液压驱动套管扩胀器.docx
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液压驱动套管扩胀器
液压驱动套管扩胀器设计
针对油田套管损坏严重，其中由缩颈引起的套损井占很大比例，且套管变形修复技术中机械整形（冲胀和磨铣工艺）普遍存在损伤套管、牺牲套管厚度、修整尺寸小、施工周期长和成本高等问题研制了液压驱动套管扩胀器。
该工具主要包括滑阀、机械锚、胀管增压器和胀管器等四部分，它利用液体易于增压和远距离可控性，将井口液压力转化成机械力，作用于胀管器锥体上，变形套管在锥体径向扩张力的作用下膨胀，发生塑性变形，进而复原并可准确控制胀头挤胀力的大小。
泄压后提放管柱工具可复位，可以实现长距离连续整形；应用小修作业机和泵车即可实施作业，方便、快捷、安全，节省作业成本。
第1章前言
油水井的套管损坏通常简称为套损，是指油田开发过程中由于遭受外力作用和（或）腐蚀，采油井及注入井的套管发生塑性变形、破裂或腐蚀减薄至穿孔破裂的一种油、气井套管损坏现象。
油井投产后，随着生产时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油水井不能正常生产，以致影响了油田的稳产。
例如，美国威明顿油田，从1920年到1986年开发60年间，由于大量采出地下液体，引起该地区较大的地层构造运动，造成油水井成片错断，损失严重。
又如，罗马尼亚的坦勒斯油田开发22年后，已有20%的油井套管损坏；俄罗斯的班长达勒威油田有30%的油水井因套管损坏而停产[1]。
中国许多油气田已进人特高含水开发期，由于长期注水开发，加之频繁的措施作业及井身结构、完井固井质量、套管材质及腐蚀等诸多因素的影响，油水井套管损坏情况也十分严重[2-5]。
中原油田于1979年正式投入开发，陆续投产12个油田147个开发单元，目前，套损井数占总井数的23.3%。
至今，中原油田东濮凹陷北部地区发生套损的井已达1300余口，占全部井数的30%以上；胜利油田经过30多年的开发，到2005年底，全油田套损井数为1659口，占总井数的10%。
孤岛油田是胜利石油公司下属最大的油田，也是其套损最严重的地区，套损井数占总井数的25%以上。
表1-1为中石油股份公司1995-2005年油气井套管损坏分类调查分析情[6]。
表1-1中石油股份公司1991-2005年油气井套管损坏分类调查分析表
年度
开发井数
在册套损数
占总井数（%）
套损井分类
变形
错断
其他
1995
48104
2860
5.95
1980
848
420
1996
53259
3429
6.44
2308
524
579
1997
61355
3132
5.10
2234
523
366
1998
70311
3033
4.36
2158
312
563
1999
75780
2850
3.76
1673
294
883
2000
87309
4563
5.32
3086
614
863
2001
48104
2860
5.95
1980
848
420
续表1-1
2002
89017
5147
5.80
3714
553
880
2003
90254
6263
6.93
4029
904
1401
2004
107711
6811
6.32
4279
901
1631
2005
117447
7467
6.36
5009
1049
2409
套损井的大量出现，导致油井开采井数不断下降，产量急剧递减，油田的开发形式不断恶化。
套管坏损严重影响了油田的生产，其经济损失巨大。
假设钻更新井，投入按100万元／井计算，大庆油田套损的直接经济损失达80亿元。
套损井还会造成注采系统不完善，产量递减加快等，间接的损失更大。
在套损井大修方面的投资也是巨大的，大庆油田1998年开展套损井大修558口，全年总修井费用为1.674亿元。
