配套完善大修技术实现老井存量创效ppt课件.ppt

石油工程技术研究院二一七年五月,配套完善大修技术实现老井存量创效,一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作,汇 报 提 纲,一、工程因素停产停注井概况,工程因素停产停注井变化情况,随着开发年限的延长，套损、落物、卡管柱等工程因素造成的停产停注井不断增加，导致井网不完善，储量失控。,现有1926口油井1188口水井738口,油藏类型分布,断块、整装油藏井数多，占61%,套损井比例占52%，以变形和破漏为主,故障类型分布,复杂故障5%,一、工程因素停产停注井概况,老井套损普遍分布，类型复杂交织,1、工程因素停产停注井的特点,胜采套损比例与井龄关系曲线,STS2-53井套弯+套破,一、工程因素停产停注井概况,N80钢材注汽三个周期后强度变化：屈服强度降低18%弹性模量降低38%抗拉强度降低7%,经过多轮次注汽，套管机械性能下降，附加地层亏空等影响，造成套损。,稠油油藏由于受热导致套损问题突出,一、工程因素停产停注井概况,停产水平井数量上升较快,停产水平井122口，主要类型是卡管柱及套破，增长趋势明显。,历年发现停产水平井数量,管内防砂水平井滤砂管打捞困难，卡管柱井占50%热采套损水平井占30%，注汽等恶劣条件导致套损,一、工程因素停产停注井概况,挑战：治理周期长、难度大，成功率有待进一步提高,施工周期变化情况,大修施工成功率变化情况,2006 2007 2008 2009 2010,一、工程因素停产停注井概况,2、存量创效的潜力与挑战,潜力：常规大修治理周期长、难度大，成功率有所下降,胜坨油田大修治理与新井、侧钻井效益综合对比,大修是实现扶停，恢复油水井正常生产，完善井网的重要手段，老油田利用大修挖潜可以盘活存量资产。,一、工程因素停产停注井概况,一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作,汇 报 提 纲,常规大修技术的局限性在一定程度上限制了大修治理效果的进一步提高。,二、高效大修技术研究与应用,形成了“高、中、低”多层次搭配、特色与普遍性兼顾的井筒检测、套损井修复、解卡打捞技术系列。,大修技术系列,二、高效大修技术研究与应用,井筒检测可以有效提高大修的效率和成功率，“十二五”期间累计实施4262井次，开展针对性的检测已经成为大修的基础性工作。,“十二五” 检测技术应用情况,以封隔器找漏、铅印和多臂井径（占81%）等常规技术为主井下电视、电磁探伤等新技术逐步扩大应用,（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性,检测技术适应性分析表,（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性,1、着力推广多臂井径、微温差等快速检测技术，建立基础性保障,认识套管损伤程度，优化修复作业工序卡封段测试，优选卡封位置大型工艺施工井测试，避免施工风险区块套管状况跟踪测试，制定套损预防措施,累计应用3140井次，形成了满足不同井况需要的单一和组合应用模式。,外径：70mm分辨率：1mm速度：300m/h,多臂井径仪,微差井温+多臂井径,集成应用组合式检测，弥补单一技术的不足，提高复杂套损检测的符合率。,2014年，利用40臂井径仪检测套损井102口，依据测试结果优化治理措施，治理成功率由84.2%提高到86.3%。,组合检测,（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性,2、攻关形成了电磁探伤、井下光纤电视等高精检测技术,精度高：孔洞分辨率10mm，壁厚分辨率1mm速度快：40臂的2倍,电磁探伤检测发现1267m有扩径，而40臂未测出,电磁探伤检测技术,累计实施108井次，成功率95%以上。,井下光纤电视检测技术,直井检测121井次，可实时、直观检测套损、鱼顶情况配套连续油管，孤北1-平1首次实现了水平段井筒可视化检测,鱼顶,缩径,错断,破裂,西10-7-3井落物打捞油管断脱，接箍落于油套间隙，打捞14天无进展，采用光纤电视检测后，一次打捞成功。,（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性,1、套变井液压变径整形技术,常规套变井整形多以大修设备、机械整形为主。