某油田套损井研究和对策

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1、某油田套损井研究和对策【摘要】针对2012年1-8月份某油田水井大修方面存在的问题，通过梳理和分析，找出问题的原因，提出对策,制定下步的发展方向。【关键词】大修分析对策1某油田水井大修作业情况2012年1-8月份，我公司在某油田共进行水井大修作业43口，按设计正常完井25口，占总数的58.2%,中途完井13口，占总数30.2%,大修暂停需后期继续大修的5口，占总数11.6%o针对水井大修方面存在的问题，通过梳理和分析，找出问题的原因，提出对策，制定下步的发展方向。2未成功修复的原因分析通过对未正常完井的18口大修井的统计分析：水井套损等复杂情况17

2、口井，占未完成井的94.4%,由于作业原因待修的1口井(跃新834井)，占5.6%o无法修复中途完井13口井，后期可继续作业的5口。2.1套损井逐年增多，修复难度越来越大今年大修的43口水井中，套损井达到了26口井，占60.5%。套损井停止大修的主要有以下4种情况。(1)油层段套损严重，胀管无法修复，打通道、套管补贴费用太高，停止施工。（2）套管错断，落鱼鱼顶位置在错断处或错断处以下,错断位置在水泥返高以下，打通道和取换套都不能实现，5口井没有修复。（3）套损处出砂严重，无法有效封堵今年在某油田所大修井中，共有套损井38口井（包括油井），其中60-

3、600m深度以内的套损井17井次。由于该井段无技术套管，地层松软，岩石胶结性差，在井深100-600米之间发生套管移位错断，出砂严重，采用水泥封堵多次均不理想，以下6口井无法按设计继续施工。（4）注水层窜层，造成井下异常高压，无法施工跃3393井，2012.3.19套铳至井深1845.24m处，返出物为油水混合物及直径为6mm石粒，计量返出量大于进口量,立即起出①73反扣钻杆40根；关井12小时，观察井口压力：套压12MPa,油压12MPao计算地层压力为28MPa,继续施工需要比重1.6的泥浆才能平衡井底压力。决定泄压后，再进行施工，结果泄压4个

4、月，压力仍未放完，分析是附近注水井窜，造成该井高压。2.2设计提供数据与实际情况不符，造成取换套作业不能完成（表1）2.3新情况层出不穷，大修作业技术有待进一步提高井下作业公司通过近几年的专业化施工管理，根据现场实际，研发改进了大修打捞工具、套铳工具、套管回接工具等20余件。优化大修工艺，实现了套铳-打捞一体化，磨、套铳-打捞一体化，清理井壁-打捞一体化，从而实现快速打捞或整体打捞的效果。形成了11项成熟技术和2项前沿技术，但由于井下情况越来越复杂，必然要求大修技术的不断发展来应对大修井的复杂情况，目前大修技术还存在以下瓶颈。(1)打通道、补贴技术

5、：存在施工周期长、安全风险大、不能保证100%成功等问题。(2)浅层高压出水、出砂的安全施工、封堵技术：近年来，浅层高压出水、出砂问题在某油田各个区块都存在，2009年跃X643井550米套管错断，出砂、出水严重，导致该井报停，2012年有6口井，均由于出砂、出水严重导致报停。因此，针对此类井的修复手段还有待进一步研究。(3)裸眼取换套技术：针对裸眼取换套，水泥封固取换套在技术方面存在井壁坍塌、缩径、鱼顶丢失、倒扣困难等难题，在设备方面存在无完善的循环系统，无取套专用设备等问题。(4)过断口打捞技术：过套管错断口打捞下部落鱼技术需要进一步研究提高。

6、(5)井下情况诊断技术：大修井井下复杂情况综合诊断技术有待进一步提高。由于没有先进的井下诊断设备及技术，增加了对井下情况的判断难度及时间。2.4大修费用，影响施工作业一是作业费用。当施工中遇到难度较大，费用较高时，都停止施工。如跃725井取换套、跃7040井套管补贴两口井依现有技术如要取出套管，周期较长，费用较高，终止取套施工。二是泥浆费用过低，无法保证施工安全。在E31油藏的修井中，由于井较深，用清水在套磨铳过程中，磨铳碎屑极不易返出，增加了施工风险；在裸眼井段取换套过程中，不使用泥浆，无法进行施工作业；水井压力过高，不使用泥浆无法修井，如跃33

7、93井，需要比重为1.6的泥浆才能平衡井底压力。2.5大修投入不够，设备不配套裸眼井段取换套技术，虽然做了很多工作，也取得了成功经验，但目前大修没有配套泥浆处理装置及取换套相应的设备，采用目前的工艺技术施工，施工周期长，风险大，费用高。3总结与建议注水井大修成功率低的原因是多方面的，除了井况越来越复杂之外，我们的技术还有待进一步提髙；为了进一步提高我公司的大修技术水平，提高注水井的修复率。提出建议如下：(1)针对目前越来越多的套损井，配套循环系统，引进配套先进的取换套设备及工具，实现大修的安全施工。(2)支持大修技术的提升与发展。大修技术的提升需要

8、不断引进、研发新工艺、新技术，同时需要不断的实践、改进。利用公司三年打造五项井下特色系列技术为契机，针对大修技术进行专项攻