油田修井作业技术（精选10篇）
油田修井作业技术 第1篇
关键词：油田,修井作业,技术
1 修井技术之“复合”
在进行修井作业时, 由于原有打捞工具的单一, 为了达到打捞的结果, 工作人员常常用一些自制的工具来帮助作业。比如, 在裸眼井作业时, 便用到了开窗捞筒等工具。这些工具都是自制的, 在对工具进行设计时, 遵循简单实用原则, 同时依据不同的实际情况加以改善, 从而达到尽善尽美的效果。又比如, 当用开窗打捞筒进行打捞时, 由于坠沉没物体是零散的小件而且比较细小, 所以就要把窗舌打造成细长的形状, 以便打捞。然而在真实环境中, 却常常是因为引鞋没有办法吸入落物, 而使打捞筒没办法正常工作。工作人员再一次进井之前, 首要的任务便是改变引鞋, 这是因为引鞋呈螺旋状, 扩大了开口倒角, 致使捞筒变短。于是, 再离开井的时候, 降低了窗舌的强度, 并从而使窗舌因为外部倾轧而改变形状。当第三次进井之前, 因为已经提高了窗舌的强度、增加了窗舌的数量, 施工便可以顺利地完成。此外, 当工作人员处理裸眼井时, 他们会利用磨铣的办法, 根据井中的具体情况, 必须用多只磨鞋。当进入了小井眼, 又要改变引鞋的尺码和形状来适应实际情况。当进行打捞工作时, 捞杯也可能在经历改变后变成梅花捞杯。因此, 修井技术之“复合”在修井作业中起着非常重要的作用。
2 修井技术之“清洁”
2.1 清洗稠油井油管内腔的技术
对于浓度较高的油井, 人们创造出了地面泵, 它是由离心泵和柱塞泵相结合构成的。当打开泄油器时, 会将清洗液将油管倒满, 对此, 可以用到离心泵, 也可以根据需要增加适量的粘合剂, 从而减少工作时间, 提高效率。清洁液处理好之后, 可以开始清洗柱塞泵, 但是一定要保持好清洗的效果。柱塞泵限制的压力是16MPa, 它在进行清洗时, 可以代替水泥车在作业时进行油管试压。
2.2 闭式连续循环冲砂
在除砂装置和连续冲砂装置一起工作之后, 可以提高冲砂工艺的的效率, 泵可以不停歇地连续工作, 冲砂在装置中连续循环, 冲砂返回的液体虽然可以循环利用, 但一些环节是必不可少的, 例如旋流冲泥等, 当冲砂完成后, 多余的冲砂液便会自动地进站进行处理, 此时最后可以采用机械的方式, 将留存在砂池中地泥砂排干净。
3 修井技术之“绿色”
3.1 井下泄油
为了防止原油在起管时洒在井口的周围, 可以根据不同的实际情况, 利用井下泄油的方式, 将油管中地油移动到井筒里。
1) 有些抽油井, 在不是大量出砂情况下, 可以利用撞击式的泄油器。这种泄油器是由铜芯和泄油器的主体构成的。人们在进井之前, 便接好了泄油器, 于是在具体作业时, 抽出活塞和抽油杆, 将撞击杆放进去, 从而砸断泄油芯子, 促进泄油的完成。
2) 这些年, 因为改变了一些油田的开发办法, 导致汽油在汽油井中的比重有所扩大, 并且使地层所受到的压力提升, 于是在用新井作业时便会经常造成喷井的状况, 针对此类情况, 便创造出了泄油的装置。把这个装置安装在泵筒和固定凡尔中间, 在进井时关闭了装置的底部, 于是井里的液体便不会在被注入到油管时喷出。
3.2 防止地面的污染
1) 刮油技术是防止地面污染的一个重要技术。在修井作业时采用刮油技术, 此时必须要有抽油杆的刮油装置被引进, 这种抽油杆的刮油装置由三部分组成, 即刮油胶花、引导管和壳体。可以用它来清理附着在抽油杆上面的软蜡和原油, 同时也能够不给油杆扶正器造成损伤地顺利通过, 这样可以释放井口的压力, 让附着在抽油杆上面的原油经过提油管注入到井下, 从而降低环境破坏与污染;
2) 在修井时, 为了解决在井筒提起的原油洒到外面的问题, 需要用到刮油技术。由压紧螺栓、压盖等构成的油管刮油器在提管时, 将油管外面的原油带到套管里, 这里值得注意的是经过刮油器的工具其直径都比较小。这样, 便在减轻环境污染的同时, 密封了油套空间, 防止细小的零件在工作中落入井里;
3) 在进行工作时, 因为要尽可能地减少成本, 因此清洗管杆的工作往往是在施工现场就必须完成, 这样造成污水对环境的破坏和污染。针对这种情况, 将塑料薄膜运用其中, 在作业时, 在管杆下面放置好薄膜, 结束后, 再将塑料薄膜和原油回收利用, 这是一个一举两得的好办法;
4) 为了达到循环密闭, 防止环境污染, 连续冲砂是采用正面冲砂的方式。在工作时, 冲砂液会从油管的上面经过, 结束冲砂后, 需要将原来的管柱加长, 致使冲砂液在换向阀的作用下, 到达自封侧孔。液压会打开单流阀并与冲砂相接, 致使冲砂管里面的冲砂液继续循环下去, 达到“正洗”的目的。
4 结论
修井技术是一项高科技的技术, 因为它需要以复杂的实际情况为基准, 不断地变化提升。所以才有了一个又一个新技术被人们研发并采用, 正如前面所说的复合技术、清洁技术和绿色技术。防止污染是新的要求, 更是一项刻不容缓的任务, 因此必须在作业的源头和过程中都严格地加以防范和控制。
参考文献
[1]张振军.修井作业专家系统研究与应用[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2012 (7) .
