胜利油田修井技术.ppt

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1、精细作业管理、创新修井工艺进一步提升井下作业技术水平纯梁作业是集油（气）水井大小修等石油工程技术服务为一体的专业修井队伍，现有小修作业队伍11个，大修队1个，年作业能力1200余口，2005年通过ISO9000、14000、18000管理体系认证；纯梁作业除能进行常规的油水井大小修外，通过多年的不断实践探索，在复杂井况处理、套损井治理等方面有独到之处。2010年作业系统面对日益复杂井下状况，立足作业系统特点和生产运行实际，围绕原油生产这个中心，以系统节点管理活动为契机，充分发挥主观能动性，精细作业管理，狠抓技术创新工作，在作业技术和作业管理

2、方面取得了新成绩、新经验，促进了作业系统整体水平的提高，取得了较好的经济效益。本文重点介绍纯梁采油厂作业工艺技术的开发及应用情况。前言主要内容一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平二.研究应用大修技术，不断提高大修成功率三.应用连续冲洗技术，不断降低作业风险四.细化套管除垢技术，加快作业施工进度五.合理使用防偏磨工具，控制作业主材费用六.开发应用新型工具，提高作业施工效率一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平通过近几年的不断完善，套损井治理技术由2005年以前单一的“机械卡封、技术套管内倒套换套、水泥封堵”，逐步形成了目

3、前5大系列7类工艺10种做法的套管修复技术（机械卡封—闭式管柱、丢手卡封；倒套换套--技术套管内换套、裸眼段换套；补贴加固-膨胀管补贴、实体管加固；注灰封堵—预堵封堵、解堵封堵；套管侧钻—定向侧钻、自由侧钻），套损井治理水平逐年提高。1、倒换套技术2005年4月在L38-1采用套铣技术，实现了在表层套管内换取油层套管，2006年5月在J31-16井通过套铣实现了裸眼井换取油层套管，从此倒套换套技术得到不断完善，从2005年至2010年共倒换套16口，成功15口，成功率93.8％，采油厂裸眼换套最深度达到了452m。2010年在金31-05井

4、的换套施工中，针对套管严重弯曲，常规示踪保鱼无法进行的情况，通过全井示踪、泥浆垫底、改进套铣工艺等措施，使该井换套成功，增加日油能力3.1吨。一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平2、套管补贴技术2006年9月与钻井院结合，首次在L38-1井利用国产实体膨胀管对井深190至280m处的漏失段，补贴获得成功。2007-2009年初利用油田优惠政策，采用亿万奇公司膨胀管补贴技术修复套损井17口、18井次，修复成功率100%，其中在纯26-23井的补贴中，创造了在Φ139.7mm套管中使用

5、Φ107.95mm膨胀管一次补贴长度535.46米亚洲新纪录；与此同时，又与钻井院结合利用国产膨胀管补贴2口井，成功率100％。3、套管加固技术2007年开始探索小套管加固技术，包括中部悬挂、全井加固等工艺，目前已实施小套管加固井2口（梁38-10、纯26-25），施工一次成功率100%。大通径管加固技术首先在L35-1井上试验获得成功，L35-1井是用Φ177.8mm油层套管完井的生产井，施工时用外径Φ139.7mm，壁厚9.17mm，内径121mm无接箍N80套管43米作为加固管，实现对射孔段2812.3-2832米的密封；今年又在纯3

6、2-2井，对1298-1428米井段进行大通径长井段套管加固获得成功。一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平4、自由侧钻技术该技术是在油层部位，利用侧钻形成新的井眼，下尾管固井完井的一种套管修复工艺，是其它修复工艺无法实施的一种补救措施。目前已实施3口（纯2-38、纯6N21、纯32-10），成功率100%。5、套管整形技术2010年在套管修复中，针对套管变形问题探索实施了胀管修复工艺获得成功。胀管修复是利用钻柱传递压力，使梨形胀管器在钻杆及配重钻铤快速下放作用下，产生向下的冲击挤胀

7、力，对套管变形部位进行冲击（顿击）、挤胀，在连续不断的冲击挤胀力的作用下，变形部位套管逐渐被挤胀而恢复到原径向尺寸或基本恢复、复位到原径向尺寸。纯48-3井通过使用由小到大梨形胀管器胀管后，母锥打捞落井油管获得成功，梁212-10井解卡捞获落井管柱后，发现油层部位缩径变形，用梨形胀管器胀管获得成功。一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平一.不断完善套管修复技术，逐年提高套损井治理水平6、套管封堵技术2010年我们利用封堵技术治理套损井具有施工简单、费用低、保持原套管内通径不变、遗留问题少等特点。在施工过程中，地质、工艺、作业、采油

8、及相关部门依据具体情况，反复论证，优选堵剂及封堵工艺，并加强现场监控指导，确保施工效果。2010年利用各类堵剂封堵治理套损井22口，施工井数及有效率创历史新高，年累计增油4079