油水井套管損壞防治配套技術(shù)推廣應(yīng)用

1、油水井套管損壞防治配套技術(shù)2004年在采油四廠的推廣應(yīng)用采油四廠 二四年十一月油水井套管損壞防治配套技術(shù)2004年在采油四廠的推廣應(yīng)用項目完成單位： 采油四廠項目負責(zé)人： 陳愛仁項目主要參加人員：陳愛仁 李現(xiàn)東 張俊平李敬忠楊玉峰陳 俊王永平 孫紅兵 王興玉 寧順康祝傳根黃竹青王志濤 賓艷鋒 鄧麗華報告編寫人：張俊平李敬忠審核人：李現(xiàn)東審定人：目 錄一、新技術(shù)推廣應(yīng)用依據(jù)及技術(shù)來源二、合同指標(biāo)完成情況三、推廣應(yīng)用主要工藝技術(shù)及完善提高內(nèi)容（一）、高抗擠套管與特殊扣套管技術(shù)（二）、高壓注水保護套管技術(shù)（三）、水力壓裂保護套管技術(shù)（四）、井下套管組合檢測技術(shù)（五）、51/2套管內(nèi)下4套管修復(fù)技術(shù)（

2、六）、51/2套管開窗側(cè)鉆技術(shù)（七）、復(fù)雜落物打撈技術(shù)（八）、套管整形加固技術(shù)（九）、化學(xué)堵漏修復(fù)套管技術(shù)四、項目達到的技術(shù)指標(biāo)及經(jīng)濟效益評價（一）、達到的技術(shù)指標(biāo)（二）、經(jīng)濟效益五、結(jié)論與認識一、新技術(shù)推廣應(yīng)用依據(jù)及技術(shù)來源文南油田投入開發(fā)近二十年來，因地質(zhì)條件復(fù)雜，地層水礦化度高，油水井關(guān)系復(fù)雜等主客觀原因，造成目前井況惡化，油水井套管出現(xiàn)了不同程度的損壞，井下技術(shù)狀況逐年變差，嚴重動搖了油田的穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，制約著文南油田生存和發(fā)展。文南油田事故井現(xiàn)狀：據(jù)統(tǒng)計，全油田共發(fā)現(xiàn)事故井545口（含報廢井），事故井中，套損井207口，占事故井的38，落物井167口，占事故井的33，套損井與落物兼有井1

3、71口，占事故井的29。單純套損與套損落物井合計378口，占事故井的67。由此可見，文南油田最大的井況問題是套損（見表1）。表1 文南油田事故井現(xiàn)狀區(qū)塊事故井?dāng)?shù)（口）井 別小 計事 故 類 型落 物套 損套損+落物文33塊143油井81411822水井62172817文95塊70油井44171215水井267811文79塊115油井74173126水井4171618文72塊145油井111384528水井3451811其它區(qū)塊72油井56162515水井16268總計545油井366129131106水井179387665套損井原因分析通過對文南油田套損井全面的調(diào)查分析，認為文南油田套損井損壞

4、有“三大規(guī)律”具體如下： （一）、套損井的分布規(guī)律 1、套損井的平面分布規(guī)律在平面分布上，套損井主要分布在復(fù)雜斷塊、斷層多（有155條）、鹽膏層、巖性蠕動滑移的區(qū)塊，該區(qū)塊共有油水井908口，套損井為328口，占套損井總數(shù)的86.7%(見表2)。 2、套損井井筒縱向規(guī)律（1）、 井段分布規(guī)律套損井在井段分布上存在著一定的規(guī)律。378口套損井中，套損位置在水泥返高以上有58口，占套損數(shù)的15.3%，其主要原因是腐蝕破漏所致。套損位置在水泥返高到生產(chǎn)井段的有180口，占套損數(shù)的47.6%，主要原因是固井質(zhì)量差及鹽膏層蠕動所致；套損位置在生產(chǎn)井段的有115口，占套損數(shù)的30.4%，主要原因是套管質(zhì)量

5、及采用不合理增產(chǎn)措施所致（如壓裂、89-1射孔后重新補孔等）。在生產(chǎn)井段以下有25口，占套損數(shù)的6.7%,從統(tǒng)計結(jié)果看，套損井分布的主要井段在水泥返高至生產(chǎn)井段(包括生產(chǎn)井段)，共295口井，占套損井?dāng)?shù)的78%(見表3)。表2 套損井的平面分布區(qū) 塊地 質(zhì) 特 點發(fā)現(xiàn)套損日期（年）套損井?dāng)?shù)(口)投產(chǎn)時間區(qū)塊面積（Km2）斷層條數(shù)（條）平均斷塊面積 （Km2）文33塊837.7310.258668文95塊835.490.68646文79-136塊84260.338521文79南843.950.789318文9986230.67916文85872.450.488832文135865.8170.34

