油水井大修工艺技术-水平井事故预防与处理210方案.ppt

封堵处理按椭圆球体计算：椭圆的体积公式为V＝4π×a×b×c/3×11%。 a=0.5m；b=1m；c=167.08m、217.28m。（4107.79-4274.87；4274.87-4492.15m），孔隙度按平均11%计算；由于该井段进行了压裂，附加30%用量。 施工用料 序号 材料名称 单位 数量（计算用量）/现场配液量 1 高强度封堵剂 方 （38.5）/50 2 高强度封堵剂 方 （50）/65 合计 高强度封堵剂 方 115 7、钻灰塞、试压 下“φ90mm偏心刮刀钻头+φ73mm螺杆钻+扶正器+φ73mm非标正扣钻杆 +φ73mm正扣钻杆”钻塞管柱，钻灰塞至球座； 钻塞过程中，每钻过一个球座，分别对套管试压20MPa，记录压降曲线。若试压不合格，讨论下步方案。 采用偏心刮刀钻头，钻具摆动，井眼有一定扩大。 8、挤堵第八、七压裂段 下“φ90mm空心磨鞋+φ73mm螺杆钻+扶正器+φ73mm非标正扣钻杆+沉淀杯+φ73mm正扣钻杆”钻具组合磨铣球座处胶塞，并钻至4521.78m。 处理井筒：下φ92mm铣柱清理井筒至4521.78m。 冲洗井筒：下φ90mm套铣筒，冲洗至4521.78m。 投送胶塞：投送胶塞至4521.78m封堵第五个球座。 下挤堵管柱挤堵：对第八、七压裂段挤堵。 钻塞、试压：对挤堵层段钻塞、试压。 9、钻胶塞、球座 下“φ90mm空心磨鞋+φ73mm螺杆+扶正器+φ73mm非标正扣钻杆980m+沉淀杯+φ73mm正扣钻杆”钻具组合磨铣至4612.25m（第五个球座）。 10、冲洗井筒 下“φ90mm套铣筒+φ73mm非标正扣钻杆980m+沉淀杯+φ73mm正扣钻杆”钻具组合，反循环冲洗井筒至4612.25m，充分洗井至进出口修井液性能达一致。 11、通井 下“φ90mm×1.5m西瓜通井规+φ73mm非标正扣钻杆980m +φ73mm正扣钻杆”通井管柱，通井至4612.25m。 12、投产 （六）施工风险及对策 1、磨铣球座 可能出现的风险 可能的原因 应对措施 泵压高 1、井身结构特殊； 2、钻具与套管环空间隙小； 3、排量大。 1、循环设备采用性能良好的3NB-1000泥浆泵； 2、现场准备2000型压裂车2台，时刻处于备用状态。 磨屑返不出来 1、处于水平段，磨屑易沉积； 2、排量小； 3、修井液性能差。 1、必要时采用2000型压裂车循环洗井，增大洗井排量； 2、磨铣球座后，下短套铣筒进行反循环洗井将磨屑洗出来。 3、增加修井液粘度，提高修井液的携带能力。 4、采用局部反循环磨铣工具。 卡钻 1、磨屑上返； 2、磨屑沉淀； 3、磨偏形成的金属皮子。 1、及时活动钻具； 2、增大洗井排量； 3、设计好沉淀杯外径、位置及数量； 4、定时清除井内的磨屑及金属碎块。 断钻具 1、钻具疲劳； 2、磨铣过程中金属碎块磨断钻具。 1、尽量采用螺杆钻进行钻磨作业； 2、入井尽量使用新钻具，旧钻具必须经过检测合格后，方可使用； 3、每磨铣一次，按照入井顺序倒一次钻具； 2、投送胶塞 可能出现的风险 可能的原因 应对措施 胶塞中途遇阻 井眼通径小 1、起出胶塞投送管柱； 2、采用扩铣工具进行扩径。 胶塞深度有误差 1、钻具丈量有误差； 2、滑套位置判断有误； 1、准确丈量钻具，三丈量三对口； 2、采用电测校深方法校正出钻具与滑套间的修正值。 胶塞损坏 1、过度磨损； 2、井眼不光滑； 3、胶塞质量差； 4、遇阻后加压大。 1、投送胶塞前进行扩径修正； 2、选用质量好的胶塞； 3、按深度确定胶塞安放位置； 4、胶塞设计有打捞头，可以进行打捞作业。 3、挤堵施工 可能出现的风险 可能的原因 应对措施 挤不进去 1、堵剂颗粒大； 2、地层已经饱和。 1、优化堵剂配方； 2、采取控压反洗井，洗井结束后并顶替一定数量的压井液。 卡挤堵管柱 1、堵剂放置时间长； 2、堵剂性能不好； 3、顶替量计算不准； 4、施工期间上部套管破； 5、施工设备坏； 6、井口漏失。 1、现场配制堵剂； 2、优化堵剂配方。 3、准确计算顶替量； 4、挤堵前验套，施工压力突降时及时反洗井，结束施工； 5、挤注泵应有备用设备，XJ750修井机双发动机均处于良好的工作状态； 6、施工前对井口及防喷器进行试压，油管悬挂器密封圈安装完好，油套环形空间采取油管悬挂器、半封闸板双重密封。 A.注水泥塞封隔装置 钢体外径：≤φ112mm 最小内径：主体通径为φ56mm，胶塞密封处φ42mm 坐封压力：18-20MPa 工作压差：35-40 Mpa，工作温度：130℃，总长度：1371 mm。 胶塞： 胶碗最在外径：φ68mm ，密封部分外径