QC成果提高液壓脹管整形修套成功率

1、一、小組概況一、小組概況 活動(dòng)次數(shù)活動(dòng)次數(shù)2424出勤率出勤率100%100%原始記錄原始記錄圖表齊全圖表齊全小組人數(shù)小組人數(shù)5 5成立時(shí)間成立時(shí)間2009.012009.01注冊(cè)時(shí)間注冊(cè)時(shí)間2009.012009.01注冊(cè)編號(hào)注冊(cè)編號(hào)采四采四qc2009-09qc2009-09tqctqc教育學(xué)時(shí)教育學(xué)時(shí)9696小時(shí)小時(shí)活動(dòng)時(shí)間活動(dòng)時(shí)間2009.01-122009.01-12小組類型小組類型攻關(guān)型攻關(guān)型井況室井況室qcqc活動(dòng)小組活動(dòng)小組qcqc小組成員簡(jiǎn)介小組成員簡(jiǎn)介序序號(hào)號(hào)姓名姓名性性別別年年齡齡文化文化程度程度職職 稱稱組內(nèi)組內(nèi)職務(wù)職務(wù)接受接受tqctqc教育時(shí)間教育時(shí)間負(fù)責(zé)項(xiàng)目負(fù)責(zé)項(xiàng)

2、目1 1石軍石軍男男4444大學(xué)大學(xué)高級(jí)工程師高級(jí)工程師組長(zhǎng)組長(zhǎng)9696總體規(guī)劃總體規(guī)劃2 2孫紅兵孫紅兵男男3838大學(xué)大學(xué)高級(jí)工程師高級(jí)工程師副組長(zhǎng)副組長(zhǎng)9696方案決策方案決策3 3彭禮義彭禮義男男4646中專中專工程師工程師組員組員9696方案論證方案論證現(xiàn)場(chǎng)跟蹤現(xiàn)場(chǎng)跟蹤4 4張俊平張俊平男男3939中專中專工程師工程師組員組員9696組織實(shí)施組織實(shí)施現(xiàn)場(chǎng)跟蹤現(xiàn)場(chǎng)跟蹤5 5高梅高梅女女3535中專中專工程師工程師組員組員9696資料整理資料整理調(diào)查統(tǒng)計(jì)調(diào)查統(tǒng)計(jì)制表人：彭禮義制表人：彭禮義 制表日期：制表日期：2009.12.252009.12.25 二、選題理由二、選題理由問(wèn)題井問(wèn)題井

3、正常井正常井465465口，口，43.3%43.3%610610口，口，56.7%56.7%套損井和套損套損井和套損+ +落物井合計(jì)為落物井合計(jì)為389389口，占問(wèn)題井口，占問(wèn)題井83.7%83.7% 文南油田目前井況文南油田目前井況采油四廠目前井況現(xiàn)狀采油四廠目前井況現(xiàn)狀 年份年份合合計(jì)計(jì)油井油井水井水井小小計(jì)計(jì)落物落物套損套損套損套損落物落物小小 計(jì)計(jì)落物落物套損套損套損套損落物落物掉落物掉落物原井原井管柱管柱變形變形套套漏漏掉落物掉落物原井原井管柱管柱變形變形 套漏套漏20062006年年 10109 91 11 12 23 32 21 11 120072007年年 232315154

4、 42 27 72 28 83 31 13 31 120082008年年 444426265 51 116161 13 318183 33 38 81 13 3合計(jì)合計(jì)7777505010104 425254 47 727276 64 412122 23 3從表中可以看出，從表中可以看出，套變井占事故井的套變井占事故井的55.8%55.8%，是目前文南油田事故井的主，是目前文南油田事故井的主要形式。要形式。20082008年新增套變井較前兩年有較大幅度的增加。年新增套變井較前兩年有較大幅度的增加。（1 1）以小修代替大修作業(yè)）以小修代替大修作業(yè) （2 2）施工周期短，費(fèi)用低）施工周期短，費(fèi)用低