6、8941文13491290.229119文72S3中917.8230.349216文79-79932.950.589413文82933.880.489514文79-133934.9180.279526文138943.2160.2968合計155328表3 套損井井段分布井口-水泥返高水泥返高-生產(chǎn)井段生產(chǎn)井段生產(chǎn)井段以下套損井口數(shù)（口）5818011525所占百分比（%）15.347.630.46.7（2）、井深分布規(guī)律文南油田井深大多在3000m以下，最深的達4000m。主要開采層系為沙2沙3段。油層深度約25003500m，通過統(tǒng)計分析，套損井分布與深度呈如下關(guān)系（見表4）表4 采油四廠套

7、損井與井深關(guān)系表井深（m）0-500500-10001001-15001501-20002001-25002501-30003001-35003501 套損井?dāng)?shù)（口）12826978177626占總損%3.22.16.82.420.646.816.416從表中可以清楚地看到，套損井在井深分布規(guī)律上有以下明顯特點：在井段20003500m之間共有套損井317口，占套損井總數(shù)的83.8%，而水泥返高至生產(chǎn)井段基本上在井深20003500m之內(nèi)，與前面井段分布規(guī)律中分析的結(jié)果基本相同。3、套損時間規(guī)律為了解文南油田套管損壞與時間的關(guān)系，對發(fā)現(xiàn)的套損井從投產(chǎn)及使用時間上進行了分析，其結(jié)果如下（見表5）

8、。表5 文南油田套損井使用壽命統(tǒng)計小于2年2-4年4-8年8-12年大于12年套損井?dāng)?shù)（口）42681587931占總損%11.11841.820.88.3文南油田套管完好壽命為12年以內(nèi)，有347口，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的91.7%，而據(jù)有關(guān)統(tǒng)計勝利油田套管使用壽命在20年以內(nèi)的井占套損井的50%，套管使用壽命是文南油田的近一倍。（二）、套管損壞原因分析從套管損壞的“三大規(guī)律”及有關(guān)資料分析，文南油田套管損壞原因主要表現(xiàn)在以下四個方面： 1、鹽層特殊性質(zhì)是鹽層套損的主要原因 文南油田鹽膏層發(fā)育完善，下第三系沙河街組沉積了四套鹽膏層。對油水井套管威脅較大的是沙一段的鹽膏層，深度在23003000m之間，

9、為鹽湖沉積，在沉積時由于水體含鹽的周期性變化，形成了多套鹽膏層與砂、泥巖的交替韻律層，這些鹽膏層在地下高溫、高壓及外界壓力波動較大的條件下，蠕變發(fā)生塑性流動，形成對套管的外擠壓力，導(dǎo)致套管損壞變形。據(jù)計算，深于2000m以下鹽層作用在套管上的外擠力最大可達190MPa，足以使套管變形甚至完全被擠毀。其次，鹽層溶解使井眼擴大或使鹽層坍塌，套管受力狀況惡化，也是引起套管損壞的原因。文南油田主要區(qū)塊鹽膏層分布規(guī)律如下（見表6）。表6 文南油田鹽膏層分布區(qū)塊文33塊文95塊文72塊文79塊鹽膏層深度（m）2300-23502340-25302480-27002257-3000鹽膏層厚度（m）0-503

10、0-7060-25050 在378口套損井中，有168口井是套損段發(fā)生在鹽膏層段，占套損井總數(shù)的44.4%。例如：文79-140井就是明顯一例，該井投產(chǎn)16個月后就在鹽膏層井段2833.56m處套管縮徑變形，擠扁處內(nèi)徑縮至110mm。而打的更新井新文79-140井投產(chǎn)4個月后又在鹽膏層段2850m處嚴重變形，擠扁處的內(nèi)徑為103mm。98年打的新井文72-225、文72-227井，在各自投產(chǎn)11個月和5個月后，都在鹽膏層井段2701m和2633m處縮徑變形。鹽層影響也能使套管成片損壞，如文72-135塊的文72-119-20-345三口井，即為成片損壞的例子。2、油層出砂是射孔井段套管損壞的原

