油水井大修范文

油水井大修范文（精选3篇）

油水井大修 第1篇

关键词：油水井,大修,井下作业,工艺技术

油、水井在生产过程中, 会由于发生结垢、井下落物、卡钻等原因, 造成油、水井的故障或井下事故, 轻者使油、水井减产, 减注, 停产、停注, 严重将导致油、水井报废。所以, 探究油、水井的大修处理工艺技术, 对保证油、水井的正常工作生产有着非常重要的意义。

1 套管的损坏原因

套损的原因是相当复杂的, 国内外不少学者进行了多方面的研究, 虽然观点各异, 但也具有一定的共性, 这就为制定套损预防措施提供了必要的条件。

1.1 地质因素

地层 (油层) 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、地壳运动、地层腐蚀等情况是导致油水井套管技术状况变差的客观存在条件, 这些内在因素一经引发, 产生的应力变化是巨大的, 将使油、水井套管受到损害, 甚至导致成片套管损坏, 严重地干扰开发方案的实施, 威胁油田的稳产。

1.2 工程因素

引起套管损坏的主要工程因素有:钻井完井过程中的完井质量, 套管本身材质、固井质量, 采油工程中的注水、压裂、酸化, 以及油水井日常管理作业等。

1.2.1 套管材质问题

套管本身存在微孔、微缝, 螺纹不符合要求及抗剪、抗拉强度低等质量缺陷问题, 完井后, 由于在采油生产压差或注水压差长期的影响下, 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, 一是流体流动过程损伤套管;二是流体聚集在环空上部, 形成腐蚀性很强的硫化氢气塞, 将逐渐腐蚀套管。

1.2.2 固井质量问题

固井质量直接关系到完钻井的寿命和以后的注采关系, 影响固井质量的主要因素有: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等, 都将影响固井质量。

2 大修井工艺技术

2.1 打捞技术

在油水井生产过程中, 由于各种原因常引起井下落物和井下工具遇卡。各种井下落物在很大程度上影响着油水井的正常生产, 严重时可造成停产。因此, 需要针对不同类型的井下落物, 选用相应的打捞工具, 捞出井下落物, 恢复油水井正常生产。凡掉入井内的管类、封隔器和绳类等, 没有卡钻遇阻等复杂情况, 一般作业队的设备及技术力量能够解除的故障, 并且不需要采用转盘倒扣、套铣、磨铣等工艺的作业。在采油、注水、修井过程中掉入井内的铅锤、刮蜡片、压力计、钢丝和钢丝绳等, 或在修井过程中没有按操作规程办事, 造成的修井工具、管类、绳类掉入井中, 或钻具 (管柱) 、封隔器被卡断落在井内, 用简单提拉、震击解卡可以解除的, 均属于简单打捞。凡掉入井内或卡在井内的管类、封隔器和绳类等, 一般作业队设备及技术力量无法处理, 须使用倒扣、套铣、钻磨及爆炸措施处理才能恢复正常生产的作业过程。

2.2 套管加固技术

对变形、错断的套管经整形扩径打开通道, 捞出井内落物后进行加固修复有以下优点:防止套损井段再次变形;保持套管井眼有一基本通道;密封加固能防止套损井段进水成为成片套损源。缺点是加固修复后, 井眼内通径减少。目前加固的方法有不密封丢手加固和液压密封加固。通常多采用利用液压传递原理将地面泵车提供的压力, 通过动力工具内的导压孔作用于其活塞上, 活塞向上运动, 缸体相对向下运动, 产生两个大小相等、方向相反的作用力, 推动上下胀头工作, 将加固管两端的特制钢体挤贴到套管完好处, 达到密封加固的目的。上提管柱拉断连接套, 完成丢手工作。

2.3 套管取换技术

取换套技术较早是用来修复浅层部位套管外漏、破裂和变形的, 用于修复深部套管变形、错断、破裂和外漏井, 修复井完成的指标与新井相同, 能够满足分采、分注措施的要求, 是最彻底的一种套损井修复方法。套管取换的工艺原理是采用专用的套铣工具 (套铣钻头、套铣筒等配套工具) , 钻铣套管周围的水泥环及部分岩石, 使之自由, 下入套管内割刀, 磨铣工具及打捞工具将套损点以上及其以下适当部位的套管取至地面, 然后下入新套管利用补接专用工具进行新旧套管的对接。