5、 （3 3）對(duì)套管的損害較?。?duì)套管的損害較小液壓變徑滾壓套管整形技術(shù)特點(diǎn)液壓變徑滾壓套管整形技術(shù)特點(diǎn) 三、現(xiàn)狀調(diào)查三、現(xiàn)狀調(diào)查 2008 2008年，文南油田應(yīng)用液壓變徑滾壓套管整形工藝年，文南油田應(yīng)用液壓變徑滾壓套管整形工藝進(jìn)行修套共進(jìn)行修套共6 6井次，修復(fù)套管井次，修復(fù)套管2 2井次，成功率僅為井次，成功率僅為33.3%33.3% 。液液壓壓脹脹套套修修復(fù)復(fù)成成功功率率低低的的原原因因選井不合理對(duì)套管修復(fù)成功率的影響選井不合理對(duì)套管修復(fù)成功率的影響 套管變形嚴(yán)重程度對(duì)套管修復(fù)成功率的影響套管變形嚴(yán)重程度對(duì)套管修復(fù)成功率的影響 套管的鋼級(jí)和壁厚不同對(duì)修復(fù)套管成功率的影響套管的鋼級(jí)和壁厚不

6、同對(duì)修復(fù)套管成功率的影響 套變井段的巖性對(duì)液壓脹套修復(fù)成功率的影響套變井段的巖性對(duì)液壓脹套修復(fù)成功率的影響 20082008年年1010月月-2009-2009年年1 1月液壓脹管修套整形統(tǒng)計(jì)表月液壓脹管修套整形統(tǒng)計(jì)表序序號(hào)號(hào)井號(hào)井號(hào)投產(chǎn)投產(chǎn)時(shí)間時(shí)間措施措施名稱名稱套變套變程度程度鋼級(jí)鋼級(jí)壁厚壁厚套變井套變井段巖性段巖性整形整形效果效果成功成功率率1 1w33-150w33-1502004.102004.10液壓脹液壓脹套整形套整形3063.15m3063.15m縮徑為縮徑為109mm109mmp110 p110 9.179.172297-2315m2297-2315m為巖鹽層為巖鹽層有效有效

7、1001002 2w33-173w33-1732004.102004.10液壓脹液壓脹套整形套整形井徑測(cè)試井段井徑測(cè)試井段2697-2697-3142m3142m有有1313處變形處變形, ,最最小縮徑為小縮徑為107.97mm107.97mmp110 p110 9.179.17泥巖泥巖有效有效1001003 3wx139wx1392004.12004.1液壓脹液壓脹套整形套整形測(cè)井徑顯示測(cè)井徑顯示2505-2505-2515m2515m變形嚴(yán)重變形嚴(yán)重p110 p110 9.179.17231023102614m2614m為巖鹽層為巖鹽層無(wú)效無(wú)效0 04 4w72-220w72-220199

8、8.121998.12液壓脹液壓脹套整形套整形110mm110mm鉛模打印至鉛模打印至3018.16m3018.16m，最小縮徑，最小縮徑為為106mm106mm2576-2612m 2576-2612m 2640-2645m2640-2645m為巖鹽層為巖鹽層無(wú)效無(wú)效0 05 5w230w2301984.111984.11液壓脹液壓脹套整形套整形測(cè)井徑為測(cè)井徑為2505-2515m2505-2515m變形嚴(yán)重變形嚴(yán)重p110 p110 10.5410.54泥巖泥巖無(wú)效無(wú)效0 06 6w33-140w33-1401997.21997.2液壓脹液壓脹套整形套整形112mm112mm通井規(guī)通至通井