11、因之一油層出砂不僅給生產(chǎn)管理帶來許多困難，而且油層出砂后還將在套管外壁形成空間，并向下滑塌形成不規(guī)則斜壁，使本來強度已削弱了的套管在射孔段及鄰近段發(fā)生損壞。3、生產(chǎn)管理不當(dāng)是射孔井段損壞的另一主要原因油層出砂是導(dǎo)致生產(chǎn)井段套損的一個方面，另一方面生產(chǎn)管理措施不當(dāng)造成生產(chǎn)井段套管損壞的危害也不容忽視，主要表現(xiàn)在： 壓裂措施不當(dāng)，造成套管損壞壓裂時未下套管防護封隔器、破裂壓力控制不當(dāng)，造成壓壞套管。套損井中，有75口井實施過壓裂措施后，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)井段套損，占生產(chǎn)井段套損井的65.2%,占總損數(shù)的20%。 重炮措施，對套管損害也較大油水井的重炮措施，使本來射孔井段套管強度減弱的狀況更是雪上加霜，對套管

12、的損害尤為嚴重。在套損井中，經(jīng)統(tǒng)計有31口井曾進行過重炮措施而造成生產(chǎn)井段套損，占生產(chǎn)井段套損井的27%,占總損數(shù)的8.2%。 完井、固井質(zhì)量差造成套管變形損壞完井、固井質(zhì)量差主要表現(xiàn)為：水泥環(huán)不連續(xù)，水泥返高不夠、串槽；上扣不緊，套管質(zhì)量不合格等，因這些原因造成套損的井約有27口，占總套損井?dāng)?shù)的7.1%。 注水誘發(fā)加劇了套管損壞文南油田屬于低滲透油田，采用高壓注水開發(fā)，高壓注水占85.5，油水井在生產(chǎn)、注水過程中，注入水及作業(yè)水侵入泥巖段引起泥巖膨脹蠕動造成套管損壞。統(tǒng)計表明，在套管損壞較嚴重的54口井中，有21口井套損部位都發(fā)生在泥巖段。4、腐蝕對套損的影響腐蝕對套管造成的損害是嚴重的，這

13、從井中取出的套管、油管就可以看出套管腐蝕的嚴重程度。套管腐蝕破漏有39口，占總套損數(shù)的10.3%。針對以上問題，推廣應(yīng)用文南油田油水井套管損壞防治配套技術(shù)，對控制井況惡化延長套管使用壽命具有十分重要的意義。技術(shù)來源：油田科技攻關(guān)推廣應(yīng)用項目。二、合同指標(biāo)完成情況2004年采油四廠開展了油田分公司新技術(shù)推廣項目油水井套管損壞防治配套技術(shù)在文南油田的推廣應(yīng)用。合同規(guī)定推廣應(yīng)用163口井，截止到10月底現(xiàn)場實施工作量153口井，完成合同規(guī)定全年工作量的93.8%；預(yù)計全年完成工作量178口，預(yù)計完成合同規(guī)定全年工作量的109.2%（見表7）。表7 油水井套管損壞防治配套技術(shù)工作量完成情況統(tǒng)計表序號項

14、目名稱合同規(guī)定工作量(井次)實際完成工作量(井次)完成率()成功率()預(yù)計工作量全年完成（井次）預(yù)計完成率()1高抗擠套管特殊扣套管的推廣373183.710038102.72復(fù)雜落物打撈101515093.316106.63套管整形加固2210010021004化學(xué)堵漏修復(fù)套管54801005100551/2套管開窗側(cè)鉆15213.3100426.66下4套管425010041007井下套管組合檢測425613310059140.58水力壓裂保護套管302790100301009高壓注水井卡頂封181477.892.820111.1合 計16315393.898.7178109.2技術(shù)、經(jīng)濟

15、指標(biāo)完成情況見表8、表9。表8 合同規(guī)定技術(shù)指標(biāo)完成情況統(tǒng)計表序號項目名稱合同規(guī)定技術(shù)指標(biāo)實際完成技術(shù)指標(biāo)技術(shù)指標(biāo)完成情況對比1高抗擠套管特殊扣套管的推廣井身質(zhì)量合格率100井身質(zhì)量合格率100完成率100固井合格率95以上固井合格率87低8個百分點延長套管的使用壽命5-8年預(yù)計延長套管的使用壽命10年完成率100新井壽命15年以上預(yù)計新井壽命15年以上完成率100251/2套管開窗側(cè)鉆下4套管小井眼開窗側(cè)鉆成功率100小井眼開窗側(cè)鉆成功率100完成率100小井眼鉆井速度提高20-30小井眼鉆井速度提高30完成率100小井眼中靶率100小井眼中靶率100完成率100下套管一次成功率100下套管

