靠，又减少了出现问题的几率。五是采用倒扣方式脱离底部套管方式比较陈旧，如果底部尾管较少，丝扣上紧程度不同，必将导致倒不开问题，一旦灰浆凝固，必将造成卡死井内钻具、油井报废等后果。这些问题的出现，反映了技术工艺措施上存在一些问题及漏洞。

　　此类施工未能弥补以上出现的问题，主要采取以下措施：一是在套管上部采用顶部套管液压丢手悬挂密封装置，较好的解决了以上各类问题；二是泥浆用量应选择2倍的系数，避免出现固井质量方面中的一些问题，虽然增加了反洗井工序，但安全可靠，杜绝了重复的无用工序，增大了处理此类问题的成功几率。三是应采用41/2BCSG套管内螺纹无接箍式套管，不但可以减少安全隐患的发生，并且可以减少修套工作量。目前国内最新研制的WSP—1T套管内螺纹无接箍式套管专用套管，不但承载能力高，并且承压能力强，主要用于高压油井、超深井、高压气井、水平井、热采井、大位移井等，在套管加固技术中使用，能较好的满足施工要求。以上内容仅供修井作业技术人员参考。