9、規(guī)通至3310m3310m，起出通井規(guī)有，起出通井規(guī)有輕微擦痕輕微擦痕p110 p110 9.179.17泥巖泥巖無(wú)效無(wú)效0 0四、活動(dòng)目標(biāo)四、活動(dòng)目標(biāo)1 1、全年液壓脹套修、全年液壓脹套修復(fù)成功率達(dá)到復(fù)成功率達(dá)到60602 2、投入產(chǎn)出比達(dá)到、投入產(chǎn)出比達(dá)到1 1：1.51.5本次活動(dòng)目標(biāo)本次活動(dòng)目標(biāo) 目標(biāo)可行性目標(biāo)可行性評(píng)價(jià)評(píng)價(jià)領(lǐng)導(dǎo)支持：有單位領(lǐng)導(dǎo)支持：有單位領(lǐng)導(dǎo)親自參加本領(lǐng)導(dǎo)親自參加本qcqc小組的活動(dòng)，人員、小組的活動(dòng)，人員、技術(shù)力量得到保證技術(shù)力量得到保證 工藝技術(shù)較成熟：有工藝技術(shù)較成熟：有采油一廠、三廠應(yīng)用采油一廠、三廠應(yīng)用液壓脹管修套較早，液壓脹管修套較早，可以借鑒其成功經(jīng)驗(yàn)可

10、以借鑒其成功經(jīng)驗(yàn)成員素質(zhì)：小組成成員素質(zhì)：小組成員文化素質(zhì)高，有員文化素質(zhì)高，有極強(qiáng)的管理能力和極強(qiáng)的管理能力和技術(shù)水平，小組成技術(shù)水平，小組成員有長(zhǎng)期從事井下員有長(zhǎng)期從事井下作業(yè)、修井技術(shù)研作業(yè)、修井技術(shù)研究的技術(shù)人員，有究的技術(shù)人員，有豐富的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)和豐富的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)素質(zhì)技術(shù)素質(zhì)結(jié)論：目標(biāo)可行結(jié)論：目標(biāo)可行 五、原因分析五、原因分析投產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)投產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)套變處通徑小于套變處通徑小于90mm90mm沒(méi)有一定規(guī)格的工具通過(guò)沒(méi)有一定規(guī)格的工具通過(guò)影影響響液液壓壓修修套套成成功功率率低低的的原原因因選井不合理選井不合理套管變形程度套管變形程度套管鋼級(jí)和厚度套管鋼級(jí)和厚度套管井段的巖性套管井段

11、的巖性施工工藝施工工藝套管變形彎曲程度套管變形彎曲程度套管錯(cuò)斷套管錯(cuò)斷鹽巖層鹽巖層泥巖層泥巖層砂巖層砂巖層鋼級(jí)的高低鋼級(jí)的高低套管的厚度套管的厚度選擇工具規(guī)格選擇工具規(guī)格配合其它工具配合其它工具 確定要因確定要因（1 1）選井不合理的影響：隨著投產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，套管的性能越差，腐蝕越嚴(yán)重；套變處通徑?。┻x井不合理的影響：隨著投產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，套管的性能越差，腐蝕越嚴(yán)重；套變處通徑小或沒(méi)有一定規(guī)格的工具通過(guò)，液壓脹管器無(wú)法下入，這些原因都導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失敗。或沒(méi)有一定規(guī)格的工具通過(guò)，液壓脹管器無(wú)法下入，這些原因都導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失敗。（2 2）套管變形程度的影響：套管變形嚴(yán)重彎曲或套管錯(cuò)斷，液

12、壓脹管器很難下入到套變位置，）套管變形程度的影響：套管變形嚴(yán)重彎曲或套管錯(cuò)斷，液壓脹管器很難下入到套變位置，即使整形通過(guò)后，液壓脹管器起出后，由于套管彈性回復(fù)原來(lái)通徑，導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失即使整形通過(guò)后，液壓脹管器起出后，由于套管彈性回復(fù)原來(lái)通徑，導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失敗。敗。 （3 3）套管鋼級(jí)和壁厚的影響：套管的鋼級(jí)越高，其強(qiáng)度越高，液壓脹套整形修復(fù)越困難，目）套管鋼級(jí)和壁厚的影響：套管的鋼級(jí)越高，其強(qiáng)度越高，液壓脹套整形修復(fù)越困難，目前文南油田完井使用的油層套管前文南油田完井使用的油層套管tp130tp130和和p110p110的套管強(qiáng)度高，套管變形處的壁厚較厚的套管強(qiáng)度高，套管變形處

