配套完善大修技术-实现老井存量创效

石油工程技术研究院二Ｏ一七年五月配套完善大修技术实现老井存量创效一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作汇报提纲一、工程因素停产停注井概况工程因素停产停注井变化情况随着开发年限的延长，套损、落物、卡管柱等工程因素造成的停产停注井不断增加，导致井网不完善，储量失控。144515761685172220131926201120122013201420152016现有1926口油井1188口水井738口油藏类型分布断块、整装油藏井数多，占61%整装26%断块35%稠油21%低渗8%其他10%套损井比例占52%，以变形和破漏为主故障类型分布变形25%套漏22%错断5%井下落物10%卡管柱27%其它6%复杂故障5%一、工程因素停产停注井概况老井套损普遍分布，类型复杂交织1、工程因素停产停注井的特点弯曲+破漏变形+破漏胜采套损比例与井龄关系曲线STS2-53井套弯+套破一、工程因素停产停注井概况（a）第一轮注汽，T=30°C（b）第一轮注汽，T=210°C（c）第一轮注汽，T=250°C（d）第一轮注汽，T=280°C（e）第一轮注汽，T=300°C（f）第一轮注汽，T=310°C（g）第一轮注汽，T=320°C（h）第一轮燜井，T=150°C（i）第一轮燜井，T=75°C（j）第一轮燜井，T=30°C（k）第二轮注汽，T=60°C（l）第二轮注汽，T=100°C（m）第二轮注汽，T=150°C（n）第二轮注汽，T=220°C（o）第二轮注汽，T=230°C（p）第二轮注汽，T=250°CN80钢材注汽三个周期后强度变化：屈服强度降低18%弹性模量降低38%抗拉强度降低7%经过多轮次注汽，套管机械性能下降，附加地层亏空等影响，造成套损。稠油油藏由于受热导致套损问题突出一、工程因素停产停注井概况停产水平井数量上升较快停产水平井122口，主要类型是卡管柱及套破，增长趋势明显。历年发现停产水平井数量管内防砂水平井滤砂管打捞困难，卡管柱井占50%热采套损水平井占30%，注汽等恶劣条件导致套损一、工程因素停产停注井概况挑战：治理周期长、难度大，成功率有待进一步提高施工周期变化情况大修施工成功率变化情况2006200720082009201037403940423035404520062007200820092010一、工程因素停产停注井概况2、存量创效的潜力与挑战潜力：常规大修治理周期长、难度大，成功率有所下降套破井修复套破井修复套破井修复胜坨油田大修治理与新井、侧钻井效益综合对比大修是实现扶停，恢复油水井正常生产，完善井网的重要手段，老油田利用大修挖潜可以盘活存量资产。一、工程因素停产停注井概况一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作汇报提纲常规大修技术的局限性在一定程度上限制了大修治理效果的进一步提高。二、高效大修技术研究与应用套损大修设备机械修复检测定性定位解卡大修设备短段常规大修高效大修定量可视大小修皆可液压修复大小修皆可长段形成了“高、中、低”多层次搭配、特色与普遍性兼顾的井筒检测、套损井修复、解卡打捞技术系列。大修技术系列二、高效大修技术研究与应用井筒检测可以有效提高大修的效率和成功率，“十二五”期间累计实施4262井次，开展针对性的检测已经成为大修的基础性工作。16099538932712481241211082032封隔器找漏打铅印多臂井径井温找漏薄皮管流量计找漏井下电视电磁探伤超声成像其他“十二五”检测技术应用情况以封隔器找漏、铅印和多臂井径（占81%）等常规技术为主井下电视、电磁探伤等新技术逐步扩大应用（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性检测技术适应性分析表检测技术适应性打铅印基础性，井筒问题最上端的初步判断多臂井径检测变形、破漏，对结垢井适应性差封隔器找漏施工简单，检测精度低（2-3m）井温及流量计找漏检测破漏，受井内流体影响大超声波检测变形、破漏，受含气量影响大电磁探伤检测变形、破漏，可测壁厚，无法判断鱼顶情况井下光纤电视直观实时检测井下情况，可同时检测套损与鱼顶，对井筒清洁要求高（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性1、着力推广多臂井径、微温差等快速检测技术，建立基础性保障认识套管损伤程度，优化修复作业工序卡封段测试，优选卡封位置大型工艺施工井测试，避免施工风险区块套管状况跟踪测试，制定套损预防措施累计应用3140井次，形成了满足不同井况需要的单一和组合应用模式。