16、一次成功率100完成率100固井合格率100固井合格率67低33個百分點修復(fù)的老井延長壽命5年以上預(yù)計修復(fù)的老井延長壽命5年以上完成率1003井下套管組合檢測套管監(jiān)測成功率100套管監(jiān)測成功率100完成率100資料符合率98資料符合率98完成率100表9 合同規(guī)定經(jīng)濟效益指標(biāo)完成情況統(tǒng)計表序號項目名稱合同規(guī)定經(jīng)濟效益指標(biāo)實際完成經(jīng)濟效益指標(biāo)經(jīng)濟效益指標(biāo)完成情況對比1投入產(chǎn)出比計劃投入資金：2841萬元投入總費用：1680.4萬元節(jié)余1160.6萬元預(yù)計創(chuàng)效：1×104萬元創(chuàng)效：6973.65萬元少3026.35萬元投入產(chǎn)出比1：3.5投入產(chǎn)出比1：4.15完成118.5%2恢復(fù)儲量恢

17、復(fù)地質(zhì)控制儲量約50×104t恢復(fù)地質(zhì)控制儲量91.5×104t完成183%恢復(fù)可采儲量8×104t恢復(fù)可采儲量25.5×104t完成318.7%3累增油累增油2×104t累增油3.5×104t完成175%三、推廣應(yīng)用主要工藝技術(shù)及完善提高內(nèi)容在油田分公司井況防治中心等部門的統(tǒng)一部署下，采油四廠結(jié)合油田三年科技攻關(guān)會戰(zhàn)活動，在文南油田大力推廣應(yīng)用了油水井套管損壞防治配套技術(shù)，效果顯著。（一）、高抗擠套管與特殊扣套管技術(shù)優(yōu)化設(shè)計鹽巖層、泥巖層和生產(chǎn)層的套管強度，提高易套損井段套管鋼級，延長油水井壽命。1、套管的選取特殊段選用日本產(chǎn)套管或

18、TP130TT高抗擠套管，其他段選用的套管是由天津套管廠和上海寶鋼生產(chǎn)的P110套管。針對鹽層段易套變的情況，選用了TP130TT（152.4×16.9）加厚套管。2、套管結(jié)構(gòu)的確定由于油田措施作業(yè)頻繁，井口更換次數(shù)多，易造成井口套管短節(jié)絲扣老化或損壞，因此井口三根套管一律選用日本產(chǎn)P110套管，便于日后損壞后更換。鹽層段采用TP130TT（152.4×16.9）加厚套管，以控制因鹽層的蠕變應(yīng)力造成套變，大大延長套管的使用壽命。表10TP130TT套管與P110套管相關(guān)參數(shù)對比型號外徑mm壁厚mm內(nèi)徑mm抗擠毀強度MPa管體屈服強度104N最小內(nèi)屈服強度MPa扣型TP130

19、TT152.416.891118.618176.644644.1173.81扁梯形P110×9.17mm139.79.169121.36176.532284.973.36長圓形P110×10.54mm139.710.541118.618100.250324.190.74長圓形3、現(xiàn)場推廣應(yīng)用工作量2004年1-10月份，在鹽層段均使用了高強度TP130TT厚壁套管，現(xiàn)場實施31口井，平均單井使用216.62m，累計使用6714.82m（見表11）。表11 高抗擠套管與特殊扣套管技術(shù)推廣應(yīng)用工作量統(tǒng)計表統(tǒng)計日期：2004年10月30日序號井號施工單位井別鉆井時間完鉆井深(m)

20、人工井底(m)阻位(m)水泥返高(m)高抗擠套管與特殊扣套管技術(shù)推廣應(yīng)用工作量備注開鉆完井套管規(guī)范（外徑 壁厚 鋼級）用量(m)199-19一/32586斜直12.201.13300029822982320152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津243.682N95-22四/32609定開12.211.17279627632780.31540152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津124.11379-172三/45727定開12.191.20335833343337.61900152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津155.89499-21三/32598斜直12.301

21、.24303030013011.071542152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津231.9533-170一/45711斜直12.171.28342134103415.491567152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津129.5672-151四/32611定開12.162.2340333613382.531010152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津349.98799-14一/32582斜直1.302.19297929592959.962270152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津247.41879-124三/45727定開1.282.233363333

22、43344.59400152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津117.529N99-4四/32606斜直1.263.1298829712976.3240152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津230.5310269-16三/45750定開1.253.6360635373590.82830152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津189.811199-22二/45720直2.193.12302030113011.532360152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津179.011272-170一/32586斜直1.223.21336833503353.15148015

