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注水井带压大修技术在吉林油田的应用

发布时间:2016-11-22 21:15:16 浏览:495 次 字体大小: | |

    摘要:吉林油田已开发的大部分油田属于低渗透砂岩油田,注水井常规修井作业泄压困难,即影响产量,又极可能造成环境污染。2001年以来吉林油田开始推广应用注水井带压作业技术,到2008年已累计实施1600多口井,取得了较好的经济和社会效益。2006年以来,吉林油田开始试验注水井带压大修技术,经过两年多的研究和改进,注水井带压大修技术已基本成熟。本文论述了吉林油田注水井带压大修技术的发展历程、技术特点和现场应用情况。

    关键词:大修 带压作业 注水井修井 吉林油田

    一、注水井带压小修技术应用情况

    1.低渗透油田地质特征,决定吉林油田注水井需要带压作业技术

    吉林油田是典型的低渗透为主的油藏,目前已投入开发油田的60%以上是低渗、特低渗油藏类型,而探明未动用的油藏中低渗透比例达到90%以上。低渗透油藏流体在地层中渗流速率低、地层压力扩散缓慢,常规小修的放水泄压既困难又影响产量。同时,部分水井处于农田、草原、村屯、市区和环保区中,不允许敞口泄压。

    2.注水井带压小修工作开展情况

    2001年底开始引进注水井带压作业技术,首先在吉林油田新民采油厂试验,取得成功后开始在全油田推广注水井带压作业技术。近年来吉林油田每年注水井带压小修作业都在200~ 300口以上,由于自身设备和能力问题,常年雇辽河油田的带压作业队伍56支。吉林油田历年注水井带压小修工作量如表1所示。

    1    吉林油田历年注水井带压小修工作量

吉林油田历年注水井带压小修工作量

    3.形成的技术和取得的效果

    (1)技术方面:一是井口注水压力16MPa以下、井深3000m以内的注水井可以实现带压小修,不用放水泄压;二是解决了密闭和下放问题,实现带压射孔;三是研制反循环冲砂器,实现带压冲砂。

    (2)取得的效果:2001年以来,吉林油田带压小修累计开展1600多口,少放水260多万立方米、少影响油量20×104t以上,取得了较好的经济和社会效益。

    一、注水井带压大修技术研制和应用情况

    注水井带压小修在吉林油田取得成功并规模推广后,带压大修技术被提到日程已是必然。从2006年开始吉林油田开始投入资金、人力与辽河油田兴隆台井下作业处共同研发带压大修技术,该技术从研制到最后成型,共分为两个阶段。

    1.第一阶段,实现井况简单井的带压大修

    2006年到2007年,吉林油田开始在注水井带压大修方面做工作。第一代带压大修主要设备如图1所示。一是立足于带压小修设备,防喷器组与带压小修的装置相同;二是安装动力水龙头,实现扭矩传递,进而能够开展刮削、磨铣、治套等大修工序;三是研制特定卡瓦,实现旋转作业的同时钻具不上顶,钻压可控。共计实施了7口井。第一阶段带压大修井情况如表2所示。

第一代带压大修主要设备

    1    第一代带压大修主要设备

    2    第一阶段带压大修井情况

第一阶段带压大修井情况

第一阶段带压大修井情况

    尽管试验成功,还存在一定问题:一是作业设备能力较差,作业机吨位、钻井泵排量等不能满足处理复杂井况;二是防喷器耐压能力较差,井口施工压力须不大于8MPa;三是打捞工具起到井口时,连接部位还不能实现完全密闭。

    2.第二阶段,设备配套、工艺改进,带压大修技术最终成型

    1)设备完善方面

    提升系统。引进额定提升能力1020 kN、井架高度32mSJ400修井机,代替老式额定提升能力650kN、井架高度21mXJ65B型修井机,同时液压缸行程由2.8m增加到3. 5m

    循环系统。钻井泵由400型更换为500型,提高了处理复杂事故的能力。

    防喷器组。采用35MPa防喷装置代替了老式21MPa防喷器组,结构上采用整体拆装形式,同时增加了一组半封、一组全封装置及加高短套,能够实现在密闭状态下处理大直径工具。

    井控控制系统。由一体式改为分体式,提高工作效率和工作安全系数,同时降低液控操作台噪声;提高储能器压力等级和储能量(21~35MPa),提高事故处理应急能力。

    2)大修工艺改进方面

    一是研制对扣打捞器,在短套内进行倒扣、对扣,实现密闭打捞。

    二是用环形和球型交替密封钻杆,配套单流阀,实现磨铣、套铣工艺。

    通过以上的设备配套和大修工艺的改进,形成了最大井深3000m以内、井口压力不大于14MPa的注水井的解卡、密闭打捞、磨铣整形等工序的带压大修工艺。

    3)工艺改进后,带压大修实施情况

    2008年的上半年,带压大修装备、工艺完善后,当年9月份进入现场试验。到20094月已累计成功实施3口井,修后都实现了分注。大修井情况见表3

    3    第二阶段带压大修井情况

第二阶段带压大修井情况

    25-2井施工情况(主要工序):

    该井正常注水的井口压力13. 9MPa,为了加快进度,减轻难度,上大修前井口泄压到9. 8MPa

    (1)925日~926日,交接井、立井架、安装和调试液压防喷系统;

    (2)927日,套提油管悬挂器+Φ62mm平式油管1根;

    (3)928日~1117日,下打捞钻具14趟,其中下捞锚5趟、公锥5趟、捞筒2趟、捞钩1趟、套铣筒1趟。共捞出Φ62mm油管15+Y344封隔器2+665-2配水器2+1个;

    (4)1118日~1125日,下反扣铣锥+单流阀+反扣钻杆,使用动力水龙头旋转正冲、刮削到人工井底。

    技术关键:为保证打捞钻具不喷,钻具底部安装单流阀;打捞工具带装堵塞,起出井口时,保证连接部位实现密封;油管(落鱼)到井口,应用对扣打捞器,在短套内进行对扣,实现密闭起单根。

    25-2井施工过程中,井口压力由9.8MPa上升到13.1MPa,如图2所示。表明在低渗透油田注水井泄压非常不容易,必须走带压修井技术路线。

民25-2大修过程中井口压力变化情况

    2    25-2大修过程中井口压力变化情况

    43-1井,施工前井口压力由13MPa泄压9.3MPa,施工中压力保持在9~10MPa之间,变化不大。民47-15井,施工前井口压力12. 3MPa,没有泄压直接上修,施工过程中井口压力保持在11~12MPa之间。

    三、下步工作想法

    一是针对目前动力水龙头输出扭矩不超过5000N·m,磨铣效率不高的问题,下步考虑引进旋转防喷器,实现方钻杆密封,利用转盘增加输出扭矩。

    二是考虑到目前目前带压大修作业周期长,一般在一二个月。下步考虑配套修井液循环测试系统,实现对修井液进出口的流量、压力、密度的在线监测,通过优选修井液,降低井口压力,提高带压大修时效。