征集修井工程技术难点 [复制链接]

随着钻采工艺不断进步，修井工艺也得到长足发展，以前没有出现过的问题也不断摆在面前，俗话说三个臭皮匠顶个诸葛亮，请广大果友集思广益，拓宽思路，本着我助人人，人人助我的精神，踊跃发言，大胆谈自己的观点和思路，对提供优秀议题和发布精彩答复、有效措施、新观点新思路进行重奖！

随着油田开发时间的延长，井况恶化现象日益严重，修井工程变得越来越复杂多变，原有的工艺措施已经无法满足现场的需要，我们这里的修井工程存在以下难点：
一，套管错断井的治理
1.治理套管错断是困扰油田发展的瓶颈技术，我们这里主要采用了偏心胀管器打通道技术，收到了明显的效果。
2.采用了“铸铁楔子”加固原有套管打通道技术。
3.水泥加固套管打通道技术。
二、套变井的整形工艺技术
1.对于套变井目前整形措施主要有机械整形，包括梨形胀管器、偏心胀管器等整形工艺技术。但是对于铣锥修套我们这里已经基本淘汰，主要原因是为了油田的长期发展，虽然铣锥修套的效果相对较好，但因铣锥修套势必造成套管壁厚变薄，使套管的强度收到严重的影响，逐步成为事故隐患。
2.液压整形技术，目前我们这里的滚珠液压整形技术修复套管的成功率比较高，但是他对套管弯曲难以治理，这是美中不足的地方。
3.爆炸整形，也是一种相对比较好的整形工艺技术，最近整形的成功率在70%以上。
三、套管弯曲的治理
由于地壳运动造成油水井井眼轨迹发生变化，使套管弯曲、狗腿弯现象十分常见，这种井是目前最难以治理的。采用了多种整形工艺措施效果都是不高，这也是我们2009年这里攻关的方向。
四、四寸套固井工艺技术也是世界性难题，由于套管不居中、环空间隙小等原因，造成固井质量差，我们使用了很多方法包括延迟固井、工具改进、泥浆优化参数等方法，收到了一定的效果，但是我认为还有潜力可挖，也是我们下一步努力的方向。

水平井修井工艺技术是水平井开发技术的重要组成部分，也是影响水平井开发效果的重要因素。近年来，伴随着水平井采油工艺技术的发展，胜利油田的水平井修井工艺技术也遇到了诸多难题。
一、套磨铣技术应用领域：少量水平井中尝试使用，应用数量不多，全部捞出的成功率不高，在几乎所有采用“套铣＋倒扣”方式施工的井中，都发生了套铣筒卡、钻杆扭断、安全接头扭断等事故。这项技术目前还不成熟 。
二、2007年，胜利油田因套损而停产的水平井达10口，占停产水平井的10%，随着水平井开发时间的延长，套损井将逐步增多。急需水平井的井筒检测及套损修复技术。
三、水平井封堵技术：水平井注水泥封堵成功率低，风险大