13、的壁厚較厚, ,采用液壓采用液壓脹套整形工藝較難修復(fù)套管。脹套整形工藝較難修復(fù)套管。（4 4）套變井段巖性的影響：文南油田沙一段鹽膏層對(duì)油水井套管威脅較大，深度在）套變井段巖性的影響：文南油田沙一段鹽膏層對(duì)油水井套管威脅較大，深度在230023003000m3000m之間，這些鹽膏層在地下高溫等條件影響下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對(duì)套管的外擠壓之間，這些鹽膏層在地下高溫等條件影響下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對(duì)套管的外擠壓力。據(jù)計(jì)算，井深大于力。據(jù)計(jì)算，井深大于2000m2000m以上的鹽層作用在套管上的外擠力最大可達(dá)以上的鹽層作用在套管上的外擠力最大可達(dá)190mpa190mpa，足以使套管，足以使

14、套管變形甚至完全被擠毀。變形甚至完全被擠毀。（5）工藝對(duì)成功率的影響：）工藝對(duì)成功率的影響：選擇液壓脹管器太小，不但起不到修套作用，而且延長(zhǎng)了施工周期；選擇液壓脹管器太小，不但起不到修套作用，而且延長(zhǎng)了施工周期；選擇液壓脹管器的規(guī)格太大，無(wú)法進(jìn)入套變處對(duì)套管整形，因此需要合理選擇脹管器的規(guī)格。選擇液壓脹管器的規(guī)格太大，無(wú)法進(jìn)入套變處對(duì)套管整形，因此需要合理選擇脹管器的規(guī)格。 序序號(hào)號(hào)因素名稱因素名稱確認(rèn)情況確認(rèn)情況是否是否要因要因參加人參加人1 1合理選井合理選井選井是否合理直接影響到液壓脹管修套的成功率，選井是否合理直接影響到液壓脹管修套的成功率，此因素為可控因素。此因素為可控因素。是是孫紅

15、兵孫紅兵彭禮義彭禮義張俊平張俊平2 2套變程度套變程度套變程度可以采用打鉛印或電磁探傷組合測(cè)井資料套變程度可以采用打鉛印或電磁探傷組合測(cè)井資料正確判斷出套管變形的嚴(yán)重程度，此因素為次要因正確判斷出套管變形的嚴(yán)重程度，此因素為次要因素。素。否否彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅3 3套管鋼級(jí)套管鋼級(jí)和壁厚和壁厚套管變形處的鋼級(jí)和套管壁厚，在鉆井資料中的套套管變形處的鋼級(jí)和套管壁厚，在鉆井資料中的套管程序中查出，此因素為次要因素。管程序中查出，此因素為次要因素。否否彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅4 4套變處套變處巖性巖性鹽膏層在地下高溫、高壓及外界壓力波動(dòng)較大的條鹽膏層在地下高溫、高壓及外界壓力波

16、動(dòng)較大的條件下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對(duì)套管的外擠壓力，件下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對(duì)套管的外擠壓力，導(dǎo)致套管損壞變形，此因素為不可控因素。導(dǎo)致套管損壞變形，此因素為不可控因素。否否彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅5 5工藝因素工藝因素選擇液壓脹管器的規(guī)格是否合適，施工工藝是否合選擇液壓脹管器的規(guī)格是否合適，施工工藝是否合理，直接影響套管修復(fù)的成功率，此因素為主要因理，直接影響套管修復(fù)的成功率，此因素為主要因素。素。是是彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅制表人制表人:彭禮義彭禮義 制表日期制表日期:2009.12 要因確認(rèn)要因確認(rèn) 六、制定對(duì)策六、制定對(duì)策要因要因?qū)?duì) 策策措措 施施完成時(shí)間完成

