多輪次換封井綜合治理技術(shù)研究

摘要：針對(duì)卡封水井換封周期短導(dǎo)致多輪次作業(yè)的情況，從工具質(zhì)量、井況、作業(yè)質(zhì)量等多方面進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，通過(guò)采取針對(duì)性措施進(jìn)行綜合治理技術(shù)研究，取得了較好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

關(guān)鍵詞：多輪次作業(yè)? 治理措施? 應(yīng)用

1 項(xiàng)目背景

中原油田下屬文南油田是一個(gè)異常高溫、高壓、高飽和、低滲透的復(fù)雜斷塊非均質(zhì)油氣藏，1984年投入注水開(kāi)發(fā)以來(lái)，動(dòng)用含油面積64.4km2，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量7736×104t，標(biāo)定可采儲(chǔ)量1924.11×104t，標(biāo)定采收率24.87%。油藏埋藏深，儲(chǔ)層物性差，注水壓力高達(dá)48MPa，層間矛盾十分突出，經(jīng)常導(dǎo)致卡封井異常失效換封，為此開(kāi)展了多輪次無(wú)效措施研究和治理，滿(mǎn)足油田注水開(kāi)發(fā)需要。

2020年，所屬作業(yè)區(qū)共實(shí)施分注井87井次，共有25井次異常換封，其中油管漏失8井次，占32%，封隔器原因6井次，占24%，井況問(wèn)題占4井次，占16%，因井口漏換封占4井次，占16%，作業(yè)質(zhì)量問(wèn)題3井次，占12%。通過(guò)對(duì)換封原因進(jìn)行分析，設(shè)計(jì)了驗(yàn)管器和高壓滑套，同時(shí)加強(qiáng)了封隔器管理，把好入庫(kù)驗(yàn)收關(guān)口，同時(shí)針對(duì)我廠(chǎng)分注井油管存在的問(wèn)題，要求至少使用1級(jí)以上試壓合格油管，設(shè)計(jì)驗(yàn)管器和雙級(jí)高壓滑套，坐封前驗(yàn)證分注管柱的密封性，降低了異常換封井的出現(xiàn)。在驗(yàn)封工序的把關(guān)上，提出進(jìn)行趨于注水壓力最大值進(jìn)行驗(yàn)封試注，保證正常注水過(guò)程中管柱密封。

2021年以來(lái)，通過(guò)對(duì)多輪次無(wú)效措施作業(yè)井的研究和實(shí)施綜合治理措施，共出現(xiàn)異常換封措施12井次，其中屬于工具質(zhì)量問(wèn)題4井次（W72-9、NW95-20、W33-122、NW195）占33.3%、井況問(wèn)題4井次（W72-125、W294、W72-366、W262）占33.3%、油管問(wèn)題3井次（W72-82、W33-60、W88-11）占25%、作業(yè)質(zhì)量問(wèn)題1井次（W33-308）占8.4%，分注井有效期環(huán)比同期對(duì)比提高了43天，環(huán)比同期減少多輪次無(wú)效措施13井次，平均單井日注水80方，減少無(wú)效注水1.04萬(wàn)方，環(huán)比同期相比對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效井?dāng)?shù)增加13口，見(jiàn)效增油增加945.7t，降低作業(yè)成本65萬(wàn)元，多輪次作業(yè)井綜合治理取得了顯著效果，累創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益260萬(wàn)元。

2 多輪次卡封井失效原因分析

2020年，所屬作業(yè)區(qū)實(shí)施分注井87井次，共有25井次異常換封，其中油管漏失8井次，占32%，封隔器原因6井次，占24%，井況問(wèn)題占4井次，占16%，因井口漏換封占4井次，占16%，作業(yè)質(zhì)量問(wèn)題3井次，占12%。

全年實(shí)施卡封工作量153井次，其中分注64井次、卡封轉(zhuǎn)注42井次、換封38井次、卡雙封6井次，打塞卡封3井次。共出現(xiàn)水井異常工序（井）12井次，其中屬于工具質(zhì)量問(wèn)題4井次（W72-9、NW95-20、W33-122、NW195）占33.3%、井況問(wèn)題4井次（W72-125、W294、W72-366、W262）占33.3%、油管問(wèn)題3井次（W72-82、W33-60、W88-11）占25%、作業(yè)質(zhì)量問(wèn)題1井次（W33-308）占8.4%。

