油水井大修工艺技术-常规打捞解卡技术与实例319

油水井大修工艺技术中原油田耿元根油气水井大修作业，是综合治理各类井下事故的主要技术手段，是油田开发进程中油气稳产的技术保障。修井设备、修井工具和配套的修井工艺技术是实施复杂事故井修复的基础。当前我国的修井技术、修井装备和修井工具正处于发展阶段，修井技术逐步完善。在油公司模式下，有效、合理使用修井技术监督，可以提高修井效率，缩短修井施工周期，降低修井成本。油气水井大修的意义常规井大修工艺技术大修作业套管修复打捞解卡报废井处置大修作业的主要内容•复杂事故井是修井作业中遇到的修复难度大甚至会造成工程报废的一类井。普遍施工周期长，修复成功率低，成本消耗也很大。是修井技术人员的技术攻关点。•产生复杂事故井的原因很多，类型多种多样，处理方法对策千变万化，不同的决策者会根据实际情况制定不同的措施。所以修复技术很难形成系统的理论。事故井产生原因及类型•复杂事故井产生的原因有人为原因和客观原因两个方面•人为原因：操作原因指挥原因决策原因•操作原因：•挂单吊环：造成复杂鱼顶，将下部防砂管或封隔器顶部撞坏造成复杂事故•井口落物：造成井内管柱卡，落到水平井段造成复杂事故主观原因和客观原因落物卡钻的原因：⑴由于井口未装防落物保护装置造成井下落物⑵由于施工人员责任心不强，工作中马马虎虎不严格按操作规程施工，造成井下落物。⑶由于井口工具质量差，强度低，在正常施工时也可能造成井下落物。•起管柱破坏：发现管柱有异常情况不加分析仍然上提，造成管杆配件脱落而复杂化•放喷操作：放喷不控制排量、操作顺序不当造成地下瞬间井喷，出现套管损害、出砂和大颗粒、稠油注汽井隔热管挤扁造成复杂事故井•指挥原因：•注灰卡：现场技术人员未按设计施工，或施工计算失误、施工不连续等原因卡管柱造成复杂事故•操作原因：水泥卡钻的原因⑴打完水泥塞后，没有及时进行反冲洗，致使油套环空多余的水泥浆凝固而卡钻。⑵憋压法挤水泥时没有检查上部套管是否破损，使水泥浆上行至套管破损处返出，造成卡钻。⑶施工时间过长或催凝剂用量过大，使水泥浆提前凝固⑷井下温度过高，对水泥又未加处理，或井下遇到高压盐水层，使水泥浆性能变坏，以致过早凝固。⑸由于计算错误或发生故障造成管柱被固定在井中。•砂卡管柱：现场技术人员指挥不当造成砂卡管柱尤其小管冲砂卡造成复杂事故•打捞指挥不当：破坏鱼顶造成复杂事故，打捞上部封隔器井口不采取控制措施造成井喷事故•钻塞事故：现场技术人员指挥不当造成管柱卡，钻透上部水泥塞井口不采取控制措施造成井喷事故•指挥原因：•决策原因：•水平井注灰：未充分考虑水平井段与直井段的区别，造成施工失败甚至出现复杂事故•打捞工具决策：下错工具破坏鱼顶或无法脱开造成复杂事故井；使复杂打捞井事故加事故造成工程报废。•客观原因：•出砂稠油腐蚀复杂管柱串落井深井封隔器打捞小井眼打捞套管损坏•出砂稠油腐蚀：在油井生产过程中，由于地层疏松或生产压差过大，油层中的砂子随油流进入油套管环空后逐渐沉淀造成砂埋一部分管柱形成砂卡；特超稠油井由于原油粘度大造成管柱卡；液体的高矿化度加剧腐蚀的速度，油井酸性气体的含量高，水中溶解气体后呈酸性，导致电化学腐蚀使井内管柱复杂化造成事故•复杂管柱串落井：电泵及配件电缆落井，多级配注器掉落在水平井段等造成的复杂事故井•深井封隔器：包括深井内的封隔器和多级落井桥塞打捞与磨铣•小井眼打捞：井眼小使许多打捞工具和方法受限造成打捞复杂化•客观原因：•套管损坏：是修井作业中常遇到的复杂事故井，也是修复难度最大的井•套管损坏的原因•客观原因：套管在固井、射孔、投产及修井作业过程中，具有复杂的工况和受力条件，在对套管损坏状况进行统计归类，并对形成套管损坏的因素和损坏机理进行分析的基础上，认为造成套管损坏的原因有以下几个方面。套管损坏的主要原因、类型油气水井套管损坏原因地质因素工程因素地层（油层）的非均质性油层倾角岩石性质地层断层活动地震活动地壳运动腐蚀作业过程中的起下管柱钻具旋转作业高压注水地层改造中的压裂、酸化钻井过程中的套管材质套管丝扣连接质量固井施工中的套管拉伸压缩固井质量分布广。