[2]陈曙光.辽河油田小井眼修井技术研究与应用[J].科技传播, 2011 (2) .
采油工程技术的修井作业研究论文 第2篇
1采油工程技术质量分析
1）水力振动采油技术。这种采油工程技术主要是借助脉冲波驱动水力作用于储油层，然后对油层内的原油进行处理，将井底的泥浆杂质等转化成沉淀物，加强对沉积岩的破坏，使储油层产生裂缝，提高储油层的渗透性，将封存在油层内不能被采集的石油被采集到，从而提升油井的采油量。2）纳米材料采油技术。该技术在采油工程中应用主要是利用纳米级的驱油膜来实现对原油的驱动，提高原油的采油率。并且该技术相对于其它的采油技术来说比较先进、环保，由于纳米材料的特殊质地，能够有效的加强驱油膜的韧性和坚固性，降低了原油的黏附能力，降低了岩层中滞留的原油，不仅使油井的采油量增加，也足够大的对储油层进行的采油处理。3）热超导采油技术。热超导采油技术的应用对温度的要求比较严格，因为它是在一定温度下进行的，它可以通过对采油设备以及管道进行热处理然后加速原油的流速，降低原油采集过程中的粘附力，避免了原油采集过程中结蜡现象的发生，不仅可以防止采油设备和管道被腐蚀还能提高原油的采集量，这对于提高采油效率，减少储油层原油的滞留量有很大的促进作用。4）热处理油层采油技术。热处理油层采油技术和热超导采油技术都是利用温度的控制来进行原油采集操作的，但是在应用此技术时并不是温度有一定的标准，这个都是根据各个油藏的粘度以及原油加温处理水平定的。目前，应用的比较成熟的加温方法有蒸汽驱动技术、火烧油层技术、蒸汽激励技术。
2修井作业分析
1）修井作业原则。对油井进行修护的主要目的就是保障油井生产的安全性和稳定性，避免井下作业或其他采油事故的发生，所以在修井作业进行的过程中应该遵循如下原则：第一，尽可能的保障油井储油层的完整性，减少对储油层结构的破坏，只能是对油井储油层进行完善，提高储油层的渗透率；第二，保护油井自身结构，不能对油井进行二次改造，更不能随意更改油井的各项生产或者修建参数；第三，以人为本，保障生产安全。提升油井的.生产效率固然是好的，但是提产的前提是保障生产人员以及生产设备的安全，避免井下作业的危险操作，提高大家的安全操作意识，做好修井应急防范措施。2）修井作业技术及设备的应用。修井作业操作前首先是对修井设备的选取，根据油井的地质特点、油井深度、储油层的特点合理的选择修井设备。现在应用较多的是旋转设备、吊升启动设备以及循环冲洗设备。3）修井作业中的注意事项。修井作业中的注意事项主要是提高人们的安全意识，防止修井事故发生。修井过程中一定会有井底落物的打捞，打捞过程中不仅对打捞技术有严格的要求，同时对打捞设备、打捞人员的操作水平也有严格的要求。采油工程的工作环境以及影响因素比较多，任何一个因素考虑不到都可能导致油井采油故障，引起油井事故。
3结语
总而言之，做好采油工程技术质量以及修井作业研究对于提高油井的采油量和生产安全性非常重要，而且有效的修井作业水平对于延长油井的使用期限，保障采油过程中设备及人员的安全性也是相当重要的，为保障采油工程的顺利进行，加强采油工程技术质量和修井作业研究的重要性是不容小觑的。
参考文献：
[1]徐磊.采油工程技术质量以及修井作业分析[J].中国石油和化工标准与质量,(09).
