油水井大修技术现状与发展---简要简(最新〕课件.ppt

油气水井大修技术现状与发展,胜利油田有限公司井下作业公司二00二年四月,目 录,一、油气水井大修主要工艺技术简介 二、套损井修复技术现状 三、油气水井大修工作存在的主要问题 四、攻关发展方向 五、结论及建议,前 言,井下作业公司机构设置修井公司1个,下设26个大修队。目前共拥有各种型号的修井机48台，能够完成6000米以内的各种井况、各类工程事故的油气水井大修、3200米内定向侧钻和2000米以内的浅井钻井工作。具备了年大修油气水井600口的能力。,一、油气水井大修主要工艺技术简介,普通落物打捞技术绕丝管、滤砂管打捞技术弯曲抽油杆打捞技术电潜泵打捞工艺技术水泥固结油管处理技术浅海油田特殊生产管柱大修作业技术水平井、定向井内打捞工艺技术注水井内打捞工艺技术套管机械整形、爆炸整形技术套管补贴技术倒套换套工艺技术套管内侧钻工艺技术套管加固技术震击解卡、聚能切割、爆炸松扣技术冲钻裸眼、浅井钻井技术深井封堵、封串、钻塞技术,8项打捞技术5项套管修复技术3项其它技术,近几年发展的10 项新技术,1、弯曲抽油杆打捞技术 抽油杆变形的原因有打铅印、打捞不慎、资料未反映有落井抽油杆而采取刮管通井等工序时，造成抽油杆弯曲变形。针对轻微弯曲抽油杆、严重弯曲抽油杆、螺旋弯曲抽油杆，相应配套了一系列大修工具，打捞成功率为90。,打捞弯曲抽油杆三井例哈14216井修前井内管柱示意图,人工井底1769.39m,丝堵1748.43m,1688.0m,1744.0m,K1ba,严重弯曲抽油杆鱼顶1638.92m,44泵1729.13m,筛管1750.19m,73油管鱼顶1704.12m,莱243井螺旋状抽油杆打捞,人工井底：2568.50 m,油层,5 1/2套管,2482.90 m,2497.90 m,滨5221井套管内抽油杆轻微弯曲示意图,人工井底1769.39m,丝堵1748.43m,1688.0m,1744.0m,K1ba,抽油杆鱼顶1638.92m,44泵1729.13m,筛管1750.19m,73油管鱼顶1704.12m,2、定向井、侧钻井、水平井内打捞工艺技术,近几年，我们主要在定向井、侧钻井内，进行了大修作业施工，在水平井内施工了几口井。施工最大井深在3621.8m，已打捞出的管柱种类有：防顶卡瓦封隔器管柱、电泵生产管柱、海上防砂管柱、侧钻井内的冲管、小钻杆等等，通过200多口斜井内的现场试验和应用，成功率达到86。,配套技术有,侧钻井固井不合格补救技术侧钻井打捞技术定向井大修技术水平井大修技术分支井作业技术,梁侧9井补救固井技术,下试压管柱,正、反试压，确定漏失段。注灰塞。对悬挂器处注灰封堵。钻尾管内灰塞。,堵封插头,悬挂器,出水层,梁侧9井补救固井示意图,辛151平5井大修技术,打捞油管扶正器。钻塞至人工井底。油管输送射孔。丢手防砂筛管。下电潜泵采油管柱。,辛151平5井井身结构图,244.5mm,1910.03m,139.7mm2737m2585.0-2725.0m,3、注水井内打捞工艺技术,注水井内打捞，特别是深井，稍有不慎，就会造成水垢卡钻。每年打捞水井几十口，配套了旋转封井器，打捞井深已达3300多米,打捞成功率在95以上。井例：纯28 井，139.7mm套管，井内落物为二封二配，15天将落物全部捞出。,纯28井结垢水井井下事故示意图,P1配2380.66m,人工井底2481.45m,撞球筛堵2460.88m,K344-114封2369.50m,K344-114封2390.51m,P1配2430.47m,2362.4m,2367.0m,2372.0m,2374.4m,2420.4m,2443.0m,S3下,C1,C45,梁3222井结垢水井事故示意图,磁振荡器2847.53m,人工井底2873.97m,撞球筛堵2868.42m,S3,73mm油管接箍 2129.77m,横截面俯视图,水垢,套管,油管,水垢,2336.0m,2852.4m,4、复杂电潜泵事故井打捞工艺技术,该项技术于94年获总公司科技进步二等奖。