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摘 要：套管腐蚀严重是制约油田水驱开采的重要难题，由于注水水质不达标，注入水腐蚀速率高，造成注水井套管腐蚀穿孔严重，且呈逐年上升的趋势。利用玻璃钢耐腐蚀的优良特性，在某井套管中下玻璃钢小套管，重新实行全井注水泥封固，以恢复应用。
关键词：玻璃钢小套管;管串组合;固井施工
1 工作原理
以某井为例，玻璃钢管材内径82.5毫米，将玻璃小钢管串接到套管串中，下到原套管破损段，通过常规注水泥固井工艺进行封固。用玻璃钢小套管完井后，套管内可下入直径60毫米油管进行通井、射孔、除垢等施工，可突破因套管腐蚀无法注水的技术难题，达到修补套管，封隔复杂地层的目的。
2玻璃钢管串组合
按照玻璃钢套管组合要求，依次下入：旋流套管+阻流环+95.3毫米钢制小套管802米+玻璃钢小套管1725米+95.3毫米钢制小套管25米+安装变径接头+连接联顶节。
3固井参数及计算
水泥塞面：2568.6m;设计套管下深：2553.33m。油顶：2505.8m;油底：2545m。
井径数据：本井139.7mm套管内下小套管，按平均井径124.26mm计算。平均每米环容：4.20 l/m;理论井底静止温度：85℃
压力计算：管内外静压差：G韧膨段为20.5Mpa，循环摩阻为5MPa，最高施工泵压为25.5MPa。
浮力计算：套管串的重量为：P套串=qH×10-3+S内Hρ m×10-6
=24.2+5342.9×2550×1.0×10-6
=24.2+13.6=37.8t
套管串所受的浮力为： F浮=S外Hρc×10-6
=（7148×50+8325.8×1310） ×1.6×10-6+（8325.8×390+7148×800） ×1.9×10-6
=18.0+17.0=35t
F浮<P套串，所以套管不会上浮。
下套管最大掏空度计算：已知浮箍、浮鞋可承受的最大凡尔背压为25MPa，安全系数为60%，则下套管最大可掏空高度为：25×60%×100/1.00=1500m。
4.固井技术难点
小间隙环空问题。此次固井在尺寸139.7mm的原套管内下入103mm的玻璃钢管，小间隙问题尤为突出。由此带来了施工压力高、套管居中度差、水泥环薄等一系列问题。
封固段长、施工泵压高。封固段较长2560米，环空静压力高，替浆过程中套管内外液柱压差大，极易导致憋泵或压漏异常情况的发生。
人员设备的高要求。不附加水泥浆量仅为10.8方，水泥环很薄，对水泥浆密度的准确性、均匀性要求较高;施工压力高导致排量的相对减少，对人员和设备都提出较高的要求，操作手打灰时在低排量、长时间施工中需要确保密度上下起伏不超过0.05g/cm3。
5技术措施
配置高比重泥浆当作顶替液。在顶替过程阶段，环空间隙小，封固段过长带来的高摩阻压力和静液柱压力，使的施工后期存在很大风险因素。为减少后期施工压力，顶替液由原来的清水改为比重1.40g/cm3的泥浆，确保施工后期安全，保证施工连续。
使用扶正器，改变套管偏心度。扶正器可提高套管的居中度，该井由于环空间隙极小，玻璃钢小套管极易贴边，贴边出无水泥环支撑保护，无法达到固井目的。为满足本井特殊套管尺寸，公司专门定做单弓扶正器，在保证套管居中同时，确保过流面积达到水泥浆返速要求。按照钢质套管串油层段每1根下1个，其余井段每3-4根下1个的原则下入井中，提高固井胶结质量。
良好的水泥浆性能：选用耐高温、低失水、缓凝的增韧微膨胀水泥浆体系。①降低失水和析水;②改善流变性，降低水泥浆达到塞流的临界排量;③防止水泥浆失重;④防止水泥浆体积收缩，造成微间隙。⑤在高压井施工中防止漏失。⑥通过控制失水和自由水，提高水泥石的韧性，达到提高油井寿命的目的。
6 现场固井施工
循环压力10MPa，注隔离液2m3（SWJ-1+SYQ-G+H2O），注水泥浆10.8 m3，压塞液2 m3，替浆12.6 m3（密度1.40 g/cm3泥浆），碰压24 MPa，稳压10分钟，固井施工顺利，完全达到了固井技术要求。
A-B阶段：试压 C-D阶段：注前置液 E-F阶段：注水泥浆（平均排量0.485m3/min） F-G阶段：压胶塞 G-H阶段：替浆（排量0.58-0.16 m3/min）
7几点认识
（1）玻璃钢套管技术是油田的一项新完井技术。辛109-斜103井固井成功，使之成為国内玻璃钢小套管完井第一井，标志着“玻璃钢套管完井技术”获得成功，为精细化油田水驱开发辟出新途径，大大节约修井成本，具有良好的应用前景
（2）根据井下情况的不同，合理的设计和制定固井施工措施是保证固井质量的关键。