报废后需打更新井（1998年）约190口，费用为1.9亿元，1998年套损造成的费用增加约为3.5亿元，年套损的直接经济损失超过10亿元[7]。
随着油田开采时间的延长，套损总井数增加，套管损坏对油田的影响将越来越大。
油井套管被损坏以后会将井网的正常系统破坏。
油井套管的损坏累积到一定的数量之后，很多的油田施工方案都无法进行，油井在这样的不合理的状态下开展开采工作，以致大量的油气资源造成浪费，因此如何预防和治理油井套管的损坏成为影响我国油田开采的至关重要的一个研究课题之一。
第2章套管损坏及修复技术
2.1套管损坏因素
导致油水井套管状况变差、损坏的原因是多方面的。
根据国内外油田开发几十年的经验分析[8-9]，引起套管损坏的因素可大致分为地质因素、工程因素和腐蚀三大类，对于一个具体的油田或一口油、水井，其中某类因素很可能是主导因素，其它为次要因素，而更多是这些因素综合作用的结果。
2.1.1地质因素
地层的非均质性、油层倾角、岩石性质、地层断层活动、地下地震活动及地壳运动等地质因素是导致油水井套管技术状况变差的客观条件，这些内在因素一经引发，产生的应力变化是巨大的、不可抗拒的，将使油、水井套管受到严重损害，导致局部小区块套管损坏,甚至成片套管损坏的出现，严重威胁油田的稳产，给作业、修井施工增加了极大的困难[10-14]。
（1）地层的非均质性
陆相沉积砂岩、泥质粉砂岩油田，由于沉积环境不同，油藏渗透性在层与层、层内平面之间都有较大的差别。
在注水开发过程中，油层的非均质性将真接导致注水开发的不均衡性，这是引发地层孔隙压场不均分布的基本地质因素。
（2）地层（油层）倾角
陆相沉积的油田，储油构造多为背斜和向斜构造，由于这些构造是受地层侧压力挤压而形成的，一般在相同条件下，受岩体重力水平分力的影响，地层倾角较大的构造轴部和陡翼部倾角较小的部位更容易出现套损。
（3）岩石性质
在沉积构造的油气藏中，储存油气的多为砂岩、泥砂岩、泥质粉砂岩。
注水开发时，当油层中的泥岩及油层以上的页岩被注入水侵蚀后，不仅使其抗剪强度和摩擦系数大幅度降低，而且使套管受岩石膨胀力的挤压。
同时，当具有一定倾角的泥岩遇水呈塑性时，可将上覆岩层压力转移至套管，使套管受到损坏。
（4）断层活动
在注水开发过程中，由于断层附近是地应力相对集中的地区，这也是产生断层滑移的基本条件。
因为断层面的倾角一般都较大，在长期受注入水侵蚀、重力的水平分力和断层两侧地层压差的作用下，出现了局部应力集中，致使上下盘产生相对滑移，剪挤套管，从而导致套管严重损坏。
（5）地震活动
地球是一个运动的天体，地下地质活动从未间断。
据微地震监测资料，每天地表、地壳的微震达万次，较严重的地震可以产生新的构造断裂和裂缝，也可使原生构造断裂和裂缝活化。
地震后，大量注入水通过断裂带或因固井胶结第二界面问题进入油顶泥页晨，泥页岩吸水后膨胀，又产生粘塑性，岩体产生缓慢的水平运动，使套管被剪切错断或严重弯曲变形。
2.1.2工程因素
（1）套管材质问题
套管本身存在着微孔、微缝、螺纹不符合要求、抗剪、抗拉强度低等质量问题。
完井后，由于采油生产压差或注水压差的长期影响，导致管外气体、流体从不密封处渗流进入井内或进入套管与岩壁的环空，分离后聚集在环空上部，形成腐蚀性很强的硫化氢气塞，逐渐腐蚀套管。
（2）固井质量问题
固井是钻井完无影无踪前十分重要的工序，它直接关系到井的寿命和以后的注采关系。
固井施工由于受各方面因素影响较多，固井质量难以实现最优状况。
如果井眼不规则、井斜、固井水泥不达标、顶替水泥浆的顶替液不符合要求、水泥浆的密度低或高、注水泥后套管拉伸载荷过小或过大等，都将影响固井质量。
（3）完井质量
完井方式对套管影响是很大的，特别是孔完井法。
射孔工艺如果选择不当，一是会出现管外水泥环破裂，甚至出现套管破裂；二是射孔时，深度误差过大，或者误射，误将薄层中的隔层泥岩、页岩射穿，将会使泥页岩受注入水侵蚀膨胀，导致地应力变化，最终使套管损坏。