塔河油田修井井控和防硫化氢技术 第3篇
塔河修井队伍多为XJ-650以上大型修井机，一旦发生井喷事故，经济损失必然十分惨重。作为井控工作的一项内容，井场标准化是塔河工区必须首先做好的工作之一。井口与各种设备之间，各种设施相互之间必须符合标准的安全距离；污油罐摆放在施工季节的下风位置；发电机组，值班房摆放在上风位置，近临远程控制台。压井节流管汇在施工前连建正常，试压合格。井口及钻台有鼓风机用于疏散井口溢出的天然气，避免H2S聚集；井口、操作台、泥浆罐、污油罐、值班房均有H2S监测探头，24小时有人监守。井场有紧急避险的疏散场所，并在此发出警报信号。
二、井控及防H2S设备符合要求压力等级，有定期的校验合格证明
对于塔河油井，个别高产油井，井口压力可达近20MPa，在AD区有日产近千方的油井压力更高，井控管汇一般采用70MPa以上的压井、节流防硫管汇，液压防喷器也采用70MPa以上的配置。按照西北局要求，井控装置每半年必须强制进行校验，且出具有资质厂家的校验证明，对于过期未进行校验的施工队伍，不得开工。施工现场人员，必须佩带可燃气体监测仪及H2S气体监测仪。
三、施工设计中必须有相应的井控安全措施、H2S防护措施和应急预案
必须进行一次井控和防硫化氢演练，必须经过甲方开工验收后，方可开工。塔河工区施工，每一口大修井，都要进行开工验收。除对设施配置，人员取证，健康状况等进行验收外，更要对现场施工内容中的应急预案，井控和H2S防护措施进行查看，有时现场随时抽查井控和H2S演练情况。
四、压井综合技术
2007～2008年，塔河油田施工，基本采用平推法压井，分别从油管和环空推入同一压井液到油管管脚位置，然后开始挤压井到井底。这一方法的优点是，井场流落的油污较少，施工工艺简单方便，但这对于施工较长的井，施工中不断补充井筒液自然漏失量，补充了地层能量，施工后期，井口往往会出现井涌或溢流，不得不重新压井。压井时及修井施工中如何减少地层漏失，是井控工作的一个关键。对于每一个区块及井况，施工前，先了解这一区块的地层压力系数，及本井生产情况及地层压力，准确掌握了地层静压这一数值。地层漏失多少，可以诱发自喷？对于一个200m3井筒，如果采用平推压井法压井，压井后，在三天内补液超过100m3就可能出现溢流，要在四天或是更长的时间内，相对就比较安全。通过近几年在塔河修井的情况，大体的一个认识是：一次压井最好不超过300m3压井液用量，特别是对于100m3井筒容积的井，漏失量超过200m3，造成自喷的可能在80%以上。为了弥补平推压井完全挤入地层液这一方法的不足，在后来的压井方法上进行了改进，即用：反循环油管正推压井。随着塔河工区油井管网的完善，单井采油的减少，这一方法更具应用性，也得到塔河采油二厂的推广。这一方法是：计算好套管环空容积，然后用相应体积的压井液进行反循环压井，出口原油经水套炉加热后，进入管网系统。目前，这一方法有效地减少了压井液的漏失，不会造成井底压力的升高，对顺利修井也及为有利，得到了采油二厂的首肯和推广应用。
五、压井液中加入碱式碳酸锌中和硫化氢
塔河修井中， 90%以上井都含有H2S，在压井液中加入一定量的碱式碳酸锌可以有效防止硫化氢的溢出。2009年9月，施工的TP8井加深泵挂，本井天然气硫化氢含量32745.88 mg/ m3。托甫台区块，是塔河区块中H2S含量较高的井，其次是AD区。而施工的TP8井又是本区块中H2S含量较高的井。由于本井因产能不足而加深泵挂，我们采用比重1.14的油田地层水加入0.5％碱式碳酸锌，应用平推压井法进行了压井，压井前，先对套管环空天然气引到井场外70m点火烧掉，然后压井，为了减少井口天然气溢出，在施工中勤补液，并适当增加补液量，尽可能不让井口有天然气溢出，这样，就是在井口处，直接监测，H2S报警仪也不会报警。
六、施工中及时补液，随时防范，密切观察井口显示
修井施工中及时补液，是施工中防喷的一个有效方法，前面已经提到，要做到单井计算漏失量，根据单井漏失量的测量结果，勤补液，少补液。对于空井筒的情况下，更要及时补充。为防止井口H2S溢出，一直用鼓风机，对井口吹风。对于因故停止施工的井，在关好防喷器和上好旋塞阀的同时，装上油套压力表。按时西北局的要求，起下钻正常施工中，为防止井筒储集效应产生的井涌，一般不许关井，这就必须随时观察井口的溢气情况，及溢流情况，一旦出现特别的显示，随时报警并应急处理。