（3）根据国内的具体情况玻璃钢套管的类型、其抗高温耐、高压、耐腐性等参数还需要系列化，满足国内各区块、各种井身结构的需求。
参考文献：
[1]张宏军 任腾云 张伟 田善泽 波纹柔性管技术在胜利油田的应用 2016（1）9-11
关键词：玻璃钢小套管;管串组合;固井施工
1 工作原理
以某井为例，玻璃钢管材内径82.5毫米，将玻璃小钢管串接到套管串中，下到原套管破损段，通过常规注水泥固井工艺进行封固。用玻璃钢小套管完井后，套管内可下入直径60毫米油管进行通井、射孔、除垢等施工，可突破因套管腐蚀无法注水的技术难题，达到修补套管，封隔复杂地层的目的。
2玻璃钢管串组合
按照玻璃钢套管组合要求，依次下入：旋流套管+阻流环+95.3毫米钢制小套管802米+玻璃钢小套管1725米+95.3毫米钢制小套管25米+安装变径接头+连接联顶节。
3固井参数及计算
水泥塞面：2568.6m;设计套管下深：2553.33m。油顶：2505.8m;油底：2545m。
井径数据：本井139.7mm套管内下小套管，按平均井径124.26mm计算。平均每米环容：4.20 l/m;理论井底静止温度：85℃
压力计算：管内外静压差：G韧膨段为20.5Mpa，循环摩阻为5MPa，最高施工泵压为25.5MPa。
浮力计算：套管串的重量为：P套串=qH×10-3+S内Hρ m×10-6
=24.2+5342.9×2550×1.0×10-6
=24.2+13.6=37.8t
套管串所受的浮力为： F浮=S外Hρc×10-6
=（7148×50+8325.8×1310） ×1.6×10-6+（8325.8×390+7148×800） ×1.9×10-6
=18.0+17.0=35t
F浮<P套串，所以套管不会上浮。
下套管最大掏空度计算：已知浮箍、浮鞋可承受的最大凡尔背压为25MPa，安全系数为60%，则下套管最大可掏空高度为：25×60%×100/1.00=1500m。
4.固井技术难点
小间隙环空问题。此次固井在尺寸139.7mm的原套管内下入103mm的玻璃钢管，小间隙问题尤为突出。由此带来了施工压力高、套管居中度差、水泥环薄等一系列问题。
封固段长、施工泵压高。封固段较长2560米，环空静压力高，替浆过程中套管内外液柱压差大，极易导致憋泵或压漏异常情况的发生。
人员设备的高要求。不附加水泥浆量仅为10.8方，水泥环很薄，对水泥浆密度的准确性、均匀性要求较高;施工压力高导致排量的相对减少，对人员和设备都提出较高的要求，操作手打灰时在低排量、长时间施工中需要确保密度上下起伏不超过0.05g/cm3。
5技术措施
配置高比重泥浆当作顶替液。在顶替过程阶段，环空间隙小，封固段过长带来的高摩阻压力和静液柱压力，使的施工后期存在很大风险因素。为减少后期施工压力，顶替液由原来的清水改为比重1.40g/cm3的泥浆，确保施工后期安全，保证施工连续。
使用扶正器，改变套管偏心度。扶正器可提高套管的居中度，该井由于环空间隙极小，玻璃钢小套管极易贴边，贴边出无水泥环支撑保护，无法达到固井目的。为满足本井特殊套管尺寸，公司专门定做单弓扶正器，在保证套管居中同时，确保过流面积达到水泥浆返速要求。按照钢质套管串油层段每1根下1个，其余井段每3-4根下1个的原则下入井中，提高固井胶结质量。
良好的水泥浆性能：选用耐高温、低失水、缓凝的增韧微膨胀水泥浆体系。①降低失水和析水;②改善流变性，降低水泥浆达到塞流的临界排量;③防止水泥浆失重;④防止水泥浆体积收缩，造成微间隙。⑤在高压井施工中防止漏失。⑥通过控制失水和自由水，提高水泥石的韧性，达到提高油井寿命的目的。
6 现场固井施工
循环压力10MPa，注隔离液2m3（SWJ-1+SYQ-G+H2O），注水泥浆10.8 m3，压塞液2 m3，替浆12.6 m3（密度1.40 g/cm3泥浆），碰压24 MPa，稳压10分钟，固井施工顺利，完全达到了固井技术要求。
A-B阶段：试压 C-D阶段：注前置液 E-F阶段：注水泥浆（平均排量0.485m3/min） F-G阶段：压胶塞 G-H阶段：替浆（排量0.58-0.16 m3/min）
7几点认识
（1）玻璃钢套管技术是油田的一项新完井技术。辛109-斜103井固井成功，使之成為国内玻璃钢小套管完井第一井，标志着“玻璃钢套管完井技术”获得成功，为精细化油田水驱开发辟出新途径，大大节约修井成本，具有良好的应用前景
（2）根据井下情况的不同，合理的设计和制定固井施工措施是保证固井质量的关键。
（3）根据国内的具体情况玻璃钢套管的类型、其抗高温耐、高压、耐腐性等参数还需要系列化，满足国内各区块、各种井身结构的需求。
参考文献：
[1]张宏军 任腾云 张伟 田善泽 波纹柔性管技术在胜利油田的应用 2016（1）9-11