油水井大修工藝技術

大力推廣油水井大修工藝技術

不斷提高油田開發(fā)水平與效益目錄

一、前言二、“九五”大修工藝技術取得的主要進步三、存在的主要問題及攻關方向

前言

隨著油田開發(fā)時間的不斷延長和開發(fā)工作的不斷深化，地質(zhì)條件更為復雜，地層出砂，地層流體場、應力場和壓力場的變化，加上各類大型措施的增多，油水井存在的井身質(zhì)量問題，注水開發(fā)導致的腐蝕、結垢等諸多因素，使得油水井套管技術狀況變得越來越差，套管損壞井逐年增多，待大修事故井有增無減。已嚴重影響了油田的開發(fā)狀況，制約了油田開發(fā)水平和采收率的提高。

全油田待大修井統(tǒng)計表

“九五”期間，針對勝利油田復雜的油藏條件與井況特點，經(jīng)過攻關研究、引進推廣和配套完善，形成、發(fā)展和完善了具有勝利特色的油水井大修工藝技術系列和配套工藝技術系列，已基本滿足了不同大修井的需要。僅2001年有限公司共實施大修工作量326口，成功率達到98.5%，增加產(chǎn)能1215噸/天，恢復水驅(qū)儲量3250萬噸。目錄

一、前言

二、“九五”大修工藝技術取得的主要進步三、存在的主要問題及攻關方向

形成的主要大修工藝技術普通落物打撈技術繞絲管、濾砂管打撈技術彎曲抽油桿打撈技術電潛泵打撈工藝技術水泥固結油管處理技術淺海油田特殊生產(chǎn)管柱大修作業(yè)技術水平井、定向井內(nèi)打撈工藝技術注水井內(nèi)打撈工藝技術八項打撈技術形成的主要大修工藝技術套管機械整形、爆炸整形技術套管補貼技術倒套換套工藝技術套管內(nèi)側(cè)鉆工藝技術套管加固技術五項套管修復技術形成的主要大修工藝技術震擊解卡、聚能切割、爆炸松扣技術沖鉆裸眼、淺井鉆井技術深井封堵、封竄、鉆塞技術三項其它技術重點技術介紹1、套管檢測技術2、打撈技術3、套管修復技術4、油水井封竄、封堵技術

1、套管檢測技術（1）封隔器卡封驗漏（2）井溫儀測井溫驗漏（3）打鉛印驗套（4）薄皮管驗套（5）側(cè)面打印器技術（6）多臂井徑儀井徑測量技術（7）井下電視攝像技術（8）超聲波成象技術側(cè)面打印器是井下公司開發(fā)研制一種新的工具，該工具可以很直觀地反映出套管破漏孔洞的大小。已應用20多井次,成功率為100％。井下電視攝像套管檢測系統(tǒng)在油田領導的關心和支持下，引進了井下攝像套管檢測工藝技術，其優(yōu)點是可以定量、定性地分析套管破損和變形情況，直觀地觀察到井下情況。缺點是對井內(nèi)液體的清潔度要求苛刻。該系統(tǒng)自引進以來，已累計應用21井次，取得良好效果。井下電視施工示意圖典型井例（圖片）

江蘇油田楊18-2井1385.2—1389.2m處套管彎曲變形，最小通徑112.2mm勝利油田濱古26井井下攝像資料

1350.32m至1350.60m井段套管嚴重破裂,破口周向破裂長度約為199.5mm，縱向破裂長度約為280mm，并向內(nèi)翻卷，圖示部位最小通徑約為190.5mm；在1348.91m套管處有變形及較小的破孔A、注水井內(nèi)打撈工藝技術

由于注水水質(zhì)和多年不動管柱的影響，近幾年注水井結垢卡管柱的事故較多，打撈難度不斷增大，特別是深井，稍有不慎，就會造成水垢卡鉆。通過攻關研究，形成了化學清洗水垢工藝，配套了旋轉(zhuǎn)封井器和連續(xù)套銑筒，使得水井打撈的速度和成功率都得到了明顯提高，目前每年打撈水井在50口以上，打撈成功率達到95％以上。