17、時(shí)間負(fù)責(zé)人負(fù)責(zé)人檢查人檢查人合理合理選井選井加強(qiáng)對(duì)該技術(shù)適應(yīng)加強(qiáng)對(duì)該技術(shù)適應(yīng)性的研究，根據(jù)該性的研究，根據(jù)該技術(shù)的特性，結(jié)合技術(shù)的特性，結(jié)合文南油田井況特點(diǎn)文南油田井況特點(diǎn)和成功、失敗典型和成功、失敗典型井例，制定液壓修井例，制定液壓修套選井原則，合理套選井原則，合理優(yōu)選施工井。優(yōu)選施工井。一是根據(jù)油水井的投產(chǎn)時(shí)間、一是根據(jù)油水井的投產(chǎn)時(shí)間、套管的鋼級(jí)和壁厚、套變井套管的鋼級(jí)和壁厚、套變井段巖性以及井史資料合理選段巖性以及井史資料合理選井；二是充分利用井徑測(cè)試、井；二是充分利用井徑測(cè)試、電磁探傷、通井結(jié)果及打鉛電磁探傷、通井結(jié)果及打鉛印的結(jié)果，合理選擇工具規(guī)印的結(jié)果，合理選擇工具規(guī)格，合理安排

18、施工工序。格，合理安排施工工序。2009.022009.02彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅石軍石軍孫紅兵孫紅兵工藝工藝因素因素根據(jù)套變程度、井根據(jù)套變程度、井徑測(cè)試、電磁探傷、徑測(cè)試、電磁探傷、通井結(jié)果及打鉛印通井結(jié)果及打鉛印的結(jié)果，制定工藝的結(jié)果，制定工藝措施。措施。合理選擇液壓脹管器逐合理選擇液壓脹管器逐級(jí)修套級(jí)修套、組合其它修套工具組合其它修套工具復(fù)合修套，提高液壓脹套修復(fù)合修套，提高液壓脹套修復(fù)成功率。復(fù)成功率。2009.022009.02彭禮義彭禮義張俊平張俊平高梅高梅石軍石軍孫紅兵孫紅兵制表人制表人: :彭禮義彭禮義 制表日期制表日期:2009.12:2009.12七、對(duì)策的實(shí)施

19、七、對(duì)策的實(shí)施投產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較短的井（投產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較短的井（1010年以內(nèi)）、年以內(nèi)）、1010年以上而輕微套變的井。年以上而輕微套變的井。在液壓脹套前，井筒的最小通徑有一定規(guī)格（不小于在液壓脹套前，井筒的最小通徑有一定規(guī)格（不小于95mm95mm）的通井規(guī)鉆）的通井規(guī)鉆銑工具或管類工具通過(guò)的井。銑工具或管類工具通過(guò)的井。 套管變形較輕，套管通徑大于套管變形較輕，套管通徑大于95mm95mm，并且位置不在鹽膏層段的井。，并且位置不在鹽膏層段的井。 測(cè)試資料及井史資料齊全的井。測(cè)試資料及井史資料齊全的井。對(duì)需要下封隔器卡封壓裂、注水、或下大通徑工具的井，可以選擇和其它對(duì)需要下封隔器卡封壓裂、注水、

20、或下大通徑工具的井，可以選擇和其它修套工具一起使用，效果會(huì)更好。修套工具一起使用，效果會(huì)更好。 （一）、制定選井原則（一）、制定選井原則（二）、（二）、合理選擇工具規(guī)格及施工工藝合理選擇工具規(guī)格及施工工藝1 1、依據(jù)井況測(cè)井資料合理選擇液壓脹管器逐級(jí)修套、依據(jù)井況測(cè)井資料合理選擇液壓脹管器逐級(jí)修套實(shí)施井例：實(shí)施井例：w138-24w138-24井井 該井于該井于20052005年年1212月月2525日投產(chǎn)，日投產(chǎn)，20092009年年9 9月月2020日上修，要求補(bǔ)孔后卡封于日上修，要求補(bǔ)孔后卡封于3391m3391m壓裂。起出泵管后，下壓裂。起出泵管后，下114mm114mm* *2.0m