此外射孔密度选择不当，也会影响套管强度。
（4）井位部署的问题
断层附近部署注水井，容易引起断层滑移而导致套管严重损坏。
注水井成排部署，容易加剧地层孔隙压差的作用，增大水平方向的应力集中程度，最终导致成片套损井的出现。
（5）开发单元内外地层压力大幅度下降问题
注水开发的油田，因为开采方式的转变；加密、调整井网的增多；对低渗透、特低渗透提高压力注水以及控制注水、停注、放溢流降压等措施，都会使地层孔隙压力大起大落，岩体出现大幅度升降。
（6）注入水侵入泥页岩的问题
在注水压力较高的条件下（一般13.5MPa），注入水可从泥岩的原生微裂缝和节理侵入，也可沿泥砂岩界面处侵入，形成一定范围的侵水域。
这种侵水域在相当长的时间内，将导致岩体膨胀、变形、滑移，最终导致套管的损坏。
2.1.3腐蚀造成套管损坏
套管损坏包括套管腐蚀，是对油气井十分不利的复杂问题，需要采取综合技术措施进行治理。
国外从20世纪40年代开始调查套管腐蚀损坏的原因，并试验过多种防治措施。
早在加世纪50年代初，美国海湾石油公司就对2429口井进行调查，结果表明，有47%的井发生了套管腐蚀破坏。
三年后，对气井也作了类似的调查，美国有45%的气井的套管遭到了不同程度的电化学腐蚀，并且以套管外部腐蚀为主。
套管腐蚀的后果是严重的，一旦套管腐蚀穿孔，将出现多点破漏。
腐蚀会加速套管的疲劳进而使套管过早变形和破损。
在我国大庆油田，浅层套管腐蚀主要是明水组以上浅层水中碳氢根和碳酸根离子腐蚀的结果，有的井腐蚀相当严重，造成套管因腐蚀穿孔而不能正常生产，这样的井占套管损坏井数的5%。
长庆油田发现许多井的套管外表被浅层水腐蚀，还有穿孔现象。
该油田调查还发现，从投产到腐蚀穿孔最短时间为16个月，最长为5年半。
1973年，该油田曾在岭1井井口对洛河潜水层挂片作腐蚀实验，其挂片腐蚀最大速度为1.22mm/年，按这样速度计算壁厚7.72mm的套管在6-7年内即被完全腐蚀。
据统计，截止1980年底，被调查的长庆马岭油田北一区、北二区、中一区、南一区和南试验区429口油井中，发现被腐蚀穿孔的井就有34口，占被调查的7.9%。
套管腐蚀的根源涉及套管本身以及与套管接触的活性介质和腐蚀条件。
套管本身是由含有
原子的金属构成的，由于
原子失去电子变成为
离子而与介质发生化学反应，一般来说，优质套管不易腐蚀，劣质套管和薄弱部位腐蚀快。
就介质而言，原油中含硫，天然气中含
和
，地层水中含有各种盐类离子和结垢、溶解氧等，它们均以离子的形式长期作用于套管表面，与套管中的
或
发生反应而腐蚀管体。
腐蚀条件还包括一定的温度、压力、
浓度及地面水中存在的还原菌等。
2.2套管损坏的类型
根据国内油田套管损坏资料，套管损坏类型[15]有套管变形、套管破裂、套管错断、腐蚀穿孔和密封性破坏等几种。
2.2.1套管变形
套管变形是指套管的变形没有超过套管塑性范围的一种套管损坏类型，主要有五种变形形态，即椭圆形、径向凹陷变形、缩径变形、扩径变形和弯曲变形[3-5]。
由于地层某一方向侧向应力集中或由于套管本身某局部位置质量差，强度不够，在固井质量差及长期注采压差作用下，套管局部某处产生缩径，而某处扩径，使套管在横截面上呈内凹形椭圆形这种径向内凹陷型套管变形是套损井中基本变形形式。
在泥岩吸水后膨胀形成外挤压力或强大的轴向拉力的作用下，套管往往出现缩径变形。
套管弯曲变形形态是指变形出现轴线偏移，并伴随椭圆变形。
这种变形通常是由于泥岩、页岩在长期水浸作用下，岩体发生膨胀，产生巨大地应力变化，岩层相对滑移剪切套管，使套管按水平地应力方向弯曲，并在径向上出现严重弯曲变形。
弯曲变形是一种比较常见的复杂套损井况，也是较难修复的高难井况，往往是变形部位的井径已恢复或超过正常井径，但通井径仍然下不去，不能正常工作。
由于套管受水平地应力作用，在长期注采不平衡条件下，地层滑移迫使套管多向水平力剪切，往往致使套管径向内凹形成多点变形。