2.4 侧钻技术

侧钻工艺技术就是在油水井的某一特定深度固定一个斜向器, 利用其斜面造斜和导斜作用, 用铣锥在套管的侧面开窗, 从窗口钻出新井眼, 然后下尾管固井的一整套工艺技术。

前述的侧钻技术有两个方面的问题限制了它的应用, 固井质量不容易保证;完井套管尺寸小, 分层开采技术难以实施。因此, 发展了侧斜修井技术。该技术是指通过浅层取套将原井的部分套管取出, 在裸眼段内利用侧斜工具按照预定的方位侧钻并中靶, 下入5 1/2"套管完井的修井技术。

2.5 解卡技术

在修井作业施工中常用的解卡方式主要有:

(1) 憋压恢复循环法解卡。发现砂卡后, 应争取时间开泵循环。如循环不起来, 可用憋压的方法, 如能憋开, 则卡钻即可解除。同时上下活动管柱。憋压时应注意安全, 管线连接部分的丝扣、油壬应上紧, 操作人员要在安全地带, 以防管柱断脱伤人。

(2) 长期悬吊解卡。当判明井下卡钻原因是胶皮膨胀、胶皮块卡钻情况时, 可以利用胶皮受力后的蠕变性能, 在井口给管柱一合适拉力, 使胶皮卡点处受拉, 在较长的时间内产生蠕变, 而逐步解卡。在这种施工过程中, 应经常观察指重表上悬重的变化, 如悬重缓慢下降, 则说明胶皮正在蠕变, 应继续补充拉力, 迫使蠕动继续, 直至解卡

(3) 冲管解卡。冲管解卡是借小直径的冲管在油管内进行循环冲洗, 以解除砂堵。最下面的冲管要有切口, 用于冲击砂堵和防止憋泵。冲管直径的选择与油管直径有关。φ62m m (21/2″) 油管内用φ40m (11/2″) 或φ35mm (11/4″) 冲管, 如带有φ50mm小口时, 则用φ25mm冲管。设计冲管时, 必须考虑冲管直径与油管内径的配合及冲管自身的拉力强度。在浅井内, 可下入同一直径的冲管, 而在深井中, 根据计算, 选择复合冲管程序, 如φ62mm (21/2″) 油管内可选用φ25、φ35及φ40mm的冲管组合成多级冲管来进行冲砂, 或同一直径上部用拉力大的高强度冲管, 以保证冲砂中冲管不断。当管下至距砂面5~10m处时, 即开泵冲洗, 排量一般为12~15m3/h, 井口压力不超过0.04MPa。冲管冲出油管鞋4~5m后停止加深, 应做长时间的冲洗, 使油管外围的砂堵慢慢掉下来而被冲出地面。这样, 可避免立足点管加深后砂子突然垮下来而卡住或挤断冲管。

3 结论

调查资料是制定大修技术的处理措施的基础, 而井下探视是制定油、水井处理措施的技术支撑, 现场操作技能是实现修井处理措施的主要前提, 使用相关措施解决许多修井中遇到的难题, 同时能够处理作业施工过程中的不能解决的困境, 使工作迎刃而解。在制定处理大修井作业施工措施要以安全为的缸套活塞结构, 该类型的钻井泥浆泵, 可以不用改换缸套的方式来改变泵的排量, 控制简单方便。同时该类型的泵的重量和体积要比普通泥浆泵小很多, 特别适合用在海洋钻井平台上, 占用的空间小重量轻。该类型泵的最高压力可以达到50MPa, 但是这种类型的泵造价较高, 加工比普通泥浆泵要复杂, 泵的加工成本较高。美国的lewco和w i r t h公司通过采用多项新技术, 共同研发了一种2000多KW的钻井泥浆泵。该类型的泵支撑部分采用先进的双墙板结构, 增加了泥浆泵工作的稳定性, 减少了泵工作时由于基础破坏而造成的钻井事故。在泥浆泵轴的加工过程中, 采用先进的整体锻造工艺, 增加了轴精密度和良好的动力学性能, 减少了由于泥浆泵内轴的动力不均衡引起的泵的振动。提高了泥浆泵轴和润滑密封系统的工作和橡胶的摩擦程度, 同时可以在摩擦表面形成一层氯化物, 氯化物可以降低摩擦表面的摩擦系数, 充分的降低摩擦产生的热量, 降低了活塞的工作温度。除了以上措施外, 还可以通过降低钻井泥浆的温度, 在现场条件允许情况下, 减少泥浆泵的转速。在泵的使用过程中, 重点检查泵的冷却和润滑系统, 防止泥浆泵的长时间温度过高, 而导致泥浆泵的损坏。当泥浆泵的冲洗液污染时, 要及时的清洗, 提高泥浆泵工作环境的质量。