21、2.0m通井規(guī)于通井規(guī)于2781.432781.43m m遇阻（鹽巖遇阻（鹽巖層段：層段：2778-28362778-2836m m），通井規(guī)有劃痕，分析為鹽巖層導(dǎo)致套管變形。決定），通井規(guī)有劃痕，分析為鹽巖層導(dǎo)致套管變形。決定采用逐級(jí)液壓脹套修復(fù)套管。首先用采用逐級(jí)液壓脹套修復(fù)套管。首先用113mm113mm* *3m3m液壓脹管器從液壓脹管器從2756.92756.9m m修修套至套至37363736m m后，再次下入后，再次下入115mm115mm液壓脹管器修套液壓脹管器修套2727-37362727-3736m m后，下后，下114mm114mm* *1.6m1.6m通井規(guī)通井至通井規(guī)

22、通井至3735.223735.22m m，起出通井規(guī)完好。下，起出通井規(guī)完好。下y541-114y541-114封隔封隔器卡封于器卡封于3391.3m3391.3m壓裂一次成功。壓裂一次成功。 目前累計(jì)增油目前累計(jì)增油607.6607.6t t，累增氣，累增氣1517015170m m3 3。1 1、依據(jù)井況測(cè)井資料合理選擇液壓脹管器逐級(jí)修套、依據(jù)井況測(cè)井資料合理選擇液壓脹管器逐級(jí)修套實(shí)施井例：實(shí)施井例：w72-234w72-234井井 該井于該井于20032003年年4 4月月1414日投產(chǎn)，日投產(chǎn)，20052005年年1212月轉(zhuǎn)注。月轉(zhuǎn)注。20092009年年1010月月1010日地質(zhì)要

23、求卡封日地質(zhì)要求卡封酸化增注措施：酸化增注措施：1111日電磁探傷組合測(cè)井結(jié)果顯示：日電磁探傷組合測(cè)井結(jié)果顯示：2612-26202612-2620m m井段套管嚴(yán)重彎井段套管嚴(yán)重彎曲，最小縮徑至曲，最小縮徑至112.17112.17mmmm；2666-26702666-2670m m井段套管中度彎曲，最小縮徑至井段套管中度彎曲，最小縮徑至114.31114.31mmmm；2706-27102706-2710m m井段套管輕度彎曲，最小縮徑至井段套管輕度彎曲，最小縮徑至116.02116.02mmmm；2728-2728-27332733m m井段套管中度彎曲，最小縮徑至井段套管中度彎曲，最小

24、縮徑至114.3114.3mmmm；2748-27522748-2752m m井段套管輕度彎井段套管輕度彎曲，最小縮徑至曲，最小縮徑至116.46116.46mmmm；3232-32373232-3237m m、3252-32583252-3258m m、3285-32923285-3292m m、3299-3299-33033303m m井段因射孔造成內(nèi)壁毛糙；井段因射孔造成內(nèi)壁毛糙；3310-33243310-3324m m井段套管內(nèi)壁毛糙變形。井段套管內(nèi)壁毛糙變形。 依據(jù)測(cè)井資料分別選擇依據(jù)測(cè)井資料分別選擇112112mmmm、115115mmmm液壓脹管器修套，僅用液壓脹管器修套，僅用