,顿击式预处理整形,活动式磨鞋磨铣,小修设备单次整形范围大（6-10mm）滚压修复提高套管强度可变径不易卡管柱，成功率高,大修设备费用高（小修的2-3倍）单次整形范围小（2-4mm）对套管有损伤易卡钻，成功率低（30%）,机械整形,液压变径整形,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,通过井下液压增力的方式驱动变径整形器实现套变井安全、快速整形。,分瓣式,变径整形器设计,滚珠式,锥面角度=8，推力最小，稳定性最好,优化胀头锥角为23时，所需修复力最小,滚压修复受力模拟图,1、套变井液压变径整形技术,胀头角度与修复力关系曲线,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,优化研究可变径胀头系列级差，实现安全、高效整形,1、套变井液压变径整形技术,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,1、套变井液压变径整形技术,现场试验61井次，变径滚珠整形41井次，施工成功率100%。,井例：SJSH10-17井,SJSH10-17井铅印,138mm,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,2、套破井选择性补贴技术,对无法实施取换套的深层长段破漏井，常规采用全井小套管固井修复。,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,采用水泥堵剂将贴堵管固结在破损段的方式，实现套管外水泥环和套管的双重修复。,贴堵管：强度高、有效期长，兼顾可钻性能,不可钻：根据井况选择适宜的钢级可钻：根据抗压、抗拉强度及防腐等要求，优选合金材料加入si等元素及后期表面处理提高性能,贴堵管参数,（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本,(1)套管贴堵技术（水驱油藏）,堵剂体系研究：小环空间隙（5mm）固井质量,方案：G级水泥（使用广泛、成本低）+添加剂,堵剂体系的性能指标,（二）套损修复技术,(1)套管贴堵技术（水驱油藏）,形成了不同井况的贴堵工艺，先后在胜采、现河、东胜等累计实施贴堵657口，恢复可采储量165万吨，已创效3.85亿元。,2010-2016年胜利采油厂贴堵工作量,典型井例2-1XN150井,套坏严重，采用贴堵后小套管两层分注，治理后正常注水115方。,2123.6-2134米套管破裂,贴堵工艺适应性,（二）套损修复技术,(1)套管贴堵技术（水驱油藏）,针对热采套破井，研制了两端加固的补贴技术，无需钻塞，增加了补贴后内通径。,技术参数,高温密封（350）,（二）套损修复技术,(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）,上下独立的膨胀系统大大提高了补贴管刚性，有效解决了长段加固的失稳难题。,优化补贴受力,（二）套损修复技术,(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）,（二）套损修复技术,现场应用52井次，平均施工周期降低75%，费用降低21%。最长补贴长度50m最高承压35MPa,井况：1267.3-1298.8m套漏注汽压力22MPa工艺：液压两端加固补贴周期：4.5天试压：35MPa耐温：350,井例：BNB648-X41,BNB648-X41施工管柱,(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）,（三）液压增力打捞技术,胜利油田管内防砂水平井近1000口，年均失效滤砂管打捞工作量100余井次，受水平井井身结构制约，打捞效率和成功率较低。,机械提拉改为液压增力打捞，可用小修设备施工，降低成本,通过工艺优化、工具配套实现长段管柱打捞，提高效率,形成了独有“冲、捞、松、拔”打捞工艺，有效提升效率研制了专用可退打捞工具，安全可靠,可退式捞筒,提放式可退捞矛,（三）液压增力打捞技术,技术参数,累计打捞397井次，成功率92%，施工周期缩短1/5，单次整体打捞管柱238m，已成为水平井高效打捞的主导工艺。,现场应用,（三）液压增力打捞技术,实现高效大修是一项复杂的系统工程，“十二五”以来，在大修扶停工作中，注重检测的基础指导作用，加强高效大修技术的攻关与配套，提高了大修效率及成功率，有效降低了成本。,二、高效大修技术研究与应用,“十二五” 扶停井评价期内增油变化,大修扶停经济极限累积增油量（运行成本）,“十二五”大修施工周期变化,一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作,汇 报 提 纲,三、下步重点工作,通过高效大修治理，完善井网，恢复控制储量，实现老井存量创效，已经成为油田开发的重点工作之一。