全国主要油田都不同程度存在套损问题。数量大。2002年统计主要油田的套损井已将近2万口；2003年的再次统计，套损井增加数量超过10～20％。套损率高。一般套损区块中，套损井总数占当年建井的10％～20%；有的新开发区块，未满10年就出现超过50％的套损率。损坏速度快。多数属于非正常损坏，每年呈上升趋势。套损井的特点因套损造成的年直接经济损失达数十亿元（仅大庆每年损失就超过10亿元），每年导致原油减产上百万吨；为保证产量，打更新井、调整井，或进行大量的修井作业，额外增加勘探开发的成本。破坏了储层，严重影响井网布局：由于套管损坏，导致窜层、天然气泄漏等问题，一方面影响勘探开发的正常进行，另一方面由于储层破坏，使开采难度进一步加大，导致注采井网层系布局越来越不合理。对产量和正常生产构成严重威胁。尤其值得注意的是，如果西部油田深井、超深井、高压气井出现套管损坏几乎是无法治理的，将会导致全井报废。套损危害巨大中原油田井况现状构造复杂、断层多、断块小；油气藏埋藏深，含油井段长、小层多，具有多套盐层。储层变化大、物性差；地层温度高、压力系数高、地层水矿化度高。井况问题一直影响着中原油田中后期的开发，受井况制约，精细分层注水、油井卡堵水和卡封分层压裂等工艺措施难以实施，造成局部注采井网不完善，油井稳产难度加大，严重影响了中原油田整体开发水平。中原地质特点中原套损井平面分布特征套损井主要集中在复杂断块、断层多、盐膏层、泥岩层厚度大，岩性易蠕动滑移的区块和主力生产区块。如文南油田文33块套损井96口，占总井数的43.6%，损失可采储量43.7万吨。中原套损井井段（纵向）分布统计生产井段57347%盐膏层32226%水泥返高以上20016%其他13611%水泥返高以上盐膏层生产井段其他纵向：主要在盐膏层段和生产井段，占套损井数的72.7%。2012事故井概况全油田有各类事故井总数1613口，占油水井总数的27.1%。其中油井868口，占油井总数24.8％，水井722口占水井总数的30.7％,气井23口占气井总数的22.8％。事故井分类：套损井673口，占事故井总数的41.7%；落物井400口，占事故井总数的24.8%；套损+落物373口，占事故井总数的23.1%，套漏167口，占事故井总数的10.4%。中原油田事故井分类套损井,673,42%落物,400,25%套损＋落物,373,23%套漏,167,10%套损井落物套损＋落物套漏单位井别事故井总数（口）事故井分类（口）套损落物套损+落物套漏中原油田油86835725617877水72231213019189气2341441合计1613673400373167中原油田事故井分类套管损坏的原因1、出砂是常规疏松砂岩油藏套管损坏的主要原因主力油层埋藏浅，胶结疏松，水敏矿物含量高，渗透率高，非均质严重，地层出砂严重。出砂造成油层部位地层与套管外水泥环之间形成“空洞”，导致套管发生弯曲、变形、错断。油层出砂顶部形成空洞射孔孔眼处出砂示意图上覆层出现坍塌变形压实上覆层出现坍塌形成空洞套管损坏的原因2、不合理注水开发，是诱发套管损坏的直接原因•注入水挤入油层顶部或底部的泥岩层中，使水敏性强的蒙脱石水化膨胀，在井壁上应力集中。•注入水挤入两种岩性的界面后，减小了滑动摩擦，使上下岩层相对滑动，将套管剪坏。•注入水进入断层或地层破碎带，使胶结物质水化，导致断层或破碎带“复活”，地层错动。•高压注水进入泥岩后会产生微裂纹，形成“浸水域”，发生蠕变，形成比上覆岩层压力要大得多的蠕变力，挤坏套管。套管损坏的原因2、不合理注水开发，是诱发套管损坏的直接原因地层软化的套管应力分析红黄表示应力较大当高压注入水进入泥岩层形成水浸后，泥岩地层吸水软化和膨胀，会导致套管应力与位移明显增大。套管损坏的原因3、套管腐蚀是造成套管损坏的主要原因存在高矿化度水层，矿化度2.7-11×104mg/L，对套管造成腐蚀。套管损坏类型以穿孔漏失、破裂漏失为主，并且注水井的损坏比例高于其他区域。