七、对机抽转自喷的生产井，务必对完井井口装置做好试压及验收工作
机抽转自喷的井，有酸化后施工井，有因注水后能量上升的井，也有因邻井注水，产量上升快的井。这类井的产量不够稳定，变数较多，像TK720就是因为邻井注水，产量在1周内迅速上升，且油压很高。为此，这类完井采油树（二厂回收其它井），必须之前重新做修复，试压工作，对于四通内BT密封，必须重新更换，经过试压。修井后，修井队伍对于注脂处，必须进行注脂试压。确保井口安全。
八、冬季施工，井控设备及时巡查
油田修井作业挤水泥技术研究 第4篇
1 油井水泥简述
1.1 油井水泥的基本成分
油井水泥在物理成分上属于硅酸盐, 其中的主要成分是石灰石, 将水泥的原料按照一定的配比进行混合研磨, 然后在高温下进行煅烧, 就会形成以硅酸钙为主要成分的熟石灰, 随后添加一定量的石膏, 就成为了油井水泥。
1.2 水泥浆的物理特性
油井水泥在形成水泥浆之后有着良好的流动性, 这样就可以保证在注水泥的过程中水泥浆能够顺利流动, 在到达预定位置之后才会出现凝固, 形成水泥石。因为井下的环境十分的复杂, 所以针对油井水泥水泥浆的具体物理性能要求, 我们要在进行详细的测量之后根据具体要求进行现场的调配。
1.3 油井水泥在使用过程中的基本要求
在使用过程中要保证水泥浆的流动性满足使用要求, 油井水泥在适宜的初始浓度下能够有效保证均匀不起泡, 可以顺利使用混合泵进行泵送。在输送的过程中由于良好的物理化学性能可以满足基本的稠化时间和抗压要求。化学性能稳定, 不会轻易受到地层水的腐蚀, 并且水泥在固化的过程中不会受到油气水的影响, 固化之后也不会随便出现渗透现象, 能够快速到达要求的早期强度。在进行射孔工作时也不会产生大量的水泥石裂缝。油井水泥还具有凝固后收缩率低, 水泥浆体系稳定等一系列优点。
2 挤水泥的工艺
2.1 挤水泥的生产要求
(1) 加固水泥环, 有效封堵套管外窜槽; (2) 有效降低渗水, 提高采油效率; (3) 封堵废弃层位, 进行其他层位开采; (4) 封堵废井, 防止层位移动; (5) 补救误射孔, 防止出水。依靠循环压力进行水泥浆输送并使之凝固的方式不属于挤水泥工艺, 挤水泥在考虑井筒外的情况下, 通过高压将水泥浆挤进射孔井段和其他部位, 并使之凝固。
2.2 挤水泥工艺技术
挤水泥工艺能够在各种地层压力下进行, 在不同的地层压力下进行, 有着不同的工艺要求, 其中在低于地层破裂压力的时候水泥挤住可以称为低压挤水泥, 此时, 水泥浆能够及时封堵低渗透层, 在高压挤住中, 由于底层特点, 我们只需要配置合适的水泥浆, 水泥浆可以通过泵送到达底层较远的地方, 并且在合适的位置失水凝固, 进而有效的进行结晶凝固阻挡水层, 能够有效的到达预期目的。修井作业要经常根据不同情况选择不同的施工方法, 主要的方法有光管柱挤入法、水泥承转器挤入法、空井筒加压挤入法。
2.2.1 送浆加压的挤入方法
在运用送浆加压的挤入方法的时候, 我们可以将符合要求的水泥浆通过泵送到达预定的位置, 通过上提管柱进行关井, 这样水泥浆就可以很快的失水实现凝固形成水泥石。这种方法可以准确的控制水泥浆注入的压力, 水泥浆的利用率就会有效提高, 这样水泥浆的用量也能够得到很好的控制, 在运用这种水泥浆挤入方式的时候, 水泥浆送入和到达预定位置后凝固的间隔时间比较长, 这样对我们的技术要求就会比较高。但是运用这种方式可以具有非常高的安全性能。该种方法的运用主要集中在封堵炮眼上, 并且成功率也比较高, 采用这种方法, 钻赛后试压合格。
2.2.2 水泥承转器挤入法
如果挤住层的上部的套管承压不可靠或者挤住量不能确定的时候, 我们可以采用水泥承转器挤入法。我们在使用这种方法的时候能够有效保证水泥浆在使用过程中不会外吐, 积压的时候安全性以及可控性都会很高。但是钻水泥塞比较麻烦, 耗费时间比较长。同时因为插入管内径较小, 容易发生堵塞。
2.2.3 空井筒加压挤入法
在挤注松散的浅水层进行水泥浆挤入时大多采用空井筒加压挤入。由于地层具有吸收量, 水泥将能够有效进入井筒。这样在施工的过程中就可以实现不下管柱, 挤住压力低, 不洗井, 可以有效防止水泥浆外吐。
3 具体施工中的工艺要点
(1) 选择具体工艺前了解水泥的型号、级别以及适用条件。
(2) 严禁油管悬挂井口。
