油田中神经小套管完井与配套技术.ppt

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1、,中原油田中深井5套管内下4套管二次完井与配套技术,采油工程技术研究院井况技术研究室,前言 中原油田4套管二次完井技术 4套管二次固井完井配套技术 典型实例 应用效果及经济效益评价 结论,主 要 内 容,一、前 言,中原油田自投入开发以来，由于受复杂断层、异常地应力、盐膏层、高矿化度地层水、增产增注措施等因素的影响，油水井套管出现不同程度的损坏，众多的套损井，严重地影响着油田的生存和发展。,截止2002年底,仍有各类事故井1485口，而套管损坏井有903口，占60.9。,为解决上述矛盾，中原油田多年来经过深入研究，并进行现场实践，在采用4套管完井修复套损井技术方面，取得了长足的进展，对于完善注

2、采井网、挖掘二、三类油藏、细分层系、提高油田开发水平具有重要意义。,二、中原油田4套管二次完井技术,小套管二次完井技术简介 5井眼中全井下4套管延迟固井技术 4套管悬挂完井技术,小套管二次完井技术简介,中原油田有着其复杂的地质特征，在修复套损井方面主要采用了以下小套管二次固井完井工艺，其中以5套管内全井下4套管,4套管悬挂和开窗侧钻悬挂4套管为主。,5井中全井下入4套管延迟固井技术完井 5套管破损井段下入4套管局部悬挂套管技术,小套管二次完井技术简介,5井中全井下入4套管延固技井技术,该技术1997年研究与应用,主要解决油水井套损、腐蚀穿孔。截止2003年8月，共施工59口井，其中油井21口，

3、气井3口,水井35口，完井平均井深2624m，最大井深3078m，单井平均费用89.3万元.通常小修队即可施工，平均施工周期25天左右。在修复套损井和完善注采井网方面起到了积极的作用。,5套管破损段下4套管悬挂固井技术,该技术主要针对上部套管完好,而下部损坏或生产井段长无法细分层系。截止2003年8月，全油田共施工32口,其中油井24口，水井8口.悬挂井段多位于原井筒下部.单井费用72.2万元，小修队即可施工，平均单井施工周期22天左右。,5井眼中全井下4套管延迟固井技术,工艺原理 在原5井筒中下入4套管，注入缓凝固井水泥浆，使水泥浆液面返至一定高度，将4套管上提一定高度，使水泥浆液面回落，再

4、将4套管回插，最后候凝完井的套管修复完井技术。较好地解决了小间隙、窄环空井眼的固井问题和4套管在原井眼中的居中问题。主要应用于套管破损井的修复和预防套损井的发生。,。,。,。,。,。,。,。,。,。,。,。,。,1、下4套管到设计位置2、正洗井3、正替水泥浆、压塞液、顶替 液并碰阀,4、上提4套管100米,5、回插上提4套管6、候凝,下4套管施工过程示意图 图1,原井水泥返高,胶塞,4套管替浆,深度,人工井底,51/2套管,完钻井深,4套管上提,位置,4套管完井,深度,4套管固井,水泥返高,。,。,。,施工步骤,依据井下技术状况和地质效果要求进行选井，一般选择有地质修复价值、全井腐蚀破漏井段长

5、、套管变形，水淹程度低,套损处修复后可下入101.6mm套管的套损井。,对井筒进行通井刮洗封窜堵漏处理，确保井眼畅通，破损段堵漏后试压合格。,井筒处理施工参数 表1,施工步骤,选用合格的101.6mm无接箍套管，用于水泥封固段，封固段以上可用普通有接箍套管。为保证套管居中，减少环空流体阻力，无接箍套管外必须加装外形尺可能小的扶心器（块）。,图2 扶正块结构示意图 图3 扶正块焊接位置图,施工步骤,按地质要求设计套管组合，管柱组合通常为：引鞋+双回压阀短节+试压短节+101.6mm无接箍外加扶正块套管+磁定位短节+101.6mm无接箍外加扶正块套管+变扣短节+101.6mm有接箍套管+套管悬挂短