23、2.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津310.81399-30三/32602斜直3.33.24305030293003.05545/2300152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津190.9414294-1三/45727斜直3.13.29337133403349.76370152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津129.5215133-34二/45721定開3.64.7309230693073.2985152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津110.9516269-17二/45713定開2.274.11341033853392.571890152.4*16.9*T

24、P130TT 產(chǎn)地：天津268.4217179-33一/50208定開3.54.19396239163947.851604/2326152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津170.511872-101三/45733定開3.54.20342033913396.39923152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津318.971999-31一/50208定開4.44.28309630603071.85200152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津202.642033-171三/45727定開4.24.28320031703181.4310152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)

25、地：天津131.352172-70一/45712定開4.15.6343233903415.121763152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津326.62272-81四/32610定開3.175.9336033393340.32340152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津318.622372-171二/45715斜直4.55.10337033423351.551030152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津318.672499-24一/32583直4.245.17313731133117.44470152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津150.32588-1

26、3四/45755定開4.65.21352034963513.611310152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津218.82672-221三/45727斜直5.16.2336033393346.621180152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津197.782799-23三/45732定開4.246.5305530253028.32750/2310152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津229.8928297-2三/40668定開5.186.19353735163518.21560152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津239.5129N86三/45738定開5

27、.257.1358035373561.361370152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津270.473072-258三/60806斜直5.267.26348034593462.830152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津249.613133-172一/32587定開7.68.19331032913291.19150152.4*16.9*TP130TT 產(chǎn)地：天津161.134、達到的技術(shù)指標(biāo)（1）、高抗擠套管及特殊扣套管在鹽層段使用率100%；（2）、固井合格率87；（3）、井身質(zhì)量合格率100；（4）、延長套管的使用壽命10年。5、項目推廣應(yīng)用采取的主要措施為了強化鉆井監(jiān)

28、督，提高新井質(zhì)量，順利推廣應(yīng)用高抗擠套管與特殊扣套管技術(shù)，廠專門成立了項目組，今年以來，項目組一直把提高新鉆井的井身質(zhì)量、固井質(zhì)量、套管質(zhì)量、高抗擠套管與特殊扣套管應(yīng)用，作為井況防治重點工作來抓，努力提高全廠的新井建井質(zhì)量。（1）、提高新井的井身質(zhì)量新井的井身質(zhì)量，關(guān)系到鉆進過程中的正常施工，關(guān)系到固井質(zhì)量的好壞，甚至關(guān)系到新鉆井使用壽命，通過采取一系列措施，以提高井身質(zhì)量。1）、控制全角變化率、造斜點等手段來控制井眼軌跡，改善井身狀況。2）、通過控制泥漿性能，優(yōu)化施工措施等手段控制井徑擴大率。3）、鹽層段的施工作重點之一，改善鹽層段的井眼狀況。4）、嚴格控制定向井的造斜點位置，原則上造斜點控

29、制在2300米以下，上部直井段控制井斜，確保打直，避免新井投產(chǎn)、有桿泵深抽中發(fā)生管桿偏磨。（2）、提高固井質(zhì)量固井質(zhì)量的好壞，事關(guān)重大。項目組把它作為新井工作中的一件大事來抓：1）、通過加強對井眼軌跡、井徑、完井泥漿性能的控制，以提高固井質(zhì)量。2）、細化對固井措施的制定。包括泥漿、頂替液、隔離液的配制以及總量的準(zhǔn)備；固井時排量控制以及其它配套工藝措施，如加下套管扶正器、封隔器等，為能有效提高固井質(zhì)量提供可靠保障。3）、通過對施工隊伍進行嚴格考評，選出優(yōu)質(zhì)的施工隊伍，確保施工質(zhì)量。（3）、強化對新井的監(jiān)督，確保新井質(zhì)量對施工井的監(jiān)督實行住井和巡井相結(jié)合的制度，重點井由“監(jiān)督”現(xiàn)場住井，正常施工井