(3) 为有效防止施工中旋塞失灵的情况, 施工过程中不能用旋塞代替闸门。
(4) 挤水泥时在井口处至少和进口和出口连接软管线, 防止在施工过程中出现线路共振, 共振时间过长会出现严重的井口、管线损坏。
(5) 挤水泥工作前要进行必要的测压实验。
(6) 在使用防喷器半封挤水泥的时候要防止水泥压力过大管柱上顶, 一定要考虑油管悬重时能够承受的挤水泥压力。
(7) 对相关设备进行估算时要考虑到各种各种可能存在的误差以及气体的影响。
(8) 要控制好挤水泥的最高压力, 防止水泥浆在到达预定位置前失水。如果发现挤水泥压力过高, 要降低泵的入排量和水泥浆的密度, 有效降低挤水泥压力。
4 结语
综上所述, 挤水泥工作是修井工作中的重要部分, 对后续的采油工作影响很大。因此, 我们在进行修井作业时一定要对相关工艺进行深入了解。
摘要：随着科技的飞速发展, 油田建设工作也在不断的进步。油田修井作业技术也从最开始的探索阶段进入到了相对成熟的阶段, 本文从油井水泥的成分、基本要求和施工方法等方面论述在不同情况下的不同施工方法, 寻求挤水泥的最佳施工方案。
关键词：油田,修井作业,水泥,技术
参考文献
[1]卓龙成.浅论油井修井作业中挤水泥措施的影响原因分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03:107-108+123.
[2]杨文俊.挤水泥工艺在油田开发堵水中的应用[J].山东化工, 2013, 09:109-111+115.
石油工程井下作业修井技术现状论文 第5篇
2.1提升修井技术相关人员的作业水平
石油企业应该为修井技术相关人员安排定期的培训，这样一方面是保证修井技术相关人员可以不断更新自身的专业知识和专业技能，使得在工作过程中能够更加及时地发现其中存在的问题，并且采取正确的措施予以纠正，从而大幅度降低修井作业过程中安全事故发生的可能性。石油工程安全部门还需要建立“责任到人”的管理制度，将具体的设施管理工作落实到具体的单位或者个人身上，让他们各自承担相应的安全责任。这样一方面是保证每个工作人员都能够认真负责地对待井下安全管理工作，减少因为人为原因出现安全事故的可能性。另一方面，如果真的发生了安全事故，那么企业可以在第一时间找到相关责任人，从而更加迅速地发现安全事故发生的原因，这也为安全事故的解决节约了时间。另一方面，企业需要通过培训提升修井技术相关人员对修井作业的安全责任意识，只有修井技术相关人员充分地认识到修井作业过程中安全以及专业知识技能的重要性，才能够在工作中更加认真负责，才能最大限度地避免井下修井作业过程中事故的发生。
2.2加大对修井作业工艺技术程序的优化
在进行我国石油工程井下作业修井技术工艺优化的过程中，需要对修井程序过程进行优化，因为只有优化了修井程序才能进一步保证修井作业的顺利进行。具体而言，修井过程中需要明确修井过程的实际目标，确定优化主题，收集与优化对象相关的一系列信息，并且分析确定这些优化对象之间的关联，最后根据实际的修井作业要求，将这些信息充分利用，从而制定出相关的施工技术方案。具体而言，需要根据井下修井作业的实际情况引进先进的科学优化技术，从而大幅度提升修井作业工作的整体管理水平。第一，石油工程安全部门需要建立完善的监控系统，对井下修井作业设施设备实施24h不间断的动态监控，这样可以保证石油工程安全部门能够更加及时地发现其中存在的问题。第二，引进现代科技建立自动报警系统，在关键设备处安装智能感应系统，一旦关键设备的参数出现异常，那么系统就可以自动预警，这样工作人员就可以及时地排除安全隐患，同时排除效率大幅度提升。
2.3加大对修井设备的检修和管理工作
石油工程安全部门需要定期检查和维修油气储运设施，同时检修内容、检修时间、检修人员等都必须做出明确的规定，这样才能够保证定期检修工作能够得以顺利的推行。在检修过程中，工作人员需要详细地记录修井设备设施的相关数据信息，这样一方面是为了证明检修工作确实被保质保量的完成，另一方面如果设施被检查出存在问题，那么记录的数据就可以作为安全问题分析的重要依据。同时，对井控的工具和装置进行全面的优化能够促进对于油气层的控制，从而减少井下作业对地质层造成的污染。因为如果井下的油气层遭到破坏，将会阻碍井控的正常开展，还会制约油井的产油量。
3总结