外径：70mm分辨率：1mm速度：300m/h多臂井径仪微差井温+多臂井径集成应用组合式检测，弥补单一技术的不足，提高复杂套损检测的符合率。2014年，利用40臂井径仪检测套损井102口，依据测试结果优化治理措施，治理成功率由84.2%提高到86.3%。组合检测（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性2、攻关形成了电磁探伤、井下光纤电视等高精检测技术精度高：孔洞分辨率10mm，壁厚分辨率1mm速度快：40臂的2倍电磁探伤检测发现1267m有扩径，而40臂未测出电磁探伤检测技术累计实施108井次，成功率95%以上。井下光纤电视检测技术直井检测121井次，可实时、直观检测套损、鱼顶情况配套连续油管，孤北1-平1首次实现了水平段井筒可视化检测鱼顶缩径错断破裂西10-7-3井落物打捞油管断脱，接箍落于油套间隙，打捞14天无进展，采用光纤电视检测后，一次打捞成功。（一）配套完善井筒检测技术，提高大修针对性1、套变井—液压变径整形技术常规套变井整形多以大修设备、机械整形为主。顿击式预处理整形活动式磨鞋磨铣小修设备单次整形范围大（6-10mm）滚压修复提高套管强度可变径不易卡管柱，成功率高大修设备费用高（小修的2-3倍）单次整形范围小（2-4mm）对套管有损伤易卡钻，成功率低（30%）机械整形液压变径整形（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本液压锚定装置液压驱动装置变径整形器通过井下液压增力的方式驱动变径整形器实现套变井安全、快速整形。分瓣式变径整形器设计滚珠式α锥面角度θ=8°，推力最小，稳定性最好优化胀头锥角为23°时，所需修复力最小滚压修复受力模拟图1、套变井—液压变径整形技术胀头角度α与修复力关系曲线（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本液压锚定装置液压驱动装置变径整形器优化研究可变径胀头系列级差，实现安全、高效整形1、套变井—液压变径整形技术型号，in胀头系列，mm7148、152、15651/2112、118、121整形前整形后（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本1、套变井—液压变径整形技术现场试验61井次，变径滚珠整形41井次，施工成功率100%。井况实施情况7in套管，原始内径159mm1087.23m处轻度弯曲最小缩径至138mm过程：先后用Φ148mm、Φ156mm滚珠整形器修复，施工压力6-7MPa验证：Φ156mm×2m通井规顺利通过周期：2天井例：SJSH10-17井SJSH10-17井铅印138mm（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本2、套破井—选择性补贴技术对无法实施取换套的深层长段破漏井，常规采用全井小套管固井修复。（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本采用水泥堵剂将贴堵管固结在破损段的方式，实现套管外水泥环和套管的双重修复。贴堵管：强度高、有效期长，兼顾可钻性能不可钻：根据井况选择适宜的钢级可钻：根据抗压、抗拉强度及防腐等要求，优选合金材料加入si等元素及后期表面处理提高性能贴堵管参数（二）创新集成套损快速修复技术，降低修复成本(1)套管贴堵技术（水驱油藏）堵剂体系研究：小环空间隙（5mm）固井质量方案：G级水泥（使用广泛、成本低）+添加剂主要项目高性能水泥普通水泥流性指数n≥0.841稠度系数K≤0.286析水率/%02.5API失水量(ml/30min)38﹥1000抗压强度（80℃、48h/MPa）29.5323水泥石体积化率+0.085-2.64抗折强度（80℃×72h）9.326.21胶结强度（80℃×72h）3.752.3稠化时间（120℃×21MPa）216min堵剂体系的性能指标（二）套损修复技术(1)套管贴堵技术（水驱油藏）形成了不同井况的贴堵工艺，先后在胜采、现河、东胜等累计实施贴堵657口，恢复可采储量165万吨，已创效3.85亿元。