96-2001年，连续6年打捞成功率均达到85%以上，近几年对复杂电潜泵事故井进行了处理。井例：歧77井是为大港油田施工的一口多套事故的电泵井。该井是大港钻井队上修4个多月，电泵没捞出，又将卡瓦捞筒钻杆卡在井内，被迫停修。我们采用配套工具，硬是将坨盘式的碎电缆一点一点的清理出来，捞出全套电泵机组，受到大港油田的高度赞扬。,电 泵 打 捞 井 例歧77井修前管柱示意图,砂面2600.86m,73mm油管本体,油层,人工井底2850.64m,扶正器2600.31m,电泵机组2570.39m,泄油器2504.42m,鱼顶电缆1173.3m,2482.5m,2743.6m,盘407井电潜泵井下事故示意图,泵头1750m,2900.5m,2912.4m,孔,人工井底3800m,电泵机组卡,5、深井封堵、封窜、钻塞技术,1、对各类串槽井或二次固井（补救固井质量不合格的井，水泥返高以上重新固井），采用由插管桥塞注水泥的方法，进行封串或固井。2、对高压生产层上返、超高压薄夹层、稠油注蒸气井漏失层、深井深层，采用高压（高温）电缆桥塞，或者填砂，然后用电缆注灰器，将水泥浆倒至桥塞或砂面顶部，进行封堵高压、高温层。3、对套管破裂及井身试压不合格的井，采用超细水泥封堵。4、对疏松砂岩层及吸收量大的漏失层，采取灰砂浆封堵。5、对4000m以上的超深井进行钻塞。,电缆注灰工艺施工过程,6、套管内侧钻工艺技术,自91 年 开 始，年我们配套完善了普通侧钻工艺 工 具技术，侧钻40多口套管损坏油井，成功率为100%；并于95年获总公司科技进步三等奖。自97年以来，又研究、推广应用了定向侧钻；99 年配套了9个侧钻队，在江苏、南阳、中原油田完成定向侧钻120多口井；其中，2000年，完成定向侧钻井80口，2001年共完成定向侧钻井63口。自行研制的液压式造斜器及开窗铣锥，已推广应用170多口井，成 功 率 为99。,目前达到的主要技术指标,开窗点最大井深2825.61m最大完钻井深 3167m最大裸眼长度761.41m最大井斜达58最大水平位移达366m靶心距最小为1.09m，中靶率100%电测一次成功率60%固井质量合格率98,7、海上油田特殊生产管柱的大修作业技术,配套了四个作业平台，用于海上修井作业，研究配套了斜井内滤砂管打捞技术，包括金属棉滤砂管、金属毡滤砂管、金属纤维滤砂管、双层预充填滤砂管和割缝筛管的打捞。成功地解决了大斜度井内，用140多米长的冲管冲防砂管柱中心管的难题。成功地解决了海上三管并排过电缆封隔器 的打捞问题。截至目前，海上大修井四十多口，成功率达98。,金属棉滤砂管防砂管柱示意图,防砂留井鱼顶,7inKQ封(或Y441-150封）,金属棉滤砂管,人工井底,丝堵,油层,油层,金属棉滤砂管,双层预充填割缝筛管防砂管柱示意图,防砂留井鱼顶,7inKQ封(或Y441-150封）,双层预充填筛管,人工井底,丝堵,油层,油层,152mm多向扶正器,双层预充填筛管,绕丝管砾石充填防砂管柱示意图,防砂留井鱼顶,7inKQ封(带密封插头）,绕丝筛管,人工井底,尾管,油层,油层,绕丝筛管,152mm多向扶正器,FT2反循环工具,信号筛管,7inKQA封(带多向扶正器）,8、水泥固油管井修复技术 近四年，对水泥固油管的事故井处理了19 口，成功率达到87.9%。这类井与被固油管规范、数量、井斜、油管偏靠等因素关系很大。针对管外被固、管内也有水泥的难点，我们采取了套、磨、铣、捞技术，使一些报废井得到修复。虽然处理这类井成本高、周期长，但这类井往往是产油量较高的，修复后投入产出比是非常可观的。,水泥固卡管柱示意图,人工井底,油层,落物鱼顶,灰面,9、倒套换套工艺技术10、套管加固工艺技术 以上谈到的10 项 新工艺技术，都是通过近几年发展、创新较成熟的大修技术。而套管损坏井的 综合修复技术，由于难度大等方面的原因，在一定程度上限制了修套工艺的发展。以下就套损井修复作为重点 介 绍。,二、套损井修复技术现状,据了解，到2001年底，全油田套损井的数量已达3300多口。