2、打撈技術

純2－8井結垢水井井下事故示意圖P1配2380.66m人工井底2481.45m撞球篩堵2460.88mK344-114封2369.50mK344-114封2390.51mP1配2430.47m2362.4m2367.0m2372.0m2374.4m2420.4m2443.0mS3下C1C4－5橫截面俯視圖水垢套管油管水垢該井為139.7mm套管，井內(nèi)落物為二封二配，15天將落物全部撈出。B、水平井打撈工藝技術

隨著水平井完鉆井的增加，水平井打撈技術的發(fā)展勢在必行，井下作業(yè)公司通過研究，優(yōu)選了七套鉆具組合，配套了偏心扶正器、套銑——打撈組合式工具，通過現(xiàn)場實施取得了很好的效果。采油院研制開發(fā)的擁有知識產(chǎn)權的井下液壓增力器，對水平井打撈工藝技術的提高起到了推動作用。水平打撈工藝管柱示意圖扶正器井下打撈增力器撈矛

該井水平段長601.31m，留井管柱為皮碗封隔器+φ108mm鑲嵌式金屬棉25根，總長度為184m，其中濾砂管長127m。經(jīng)過多次的增力打撈，全部防砂管柱一次撈出，重新防砂后日產(chǎn)油29噸。

孤東7-平3井3、套管修復技術爆炸整形技術套管補貼技術套管加固技術倒套換套技術套管內(nèi)側(cè)鉆技術爆炸整形示意圖面14-1-7井修套示意圖139.7mm套管人工井底1345.67m油層套變位置876.6m1203.4m1208.3m變形通徑103mm爆炸整形后通徑119mm套管整形工藝技術應用的典型井例表序號井號套管規(guī)范套變情況整形后通徑整修方法施工隊伍1樁125-斜5φ139.7×7.72mm537.02-537.9m縮徑至113mmφ120mmφ116-φ120mm脹管器大10隊2棗143φ139.7×9.17mm2560m縮徑至110mmφ118mmφ112-φ118mm脹管器大4隊3坨3-7-206φ177.8×9.17mm1897.8-1898.4m縮徑至147mmφ152mmφ150-φ152mm脹管器大2隊4孤16-407φ177.8×9.17mm1106.57-1107.1m縮徑至145mmφ152mmφ143-φ147mm偏心滾子整形器大2隊5坨3-7-更249φ139.7×7.72mm885.4-886.8m縮徑至110mmφ120mmφ110-φ113φ115-φ116mm滾子整形器大9隊6孤7-15φ139.7×7.72mm1205-1205.9m縮徑至93mmφ122mm爆炸整形一次大2隊7阿3-38φ139.7×7.72mm1538.6-1542.4m縮徑至95mmφ118mm爆炸整形三次大4隊8夏53-×33φ139.7×7.72mm2965m縮徑至89mmφ118mm脹管器、銑錐大21隊9通61-32φ139.7×7.72mm1810m縮徑至110mmφ122mm爆炸整形一次撈出變形點以下電潛泵電機大修2隊

套管整形工藝在勝利、及其它油田進行了應用，其中夏53—X33井，51/2“套管在油層部位縮徑至89mm，通過修銑后，初期日增油43噸。3、套管修復技術爆炸整形技術套管補貼技術套管加固技術倒套換套技術套管內(nèi)側(cè)鉆技術適用范圍技術指標套管破損孔洞直徑＜75mm裂縫長×寬＜600×12mm補貼長度＜20m補貼后的套管承受壓力為：內(nèi)壓＞15MPa，外壓＞9MPa；25mm孔洞抗內(nèi)壓＞35MPa補貼后內(nèi)徑縮小6.5－7mm。

套管補貼技術指標

打壓補貼過程套管補貼典型井例

該技術自開發(fā)應用以來，已，累計推廣應用近百井次，成功率98.3%。如CB12B—1井，該井套管在鉆另外一口井時在702.1m處鉆穿，通過實施補貼后，使該井獲得了正常生產(chǎn)。3、套管修復技術爆炸整形技術套管補貼技術套管加固技術倒套換套技術套管內(nèi)側(cè)鉆技術套管加固工藝技術