根据油田部署，下步将开展以下三项重点工作：,（一）精细评价，优化设计，实现大修效益最大化（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升,（一）精细评价，优化设计，实现大修效益最大化,以经济效益最高为目标，综合潜力、寿命、可靠性、成本多维约束条件，建立老油田大修井技术经济评价耦合模型，实现精细评价。,1、建立完善的大修治理经济技术政策,2、进一步提升大修工艺设计水平,建立大修设计优化专家系统，充分发挥专家组技术支撑作用，全面做好技术措施优化，降低无效及低效风险，提高大修效益。,大修方案优选与推荐修井工具优选与推荐施工设计标准化处理治理成功案例分析修井人员技术培训,专家系统知识库结构,（一）精细评价，优化设计，实现大修效益最大化,1、利用政策平台，发挥优势，提供技术保障,（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础,与胜利工程公司紧密合作，开展“大修合作扶停工程”，初步安排50口大修。已优化设计15口，完工4口，累计产油186吨。,大修合作扶停工程：提供技术支撑，实现合作共赢,效益化原则：既增加工程公司现金流，又确保分公司有效益。一体化原则：发挥分公司资源优势和石油工程公司技术优势。市场化原则：依法合规从严管理，突出市场化运营，实现利益共享。,（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础,1、利用政策平台，发挥优势，提供技术保障,推广激励机制：与开发单位充分结合，提高实施质量效益,加强对方案、作业设计和低成本技术优化、集成、应用，促进技术规模推广。,胜利油田分公司大修、压裂及侧钻井考核办法,单井效益计算： 单井效益=评价期内产油量（税后油价-吨油运行成本）-评价期内作业费用分摊-投产费用,考核方式： 盈利按30%的比例奖励效益工资；亏损按15%的比例扣减效益工资；直接考核开发单位项目组。,组织机构： 分公司成立考核领导小组，负责制定考核办法，审定考核兑现方案；开发单位成立运行项目组，负责运行实施。,工程因素造成的停产停注井共1926口，其中大修有效益井605口（50$/bbl）。根据故障类型进行分类治理，提升治理效益。,油井462口，投入1.96亿元恢复经济可采储量515万吨增加日油能力1230吨水井143口，投入3802万元恢复水驱储量1115万吨增加日注能力6431方,效益井效果预测,效益井故障类型分类,2、制定对策，分类治理，体现规模效益,（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础,故障类型,典型单元,技术对策,（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础,2、制定对策，分类治理，体现规模效益,（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升,（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升,作业深度：2000m施工周期：5天以内,技术目标,换套技术再深入深部取换套技术,深部取换套技术,取换套深度受限：一趟管柱完成多段固井套管切割和打捞作业，解决深部取换套的难题。,（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升,打捞技术再提效液压震击打捞技术,多卡点打捞：通过液压方式提供低频、大吨位震击力，用“巧劲”进一步提高打捞成功率和效率。,震击器原理,震击频率：20次/min震击力：250kN以上,技术目标,（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升,错断修复再攻坚错断井扶正补接技术,错断井修复难：下入可钻扶正工具将错断口扶正后，挤水泥固定错断套管，最后快速钻除水泥与可钻扶正工具。,错断井扶正补接,套管内通径恢复率：90%寿命：5年以上,技术目标,可钻扶正工具,结 束 语,按照油田全力聚焦转方式调结构、提质增效升级的要求，树立“对每一口有效益的井都不抛弃、不放弃”的理念，以存量创效为目标，坚持效益优先，坚持地质、油藏与工程紧密结合，不断创新、配套完善大修技术，为油田持续稳定发展做出贡献！,汇 报 完 毕谢 谢,