疏松砂岩油藏水平井的套管变形错断及出砂的治理一直是个难题！！！

这是本人最近参与研究的气田老井修复和恢复产能的部分体会，与大家分享，促进技术交流。
《气田修井及产能恢复难点和技术对策》
国外某气田是整装碳酸盐岩气田。最大厚度200m，埋深2303～2533m，孔隙度5.74%，渗透率53～155×10-3μm2。为底水块状气藏，非均质性严重，产能变化大，初期试气平均产量56.0×104m3/d。天然气中硫化氢和二氧化碳摩尔含量分别为2.988%和3.588%。
气田于1986年12月投入开发，累计生产6年多，最大年产量34.1×108m3/d。
93年4月，气井全部停产封存，用多段压井液压井，但气层活跃，井口仍存在压力，油套管、井下工具和井口长期遭受腐蚀，情况复杂。
CNPC接管后，对老井资料进行系统整理。对老井井况进行分析评估，针对修井难点，提出了修井和重新完井方案、以及酸化解堵方案，并进行修井安全风险分析，提出了修井运行计划。
2008年3月第一口老井进行修井测试取得成功，喜获高产，为修复其他老井的奠定了基础，为产能建设展示了良好前景。
老井的修复和投产，技术难度和安全风险很大，表现在：
1、气藏富含H2S和CO2，长期生产6～7年和封存13年使井口及管柱腐蚀严重，且情况复杂，修复作业风险大。
2、历史资料不全，井筒质量难判断，腐蚀情况复杂，增加了修井难度和风险。
3、不确定因素多，如套管变型、油管断脱、封隔器解封、打捞、酸性气体腐蚀、修井时防喷等，增加了修井复杂性。
4、修井安全风险极大，如井口密封、套间压、井涌或井漏的压井、气井井喷等。
5、老井修复后可能产生套管变形和冲蚀，长期安全生产难度很大。
6、压井液为重泥浆，严重污染储层（某井酸化前S高达110），给气田产能恢复带来新困难。
针对修井复杂性，结合产能建设求要，确定修复老井以“安全第一、先易后难，总体部署，分批（类）实施”的原则，主要技术对策如下：
1、按老井问题和难易程度，分为4类（批），并分批实施。按先高产后低产的原则安排修井次序。
2、尽量采用成熟可靠的技术手段，提高修井成功率，恢复生产潜力。修井主要技术措施包括：压井技术、腐蚀评价技术、井下工具处理技术、再完井技术、高含硫气井测试技术、井筒防腐技术、现场组分分析技术、现代试井解释技术等。
3、重新完井下入新的生产管柱，选择具有抗H2S和CO2腐蚀的合金钢材（初步选用BG80S-3Cr或BG90S-3Cr，NEW VAM或Seal-lock扣型）。采气井口选用美国钻采公司生产的采气树。井下工具选择抗腐蚀等级与油管匹配，管柱结构尽量简化。
4、用系统节点分析对油管及油嘴尺寸进行优化研究。产量（20～40）×104m3/d，选用3 1/2in油管；产气量（50～80）×104m3/d，用4 1/2in油管。油嘴（13～18）mm。
5、因泥浆长期压井污染严重，建议各井修复后投产前酸化解堵，大幅提高产量。
  

我是华北油田的，这里的问题是断块复杂，存在诸多不确定因素，修井时压井吧，好多井被压死，不压井施工吧，技术上不过关，施工困难，污染严重。

目前井下作业经常遇到小套管（直径89mm的），主要是由于大套管大面积损坏，无法用其他方法补贴，就进行局部或者全井筒悬挂小套管，该方法工序简单，施工周期短，成本低，封堵效果好等优点，但是他的缺点就是之后的作业很不方便，个人总结如下：
1、造成井身结构复杂，表现在，由于多级套管结构，在计算套管容积时不方便，注、挤灰时计算误差变大，我队因小套管挤灰发生过一次“插旗杆”事故。
2、套挂悬挂器漏，我已多次遇到，用挤灰封堵。
3、小套管打捞相当麻烦，首先下入工具要是小直径的，导致工作负荷小了，其次是施工可用环空变小，及其容易造成第二次事故。

从高的层面上讲：1、修井工程内容多、涉及面广， 涉及的学科多 2、细分项目上不够精，多以实践经验为主，没有丰富的理论依据。 3、管理上粗，工程费用低，技术含量少，所以一直以来没有大的发展。
至于现场实践方面：1、套变井修复手段不完善，成功率低，2、水平井打捞技术、工具落后。3、二固、封窜技术落后

对于地层严重漏失的井，也有相当大的修治难度。
我们曾经处理过类似井，分为6次注水泥80余吨仍不能堵漏，最后铣上部套管，下入一段新套管与下部套管对接才成功治理（这口井套管下深1300m）。
而有一口探井上部地层漏失严重，上次修治时洗井液有进无出，先后用30t水泥固井也没有成功。且伴有涌、漏、垮、卡、气窜等多种复杂情况。如何克服该井上述复杂情况？详见http://oil.agpr.net/bbs/read.php?tid-197109.html

在套磨铣过程中钻具、工具被破损的套管皮割断让人头疼