（1）、襯管鑲嵌加固技術指標

①修后的套管通徑為：Φ139.7套管通徑Φ101.60Φ177.8套管通徑Φ146.0②承受內(nèi)、外壓差在15MPa以上。鑲嵌加固原理示意圖套管漏失段1205－1207m1203.18m處套管縮徑至106m加固段1216.97--1224.9m，1209.84--1216.9m，1200.87-1209.79m（2）襯管注水泥加固技術襯管注水泥加固技術是將小套管（相對原井套管）下至需加固的井段以下，小套管懸掛器座掛丟手后(或井口懸掛)，再環(huán)空固井，鉆通試壓。加固后的套管最小通徑：139.7mm通徑86mm177.8mm通徑108mm或101.6mm244.5mm通徑159.46mm序號井號套管內(nèi)徑（mm）加固井段/段長（m）加固后通徑（mm）1面4-3-151φ159.41076.59-1148.62/72.03φ1082面14-9-1φ159.41134.69-1238.25/103.56φ1083面12-14-更3φ124.261165.65-1320/154.35φ864官48-4-2井φ124.261140-1180/40φ885辛68-斜58井φ124.260-1500/1500φ866鄭6224.40-1125/1125124.267車古203φ220.50-1847.86φ159.468牛25-25φ124.262272-2292φ86套管加固典型井例

在勝利油田內(nèi)部及其它油田成功實施了20多口井的襯管固井加固修套施工。

244.5mm套管139.7mm內(nèi)襯套管3、套管修復技術爆炸整形技術套管補貼技術套管加固技術倒套換套技術套管內(nèi)側(cè)鉆技術倒套換套工藝技術（1）目前達到的技術指標為：裸眼內(nèi)換套深度974m（陽5井）；裸眼內(nèi)套銑深度達到1009m；技術套管內(nèi)換套深度為2140m（南２-１井）；水泥返高以下?lián)Q套深度290m。

（2）成果推廣應用情況

該項技術是套管修復的最理想技術，它使油水井真正恢復原來的新井的結構，“九五”期間已推廣應用100余井次。其中2001年完成44井次，成功率100%。倒換套過程一倒換套過程二倒換套過程三倒換套過程四序號井號井別套管規(guī)范套變情況倒換套深度m施工隊伍備注1陽5井氣φ139.7套管錯斷947大5隊裸眼2盤2-217水φ177.8腐蝕穿孔150大21隊裸眼3勝2-2-127油φ139.7破裂292.13大16隊裸眼41-1-171水φ139.7穿孔、漏失554.6大2隊裸眼5坨2-3-斜165水φ139.7穿孔、漏失370.80大22隊裸眼61-2-5油φ168.3裂縫420.87大2隊裸眼72-4-252水φ139.7裂紋、穿孔321.4大2隊裸眼8夏52水φ139.7破裂1874大11隊技套9南2-1油φ139.7破裂2140大5隊技套10渤深４井油φ139.7破裂1699大16隊技套111-1-18油φ139.7破裂403.5大4隊裸眼122-5-72水φ139.7破裂612.39大2隊裸眼132-2-更181水φ139.7裂紋、穿孔418.97大10隊裸眼142-0-192水φ139.7裂紋、破裂335.55大2隊裸眼15寧2-斜123水φ139.7腐蝕、穿孔412.3大2隊裸眼16寧2-146油φ139.7腐蝕、穿孔297.84大9隊裸眼17辛100-1水φ139.7腐蝕、穿孔420大19隊裸眼18棗1243-1油φ139.7彎曲、錯斷432大14隊裸眼19寧2-斜123水φ168.3腐蝕、穿孔412.3大2隊裸眼202-0-68油φ139.7錯斷226.62大2隊裸眼21雙8-10水φ139.7腐蝕、穿孔460大20隊裸眼

倒套、換套工藝技術已在勝利、大港、中原、南陽等油田得到了廣泛應用，已推廣應用100余井次，成功率91.4%。陽5井取換套管示意圖人工井底3341.81m引管1003.00m錯斷位置936.50m?339.7mm套管?139.7mm套管85.02m