综上所述，油气资源对于我国社会经济发展具有非常重要的意义，所以对井下作业修井技术工艺的优化就显得尤为重要。需要加强对于修井设备设施的安全管控，保证能够及时发现其中存在的安全问题，及时采取有效的措施予以解决。
参考文献：
油田修井作业技术 第6篇
一、修井作业中油气层损害的原因
修井作业的工作内容主要有改变油井的生产方式、油气井、水景解堵、防砂、打捞井下的物体、修补套管等。修井作业有很多内容以及方式, 导致的地层损坏也比较严重。修井作业中油气层损害的主要原因是修井液以及修井施工的不合适。
( 一) 修井液的不合适
修井作业中, 由于修井液的种类比较多, 其进入到井后会与地层的演示、流体等相互作用, 进而引发伤害。当油气层中有修井液中进入时, 滤液的侵入数量以及深度等与储层的特点, 修井液体系与特点, 修井作业工艺等密切相关。
1. 修井液滤液与地层中的水敏粘土矿物不相适应。修井液滤液与地层中水敏粘土矿物不相适应, 如果地层中有修井液滤液进入, 会使得粘土矿物与地层流体间不再平衡, 岩石的结构和表面性会出现变化, 粘土矿物水化会出现膨胀, 颗粒分散出现堵塞, 水敏性比较强的蒙皂石遇到水后体积也会膨胀[1]。
修井液进入到地层后, 地层中的含油饱和度也会出现变化, 使得岩石表面的湿润性出现变化, 使油相的渗透率减少, 导致水锁出现堵塞。对于低孔低渗储层, 水锁效应是导致储存损害的主要原因。有调查显示, 低孔低渗油气层, 特别是低孔低渗汽层, 出现水锁效应通常会使渗透率降低。
2. 修井液与地层流体不相适应。修井液与地层水不相适应的情况下, 容易出现无机和有机盐垢以及细菌团, 吼道会出现堵塞, 使得地层遭到破坏。修井入井液与地层水不相适应就会生成硫酸钙、硫酸钡、硫酸镁等无机盐垢。井眼附近, 地层温度会下降, 还会出现有机垢, 使地层吼道, 被堵住。
水基修井液的滤液进入到地层后, 与地层原油不相适应, 油水乳化之后就会形成油水乳化液, 其粘度比较大, 油包水乳化液的粘度也更高, 缺少流动性, 使得渗透率减少, 导致地层遭到破坏。
近井位置是细菌繁殖发育的好环境, 细菌堵塞地城也是修井作业中不可忽视的一种损坏情况。修井液中有氧气, 使生菌有了良好的繁育机会和挑战, 而且修井液中还有有机、无机添加剂, 更有助于细菌的生长。各种微生物之间的协调还会使得硫细菌、铁细菌等[2], 这些细菌混合在一起就会使得地层被堵塞, 产生严重的损害。
( 二) 施工操作不恰当
修井施工操作不合适的表现有以下几种, 施工的时间比较长, 使得修井液长期浸泡储层。在钻、磨、洗等工作中, 修井液不能快速的回到地面, 使得碎屑堵住井眼。如果修井时选择参数不合适, 作业压差比较大, 或者没有控制的就放喷, 地层会受到损害。在井下工作时, 如果操作不当可能会造成事故。大量的长期的修井作业, 也会出现损害。井下工作需要维护好工具设备, 避免出现损失。
二、油田修井作业中油气层的保护技术
( 一) 使用先进的修井液技术
在保护油气层的技术中, 修井液的质量是十分重要的影响要素, 如果选择优秀的修井液技术, 能够有效地保护环境, 也能够避免对设备的正常运行产生不利影响。有研究表明, 将适当的粘土稳定剂加入到修井液中, 能够避免对地层产生敏感性的危害。选择添加剂时, 要注意不能对环境产生污染, 并且能够出现良好的化学作用, 提供优质的服务。
( 二) 优化聚合物的技术选择
油田修井作业中, 为了更好地保护油气层, 减少漏失率, 有些人错误的觉得只要将聚合物添加到修井液中就可以实现这一目的, 但实际上并不能取得这样的效果。由于聚合物的性质比较特殊, 如果随意盲目的使用将造成不良的效果, 甚至会严重的损害。因此需要谨慎的使用聚合物, 尽量不使用聚合物。通常情况下, 一般使用修井液体系进行修井作业, 如果遇到比较特殊的情况下可以使用聚合物进行降解, 需要明确聚合物的配比[3], 了解聚合物的使用范围以及场地, 防止出现盲目使用聚合物的现象, 造成严重的污染。
( 三) 选择合适的参数进行作业
