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1、塔河油田稠油井井筒处理工艺技术浅析,2011.4,提 纲,1.面临的困难,2.处理井筒工艺技术,3.井筒处理工艺应用效果评价,4.结论,前 言,塔河油田稠油主要集中在奥陶系，埋深5700m以下。原油地面粘度大于700mpa.s-800mpa.s(70)，稠油密度介于，原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加，流动性变差。掺稀降粘举升工艺是塔河油田稠油开采的主要工艺技术。在修井过程当中，压井作业后管脚以上稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，在井筒内形成较长一段稠油柱塞，使得井下工具难以出入井。所以，对稠油井井筒处理工艺技术提出更高的要求！,2009-20
2、11年一季度修井情况对比,随着十二区深层次开发，09-11年十二区作业井数逐年攀升，2011年一季度十二区稠油井作业31井次。十二区油藏为超稠油油藏，胶质沥青质含量43.8%，原油粘度30-180万毫帕秒。稠油井井筒处理工作面临新挑战。,2009年,2010年,2011年,塔河12区稠油,12区,12区,12区,1.1稠油井修井工作量增加,1.2稠油堵塞井筒引发的问题,稠油上返堵塞井筒,产液剖面无法测试,针对钻杆容易发生卡钻及堵塞,打捞小件落鱼无法判断有无捞获,电泵入井后无法高压解堵,稠油返出地面后，环境治理工作难度大,提 纲,1.面临的困难,2.处理井筒工艺技术,3.井筒处理工艺应用效果评价
3、,4.结论,2.1稠油堵塞井筒的原因分析,稠油堵塞井筒的原因,盐水1=1.14,稠油2=1.08,1、缝洞型油藏油水渗流近似于管流，油水置换速度快。2、重力置换后压井液补充地层能量，同时井内液柱降低。当液柱压力小于地层静压后，稠油上返。3、压井液入井后，导致井筒温度降低，使稠油过早失去流动性，堵塞井筒。,例：TH12421X井，2009年1月大修作业，比重1.24g/cm3油田水正循环压井后起原井油管，552根（约5244m处）油管以下被稠油堵死。压井结束至起原井油管仅7.5h（井底6675m,7 套管管鞋6637m，喇叭口5972m）,TH12421X井稠油,重力置换示意图,2.2稠油上返井
4、筒处理工艺技术,压 井,破坏井筒压力平衡,油水重力置换,稠油上返井口起压,平推稀油至管脚，压力升高,掺稀循环泄压,稠油凝管,a.连续油管解堵b.井口悬吊,掺稀处理井筒稠油示意图,修井作业过程中一旦发生稠油上返，掺稀处理方式工序较复杂。需要组织泵车、稀油、地面稠油回收设备，甚至热油车、连续油管车等等，给施工带来不便，工期无法保证，作业费用随之增加。,泥浆循环解堵工艺,掺稀处理井筒稠油工艺的优化,处理井筒工具的优化,过油管打塞处理稠油凝管工艺,稠油地面回收配套技术,调整密度,掺稀处理井筒稠油工艺的优化（分段处理稠油）,a,b,缺点：稀油消耗量大（等同于压井液数量）工程作业费用增加 作业工期延长 对
5、于供液充足定容 特征明显的井，容 易发生掺稀处理井 筒过程的循环 B类情况的发生可能 导致作业失败,破坏井筒压力平衡,压 井,油水重力置换,观察悬重观察井口出液变化观察管壁,稠油在井筒内形成堆积前，掺稀循环,提前诊断，分段处理，可有效避免复杂情况发生！,2.2稠油上返井筒处理工艺技术,被动,主动,稀油+泥浆循环解堵工艺（针对油管管脚以下堵塞的井）,2.2稠油上返井筒处理工艺技术,解堵步骤,确保油套通畅,稀油配合钻具循环处理井筒,关井求压，确定是否沟通地层,泥浆循环处理油管管脚以下稠油,井口起压，替换泥浆压井,针对性：形成较高稠油塞面，或储层出现严重砂埋、垮塌封闭储层的井。适用稀油+泥浆循环解堵
6、工艺。,优势：泥浆可重复循环利用；携带稠油能力强；分散块状稠油；沟通地层后确保井筒稳定 同时避免了稠油塞面的二次形成。,三牙轮+螺杆钻+油管,优点,缺点,优点,缺点,优点,缺点,优点,缺点,破碎能力强，易于携带,截面积大，易稠油卡钻，易形成抽吸,三牙轮+螺杆钻+钻廷,复合动力，钻磨高效,磨鞋+螺杆钻,钻杆廷内径小易堵塞,磨鞋+钻具,破碎能力弱，不易携带,易建立循环通道，可直接完井，廉价,2.2稠油上返井筒处理工艺技术,处理井筒工具的优化,作业中常用的钻具,光油管+斜尖,优点,缺点,无法实现钻进,高强度、大扭矩、保证处理深度,无法实现反循环处理,节约动力,各有优缺点，应该结合套管尺寸，处理深度，