30、實行巡井，每日巡井覆蓋率要求為100%。對在聘的監(jiān)督中心監(jiān)督，實行監(jiān)督負責(zé)制。日常巡井時實行誰主管誰負責(zé)，而對下套管、電測、固井等特殊工序則專業(yè)監(jiān)督現(xiàn)場跟綜，專人負責(zé)，月底對在聘的監(jiān)督中心監(jiān)督進行業(yè)績考評。所有這些通過實踐，已收到很好的效果。（二）、高壓注水保護套管技術(shù)文南油田自1983年投入開發(fā)，1984年投入注水開發(fā)，經(jīng)過20年的注水開采，至2004年7月底注水井284口，開井167口，分注率為53.8。平均日注水量8763m3。文南油田套管服役時間長、注水壓力高，套漏井逐年增加，特別是水泥返高段以上井段套管漏失的高壓注水井，導(dǎo)致注水井關(guān)、停，損失水驅(qū)控制儲量及水驅(qū)動用儲量。2004年，高

31、壓注水保護套管主要應(yīng)用的工藝管柱為：頂封高壓注水管柱，適用于油層上部套漏或套損、停注上層高壓注水井的套管保護。1、工藝原理高壓注水保護套管主要是在注水層位以上井段卡封隔器，以保護上部套管，延長水井套管使用壽命，恢復(fù)套漏井有效注水的一項工藝技術(shù)。管柱結(jié)構(gòu)及工作原理高壓頂封工藝管柱采用耐高壓差的Y221封隔器為主體，下部配套高壓滑套及單向球座。不僅具有耐壓高的特點，而且高壓滑套能夠滿足油管試壓及洗井的要求，避免了因管柱密封不嚴而引起的作業(yè)返工。 Y221封隔器主要技術(shù)參數(shù)封隔器型號KYY221-114KYY221-110總長(m)1.181.17最大外徑(mm)115111最小內(nèi)通徑(mm)47.

32、545工作壓力（MPa）5050工作溫度（）140140接頭扣型27/8TBG有無洗井通道無工作原理：管柱按設(shè)計連接下井后，按照操作規(guī)程座封Y221封隔器，投球從油管打壓，當(dāng)壓力上升到驗管所需的壓力值并確認驗管合格后，再繼續(xù)打壓至30Mpa打掉滑套開關(guān)，座封后即可對封隔器以下層段進行注水，達到保護上段套管目的。座封：封隔器下至合適深度后，確認井下懸重正常后，上提管柱至卡點位置；正向旋轉(zhuǎn)管柱，并保持正向扭矩；下放管柱，釋放正向扭矩，加壓座封。解封：上提油管，封隔器解封即可起出管柱。2、現(xiàn)場推廣應(yīng)用工作量及達到的技術(shù)指標(biāo)（1）、實施工作量14井次；（2）、成功13口，有1口井因套管變形卡封未成,卡

33、封保護套管工藝技術(shù)現(xiàn)場實施成功率92.8%；（3）、套管保護措施有效率100%；（4）、卡封管柱設(shè)計優(yōu)化率100%； （5）、對應(yīng)油井27口，見效16口，見效井增油4959t（見表12）。表12 高壓注水保護套管技術(shù)措施效果統(tǒng)計表統(tǒng)計日期：2004年10月30日序號井號坐封 時間下入卡封封隔器卡封前生產(chǎn)情況目前生產(chǎn)情況有效期（天）對應(yīng)油井增油措施成功率 %措施有效率%油壓(MPa)套壓(MPa)日注(m3/d)配注(m3/d)油壓(MPa)套壓(MPa)日注(m3/d)配注(m3/d)井號見效 井?dāng)?shù)133-27604.04.18Y241地關(guān)27.0 18.0 61 60 165 33-2401

34、100100295-3404.05.03Y241地關(guān)39.5 20.5 41 40 150 N95-421303 100100333-5204.05.11Y24124.0 24.0 101 100 25.7 22.4 123 120 142 33-253-N130-N1292784 100100433-14104.01.23KYY221油井32.0 26.0 111 110 250 33-153-138-152-1422634 100100582-2804.02.19KYY221長期地關(guān)37.0 20.0 7 30 223 W1561379 1001006N72-14804.02.20KYY2

35、21油井23.0 11.0 51 50 222 N72-99 N72-1581352 100100733-29704.03.04KYY34111.5 7.0 110 100 32.0 18.0 82 80 210 N33-298、33-2901283 100100872-11804.03.05KYY221地關(guān)2004.7.1套變卡封未成，地關(guān)72-210000995-1904.03.16KYY221地關(guān)23.0 10.0 29 30 198 95-181220 1001001088-204.04.02KYY221油井37.0 32.0 41 40 181 88-21、72-4571334 10

36、01001133-18604.04.02KYY221油井37.721.2 101 100 181 33-194-195-N1172450 1001001272-41504.08.21KYY221油井37.7 25.2 68 130 40 72-407-4231255 1001001395-6704.05.17KYY22112.0 12.0 101 100 27.0 12.0 65 60 128 95-82-761682 10010014N33-22304.03.19KYY221油井23.0 18.0 42 40 195 33-403、N33-2511283 100100合計27164959 9