据统计，自85年至今仅在大修过程中发现套管损坏的井就达800多口，严重影响了油田产量和采收率。请看1985-2001年在大修施工中发现严重套损的油水井统计表。,1985-2001年在大修施工中发现严重套损的油水井统计,从16年807口套损井的统计表可以看出：缩径占23.17%，破裂占27.51%，弯曲占29.12%，错断占16.98%，缩径弯曲占2.35%，破裂弯曲占0.62%，腐蚀占0.25%。因此，我们的主攻方向为缩径、破裂、弯曲、错断井。,（一）、套管损坏的原因,通过对现场套管损坏情况的综合分析，发现造成油水井套管损坏的原因是十分复杂的，而且诸多因素相互交织，互相影响。其主要的原因有：（1）地质构造应力、层间滑移、岩性膨胀、岩层塑性流动等造成地层应力发生变化使套管损坏。（2）套管串结构及壁厚组合设计不合理，浅层套管质量差、强度低、安全系数小。,（3）钻井磨损、作业磨损、误射孔、重复补孔、掏空过深、压裂酸化高压作业、修井过程中使用磨鞋、铣锥不当造成局部薄弱而损坏。（4）地层出砂严重，形成管外空洞而套管外胀弯曲，井壁坍塌将套管挤压变形。（5）地面注入水氧化反应对套管腐蚀、地下水及海水的腐蚀等。（6）特殊作业超过套管许可压力或放喷压差过大造成套管损坏；（7）油井生产过程中，由于工作参数不合理，造成生产压差过大引起套管变形。（8）老井套管老化，自然损坏。,（二）、套管损坏的类型和公司内已具备的检测手段,1、套管损坏的类型（1）套管缩径（2）套管破裂（3）套管腐蚀穿孔（4）丝扣漏失（5）套管错断（6）套管弯曲（7）套管脱扣。,2、具备的检测手段（1）封隔器卡封验漏（2）井温仪测井温验漏（3）打铅印验套（4）薄皮管验套（5）侧面打印器验套（6）八臂井径仪井径测量验套（7）井下电视摄像验套,侧面打印器是我公司开发研制一种新的工具，该工具可以很直观地反映出套管破漏孔洞的大小。已应用12井次成功率为100。,WJ-508八臂井径测井仪 该套仪器主要性能指标为：外径60mm，测量范围70mm-175mm，耐温150，耐压70MPa，测量精度1mm。应用典型井例：面4-6-3井套管在271.1272.0米套管破漏，准备实施套管补贴，资料显示该井是139.77.72mm的套管，用121通井规通井时在255米遇阻，下部套管情况无法判断，采用八臂井径仪测量后得出在255.3265.5米有一根壁厚为9.17小直径套管的结论，并清楚的反映了271米套管破裂的情况。该井采用套管补贴技术修复后恢复生产。,井下摄像套管检测系统 利用井下摄像套管检测工艺技术可以定量、定性地分析套管破损、变形情况。井下摄像主要受井内温度及压井液清洁度的限制，测量井温不得超过135，压井液必须清洁透明。该系统自引进以来，在胜利、清河、江苏等油田的开发井、探井累计应用21井次，取得良好效果。,井下电视施工示意图,（三）套管修复技术1、套管整形工艺技术 对于套管发生轻微缩径变形，可采用机械整形进行修复；套管发生严重缩径变形，一般变形量超过套管内径的10%时，利用爆炸整形工艺进行修复。爆炸整形修套技术是95年8月在内蒙二连首次应用，施工两口井，均获成功。其中阿338井，套管两处缩径，采用爆炸修套后，捞出井内封隔器，仅用5天时间就交了井，使停产一年多的油井恢复了产油49t/d。,面14-1-7井修套示意图,139.7mm套管,人工井底1345.67m,油层,套变位置876.6m,1203.4m,1208.3m,变形通径103 mm爆炸整形后通径119mm,套管整形工艺技术应用的典型井例表,套管补贴典型井例,3、套管加固工艺技术（1）、衬管镶嵌加固技术指标,修后的套管通径为：139.7套管 通径101.60 177.8套管 通径152 承受内、外压差在15MPa以上。,套管漏失段12051207m1203.18m处套管缩径 至106m,加 固 段1216.97-1224.9m，1209.84-1216.9m，1200.87-1209.79m,（2）衬管注水泥加固技术 衬管注水泥加固技术是将小套管（相对原井套管）下至需加固的井段以下，小套管悬挂器座挂丢手后(或井口悬挂)，再环空固井，钻通试压。