据统计，多点变形井约占全部变形井的15%左右。
2.2.2套管错断型
套管错断分为非坍塌型和坍塌型两种。
（1）非坍塌型套管错断油水井泥岩、页岩层由于长期受注入水浸入形成浸水域，泥岩、页岩经长期水浸膨胀而发生岩体滑移。
当滑移速度超过30mm/年时，套管将被剪断，剪断后的上下两部分发生横向相对位移。
并且由于固井时套管所受的拉伸载荷及钢材自身收缩力的作用，套管横向错断后，上下两部分便沿各自的轴线收缩，又在断点附近产生纵向上的相对位移。
（2）坍塌型套管错断地层滑移、地壳升降等因素导致套管错断，其地应力首先作用在管外水泥环上，使水泥环脱落、岩壁坍塌，泥、砂和脱落的水泥环及岩石碎屑在地层压力作用下，由错断口处随地层流体涌人井筒，由井底不断向上沉积，随着时间的推移，砂柱不断增高，卡埋井内管柱及工具。
坍塌型套管错断井是目前极难修复或报废处理的复杂套损类型。
2.2.3套管腐蚀孔洞、破裂
由于地表浅层水的电化学反应长期作用在套管某一局部位置，或者由于螺纹不密封等长期影响，套管某一局部位置会因腐蚀而穿孔，或因注采压差及作业施工压力过高而破裂。
腐蚀孔洞、破裂等情况多发生在油层顶部以上，特别是无水泥环固结的井段，往往造成井筒周围地面冒油、漏气，严重的还会造成地面塌陷。
比如大庆油田中6-7井由于外漏严重，井口周围塌陷50多立方米。
2.2.4套管密封性破坏
套管密封性破坏主要原因表现在套管连接处，导致套管外泄油、气、水。
这种套管损坏现象在油田比较常见，造成套管密封性损坏的主要原因是拉伸造成套管脱扣或套管丝扣质量差等。
2.3常用套损检测技术分析与评价
准确的检测出套管的损坏状况、方位及种类，能为套损机理的分析、套损的预测以及注采方案的调整提供准确的依据，从而可以有效的保护油水井套管，预防套损的发生并且能可靠的指导和检验套损井的治理和修复，恢复套损井的产能，对油田的稳产及发展起着重要作用。
工程测井技术中的多种方法可以有效的检测套管损坏状况，这些方法从不同侧面反映了井身状况。
目前常规的套损检测技术有：
机械井径检测技术、成像测井检测技术、电磁探伤检测技术、井温及同位素检测技术等。
各种套损检测技术在测量对象、测量速度、测量方式、测量质量等方面各有优缺点，因此需要对具体情况进行具体分析以便采取合理的检测技术[16]。
2.3.1井温及同位素检测法
该方法是利用井温在套管漏失层的降温原理及同位素在漏失层的表面滤积形成高放射性的原理来找出套管的破损位置。
该方法为传统的套损井检测方法，其特点为：
（1）施工过程比较简单；
（2）由于温度场效应，井温异常为段状反映，对套损具体位置只能大致确定；
（3）颗粒大小必须和吸水地层相匹配，否则容易造成同位素测井失败；
（4）人员和环境存在一定程度的污染。
2.3.2 电磁探伤测井技术
该方法利用电磁感应原理：
给发射线圈供一直流脉冲，接受线圈记录随不同时间变化的感生电动势，当套（油）管厚度变化或存在缺陷时，感应电动势将发生变化，通过分析和计算感应电动势的变化情况，在单、双套管柱结构下，可判断管柱的裂缝、孔洞和工具位置，得到管柱的壁厚。
该方法的优点有：
（1）成功地解决了在油管内检测油管和套管的厚度、腐蚀和变形的问题；
（2）可准确指示井下管柱结构、工具位置，并能探测套管以外的铁磁性物质；
（3）电磁探伤测井能在油水井正常生产过程中进行测井；
（4）不受流体类型和套管内的结蜡和污垢影响。
其不足之处有：
（1）在油管内测量套管内径的精度为
mm；纵向裂缝分辨率：
内层管柱75mm；外层管柱200mm。
横向裂缝分辨率：
管柱周长的1/3（内层管柱）有时满足不了工程上的要求。
（2）只能测量油管和套管的内、外径的平均值，不能画出套管的椭圆度。
2.3.3 四十臂井径检测法
通过测量臂与套管内壁接触，将套管内径的变化转为井径测量臂的径向位移；通过井径仪内部的机械结构及传递，变为推杆的垂直位移；带动线形电位器的滑动键垂直位移，最终以电信号（电位差、频率）输出。