陽5井，在下返試氣過程中發(fā)現(xiàn)套管在936.5m錯斷,錯位距離達260mm，倒換套深度974m。12mm油嘴放噴求產(chǎn)，獲得日產(chǎn)72095m3的高純度CO2氣。3、套管修復技術爆炸整形技術套管補貼技術套管加固技術倒套換套技術套管內(nèi)側(cè)鉆技術套管內(nèi)側(cè)鉆工藝技術

套管內(nèi)側(cè)鉆技術是“九五”以來發(fā)展最快的老油田開發(fā)技術和挖潛技術，自91年開始普通側(cè)鉆工藝技術；97年又研究、推廣應用了定向側(cè)鉆；以及近三年的側(cè)鉆水平井技術。為油田的增儲上產(chǎn)做出了積極貢獻，僅2000和2001兩年共在報廢和無潛力的油井中完成側(cè)鉆井261口，增加日產(chǎn)油能力1590噸，當年增油30萬噸。套管內(nèi)側(cè)鉆技術是在油田給予政策和資金的支持下發(fā)展起來的。是一種投資少、見效快的套損嚴重井或復雜落物井的修復技術。通過斜向器復合銑錐開窗、彎螺桿鉆造斜、小井眼軌跡控制、尾管固井等多項側(cè)鉆工藝技術的成熟配套，使得側(cè)鉆施工周期從原來的70天縮短到目前的一個月左右。具備了年施工側(cè)鉆井100口的能力。目前達到的主要技術指標開窗點最大井深2825.61m最大完鉆井深3167m最大裸眼長度761.41m最大井斜達58°最大水平位移達366m靶心距最小為1.09m中靶率100%固井質(zhì)量合格率98％側(cè)鉆開采因落物或套變掩蓋的油層人工井底油層落物套變位置開窗位置距套變位置30－50m側(cè)鉆開采油層高部位剩余油窗口位置S24～～～～S25S26S23側(cè)鉆開發(fā)斷失油層高部位剩余油

九八年至二00一年套管治理井統(tǒng)計4、油水井封竄、封堵技術

1、對各類串槽井或二次固井（補救固井質(zhì)量不合格的井，水泥返高以上重新固井），采用由插管橋塞注水泥的方法，進行封串或固井。

2、對高壓生產(chǎn)層上返、超高壓薄夾層、稠油注蒸氣井漏失層、深井深層，采用高壓（高溫）電纜橋塞，或者填砂，然后用電纜注灰器，將水泥漿倒至橋塞或砂面頂部，進行封堵高壓、高溫層。4、油水井封竄、封堵技術電纜注灰工藝施工過程3、對套管破裂及井身試壓不合格的井，采用超細水泥封堵。4、對疏松砂巖層及吸收量大的漏失層，采取灰砂漿封堵。4、油水井封竄、封堵技術目錄

一、前言二、“九五”大修工藝技術取得的主要進步

三、存在的主要問題及攻關方向

A、對于套管彎曲變形、以及復合變形（破裂彎曲、縮徑彎曲、大段扭曲），目前的工藝技術還不能滿足。存在的主要問題1、工藝技術方面B、個別類型大修井施工周期長水泥固結油管（油管不居中）砂卡電泵機組（51/2″套管）水井管柱腐蝕嚴重1、工藝技術方面2、大修技術管理方面

有限公司套損井逐年增多，待大修井有增無減，已經(jīng)嚴重影響著油田開發(fā)水平的提高，同時也制約著目前有限公司提高采收率規(guī)劃的實施。

年度井數(shù)套變類型878889909192939495939798992000200120021－2合計彎曲58141213235526231136375377747474錯斷21253111844668141391107破裂111233223253129縮徑2341122141120漏失11211543221合計810181921377831332147547799899651表一:孤東油田歷年來油層套管損傷井統(tǒng)計表孤東油田套管損傷變形的檢驗方法有鉛模印跡分析薄壁管檢驗找漏驗證法套損井分