在活塞皮碗和根部材料选择方面, 最初采用的尼龙材料, 摩擦力大, 产生的热量大, 材料很快就会失效。随着科学技术的发展, 新材料新工艺不断的被开发和应用, 一些改性材料例如石墨等, 被应用到泥浆泵中, 这些改性材料的性能和耐磨性能都有了前提, 制定的打捞方案已能够脱手为最低标准, 对于下井钻具要结构越简单越好, 在制定修井措施时要充分考虑卡钻和钻具再次落井是的处理方法和预防措施。

参考文献

[1]王玲玲, 姜增所, 张建忠, 郝夏蓉.水平井解卡打捞工艺技术研究[J].石油矿场机械.2012 (09)

[2]李雪艳.套管对于油气井身结构的意义和作用[J].化学工程与装备.2012 (06)

[3]刘伟, 李丽.复合修井思路在大修井中的应用[J].油气井测试.2007 (02)

浅谈如何提高油水井测试效率 第2篇

关键词：油水井；测试效率；技术革新；辽河油田

1.影响测试整体效率的因素

注水井分层测试工作流程主要包括3个环节，结合测试现场实践，按照影响测试效率严重程度可分为下面几种情况：(1)流量测试过程中，经常发生水嘴堵现象，严重影响测试效率。油田的注入水大多采用采出液处理后的低含油污水，其次是部分地面污水。这些水虽然矿化度较低，但受到污水处理工艺技术的限制，处理后的污水水质较差，在长期注水条件下，井下管柱腐蚀结垢严重，给测试工作带来很大的困难。(2)分层测试过程中，疑难问题处理费时、费力。一是测试遇阻问题处理费时、费力。(3)测试过程中存在安全、环保、标准化问题，影响了工作效率。(4)测试仪器使用时存在局限性，影响测试效率。(5)测试工具使用不配套，影响测试效率。(6)设备保养费时，影响工作效率。一是试井钢丝易腐蚀生锈，需要定期保养。二是测试绞车压紧轮平面损坏严重，易发生钢丝打扭或硬伤问题。

2.高压测试中影响测试效率问题解决途径

应用注水井管柱刮削器，提高洗井质量，平均提高测试效率3%左右。注水井管柱刮削器由刮削爪主体、凸轮、过滤筛管主体、强磁底座组成。管柱刮削器共有4对互成45。角的刮削爪，刮削爪的表面上用细钢丝做成刷子状。刮削爪收拢时，外径尺寸小于44mm，从而保证刮削器能顺利通过配水器。使用时，将刮削器上端连接1根50cm长的钨加重杆，关闭来水闸门，缓慢将其下入井中，待下到最下一级配水器后，上提刮削器；器之间反复起下刮削器3~5次，直至将全井管柱刮削完毕。管柱刮削必须在上午进行，刮削结束立即用罐车洗井。该刮削器经现场应用36井次，有效地刮掉了附着在管柱内壁上的锈蚀物、死油等杂质，与罐车洗井配合，节约测试工时1l9个，平均单井测试时间缩短3.3h。