四十独立臂井径仪下井一次，能同时测量变形截面中四十条单臂井径曲线，最大半径可以指出套管的剩余壁厚，最小半径指出套管的最小通径。
该方法的优点为：
（1）能客观、真实的给出变形截面形态；
（2）能够识别套管弯曲及错断；
（3）能够确定套管孔眼、孔洞和腐蚀。
该方法的不足之处在于：
（1）外径太粗不能测量变径小于90mm的套管；
（2）不能确定套管的外腐蚀程度；
（3）测量时受套管内的结蜡和污垢影响。
2.3.4 超声波成像测井检测方法
利用超声波的传播特性和套管内壁对超声波的反射特性。
超声换能器以一定的转速沿井壁方向旋转扫描，每圈向井壁发射一定点数、一定频率的探测超声波，同时接收反应井壁物理特性的回波幅度信号和回波时间信号，然后进行成像计算，得出套管内壁图像。
如果同时记录回波余震频率，还可以计算出套管壁厚。
此方法的优点为：
（1）进行套管腐蚀的识别、定位和定量评价；
（2）评价由作业、打捞或塑性地层引起的套管损坏；
（3）根据剩余套管厚度评价腐蚀或损坏情况；
（4）评价套管内部或外部的金属损失；
（5）确定和识别射孔层段；
（6）指示套管剖面和重量的变化。
由于声波传播的特殊性以及仪器自身的特点限制，该仪器主要具有以下局限性：
（1）测速较慢，取决于扫描头转速；
（2）在大斜度井中，必须保持良好的居中测量，否则将影响仪器转动及成像质量。
从大庆油田使用情况来看，检查套管内径最好是四十独立臂井径，检查套管厚度最好是电磁探伤，检查射孔质量最好是超声波成像；检查窜槽最好是井温及同位素，如果要进行套管修补，应用四十独立臂井径和电磁探伤两方法结合。
2.4套损修复技术
套损井一般处理原则主要有以下几个方面[17]:
（1）对于井段变形程度不大，而变形段以下有一些潜力层要开发的套损井，采用机械整形的方法，通过整形修复后发挥油井的潜力；
（2）对变形段以下多层段开发且要封堵水层的井，采取先磨铣变形套管，再对下部出水层进行超细水泥封堵，然后进行套管补贴，射开潜力层恢复生产；
（3）对于出砂严重、单层开采且附近无水层的井，如果套管损坏井段在射孔段附近，采用将变形套管磨铣掉以后，直接下防砂管挤压防砂后进行生产；
（4）对于套管在浅层变形或外漏的井，采取换套管或套管补贴措施进行套管修复；
（5）对无法大修的套损井，进行更新或侧钻。
2.4.1机械整形技术
套管变形是油田开发中后期最常见的一种套损形式。
机械整形器是修井工艺中使用较频繁的工具之一，有冲击胀管和碾压挤胀2大类。
冲击胀管类包括梨形胀管器和旋转震击整形器；碾压挤胀类包括偏心辊子整形器、多锥辊整形器和球面整形器。
冲击胀管器结构简单，现场操作方便，国内各油田应用普遍，但整形时需提放钻柱冲击，对套变部位的套管及管外水泥环的保护性较差，并且该整形器只适用于95mm以上的单点变形，一次只能整形2mm。
因此，对于变形量大的井需要多次起下钻柱，导致工作时间延长，施工成本增加。
旋转震击式整形器整形主要由锤体、整形头、钢球和螺钉等组成，整形头上有螺旋曲面，结构简单，现场操作方便，整形时不用提放钻柱冲击，只需旋转钻柱而使工具产生向下的震击力，与冲击胀管器相比，对套管及管外水泥环有较好的保护。
该整形器适用于变形通径较小（85mm以上）的井况，一次也只能整形2mm。
因此，对于变形量大的井也需要多次起下钻柱。
偏心辊子整形器偏心辊子整形器由偏心轴、上辊、中辊、下辊、锥辊、钢球、丝堵等部件组成，适用于套管变形后通径较大的套损井（139.7mm套管变形后通径在100mm以上），一次整形可恢复径向尺寸98％以上，如选择工具尺时得当，整形方法步骤恰当，则可恢复尺时达100％。
与冲击胀管类工具相比，起下钻柱次数大大减少。
但由于偏心轴所受弯矩较大，易断裂，因而现场已很少应用。