,加固后的套管最小通径：139.7mm 通径 86mm 177.8mm 通径 108mm或101.6mm 244.5mm 通径 159.46mm,244.5mm套管,139.7mm内衬套管,套管加固典型井例,4、倒套换套工艺技术（1)目前达到的技术指标为：裸眼内换套深度974m（阳5井）；裸眼内套铣深度达到1009m；技术套管内换套深度为2140m（南-井）；水泥返高以下换套深度290m。,（2）推广应用情况 倒套、换套工艺技术已在胜利、大港、中原、南阳等油田得到了广泛应用，共倒、换套100余井次。其中2001年完成44井次，成功率100%。但有几口井因套铣管被卡未起出，损失套铣管几十万元。,阳5井取换套管示意图,人工井底3341.81m,引管1003.00m,错断位置936.50m,339.7mm套管,139.7mm套管,85.02m,阳5井，在下返试油过程中发现套管在936.5m错断,错位距离达260mm。通过倒换套修复后试气，12mm油嘴放喷，获得日产72095m3的高产高纯CO2气。,5、利用套管内侧钻技术修复套损井,对于油层套管损坏严重，应用上述修套方法无法修复或修复难度比较大的井，可利用套管内侧钻技术使油水井恢复生产。是一种投资少、见效快的套损严重井或复杂落物井的修复技术。在我公司所完成的210多口侧钻井中有相当一部分井是由于老井套变严重无法生产，而通过侧钻恢复了生产。,侧 钻开采因井下事故而无法利用的油层,人工井底,油 层,落物,套变位置,开窗位置距套变位置3050m,单616斜22井侧钻修复油层套管错断井,单6-16-斜22井，177.8mm套管，原井层段Ng下 1092.5-118.0m，1996年因井深1057.99m套管错断，1034.84-1036.38m套管漏失而停产。该井于2001年5月8日6月25日从853.5m开窗侧钻，完钻井深1198m，水平位移173.01m，下127mm尾管射孔完井后恢复生产。,套管错 断位置1057.99m,人工井底,油层,1118.0m,1092.5m,开窗 853.5m,盘78井由错断处开窗侧钻,大修11队施工的盘7-8井，油层在1588-1600米，套管在1560米处错位严重，我们采取了修套打通径侧钻措施，从套管错断位置直接开窗，由1560米一直钻到1602米，下3寸割缝管完井，投产后日增注120方。,九八年至二00一年套管治理井统计,（四）、针对不同的套损类型和深度推荐采用的修复方法,1、裸眼1000m以内的倒套换套 套变深度在1000m裸眼以内的井，力争倒套换套。,2、套管缩径变形的修复（1）对于套管发生轻微缩径变形，可采用机械整形（涨管器、辊子整形器等）进行修复；（2）套管变形较严重，变形量超过套管内径的10%时，建议采用爆炸整形工艺修复。,3、套管破裂变形的修复,（1）套管破裂部位较深以及裸眼内难以实施倒换套时，可以采用套管补贴或衬管加固技术修复。（2）套管破裂部位在油层以上30-50以内，且套变位置有落鱼难以打捞时，采用套管内普通侧钻技术进行修复。,4、套管腐蚀穿孔严重,（1）套管腐蚀部位较浅，采用倒套换套工艺。（2）套管腐蚀穿孔部位较深，可以采用套管补贴或衬管加固技术修复。,5、套管错断的修复,(1)套管错断部位较浅（井深800m以内），采用倒套换套技术。(2)套管错断部位较深，错断尺寸较小时，采用打通径再加固方法修复。(3)套管错断部位较深，错断尺寸较大时，采取普通侧钻修复。(4)套管错断部位在油层以上30-50以内，且套变位置有落鱼难以打捞时，采用套管内侧钻技术修复。,6、套管弯曲的修复（1）研究浅层弯曲套管的倒换套工艺。（2）研究深井弯曲套管的打通径、加固地层、管内加固的方法。,（一）工艺技术方面 1、套管修复 对于套管缩径、破裂、错断、脱扣、局部腐蚀穿孔、误射炮眼、丝扣漏失的套损井已基本形成配套修复工艺技术，但还需完善规范。而对于错断井，难度大，成本高。对于弯曲变形、以及复合变形（破裂弯曲、缩径弯曲、大段扭曲），目前工艺技术上还不能实现。