如何做好试油监督工作的几点体会解析.ppt

试油常见问题分析 序号 问 题 原因 措 施 效 果 9 测试队计算联作管柱深度错误，将射孔枪以上的6根油管加1根油管短节总长度57.56m，误算为60.17m。 测试队工作不细。 测试、试油、射孔队三方核对管柱数据,监督审核。 确保射孔井段准确无误。 10 注灰封井探灰面深度计算错误，实际深度1980.47m，技术员误算为2075.37m。 计算深度时多累计了10根油管。 要求重新累计核对。 11 Y221-150封隔器验套无法座封，反复尝试无效。 Y221-150封隔器旋转座封时换位不灵活。 更换为Y211-150封隔器重新验套。 座封验套合格 12 通井规外径为220mm，套管内径220.52mm,设计要求通井规为208mm，与设计不符。 更换通井规，执行设计 13 钻井队完井时尾管悬挂器（3072.39m）上部留有57m灰塞(3015m)，钻井队用6”钻头处理灰塞至悬挂器位置，造成试油队7月18日下外径208mm通井规在3017.08m遇阻，影响下步试油施工。 下8-1/2 ”钻头将灰塞处理干净。 试油常见问题分析 序号 问 题 原因 措 施 效 果 14 下桥塞管柱过程中，桥塞中途座封，座封深度2652.23m。设计座封深度2775.5m。 下钻速度过快，2个小时下油管61根，技术交底要求每小时下管20根。下钻过程中，风力较大，大钩晃动，第281根油管节箍在自封压盖上挂了一下，导致管柱瞬间向下冲击，油管内液柱对液缸内活塞形成压差，活塞下行推动座封卡瓦裂开，导致桥塞在中途座封。 磨铣后，重新打桥塞 正在磨铣桥塞 15 每天拌注A剂、B剂混合降粘剂120kg，现场没有计量器具，不能准确按设计比例配置降粘剂。 计量器具配备不齐全 要求稠油所提供磅秤进行称重。 保证了按设计比例掺注降粘剂 16 压裂管柱补偿器上部变扣接头，地面试压渗漏。 变扣接头产品质量不合格。 更换变扣接头，地面试压38MPa，无渗漏，。 压裂管柱下井后试压合格，确保了压裂施工顺利进行。 试油常见问题分析 序号 问 题 原因 措 施 效 果 17 螺杆钻钻水泥塞至2156.23m无进尺，起出检查发现螺杆钻堵塞。 循环池脏，井筒返出灰屑又进入螺杆钻。 清理循环池，更换螺杆钻。 正常钻塞 18 该井下射孔测试联作管柱前巡查，有10根外径89mm加厚油管丝扣及内壁上有少量水泥。 注灰上返施工，部分油管丝扣及内壁留有少量水泥。 对有残留水泥油管清理丝扣并通径，清理干净后下井。 确保联作施工顺利 19 该井施工设计中射孔测试泵抽三联作管柱示意图中，校深短节设计在螺杆泵筒以下85m，不能进行校深。 设计人员责任心不强。 将校深短节调整到螺杆泵之上10m，设计人员改正后带上平台。 保证了正常校深，确保射孔深度准确。 20 井下工艺所提供的tv-10桥塞入井前检查发现卡瓦破裂，不能正常使用。 责任心不强 禁止下井，更换合格工具。 试油常见问题分析 序号 问 题 原因 措 施 效 果 21 下分层压裂管柱，入井封隔器于2628.2m处遇阻，不能通过。 Y344-115封隔器的胶皮压环外径过大，达到117.5mm，在分级箍处遇阻。 要求井下工艺所提供外径115mm的工具。 正常下入到设计深度，等压裂。 22 管柱外径与防喷器尺寸不匹配，达不到防喷作用，存在安全隐患。 起Φ114.3mm+89mm组合压裂管柱时，防喷器的半封闸板未及时进行更换，起至89mm油管仍使用114.3mm半封闸板， 要求试油队及时进行更换。 达到起钻防喷要求 23 2月26日报表反映洗井施工进口防膨液45m3，出口油7.66m3,水37.34m3(合计45m3)。而该井在泵抽期间测液面2次都未测到,因此洗井首先需要灌满井筒,资料没有灌入液量,录取不准。 资料员工作不细致,未录取灌井筒液量。 经询问泵车和现场带班干部，确认灌井筒液量为12.17m3。 准确落实了试油资料。 胜利油田分公司勘探开发工程监督管理中心 问 题 原 因 措 施 效 果 水源井向清水池中备水,巡查发现水质较浑浊,取样分析含砂量为0.3%。 水质固相含量高 及时向建设方汇报,现场要求再备一个清水池,两个清水池交替使用。 沉淀过滤后含砂量0.01% ，确保施工质量。 井号 施工队伍 试油监督 施工时间 问题及处理 下钻速度较快，易造成中途座封：3月4日该井进行下测试管柱作业。下钻过程中，监督巡查发现下钻速度较快，立即要求司钻控制下钻速度，平稳下放，避免因井斜大，下钻速度快造成中途遇阻座封。 问题及处理 下射孔测试联作管柱，下至40根油管灌液垫发现液面下降，起出油管检查发现测试队提供反循环阀上部母扣磨损严重，造成管柱渗漏，要求测试队更换反循环阀。 问题及处理 测试施工设计与试油施工设计不一致。测试施工设计管串结构中无