应用油井专用防护卡箍头，解决油井闸门出口焊死及无法实现油水井连接洗井问题，平均提高测试效率1%左右。油井专用防护卡箍头是由原来装有堵头的卡箍头改为整体卡箍头，安装时可以利用防盗螺栓与井口放空闸门连接。油井正常生产时，即使打开油压闸门或套压闸门也放不出油来，实现了防止盗油的功能。

3.分层测试中疑难问题解决方法

应用系列专用通井工具，解决测试软遇阻问题，平均提高测试效率4％左右。测试遇阻系列专用通井工具共分为2大类6种工具，即刮削式通井器和打捞式通井器2类。该系列工具的工作原理是通过制作不同形状的通井器，利用各种工具配套使用，将管壁上坚硬的死油或调剖剂刺破、捣碎、刮掉，再打捞上来，解决测试遇阻问题。

采用防掉卡及系列打捞工具，解决掉卡事故处理费时、费力的问题。一是研制了半自动测调水量双用快速捞送器，解决投捞过程易发生掉卡事故的问题，平均提高测试效率2％左右。该捞送器自应用以来，避免了投送时堵塞器脱落，仪器掉卡或钢丝断现象的发生，节约了作业费用，减少了打捞处理的时间。若按每年发生掉卡井15井次计算，应用该捞送器共节约测试工时l19个，平均单井测试时间缩短2.6h，提高了工作效率。

4.测试过程中安全、环保等问题解决方法

研制了测试专用安全护栏，确保了高压测试工井口操作的安全，平均提高工作效率19%左右。测试专用安全护栏由测试平台、护栏和安全插管组成。测试前，将测试专用安全护栏安全插管插在防喷管上的插孔内，护栏安全高度因施工人员的身高而定，适用于1.55~1.85m身高的人。测试时使用测试专用安全护栏，保护了测试员工人身安全，解决了以往刮风、下雪天气对测试工作的影响，提高了测试效率。

研制了多功能测试防喷盒，消除了普通防喷盒刺水、漏水的现象，平均提高工作效率1%左右。多功能测试防喷盒主要由防喷盒主体、泄压装置、油杯和“O”型密封圈组成。在普通防喷盒的基础上，在压帽上部加上一道盘根，在盘根下端加一个卸压装置，外接塑料软管，目的是将刺出的水通过卸压装置和塑料软管引到水桶中，避免了从防喷盒顶部压帽处刺水的现象。为了避免堵头丝扣漏水，在丝扣上部车出一道槽，加上一道“o”型密封圈，消除了丝扣漏水的现象。该防喷盒现场应用80套，消除了普通防喷盒刺水、漏水的现象，实现了测试过程的环保，避免了对井场及周边环境的污染，节约了采油杆防腐刷漆的费用，提高了工作效率。

研制了折叠式测试仪器支架，解决了测试井场仪器、工具摆放混乱的问题。折叠式测试仪器支架主要由支架主体、定位卡箍、限位链、托盘和拉手组成。其结构 是用方钢做出支架主体，在支架上边框相隔10cm左右连续焊有5个半圆形定位卡箍，两个支架之间采用合页连接，下面设计了一个托盘。使用时，将两个支架打开成一定角度，当定位链拉直时，托盘正好将支架底边固定住，使整个支架立在地上。测试时，将该支架放在离采油杆3m左右的地方，可以将各种常用仪器或工具放在上面，如流量计、投捞器、加重杆、管钳子、手钳子、螺丝刀、扳手和水嘴等，方便了员工的操作。

5.油井测试仪器使用时存在局限性解决方法

研制了非集流流量计定位器，解决了流量计定位不准的问题，平均提高工作效率0.5%左右。该定位器是根据密封段的定位原理改制的。去掉密封段的密封部分，保留定位部分，在正常测试过程中，不使用下扶正器的办法，把非集流流量计定位器连接到流量计上，过小层时锁轮向下拉动，将两个定位爪释放，可在配水器位置精确定位，然后上提仪器5m，就可以精确停测，取得准确的检配资料，提高测试效率。另外，由于非集流流量计定位器的定位爪释放角度较大，能起到很好的扶正作用。该定位器在现场应用以来，可以精确找到小层的配水器位置，合理选择非集流流量计的停测位置，测试检配资料成功率达100%，极大地提高了测试质量和测试效率。