6、节+井口法兰。套管组合应根据井深、钻井地层井液密度、套管抗拉、抗挤强度等因素综合考虑设计。全部套管入井后，用钢丝吊球对整个101.6mm 套管柱试压，合格后进行下步施工。,用于延迟固井的水泥浆，必须有较长的稠化时间、很高的稳定性，以满足套管回插工艺的要求；塑性粘度、屈服值尽可能小、流变性能好，以利于套管顺利起下；后期强度发展较快，候凝时间不能太长；失水小、不析水，以保证固井质量。,套管回插,注水泥结束，上提起出部分4套管。起出套管的长度视产层顶界到管柱底部之间的长度而定。重新下入上提套管至设计深度，安装好悬挂井口。在固井施工过程中，首先要备足足量的清水清洗井筒，确定合适的泵压与排量，然后按照常

7、规注水泥工艺注隔离液、注水泥浆、压胶塞、注顶替液。水泥浆用量根据设计水泥返高而定，并适当考虑附加量。,施工步骤,关井候凝72小时，全井试压合格后，进行声幅-变密度测井。用73-B射孔弹射开油层，下50.8mm油管投产（注）,4套管悬挂完井技术,工艺原理:打通套管通道后，在套损点以上某一合适位置固定一悬挂器，下挂4无接箍加装扶正块套管的完井技术,固井时可采用延迟回插技术。主要应用于上部套管完好或基本完好，而下部套管破损的油水井。,打通道、打捞落物,暂 堵,下固井及完井管柱,注 灰,起管柱、候凝、投产,延迟回插式悬挂器,主要施工步骤,丢手悬挂器、洗井,三、4套管二次固井完井配套技术,4套管固井质量

8、评价技术 4套管射孔工艺 4套管系列配套技术 4套管注采配套技术 修井工艺技术,4套管固井质量评价技术,为检验4无接箍套管的固井质量和影响因素，中原油田利用全尺寸科学试验井，建立5套管内下4无接箍套管固井质量等级样板模型井筒，模拟井下压力20-25MPa、水温90-100C的条件下，候凝72h后测井，并起出模拟管柱分段解剖，进行固井质量评价试验。,实验结果表明：声幅-变密度测井可以准确反映出5和4套管环空水泥胶结情况，自由段套管刻度明显，水泥胶结好、中、差等级在测井曲线上能得到准确反映。4无接箍套管扶正块位置及数量对4套管扶正影响较大，扶正间距越大，扶正块越小，套管偏心越大，套管越难以集中。5

9、套管内壁油污对水泥胶结有一定影响，蜡污、垢污对水泥胶结物影响。4套管防腐涂层过厚，影响水泥胶结。,配方：JHD+G303(0.5%)+G404(1.8%)+G106(2.4%)+G603(0.1%)+G202(1.1%)BHST110 NHCT65 P30MPa水灰比38 密度1.97gcm3析水0 ml，失水 0.6 稠度系数 K 0.4Pa.Sn,水泥浆技术性能,该水泥浆体系性能稳定，主要受温度影响，当温度为80时，水泥浆稠化时间为460min左右，试验温度每升高5，稠化时间将缩短30min，而强度发展较快；当稠化时间大于1200min时，则水泥浆在48h内不凝固，基本无强度，而压力对稠化

10、时间和强度影响不大。,表-2 延迟固井施工主要技术参数,表3 延迟固井施工主要技术参数,固井质量评价,关井侯凝，全井筒用清水试压30Mpa，30min压降不超过0.5Mpa为合格。采用DDL数控测井系统，对施工井进行声幅变密度测井，运用模拟试验获得的定量解释图版进行分析、评价，统计8口井数据,4-51/2套管环空水泥胶结良好，固井质量优良井段达71.2，水泥返高全部达到设计要求,对井筒用清水试压，全部合格。,全井下4套管延迟固井固井质量评价表 表-4-1,全井下4“套管延迟固井固井质量评价表 表-42,在中原油田全尺寸科学试验井内，先后两次建立了约150m长的外512、内4的模拟试验井筒，并在

11、512套管内壁设置了油、蜡、垢不同介质的第二界面，进行了两次试验，并进行解剖分析：模拟井下条件：2油管95-100热水循环，环空加压20-23Mpa，养护80h；常温常压下，养护96h。建立水泥胶结定量解释图版与定性、定量评价标准。,固井质量评价试验与研究,120,40,30,20,10,100,80,60,40,20,0,20,40,60,80,0,时间(h),温度C,压力(MPa),停车、修泵,放压,放压,放压,放压,锅炉 出口 温度,循环 出口 温度,5-1/2-4 环空压力,水泥养护压力、温度曲线图 图-4,水泥胶结定量解释图版 图5,自由套管 a 声幅(CBL)幅度高;b 变密度(V