进行井下作业时, 首先需要保证安全, 要在不对自身安全造成影响的情况下进行作业。尽量减少修井作业的时间, 使作业程序得以优化, 尽量做到修井一次成功, 避免出现重复作业。使用科学的修行工具以及工艺, 避免对修井的多次修改。修井工具需要干净, 修井之后需要对井筒进行清理, 保证将修井的碎屑全部清理出去, 避免井眼出现再次堵塞。同时注意对施工的参数进行优化, 施工过程中, 要选择合适的施工参数以及方式, 使修井设备能够正常安全的运行, 减少成本的支出。在修井作业时还需要选择合适的修井液密度, 使其能够满足设备的运行, 避免对油田修井作业的不利影响, 发生危险事件。
三、结束语
油田修井作业中, 油气层的保护工作是一项十分重要、系统的工程, 在油气层的保护技术中, 需要努力提高修井技术, 避免对油气层造成损害。各种作业都可能会对油气层产生损害, 因此需要科学的分析和研究, 采用科学的油气层保护技术, 更好的促进油田修井作业的顺利开展。
摘要：在油田发展过程中, 油气层是十分重要部分, 起到至关重要的作用。在尤其修井过程中, 如果使用的修井作业工艺以及修井液不够科学, 会使油气层出现损害的现象, 甚至在修井后, 还会出现油、气井产量减少的情况, 因此, 在不影响修井作业的同时, 需要明确修井过程中地层受到损坏的原因以及具体的情况, 使用科学的油气层保护技术, 实现成功的修井作业。本文就油田修井作业中油气层的保护技术进行简要的分析与研究。
关键词：油田修井作业,油气层,保护技术
参考文献
[1]李品伟, 王明.浅谈在长庆油田修井作业中油气层的保护技术[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 33:57+52.
[2]张小红.塔里木油田试油与修井作业中油气层的损害与保护措施[J].化工管理, 2015, 08:98.
油田修井作业技术 第7篇
关键词：汽油层保护,修井液,修井作业油气,技术
由于在修井作业过程中包括大量工作, 如:改变油井的采集方案、采集深度、油井的拦截、清理井下残留物等, 这就意味着很容易对地层造成损害, 而且, 造成油气层损害的原因也是各种各样。同时, 以现在科技来说, 在解除油气层损害的难题中遇到了较大的困难, 因此要分析、解除这类问题, 油田本身必须做出总结以避免今后产生同样的错误。
1 在修井过程中对油气层产生损害的原因
1.1 采用不适当的修井液
在修井过程中出现损失的原因是:各种各样的修井液进去后与其他物体互相作用所产生的损害。其过滤液的进入量、进入层度直接影响着油田修井所需设备类型、数量以及对修井工艺的要求。
1.1.1 修井液与其他物体互相作用产生的损害。
这类损害包括两个方面: (1) 修井液与矿石不匹配, 因此当其过滤液滤液渗入到地层时, 打乱了矿石与土层之间的稳定, 使矿石构造发生变化, 粘土矿物膨胀发生阻塞, 水敏性强的蒙皂石遇水膨胀体积巨增。 (2) 水锁效应的损害。当修井液入侵土层时, 土层中的含油饱和度会存在一定的变化, 直接改变了土层中矿石表面润的湿度, 严重时会逆转, 降低原油的相对饱和度, 引起水锁阻塞。对低孔低渗收集, 水锁效应是最大的危害。研究发现, 在低渗气层, 水锁效应会使收集的现有渗透率下降90%左右。
1.1.2 修井液与地土层液体互相作用产生的损害。
(1) 堵塞造成地层损害。当修井液与其他溶剂反应时将产生一些盐垢和菌体, 会使孔道发生阻塞, 导致土层损害。入井液与水溶剂反应时常生成硫酸盐等盐垢。在井眼周围, 由于低温, 常常会形成一些类型的有机垢, 阻塞土层孔道。 (2) 乳化堵塞造成地层损害。当过滤液流入到地层时, 由于与土层原油不匹配, 会造成土层损害。
1.2 在修井施工时操作不当对地层造成害
这类损害主要表现在: (1) 施工作业时间长, 这就导致了修井液对储层浸泡的时间变长。 (2) 在钻、磨、洗等作业中, 修井液返回地面的速度慢, 造成大量碎屑堵塞井眼或炮眼。 (3) 修井时选择参数不当, 例如作业压差过大, 或无控制地放喷, 引起地层产生速敏损害 (4) 解决在进行井下工作时, 因为操作不当而引起的事故。 (5) 大批次长时间地修井作业, 也会造成损害。 (6) 在井下工作时, 要对使用的工具进行维护和管理, 以免会造成损失。
2 优化修井作业中的油气层保护技术
2.1 修井液的优选技术
在优化保护油气层技术中, 起到关键性作用的是修井液的质量选择。修井液的优选技术不仅能够保护不会对环境造成危害, 也有利于设备的正常运行。经研究, 在修井液配方中添加适合的粘土稳定剂, 就不会对地层造成敏感性损害。当在选择添加剂的时候, 要考虑不能污染环境, 要与之产生良好的化学作用, 能够更好的为之服务。