,三、油气水井大修存在的主要问题,2、难处理的大修事故,（1）水泥固结油管（2）砂卡电泵机组（3）水井管柱腐蚀严重,（二）、工作量严重不足 1、侧钻工作量不足，据1-3月份统计，目前在家的7个侧钻队，只有2个队在搞侧钻施工。出现等井号的有7个队12队次，累计等 井号206 天。其中，大修6队连续等井号长达58天。大修18队已等井号13天仍无井。,2、大修工作量严重不足。据1-3月份统计，在家的13个大修队，有13个队22队次在等井号，累计等井号208 天；其中大修14队连续等井号27天。目前，大修10队已等井号29天，仍无井。,以上说明，在家的20个大修队，有20个队34队次程度不同的在等井号，1-3月共等井号414天。时至今日，仍有几个队在等井号。在油田原油上产非常紧张的形势下，大修作业工作量会相对增加，但事实是井下大修队伍、设备闲置无活干，从而造成有限公司资产闲置，严重影响了管理局的整体发展和生产经营建设。,（三）各采油厂待大修井逐年增加，而井下作业公司大修工作量逐年减少。,1、加大套损井爆炸整形修复技术的研究和应用力度 爆炸整形是治理套管缩径的有效技术，应加强爆炸整形技术的理论研究，主要研究内容为，根据套管变形量确定药柱、药量的定量指标值。对缩径变形大的井，加大推广应用力度。,四、攻关发展方向,2、研究套损井深层倒换套技术,（1）研究1000m裸眼以内的倒套换套工艺。（2）研究完善地面泥浆及净化系统；（3）研究、引进、推广配套工具。（4）研究每一道工序，寻求降低修井周期的切入点和突破点。,3、衬管镶嵌加固技术,139.7mm7.72mm套管内衬管镶嵌加固技术，公司内工具和加固管已配套完善；但用于177.8mm套管内衬管镶嵌加固工具及加固管，需加快研究、引进、应用。,4、套管弯曲、扭曲、复合变形修复及防喷的研究,针对套管弯曲、扭曲、复合变形这些难度大的套损井，以及换套井防喷，进行研究攻关，力争在某一点、某一方面有所突破，从而解决某一种变形类型的修复与防喷问题。,5、加强水平井、大斜度井内打捞技术配套研究,据统计，至2001年底胜利油田已完成各类水平井203口，随着开发时间的延长，水平井及大斜度井内采油管柱及落物的打捞和损坏套管的修复，是一个新课题。截至目前，在水平井内打捞还没有几口井，没有形成配套技术和能力。重点研究水平井内打捞、套磨铣管柱结构以及修复工艺工具技术。,6、侧钻技术在浅海和深井的研究和应用。,目前，全局侧钻交井230余口，侧钻将仍是油田挖潜剩余油集中区、使报废油井重新恢复产能的重要手段。继续研究定向侧钻工艺工具技术，提高钻进工序速度，优化钻具结构，在特殊井上推广应用管柱输送测井仪，解决测井遇阻、多次划眼的问题，提高侧钻固井工具 的可靠性和固井工艺的成功率，缩短侧钻周期，以满足深井侧钻的需要。在作业平台上形成侧钻配套能力，将侧钻技术推广应用到浅海油田。,7、侧钻井钻、修工艺工具研究 针对侧钻井悬挂的5in、4in、3 1/2in尾管，研制配套小尾管内的钻、修、磨管柱结构、钻具、工艺、工具，解决侧钻井小尾管内的修井问题。,8、深井、超深井大修技术 主要解决高温、高压、油气水井的压洗井工艺；研制耐高温、高压侧钻仪器、螺杆钻具、封隔器等工具。,五、结论及建议,1、对套管无问题的各种复杂类型的疑难大修事故井，我公司均可进行成功地打捞。2、对套管损坏井 配套了6种修复技术，取得了较好的效果，但还需深入完善和规范。大力推广应用先进的套管检测技术，如井下电视摄像、井温测量仪等，目的提高验套准确性，缩短验套周期。对复合变形、弯曲变形、深层大位移错断变形等套损井，需投入大量的人力、物力、财力进行攻关研究。,3、鉴于有限公司待大修井、套损井逐年增多，建议管理局实行项目管理，成立大修油、气、水井领导小组，采用抽出专项资金或以油抵资的方式，按照规划，分步、分批、分年逐项实施。,4、井下作业公司愿与各采油厂密切合作，一起来实现共同降成本的目标，共同发展修井技术。,最后，对三十多年来给予我公司大力支持的管理局领导、处室领导、采油厂领导，表示最诚挚的谢意！,谢谢大家,