采用此套仪器验封，下井坐封层位后，三参数存储式电磁流量计的压力系统和验封压力计分别记录密封段上下压力变化情况，完成验封测试；同时，三参数存储式电磁流量计流量系统随时记录验封过程中流量变化情况，可直接对验封结果有更直观的判断，减少测试工不必要的二次核实验封工作。对层段不封井可通过流量记录判断是否为座封影响，减轻了测试工的工作量，提高了工作效率。因其费用较高，暂不易于推广应用。

6.油井测试中不稳定产量计算

油气水井大修、侧钻经济效益评价 第3篇

江汉油田开发区块少, 地层储能特殊, 开发时间长, 老井、趟井多等特点, 利用大修、侧钻技术挖掘事老区潜力, 实现油田二、三次采油, 不仅避免了钻新井或加密井的重复投资, 而且能有效的完善老区的开发井网, 对油田石油产量的提高及未来的发展具有极其重要的战略意义。

一、2011-2013油气水井大修、侧钻工作量完成情况对比

2011年-2013年, 在江汉油田共实施油水井大修431口, 成功率86.8%, 有效率84.5%, 其中油井345口, 成功率87.0%, 有效率86.4%;水井86口, 成功率86.0%, 有效率82.6%。实施老井套管开窗侧钻67口, 成功率98.5%, 有效率97.0%, 其中油井58口, 成功率98.3%, 有效率96.6%;水井9口, 成功率100%, 有效率100%。

二、油气水井大修、侧钻技术情况

目前, 江汉油田平均每年实施大修侧钻井160口, 主要集中在江汉油区和八面河油田, 其中江汉油区主要以老井套管开窗侧钻工艺技术为主, 八面河油田主要以油水井打捞工艺技术为主;

1. 油水井大修工艺技术

通过完善配套, 形成了多项项油水井打捞技术, 并进行了推广应用。主要包括;绕丝管、滤砂管打捞技术、普通落物打捞技术、电潜泵打捞工艺技术、套铣打捞水泥卡管柱工艺技术等大修作业技术。

2. 套管开窗侧钻工艺技术

套管开窗侧钻是挖掘老区潜力, 实现油田二、三次采油, 提高原油采收率的有效方法。目前国内外普遍采用该技术对有价值的报废井进行侧钻, 不仅避免了新井或加密井的重复建设投资, 而且能有效完善老油区的开发井网, 提高增油效果。该技术主要应用于以下方面: (1) 油层套管腐蚀、错位或变形, 无法大修的井; (2) 油层套管内有落物, 无法打捞的井; (3) 通过对地层的再认识, 认为油层被断层断掉, 无法达到地质目的的井, 或是无利用价值或低效的跨断块边缘井; (4) 完善注采井网, 为提高采收率而更换井底的井。

三、油气水井大修侧钻保障情况

1. 大修保障情况

技术保障

针对不同类型的大修井, 修复手段主要有:拔绕、解卡、挤堵、内衬管补贴、液压整形、大修磨铣修套、挂小套等施工艺。

a、套管错断井

针对套管错断井, 可进行磨铣、下小套管加固, 取套换套等施工。

b、套管变形井

针对套管变形井, 变形程度较轻微的可采用套管液压变径滚压整形修复;严重变形的可进行磨铣后挂小套, 取套换套等施工。

c、套管穿孔井

针对套管穿孔井, 可采用内衬管加固, 化学封堵等技术修复。

d、拔绕打捞井

针对目前大修打捞拔绕, 常规井采用常规打捞技术, 针对小套管井采用开孔枪射孔拔绕打捞技术。

人员保障

目前在八面河油田负责大修施工的队伍主要有两个, 井下测试公司清河钻修部和江汉油田鹏程石油工程潜江有限责任公司, 人员以及机组基本上可以保障八面河油田的大修需要。同时井下作业部作业队可以实施部分取换套、内衬管补贴、拔绕等大修工作。