多锥辊整形器和球面整形器适用于套管变形后通径较小的套损井（139.7mm套管变形通径85mm以上），该工具对于保护套管使其内壁不再被刮伤、磨伤、套管外水泥环不被震挤破碎有较好的作用，但多锥辊整形器锥辊销轴容易断裂，因而多锥辊整形器现在在现场也较少应用。
现场使用的一种球面整形器——滚珠整形器工作原理类似于多锥辊整形器，但它对变形套管的整形由面接触变为多点接触，提高了单位面积上的作用力。
但由于其滚珠在本体上的槽内滚动并进行循环，在变形量大的部位易打滑，出现脱珠现象。
2.4.2套管爆炸整形技术
套管爆炸整形技术是把主装炸药结构装置，通过油管或电缆输送到变形套管位置，利用炸药爆炸产生的高压冲击波胀开变形套管，达到修复变形套管，打开通道的目的。
一般使用的主装炸药，经过调配优化组合，爆速控制在3000-4500m/s，根据变形套管的变形大小和类型及工艺要求，选用合理的装药结构，使其在达到修复变形套管，打开通道的同时，不致破坏套管。
爆炸修复变形套管技术经在辽河、青海、河南等油田的推广使用，取得了明显的效果。
施工40余井次，成功率达90％以上，取得明显的经济效益和社会效益。
该技术结构设计合理，使用安全，成功率高，成本低廉，实用性较强，具有较好的推广应用前景。
从近几年的现场应用情况看，爆炸修复变形套管在缩径变形、弯曲变形修复中有独到之处，成功率高。
对弯曲变形较大、错断口错位较大的套管，一定要慎重使用。
2.4.3套管补贴技术
套管补贴技术与套管开窗侧钻、取套换套相比，投入的成本只是其1/3-1/2，是套管修复技术中的主要技术之一。
目前，套管补贴技术主要有2种，一是波纹管补贴技术，二是液压胀管式补贴技术。
（1）波纹管补贴工艺技术
所用的工具有：
坐封工具、波纹管、波纹管处附有玻璃纤维。
工艺原理是：
利用地面水泥车注入泵压产生向上的拉力，使波纹管粘贴在破损的套管内壁上；当实施补贴时，在玻璃纤维上涂好环氧树脂，在坐封工具的作用下波纹管涨开，紧紧贴在套管内壁上，达到修复破损套管的目的；工艺特点是：
补贴后通径大，补贴段长，耐高温，可承受350℃的高温，承压能力在15MPa以上。
（2）液压胀管式补贴工艺技术
所用的工具有：
液缸、活塞、调节环、中心管、密封管、球座、剪切环、引鞋。
工艺原理是：
利用引鞋扶正下部错断的套管，使补贴工具顺利通过错断位置，投球打压液缸，一级液缸销钉剪断，缸套下行，推动上、下两个胀管挤压补贴管两端连接的密封管，行程终止时，实现套管补贴；继续打压，工具下部剪切环剪断，工具泄压后提出管柱完成补贴过程。
工艺特点是：
补贴管壁厚、强度高、能适应热采井耐高温要求。
2.4.4取换套工艺技术
取换套工艺技术是套管修复工艺中最为彻底的一种有效的措施，其优点是修复彻底，有效期长，不需要复杂的修井工具，并且修复后的套管内不存在内径缩小的情况，有利于以后的增产作业措施的实施。
其中取换套工艺技术的工具分3大类：
套铣工具、套管切割工具和补接工具。
取换套工艺技术是先利用电测、封隔器找漏或打印等方法，确定套管损坏位置及形状，利用套铣钻具组合，合理匹配钻压、转速、循环排量，以优质套铣工作液造壁防塌、防喷、防卡，防钙侵，以及跟踪保鱼等技术，套铣清除套管外各卡点，然后根据情况采用倒扣法或选择合适的切割钻具组合，适时切割、捞出被割套管，完成取套工作。
换套主要有2种方法，一是直接对扣法，二是补接法。
对扣换套适用于那些能够比较顺利将破损段以下套管倒扣的情况和井深1000m内的井，对于井下比较复杂不能倒扣和损坏部位较深的井，则采用补接的方法来实现换套，补接完成后，进行套管试压、完井。
目前取换套工艺技术比较成熟，施工最大深度可达到2000m。
2.4.5套管内侧钻工艺技术
侧钻工艺技术是油田开发中后期恢复套损井产能，挖潜剩余油，提高采油速度的重要技术手段。
所谓侧钻就是在选定的套损井的某一深度（套损点以上20-30m）固
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