37、2.81003、注水井保護套管其它主要措施（1）、積極運用新工藝、新技術(shù)開展降壓增注工作1）、砂巖緩速酸增注工藝 現(xiàn)有的土酸酸化增注工藝因其反應(yīng)速度快，有效反應(yīng)時間內(nèi)進入地層深度小，易形成二次污染的原因，不能適應(yīng)油田增注工作的需要，而多元復(fù)合酸 體系雖可有效預(yù)防Fe3+、Fe2+的氫氧化物沉淀，但解除地層硅質(zhì)堵塞的組分仍是HF，而HF與粘土礦物反應(yīng)快，而且生成大量的氟化硅沉淀物堵塞地層，過量使用HF還會傷害地層骨架，2001年為解決這一問題，引進推廣了砂巖緩速酸增注工藝技術(shù)，其工作原理是：砂巖油層處理劑為含氟絡(luò)合物，在水中僅能解離出微弱的活性HF，當(dāng)與地層硅質(zhì)接觸反應(yīng)時，隨著HF的消耗，系統(tǒng)平

38、衡體系被破壞，體系不斷解離出新的HF，直至消耗殆盡。另外SYD水解釋放HF后的成分為一種硅沉積阻止劑，可將反應(yīng)產(chǎn)物保留在溶液中，反應(yīng)后無二次沉淀生成。2）、縮膨增注工藝針對因粘土含量較高，水井注水呈水敏、速敏特征，酸化增注后表現(xiàn)為初期效果較好，但壓力上升快，有效期短的現(xiàn)象，引進了縮膨增注工藝，其工藝原理為：通過陽離子高分子聚合物縮膨劑抑制粘土膨脹，穩(wěn)定粘土顆粒，阻止粘土顆粒分散運移，使已膨脹的粘土所吸附的水分子脫離，收縮粘土膨脹體積，恢復(fù)被堵塞的地層孔隙，達到降壓增注的目的。3）、層內(nèi)自生氣降壓增注工藝技術(shù)該解堵劑是一種由酸、堿、聚合物及一些添加劑構(gòu)成的復(fù)合體系，采用強酸近解、地層自生弱酸遠解

39、相結(jié)合、CO2氣體作用、熱解堵作用機理、堿解堵作用、表面活性劑的作用的復(fù)合技術(shù)原理，使酸、堿兩種溶液在地層內(nèi)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成CO2氣體，一部分CO2氣體溶于水后生成碳酸，另一部分CO2氣體在低滲油藏具有很好的穿透作用，達到解除油藏深部污染的目的。生成CO2氣體的過程中產(chǎn)生的熱量具有一定的熱解堵作用，因此該技術(shù)是多種解堵機理的綜合效果，能夠解除各種油層污染堵塞。2004年降壓增注工藝，并取得了良好效果。實施降壓增注施工8井次，有效8井次，有效率100%，措施前后對比，平均單井壓降6MPa，平均單井日增水26m3/d（見表13）。（2）、注水井進口安裝單流閥為了避免注水管線或設(shè)備故障導(dǎo)致井底高壓水

40、大回流引起套管損壞，我廠90%以上的注水井在配水間安裝了單流閥。針對提壓井壓力升高、隱患加大的問題，委托專業(yè)廠家開發(fā)了耐壓60MPa的單流閥，除在配水間全部安裝外，考慮到單井管線長期服役的強度問題，在20口超高壓井口安裝60MPa的單流閥。（3）、加強井口放溢流的控制一是在井口安裝放壓控制裝置。350型井口全部安裝了放壓水嘴套，采用陶瓷水嘴控制放壓；33口600型井口全部安裝了600型針形閥控制放壓。二是規(guī)定壓力大于35MPa時，一律關(guān)井降壓至35MPa以后再放壓 。三是嚴格進行回水計量。全廠66座計量站全部安裝了回水計量裝置，水井放壓嚴格計量，視情況根據(jù)不同壓力級別溢流量嚴格控制在5-10m