7、综合考虑。,2.2稠油上返井筒处理工艺技术,过油管打塞处理稠油凝管工艺 稠油地面回收配套技术,“导流槽+人梯+滤网+输送滑道”适用性：地面回收配套技术适用于固状原油的回收。“导流槽”代替防溢管避免稠油堵塞 防溢管。“人梯”疏通导流槽原油“滤网”固液分离，阻止稠油入管 避免后期回收困难“输送滑道”分离出的原油通过输 送滑道转移，便于回收,过油管打塞示意图,过油管打塞处理稠油凝管工艺适用于超深、超稠、地层供液能力充足的井。打塞的目的在与利用塞面承压封堵地层能量后，在处理塞面以上井筒时，可避免因地层稠油上返使施序工序复杂化可能。在TH12228井实验成功，达到了预期的目的。,提 纲,1.面临的困难,
8、2.处理井筒工艺技术,3.井筒处理工艺应用效果评价,4.结论,2.3井筒处理工艺应用效果评价,TH12333井（转电潜泵）掺稀处理井筒稠油,1.下完井电泵管柱120根稠油遇阻（3-4T摩阻），油管堵塞,2.打压14MPa解堵无效，起泵：离心泵被稠油及Cacl2及稠油堵死。（无法高压解堵）,3.组下处理井筒管柱至要求泵挂深度，油/套平推稀油（15m3/45m3）,4、8mm油嘴掺稀泄压：油压4.62Mpa,套压8.65.6Mpa,5、密度1.22g/cm3的压井液42m3反循环节流压井,6、组下完井电泵管柱后，10mm油嘴，38Hz 正常启抽，环保交井（环空持续补液58m3）,严格按照掺稀处理井
9、筒稠油要求过程控制处理井筒稠油后顺利完井。,2.3 井筒处理工艺应用效果评价,分段处理井筒稠油工艺在TH12512井打捞过程中取得的效果,初始落鱼（2009.4）：57/8三牙轮钻头+330310接头+311210接头+27/8斜坡钻杆5根。,该井酸压投产后压力、产液快速下降，机抽生产期间供液不足注水困难（176m3）2009年4月深抽期间探底砂埋66m。处理井筒时发生卡钻形成落鱼,措施目的,裸眼段6441-6531m井段酸化，改造储层。,前期资料,2.3井筒处理工艺应用效果评价,打捞小件落鱼，观察悬重变化十分重要。打捞作业前保证井筒清洁避免稠油磨阻的干扰很有必要。两次打捞均采取掺稀处理井筒稠
10、油的方式。显然，第一次作业打捞，未能及时处理，稠油在井筒内形成堆积，掺稀处理困难。打捞时环空内存在稠油柱塞，无法正确掌握悬重变化。二次作业打捞时，在钻具遇阻之前分段处理，确保井筒清洁，保证后期打捞成功率，节约成本，缩短了工期，效果极佳。两次打捞均出现卡钻现象，第一次施工解卡无效，落鱼中部倒扣。此次施工成功倒划眼8m解卡，稀油起到润滑和浸泡作用。,施工情况对比,2.3井筒处理工艺应用效果评价,过油管打塞工艺在TH12228井（大修）的成功运用,钻完井情况简介：TH12228井：2009年10月对奥陶系鹰山组6523.42-6600m井段进行常规完井，该井钻至井深6594.31m放空，地层沟通性良
11、好、储集体活跃、且油质超稠。73mm 喇叭口5551.58m。09年10月软探井底5931m遇阻，分析认为井底可能被砂埋，决定大修处理井筒至原井6600m，酸化求产。,TH12228井完井井身结构,施工情况对比,小结：1、因前期生产资料欠缺，无法准确求得地层静压，首次施工压井密度偏低，频繁出现油套堵塞，无法实现正常补液，多次平推解堵，不断补充地层能量。形成平推，溢流，凝管，再平推的恶性循环。2、后期作业合理压井液的选择、过油管打塞工艺和处理井筒钻具的优化，避免了类似问 题，是处理井筒成功的关键。三牙轮钻头+螺杆钻+循环滑套的配合使用实现了处理井 筒管柱的直接完井，节约作业费用与工期 3、对于超
12、稠油井，形成一套成熟的地面稠油回收配套工艺。,2.3井筒处理工艺应用效果评价,提 纲,1.面临的困难,2.处理井筒工艺技术,3.井筒处理工艺应用效果评价,4.结论,针对钻杆容易发生卡钻及堵塞,小件落鱼无法判断有无捞获,电泵入井后无法高压解堵,产液剖面无法测试,地面环境治理工作难度大,4.结 论,“导流槽+人梯+滤网+输送滑道”,分段处理井筒稠油工艺,掺稀循环，保证正常生产,掺稀处理井筒稠油工艺,4.结 论,结论,做好压井过程控制，作业期间及时补液，保持井筒与地层压力的动态平衡，尽量保证稠油不在井筒内形成堆积。,掺稀处理井筒稠油工艺为目前处理主要处理井筒手段，但稀油匮乏成为运用此项工艺处理井筒的一大瓶颈。,稠油上返，井口起压前，及时分段处理稠油，修复井筒与地层压力平衡，可保证后期施工工序顺利实施，提高时效。,过油管打塞工艺技术在TH12228井的成功运用，为后期井筒稠油解堵积累了经验，该项工艺值得推广。,汇报完毕,欢迎各位领导批评指正！,