25、9696小時(shí)，修套小時(shí)，修套810810m m（液壓修套：（液壓修套：26052605m-m-34153415m m），下），下114mm114mm* *1.5m1.5m通井規(guī)通至通井規(guī)通至34153415m m合格，下合格，下y221-114y221-114封隔器卡封于封隔器卡封于3308.53308.5m m成功。成功。 2 2、組合其它修套工具復(fù)合修套，提高液壓脹套修復(fù)成功率、組合其它修套工具復(fù)合修套，提高液壓脹套修復(fù)成功率典型井例：典型井例：w133-28w133-28井井 該井于該井于19921992年年9 9月月2626日投產(chǎn)，日投產(chǎn)，20082008年年9 9月月2525日下日下

26、114mm114mm* *2.0m2.0m通井規(guī)于通井規(guī)于2571.7m2571.7m遇阻，通井規(guī)底部有明顯擦痕；遇阻，通井規(guī)底部有明顯擦痕；114mm114mm鉛模打印鉛模打印3197.98m3197.98m（在（在2571.7m2571.7m處無(wú)明顯顯示），起出鉛模最小縮徑為處無(wú)明顯顯示），起出鉛模最小縮徑為97mm97mm，且鉛模，且鉛模側(cè)面有劃痕，卡封壓裂措施未實(shí)施。側(cè)面有劃痕，卡封壓裂措施未實(shí)施。20092009年年1 1月月4 4日地質(zhì)要求再次卡封壓裂措施：根據(jù)以前的井況資料分析日地質(zhì)要求再次卡封壓裂措施：根據(jù)以前的井況資料分析認(rèn)為：認(rèn)為：一是在巖鹽層段套變（一是在巖鹽層段套變（2

27、520-25702520-2570為鹽膏層段），二是射孔時(shí)為鹽膏層段），二是射孔時(shí)造成射孔層段套變且套管有毛刺造成射孔層段套變且套管有毛刺；經(jīng)過(guò)認(rèn)真分析討論，修套工藝上采；經(jīng)過(guò)認(rèn)真分析討論，修套工藝上采用用液壓脹套和長(zhǎng)面銑錐組合液壓脹套和長(zhǎng)面銑錐組合進(jìn)行修套，利用它們修套的各自優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)進(jìn)行修套，利用它們修套的各自優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行互補(bǔ)。行互補(bǔ)。 典型井例：典型井例：w133-28w133-28井井 工工 藝藝 流流 程程首先選擇下首先選擇下114mm114mm* *11.4511.45m m液壓脹管器修套液壓脹管器修套2521.8-3202.02521.8-3202.0m m，使套管有較，使套管有較順

28、暢的通道，然后改下順暢的通道，然后改下116mm116mm* *1.01.0mmmm長(zhǎng)面銑錐對(duì)套管毛刺進(jìn)行處理至設(shè)計(jì)長(zhǎng)面銑錐對(duì)套管毛刺進(jìn)行處理至設(shè)計(jì)位置位置3073.03073.0m m，再次下，再次下116116mm mm 液壓整形器反復(fù)液壓脹管修套液壓整形器反復(fù)液壓脹管修套2571.30-2571.30-3202.53202.5m m，下，下114mm114mm* *2.02.0m m通井規(guī)通井至通井規(guī)通井至3203.53203.5m m，起出通井規(guī)完好，驗(yàn)證，起出通井規(guī)完好，驗(yàn)證修套成功。修套成功。1 1月月1616日填砂日填砂3086.63086.6m m，下，下rttsrtts封隔器卡封壓裂成功。封隔器卡封壓裂成功。 壓裂后累計(jì)增油壓裂后累計(jì)增油969.1969.1t t，累增氣，累增氣2173521735m m3 3，措施效果顯著。，措施效果顯著。八、效果評(píng)價(jià)八、效果評(píng)價(jià)實(shí)施液壓滾壓套管整形工藝實(shí)施液壓滾壓套管整形工藝21井次井次修套井深修套井深25002500m：3 3口口修套井深修套井深2500-3000m2500-3000m：8 8口口修套井深修套井深3000m3000m：1010口口修復(fù)成功修復(fù)成功1313井次，