套管损坏的原因4、增产措施是导致高致密低渗透砂岩油藏套管损坏的重要原因主力油层埋藏深，胶结致密，渗透率低，层间差异大，自然产能小，往往需要进行压裂、酸化等增产增注措施作业,容易造成套管弯曲、变形、错断。套管损坏的原因5、注高压高温蒸汽引起的交变热应力是稠油热采油藏套管损坏的主要原因在多轮次蒸汽吞吐采油过程中，套管承受高温、高压引起的交变热应力负荷影响。注蒸汽时，高温引起套管热胀伸长，造成局部塑性变形；停注时套管收缩，引起塑性变形部位的结构损伤。接头井底套管注汽温度场套管损坏的原因5、注高压高温蒸汽引起的交变热应力是稠油热采油藏套管损坏的主要原因（1）热应力是热采井套损的主要影响因素高温注汽使全井段的套管热应力达到375MPa，超过了N80套管的许用应力(352MPa)。在局部区域套管的温度达到270℃以上、热应力高达545MPa~800MPa，接近或超过了N80套管的屈服极限(552MPa)，使套管破坏。套管损坏的原因5、注高压高温蒸汽引起的交变热应力是稠油热采油藏套管损坏的主要原因（2）地应力变化是热采井套管损坏的主要原因注汽热采井垂向应力注汽、出砂引起井筒周围地应力场发生改变，导致油层段的套管应力增大到451MPa、空洞区域的套管应力可达530MPa以上，使油层附近局部区域的套管轴线偏离，产生严重的弯曲错断。套管损坏的原因5、注高压高温蒸汽引起的交变热应力是稠油热采油藏套管损坏的主要原因（3)热采封隔器卡瓦对套管壁的局部伤害卡瓦对套管壁局部存在明显的伤害，卡瓦牙嵌入套管壁深度1mm以上，套管局部产生的塑性变形约5mm。套管损坏的原因6、套管的材质、加工制造质量以及套管管柱强度设计不合理直接影响到油水井的寿命套管质量存在材质不良、管体圆度、壁厚均匀度达不到要求、加工精度不高等问题。管柱强度设计时，未充分考虑射孔、压裂、酸化、防砂等采油工艺对套管强度的需要。套管损坏的原因7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键钻井质量因素井身、井径、井封质量等达不到标准运送套管时加套管护箍不清理丝扣、未涂密封脂、上扣不紧或上斜扣卡瓦、大钳不合格在套管上咬出牙痕套管损坏的原因7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键固井质量因素水泥浆窜槽套管与水泥环、水泥环与地层之间胶结不牢固水泥凝固后强度低套管损坏的原因7、钻井、固井质量是延长套管寿命的关键套管偏心有限元计算模型在相同内压与地应力条件下，套管居中与套管偏心时水泥环的有效应力相差20％甚至达一倍.020406080100120020406080100120140160180200220240水泥环有效应力/MPa套管内压/MPa偏心居中套管损坏的原因8、修井作业施工造成套管损坏套磨铣施工时当钻压过大或鱼顶不平正，套铣头（磨鞋）的切削面呈倾斜状，使得切削面的边缘部分与套管接触。套管损坏的原因8、修井作业施工造成套管损坏打捞或其它施工时，下井工具被挤在落鱼与油层套管的环形空间中，套管在该部位受到了变形损伤。频繁在作业使上部套管内壁形成沟槽刮痕。套管内壁沟槽套管损坏的原因9、完井设计不合适造成套管损坏盐岩层、盐膏层是塑性地层，它在高温、高压下将发生塑性蠕变，产生很大的挤压力，挤毁套管。这种挤压力与上覆岩层压力有关，压力系数高达2.3～2.7，比按环空液柱压力计算外挤力高得多，常规套管承担不了这样的高挤力。折叠缺陷应力开裂螺纹粘扣套管损坏的类型套管磨损套管挤毁套管损坏的类型套管损坏类型腐蚀螺旋开裂桥29-21井套管破裂图（1905.2m）套管损坏的类型常规井下事故处理一、套管技术状况检测技术•是大修工艺技术中的“眼睛”，它为修井措施的制定、施工步骤、工具选择以及完井方式等提供依据•为修井设计提供必要的参数•是修前、修后验收评价依据•主要解决以下问题：•套管内径变化、腐蚀、破裂及变形情况•判断套管两个界面的胶结状态•检查井下管住的位置、结构•评价射孔质量等套管技