2.1工具質(zhì)量問(wèn)題典型井分析

1、W72-9井：該井于2020.7.14上修補(bǔ)孔卡頂封，補(bǔ)孔后于7.16下采油院ZYY221-114封隔器于1674m處，7.29洗井合格，坐封多次沒(méi)有顯示（坐不?。?，起出管柱檢查，發(fā)現(xiàn)封隔器磨擦扶正器固定螺絲掉。7.30下入上海開(kāi)遠(yuǎn)KYY221-114封隔器，洗井后坐、驗(yàn)封一次合格。

原因分析：屬于封隔器質(zhì)量問(wèn)題。已向工具廠(chǎng)家索賠。

2、NW195井：該井2020.12.6日上修，措施為鉆塞打塞重炮分注，主要工序?yàn)殂@塞、打塞、通井、重炮、卡封分注。2007.1.7日鉆塞至設(shè)計(jì)深度，使用Φ148mm×2m通井規(guī)通井無(wú)異常，使用泥漿注灰3483.1m，重炮后下入KYY221-148封隔器（全井使用新油管），2.3日洗井合格，多次坐封（分別加壓9t、12t、20t）后驗(yàn)封打壓10MPa套管返水，驗(yàn)封不合格。2.10日上返，上提封隔器至全井射孔段頂界再次坐封，驗(yàn)封仍不合格，起出全部管柱檢查封隔器膠筒脫落，鋼體完好。2.11重復(fù)下入KYY221-148封隔器，洗井后坐封加壓13t、驗(yàn)封30MPa合格。

原因分析：該井屬于7寸套特殊套管井卡封，封隔器質(zhì)量還不過(guò)關(guān)，工藝也不夠成熟，處于試驗(yàn)階段。

2.2 井況問(wèn)題典型井分析

1、W72-125井：該井于2020.3.15上修，措施為打塞卡封轉(zhuǎn)注，主要工序有刮蠟、通井、注灰、下封。3.20注灰合格后，3.21下入濮陽(yáng)東昊DHY221-114封隔器于2958m處，3.25洗井合格，上提管柱1.45m，加壓12t，坐封后驗(yàn)封（套管有小溢流），正打壓至15MPa，套管返水明顯增大，驗(yàn)封不合格。起管4根至井深2920m（全井射孔段以上），再次坐封，正打壓驗(yàn)封時(shí)，打壓至10MPa，套管無(wú)溢流，打壓至15MPa時(shí)套管突然返水，不合格。投球驗(yàn)管20MPa合格。3.26起出全部管柱檢查封隔器上膠筒肩部輕微損壞，鋼體無(wú)異常。3.27（使用原井油管）下入上海開(kāi)遠(yuǎn)廠(chǎng)家KYY221-114封隔器，洗井后坐封驗(yàn)封一次合格。3.28工藝研究所、作業(yè)科及濮陽(yáng)東昊廠(chǎng)家在工具隊(duì)對(duì)原井起出的DHY221-114封隔器整體試壓20MPa，無(wú)異常。

原因分析：該井自2002.2新投后，歷經(jīng)多次打塞鉆塞和下銑磨器修套措施，從本次施工情況分析，可能存在井筒臟或井眼不規(guī)則的情況，是導(dǎo)致一次坐封后驗(yàn)封不合格的主要原因。

2、W294井：該井于2020.12.2上修換封，起出管柱檢查未發(fā)現(xiàn)問(wèn)題，12.4下入濮陽(yáng)東昊DHY221-114封隔器于3165m處，坐封驗(yàn)封合格，12.5正常注水后驗(yàn)封證實(shí)分注管柱失效。12.12上修二次坐封驗(yàn)封，證實(shí)層間竄。后與地質(zhì)研究所結(jié)合變更為下光管注水。

原因分析：層間竄是導(dǎo)致返工的直接原因。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1、通過(guò)對(duì)多輪次作業(yè)井綜合治理，提高了作業(yè)質(zhì)量水平，節(jié)約了油田開(kāi)發(fā)成本。

2、避免了無(wú)效注水，提高注水效果，增加原油產(chǎn)量。

參考文獻(xiàn)

[1]井下作業(yè)工程師手冊(cè)/吳奇主編.北京：石油工業(yè)出版社，2002.9? ISBN? 7-5021-3796-3

[2]采油技術(shù)手冊(cè).上下冊(cè)/羅英俊、萬(wàn)仁溥主編.北京：石油工業(yè)出版社，2005.3? ISBN 7-5021-4788-8

作者簡(jiǎn)介：周海兵，男，工程師，中原油田分公司采油氣工程服務(wù)中心濮城作業(yè)區(qū)，長(zhǎng)期從事修井作業(yè)工作。