长庆陇东油田套损井综合防治技术1010.pptxVIP

长庆油田公司;套破对油田开发造成的危害 ;陇东油田是套管腐蚀破损的重灾区，截止目前油井已套破418口，占油井总数的19.8%。目前已更新66口，大修侧钻16口，下小套修复65口，隔采治理73口，治理井日产液2453.8m3，日产油462.4t，保持套破前日产水平的53.4%。油田开发三十年来，围绕着油水井套管腐蚀问题开展了一系列科研攻关和预防治理措施的研究，近年来坚持注重实效，创新思路，积极实践，套损井产量恢复工作取得了新的进展。;; 陇东油田历年来套破井变化趋势图;;;;;;;;;;;;;;隔水采油技术是采用井下封隔器将油层及上部出水套损段隔开，以维持油井正常生产，是现场常用特别是套破初期最经济最有效的恢复产能的一种常规治理措施。目前陇东油田采用的封隔器主要有Y211-114、Y111-114、长寿命防倒灌封隔器、Y341-114型封隔器，分别采取了五种隔采工艺技术，坐封隔采生产73口，日产油量168.87t，年产油5×104t。 ;（1）新型隔采工艺试验 ?Y341-114型封隔器+伸缩节隔采管柱 该管柱是在泵与水力压缩式封隔器之间增加了一套伸缩节，将生产过程的交变载荷通过伸缩节来消除，使下部封隔器处于相对静止状态，从而提高了封隔器的密封性能，延长了其坐封的有效期。目前现场应用16口井，坐封成功率88.9%，平均单井日产油2.47吨，平均坐封周期达285天，减少了频繁换封作业的工作量。;;;刮垢刀（细扣）;刮垢刀使用情况统计表;; (3)实施效果 2000年以来共实施套损井隔采治理367井次，有效率87.7%，平均单井日增油2.16t，累计增油9.31×104t。其中2003年1-8月份实施37井次，有效率86.5%，平均单井日增产油2.31t，累计增油1.53×104t。 ;;1996-2003年隔采井增油量对比图;1、大修侧钻技术 98年陇东油田在2口井上进行了开窗侧钻技术试验，成功1口。由于该工艺技术要求高，施工风险大，占井时间长，并且由于开窗造斜井眼直径较小(?101.6mm)，增大了生产过程中井筒管理和措施作业的难度，98年以后再未进行过该项试验。 2002年在陇东油田开展了取套大修侧钻技术试验，其施工程序为：先将原井内一部分套管取出，然后在原井裸眼段一定深度利用造斜工具按照预定的方位侧钻，重新钻出新井眼，根据设计的井眼轨迹中靶，下入5〃1/2套管固井。该工艺具有利用原井场、不新增占地面积、不需要重新铺设地面管线、不影响原井网部署和和开发方案的优点。对于套损井治理、恢复产能效果明显，是陇东油田继隔采、更新、下小套治理套损井工艺的又一次进步。 ;; (3)、拔套取套技术 老井中原始水泥返高已不能真实反映目前套管的卡点位置，现场根据拔管机上提负荷及伸长量计算套管准确的卡点深度，在卡点以上10-20m范围内确定切割位置(避开接箍)，同时给套管柱加一定的上提力，然后进行爆炸切割施工，使卡点以上的套管顺利起出地面，华27井应用爆炸切割技术成功的拔出套管960m。 有些井由于地层坍塌、膨胀使得套管卡点上移，切割后套管难以拔出。因此在进行切割拔套的同时，试验了套铣取套，高效铣鞋磨套技术。元侧6-7井套铣2次取套220m，用了两天时间，又用磨鞋磨套一天半时间，磨套30m，为今后取套提供了新的思路。;城7井拔出套管;(4)、固井技术配套 固井质量的好坏决定着油井能否正常生产，针对底水油藏下部底水较厚固井难度大的问题，采取了一系列的配套技术，对提高管外水泥(尤其是二界面)的封固质量起到了决定性的作用，固井质量明显好转。 ①下套管前用大直径满眼钻具对重点井段、目的层充分划眼，破坏井壁泥饼。 ②加大泥浆与水泥浆间清水隔离液的用量，由5-10m3增加至15-20m3，对泥饼进行彻底冲刷，清洁井壁。 ;③适当控制水泥浆的密度，尽可能控制在1.85-1.95之间，提高水泥浆的流动性。 ④采用多扶正器结构，套管鞋至油层以上100-150m每根套管加下扶正器，保持套管居中，在施工中上下活动及转动套管柱，力求提高胶结质量和防止水泥窜槽。 ⑤加大水泥封固段，水泥返高由洛河层以下20-30m提高至洛河层以上100-150m，以保持对目的层段足够的回压。 ⑥分段采用不同凝固时间及不同比重的水泥浆，以解决水泥浆失重问题。一是注入两凝水泥，以消除水泥浆失重影响，二是目的层以上200-300m至洛河层以上100-150m采用粉煤灰低密度缓凝水泥浆体系。;(5)、泥浆体系优化 泥浆的主要作用是清洗井底，携带岩屑，冷却和润滑钻头及钻柱，形成泥饼，保护井壁等，现场根据不同地层情况选择不同的钻井液体系，陇东油田钻井液体系为： ①上部环河、洛河、安定组钻井液为低固相聚合物体系，基本配方为KPAM、FL-1、白土、润滑剂，视钻进情况不断补充聚合物，保持聚合物浓度，提高