12、DL)测井显示套管波很强；c 变密度(VDL)测井显示无地层波。第一、二界面胶结好 a 声幅(CBL)幅度低;b 变密度(VDL)测井显示套管波弱或完全缺失；c 变密度(VDL)测井显示地层波强或衰减于地层中。,定性解释,定性解释,第一界面胶结好、第二界面胶结差 a 声幅(CBL)幅度低;b 变密度(VDL)测井显示套管波弱或缺失；c 变密度(VDL)测井显示地层波极弱或无地层信号。第一界面胶结差 a 声幅(CBL)幅度高;b 变密度(VDL)测井显示套管波强；,通过衰减系数计算评价井段的胶结指数,进而对水泥胶结进行定量解释。评价井段的衰减指数通过图版计算求取。在测井曲线上读取评价井段的声幅值

13、，然后在计算图版的左边找到相应值进入图版，与所在的套管外径相交，从交点水平向右至衰减系数柱，即得评价井段的衰减系数。评价井段的衰减系数也可由下式求取：(20/Z)log(A0/A1)式中:评价井段的衰减系数 Z源距 A0自由套管声幅值 A1评价井段声幅值,定量解释,评价井段的水泥胶结指数由下式求取：BI12 式中：BI评价井段的胶结指数 1评价井段的衰减系数 2胶结好的井段的衰减系数（或最大的衰减系数）根据胶结指数确定水泥胶结程度：BI0.8 解释为水泥胶结好 BI=0.60.8 解释为水泥胶结中等 BI0.6 解释为水泥胶结差,定量解释,4套管射孔工艺,中原油田研制成功73-B射孔弹,模拟射

14、孔打靶,模拟射孔靶由N8051/29.17mmN8049.0mm构成,4套管居中,环空与51/2套管外充填固井水泥,靶直径1.2m,高度1.5m。7月份温度下养护35天。73-B射孔弹射穿双层套管,弹孔孔径规则、套管无裂纹、套管内壁无损伤、双层套管之间的水泥环无纵向和径向伤害，射孔后枪身膨胀量5mm，各项技术指标均超过SY5462.5-92标准要求。,1、模具制作：N8049mm套管 N8051/29mm套管模具高度1.5m，直径1.0m，充填物为水泥。2、射孔类型：73-II B射孔弹 孔密12孔/米。3、结果：平均入孔孔径7.6mm，穿透深度346mm，最大穿透深度399mm,弹孔孔径规则

15、，套管无裂纹，套管间水泥环无伤害，射孔后枪身膨胀量5mm,图6 射孔打靶模具,51/29mm套管,水泥浆,49mm套管,4套管系列配套,1998年下半年，上海宝钢集团公司与中原油田合作开发生产4套管，其质量、性能完全能满足中原油田中深井(3000m)施工的需要。4套管技术参数见下表。,宝钢产4 套管主要技术参数,产品评价试验,西安管材研究所对101.67.80 BGXC N80套管试验：按推荐扭矩上卸扣4次无粘扣；水密封试验泄漏压力65.4-66.4MPa；抗挤强度试验失效载荷84.8-86.5MPa,失效部位在管体；连接强度试验失效载荷1323.7-1419.4KN，失效部位在外螺纹大端齿根

16、部,产品评价试验,宝钢对101.69.40 BGXC Q125-3试验：按4000ft-lbs上卸扣4次无粘扣；抗挤强度试验失效载荷 157-167MPa，失效部位在螺纹连接处；连接强度试验失效载荷1465-1495KN。,4套管注采配套技术,4套管完井后,投产投注分别采用了：小泵深抽、弹性气驱、笼统注水和卡封分注等工艺,并取得了明显的效果。用73-IIB 射孔弹射开产层。根据开发要求，对注水井下2油管投注；对油井下2油管、38-44mm深井泵，配套34-7/8抽油杆采油。,采用38mm深井泵,泵挂深度2200-2400m,34-7/8 抽油杆组合。文38-28井，原为注水井，因层间差异大，吸

17、水剖面显示S3中8-9一直不吸水。03年2月2日全井下4套管重新固井后射开S3中9共9.7m4n，油气显示良好，下泵生产，38mm4.8m5次/分钟，日产液21.3t/d，初期日产油8.5t/d，含水60%，截止5月底已产油850t。,采 油,文64井是中原油田全井下4套管最深井,完井深度3078m,固井完井后,采用2N80加厚与平式油管传输,73-B射孔,投产初期日产天然气5.4104m3。,采 气,采用2N80加厚与平式油管,根据地质方案要求进行配注，采用Y341-80封隔器进行分层注水,效果良好。中原油田4套管下Y341-80封隔器井统计,注 水,修井工艺技术,修井钻杆,根据4套管特征,