2010-2016年胜利采油厂贴堵工作量典型井例—2-1XN150井套坏严重，采用贴堵后小套管两层分注，治理后正常注水115方。2123.6-2134米套管破裂修复方式新井贴堵周期，年20-307.5费用，万元55052恢复可采储量，万吨1.020.3855$/bbl投入产出比1:3.71:6.9贴堵工艺适应性（二）套损修复技术(1)套管贴堵技术（水驱油藏）针对热采套破井，研制了两端加固的补贴技术，无需钻塞，增加了补贴后内通径。技术参数项目参数补贴长度30m以内补贴内通径104mm耐温350℃适用井型水平井、直井高温密封（350℃）（二）套损修复技术(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）上下独立的膨胀系统大大提高了补贴管刚性，有效解决了长段加固的失稳难题。FF上金属膨胀管下金属膨胀管补贴管上液压膨胀系统下液压膨胀系统优化补贴受力（二）套损修复技术(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）（二）套损修复技术现场应用52井次，平均施工周期降低75%，费用降低21%。最长补贴长度50m最高承压35MPa井况：1267.3-1298.8m套漏注汽压力22MPa工艺：液压两端加固补贴周期：4.5天试压：35MPa耐温：350℃井例：BNB648-X41BNB648-X41施工管柱(2)套管液压加固补贴技术（稠油热采、水平井）（三）液压增力打捞技术胜利油田管内防砂水平井近1000口，年均失效滤砂管打捞工作量100余井次，受水平井井身结构制约，打捞效率和成功率较低。机械提拉改为液压增力打捞，可用小修设备施工，降低成本套管锚定装置增力部分通过工艺优化、工具配套实现长段管柱打捞，提高效率外径，mm打捞力，kN9070011590014010001501200形成了独有“冲、捞、松、拔”打捞工艺，有效提升效率研制了专用可退打捞工具，安全可靠可退式捞筒提放式可退捞矛（三）液压增力打捞技术技术参数累计打捞397井次，成功率92%，施工周期缩短1/5，单次整体打捞管柱238m，已成为水平井高效打捞的主导工艺。现场应用（三）液压增力打捞技术实现高效大修是一项复杂的系统工程，“十二五”以来，在大修扶停工作中，注重检测的基础指导作用，加强高效大修技术的攻关与配套，提高了大修效率及成功率，有效降低了成本。二、高效大修技术研究与应用“十二五”扶停井评价期内增油变化大修扶停经济极限累积增油量（运行成本）“十二五”大修施工周期变化42414038393535303540452010201120122013201420152016一、工程因素停产停注井概况二、高效大修技术研究与应用三、下步重点工作汇报提纲三、下步重点工作通过高效大修治理，完善井网，恢复控制储量，实现老井存量创效，已经成为油田开发的重点工作之一。根据油田部署，下步将开展以下三项重点工作：（一）精细评价，优化设计，实现大修效益最大化（二）扎实推进，有所作为，实现油田稳产强基础（三）持续创新，注重应用，实现大修技术再提升（一）精细评价，优化设计，实现大修效益最大化以经济效益最高为目标，综合潜力、寿命、可靠性、成本多维约束条件，建立老油田大修井技术经济评价耦合模型，实现精细评价。1、建立完善的大修治理经济技术政策大修类型判断大修工艺对比评价治理难度优选治理工艺建立多维耦合评价模型大修经济技术评价软件大修经济技术政策2、进一步提升大修工艺设计水平建立大修设计优化专家系统，充分发挥专家组技术支撑作用，全面做好技术措施优化，降低无效及低效风险，提高大修效益。大修方案优选与推荐修井工具优选与推荐施工设计标准化处理治理成功案例分