41、3/h以內(nèi)。（4）、加強放壓日常管理一是在全廠范圍內(nèi)開展水井放壓情況調(diào)查。二是通過召開現(xiàn)場會，推廣了采油七區(qū)回水計量管理經(jīng)驗。三是經(jīng)常進行水井放壓現(xiàn)場監(jiān)督。表13 水井酸化降壓增注情況統(tǒng)計表統(tǒng)計日期：2004年10月30日序號井號區(qū) 塊 層 位措施日期降壓增注措施投注日期厚度/層數(shù)(m/n)用液量(m3)措 施 前措 施 后(初期)目前累注水量m3有效期d累增水量m3油壓MPa配注m3注水量m3油壓MPa配注m3注水量m3日增水量m3油壓MPa配注m3注水量m3日增水量m31NW133-11S2下52004.01.10砂巖緩速酸化2004.01.119.1/640 37.5 100 11 37

42、.5 10084 73 37.0 503625 39249129232W33-163S3上52004.02.06砂巖緩速酸化2004.02.075.9/340 35.5 70 66 35.5 7074 8 28.5 70682 3908562123W133-25S2下52004.04.10砂巖緩速酸化2004.04.1112.1/440 37.5 150 10 32.8 150159 149 37.0 806454 1508819813068 4W133-21S2下2-62004.04.18砂巖緩速酸化2004.04.1936.6/1650 37.5 50 31 37.3 5047 16 37

43、.0 40365 271685 5W79-85S2下6-72004.06.11縮膨酸化2004.06.1318.1/755 39.5 50 34 39 5053 19 38.0 40384 1027213136W133-6S2下42004.06.23層內(nèi)自生弱酸降壓增注2004.06.2510.2/2120 37.5 30 18 28.0 3030 12 33.5 505133 601912338057W82-39S2下7.82004.07.02砂巖緩速酸化2004.07.0413.4/845 36.0 50 33 19.2 5049 16 24.0 707138 49409318718W17

44、9-12S2下42004.09.15層內(nèi)自生弱酸降壓增注2004.09.174.4/1140 37.7 50 2 29.1 5052 50 31.0 505250 1868361807 合計8口530 299 550 205 259 550 548 343 266 450 416 211 37045 624 24084 平均66 37 69 26 31 69 69 43 33 56 52 26 4631 78 3011 （三）、水力壓裂保護套管技術(shù)文南油田是典型的深層、高壓、低滲透、復(fù)雜斷塊油氣藏。油層埋藏深，一般在2210-3800m之間，平均埋藏深度3100m；原始地層壓力32-65.4M

45、Pa，大部分油井破裂壓力在50-70MPa之間，隨著油田開發(fā)的深入，地層能量下降，井況和油水關(guān)系復(fù)雜，壓裂改造措施中的套管保護問題十分重要。水力壓裂保護套管主要采取壓裂層位以下生產(chǎn)井段填砂、壓裂層位以上井段卡封隔器保護套管的工藝技術(shù)。1、工藝適用范圍及要求壓裂目的層上部存在已經(jīng)射開的油層，在井況及隔層條件滿足卡封條件下，利用封隔器密封油套環(huán)型空間，壓裂時壓裂液從油管注入地層，達到分層壓裂和保護上部套管的目的。井況要求：要求井況滿足卡封的需要，不存在套變、縮徑等問題，確保封隔器能夠順利起下及順利座封、解封。為了保證封隔器工作正常，要求卡封井段固井良好，避免施工中造成管外串。隔層要求：為了保證壓裂

46、施工的安全，避免壓裂施工中地層壓串，要求具有良好的隔層，根據(jù)文南油田壓裂施工經(jīng)驗，一般要求隔層厚度在10m以上，且保證有8m以上的純泥巖段，這樣才能保證隔層不被壓串。2、工藝技術(shù)原理管柱結(jié)構(gòu)如圖所示，主要由89mm喇叭口、RTTSY221封隔器、校深短節(jié)、89mm外加厚油管等組成。管柱下到設(shè)計位置后，上提管柱合適高度后正轉(zhuǎn)管柱4-6圈，下放管柱撐開下卡瓦，繼續(xù)加壓8-12t壓縮封隔器膠筒，達到密封油套環(huán)型空間的目的，壓裂施工時，壓裂液通過油管注入目的層，實現(xiàn)機械分層保護上部油層及套管的目的。壓裂放壓后直接上提管柱完成封隔器解封過程?？ǚ夤ぞ撸焊鶕?jù)文南油田深層、高溫、高壓的地質(zhì)條件，卡單封常用Y221封隔器，該Y221封隔器操作方便，耐壓、耐溫能耐能滿足文南油田高溫、高壓壓裂井的要求，是文南油田卡封壓裂應(yīng)用最廣泛的一種封隔器。封隔器最高耐壓可以達到80MPa，座封、解封順利，能夠滿足文南油田高壓油