18、与宝钢合作开发了23/8非API标准钻杆,主要参数为：,修井工艺技术,修井钻杆,配套了适应于4套管内修井用的捞、铣、磨工具,主要有捞矛、捞筒、公锥、母锥磨鞋、铣头等。,配套工具,应用情况,主要配套了与之相应的套铣管,主要参数为：钢级N80,外径79mm,内径66mm、长度11.5m。,修井钻杆、打捞工具、套铣管已在文64井(深度3078m)上应用，未出现问题。,四、典型实例,文64气井 文侧10-57注水井,文64气井,基本情况：该井1979.4.10完井,完钻井深3100m,人工井底3078m,51/2套管外水泥返高1802m；技术套管组合为85/88.94mm2778.57m,油层套管组合

19、为P110(N80)51/29.17(10.54)mm3097.97m；地层温度124,为报废气井；根据开发需要,为挖潜上产,2002年12月1228日实施全井下4套管,完深3078m,投产S4下18 2797.03026.2m。,施工步骤,下27/8正扣钻杆至3078m循环井内泥浆,在密度1.42 g/cm3的70m3泥浆中加10强粘接性堵漏剂,循环泥浆实施暂堵；下4套管,管串组合为：N80有接箍套管1798.5mN80无接箍套管3066.8m引鞋3078m。固井：采用密度1.4g/cm350m31.97g/cm35m3固井,排量300500升/分钟,最高施工压力26Mpa,碰阀压29Mpa

20、。上提4套管2根活动多次,尔后下放完成深度3078m。候凝96小时后测声幅-变密度,评价固井质量。,投 产,采用2N80加厚与平式油管传输,73-B射孔,投产初期日产天然气5.4104m3。截止8月底,累计产气414104m3,效果良好。,文侧10-57注水井,开窗侧钻后全井下4套管,深度2309.1m,2003年元月28日下4套管投注，对应油井文10-49于3月5日后明显见效，日产油由3.3t/d8t/d，含水则由98.5%80.5%，增油降水效果明显。文10-49井采油曲线 图7,五、应用效果及经济效益评价,节约钻井完井和采油工程费 经济效益明显 改善了井况,增产增注效果明显 改善吸水剖面

21、,提高有效注水量,节约钻井完井和采油工程费,中原油田在原套管井眼中下入4套管完井,与51/2钻井完井对比,可节约费用61.2-73%。(详见下表)。51/2 钻井完井与原井眼下4套管完井费用对比,经济效益明显,共完成4套管完井91口(油井45口、气井3口，水井41口)；恢复控制储量284.2104t，累增油11.24104t，增天然气650104m3,累计创效17574万元；共投入资金共投入资金6771.94万元；投入产出比为1：2.60。,改善了井况 增产增注效果明显,文15-60井于2002.6实施全井下4套管固井技术,重新射开S2上4-5层注水,注水压力19.5Mpa下日注108m3,吸

22、水剖面显示各层吸水相对均衡；对应油井W15-84井9月初见效,日产油8.7t12.7t,最高日产18.5t,到2003年5月份累增油1180t；对应油井15-85于2002年底见效，日产油1.8t8.2t,到2003年5月份累增油720t。,文15-84采油曲线 图8,文15-85采油曲线 图9,改善吸水剖面 提高有效注水量,六、结 论,有效地解决了套管长距离多处损坏，需重复修井，投入大、效 益差的矛盾；修复后的油水井，形成双层组合套管，套管柱强度提高，延长了井的使用寿命。对完善注采井网，改善油藏剖面、挖潜二、三类油藏,修复套损井具有重要的意义；修复后的油水井，可实施调层、改善产出剖面，进行补孔、酸化、压裂等多项增产措施；为油田持续开发提供后劲，实现增储挖潜、增产增注之目的；使套管损坏预防关口前移，减少了因套管损坏而造成的产量损失和大量的修复费用，具备“预防”和“治理”双重作用；注、采、修技术配套日趋完善；与新钻井相比，单井节约费用60-75。,谢 谢请 批 评 指 正!,