清河采油厂具有自己的“大修运行管理小组”, 专门负责申报大修油水井的运行管理。小组成员包括作业设计监督站、地质研究所、工艺研究所、南北区工作站主要负责大修措施作业选井、方案设计、现场监督的相关人员, 及时跟踪, 优化调整。成员中同时包括预算科、供应站等科室的相关人员, 从预决算到材料供应都能有效地保障油水井大修作业的正常运行。

生产运行保障

根据油田目前大修力量与大修工作量, 按照大修潜力、工艺复杂程度分年度、月落实井号, 设立阶段目标。每月集中讨论一次, 总结效果, 检查目标, 论证井号。每周五, 由项目组成员提出下周具体实施井号, 安排实施。大修中途视修井情况及时优化调整方案 (如补层、堵水) 。现场施工, 由作业设计监督站负责指导与监督, 尤其是重点工序, 要求紧盯现场。大修作业施工完毕后, 仍强化各环节的细节管理, 尤其是泵抽管柱设计与地面生产参数的设置, 都从细从严把关, 保证一次性投产与后期的正常生产。

设备保障

根据修复作业井实际情况, 采用相应修井设备, 目前修套主要设备如下:

主要设备型号及性能

工具保障:根据不同的井况选用常规打捞工具。

2. 侧钻保障情况

八面河油田2010年老井套管开窗施工队伍有2支, 江汉CZ101侧钻队和西南20110侧钻队, 2011年和2012年仅有江汉CZ101侧钻队施工。江汉侧钻CZ101队属于江汉井下测试公司, 人员队伍技术水平较高, 在清河设有井井下侧钻项目部, 并有专人负责。因此江汉CZ101侧钻队是队伍人员素质高、技术保障强、运行施工质量高的施工队伍。

四、油气水井大修、侧钻经济效益评价

2011年-2013年江汉油田油水井大修作业总费用22979万元, 平均单井费用53.3万元, 其中油井大修作业总费用17886万元, 平均单井费用51.8万元, 水井大修作业总费用5094万元, 平均单井费用59.2万元;侧钻作业总费用14833万元, 平均单井费用211.4万元, 其中油井侧钻作业总费用12753万元, 平均单井费用219.9万元, 水井侧钻作业总费用2080万元, 平均单井费用231.1万元;累计增产36104t, 平均单井增产1027t, 增产吨油费用31836元/t, 累计增注307104m3, 平均单井增注38359 m3, 增注方费用6804元/m3。

其中, 江汉油区油水井大修作业总费用5157万元, 平均单井费用77.0万元, 其中油井大修作业总费用2375万元, 平均单井费用69.9万元, 水井大修作业总费用2782万元, 平均单井费用84.3万元;侧钻作业总费用11320万元, 平均单井费用297.9万元, 其中油井侧钻作业总费用9819万元, 平均单井费用297.6万元, 水井侧钻作业总费用1501万元, 平均单井费用300.2万元;累计增产6104t, 平均单井增产907t, 增产吨油费用12224元/t, 累计增注146104m3, 平均单井增注45611 m3, 增注方费用4282元/m3。

八面河油田油水井大修作业总费用17493万元, 平均单井费用48.7万元, 其中油井大修作业总费用15278万元, 平均单井费用49.6万元, 水井大修作业总费用2215万元, 平均单井费用43.4万元;侧钻作业总费用2909万元, 平均单井费用111.9万元, 其中油井侧钻作业总费用2330万元, 平均单井费用105.9万元, 水井侧钻作业总费用579万元, 平均单井费用144.9万元;累计增产30104t, 平均单井增产1047t, 增产吨油费用16384元/t, 累计增注159104m3, 平均单井增注35358m3, 增注方费用2329元/m3。

五、结论

大修技术主要应用与常规事故井, 费用低, 效果好;侧钻主要应用与特殊事故井, 费用高;综合、合理的运用两种工艺技术会取得更好的效果, 对提高油田的产能和后期开发具有极其重要的意义。

摘要：江汉油田经过近50年的开发, 随着产能的严重衰减及可开发区块的逐渐减少, 严重影响了江汉油田的产量及发展。因此, 利用大修、侧钻技术挖掘事故井的剩余产能, 对油田石油产量的提高及未来的发展具有极其重要的战略意义。