2.2 聚合物的优选技术
在修井作业中, 为了保护汽油层以及降低漏失率, 有些人错误的认为在修井液中添加聚合物就可以起到这样的作用, 但是起到的效果却恰恰相反, 聚合物有其独特的性质, 盲目的使用不仅不能起到预期的效果, 还会造成大量的伤害。所以我们对聚合物的使用一定要慎重, 在不是很必要的时候尽量不采用聚合物。一般情况下, 在修井中, 我们都采用的是修井液体系, 在特殊情况下选择的聚合物也是应用可以降解的。聚合物的配伍一定要理解清楚, 找到聚合物的使用场所和范围, 避免不明功能和效果, 乱用聚合物, 导致污染严重的现象发生。
2.3 在修井作业时要选择适当的参数
工作人员在进行井下作业时, 必须要以安全为前提, 在不损害自身安全的情况下进行作业。具体而言: (1) 缩短修井作业时间, 优化修井作业程序, 争取一次修井成功, 避免短时间多次重复作业。 (2) 采用适当的修井工具、优化生产工艺, 减少对井修改的次数。 (3) 选择洁净的修井工具、修井后对井筒进行清洁, 争取做到修井碎屑全部出井, 避免井眼或炮眼的二次堵塞。 (4) 优选化施工参数, 在进行施工的过程中, 要对施工参数进行一定的设定, 优化施工参数, 选取最合适的方式来进行, 安伯政修井设备的正常运行, 也可以节省成本, 减少一定的开支。 (5) 选取适合设备运行的修井液体密度, 不能选择其他密度不合适的, 会影响这个设备的运行, 对整个油田修井有一定的影响, 选择一定的方式能保证其安全性, 不会发生危险。
3 结语
综上所述, 油气储层保护应该结合现场实际, 同时还要考虑当时的作业成本, 从而优先选择最好的措施、最低的成本, 尽最大的可能保护储层安全。
参考文献
[1]温庆华.浅谈油气层保护技术[J].中国石油大学胜利学院学报, 2007, 03:7-8.
[2]樊世忠, 何纶.国内外油气层保护技术的新发展 (Ⅰ) ——钻井完井液体系[J].石油钻探技术, 2005, 01:1-5.
[3]王剑杰.修井作业过程中保护储层的暂堵技术研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 06:88.
油田修井作业技术 第8篇
油田修井作业施工是一项高投入、高风险工作, 存在野外作业、搬迁频繁、电气设备多、工艺复杂等特点。传统的油田修井作业现场, 主要由施工照明用电和生活用电构成, 功率较小, 近年来中国石化把绿色低碳发展作为企业的发展战略, 网电作业机作为绿色低碳设备, 已逐步成为油田作业生产的主力设备。
由于修井作业机的类型多种多样, 电器设备配置也不尽相同, 各种接地形式均有应用, 造成作业现场配电模式散乱, 职工操作困难, 对设备及人身安全造成一定的安全隐患。
1 油田修井作业现场的低压配电形式
目前, 油田修井作业井场低压配电采用两种保护模式:IT模式、TT模式, 两种保护模式各有差异, 下面针对它们的保护性能进行分析。
1.1 TT配电模式
以柴油机为主动力的作业设备和部分网电作业机采用TT模式进行配电, 该种设备自带配电变压器, 输出电压220V/380V, 原边接入电网。TT系统配电模式是变压器中性点直接接地, 电器设备全部采用保护接地, 即金属外壳通过接地体、接地线与大地做电气连接, TT模式接线原理图见图1。
TT模式的保护原理为:在发生单相接地故障时, 故障电流较大, 可使漏电保护器等保护装置迅速动作, 切除接地故障;当发生单相碰壳漏电时, 由于保护接地装置的电阻小于人体的电阻 (一般为2000Ω左右) , 当人接触故障设备金属外壳时, 大部分的电流分流到接地装置, 降低了人体的接触电压, 从而起到一定的保护作用。
1.2 IT配电模式
小吨位网电作业设备因电机功率小, 多直接接在油井变压器上使用, 由于油井配电系统大多采用IT配电系统, 因此, 该部分网电作业机采用IT配电模式, 且额定电压为660V。
IT配电模式接线特点是变压器中性点不接地, 用电设备外壳及金属构架全部采用保护接地, 即金属外壳及构架通过接地体与大地直接相连, IT模式原理见图2。
IT配电模式的主要保护原理为:在IT配电系统中, 由于设备与大地没有直接的电联系, 当发生单相接地或发生单相碰壳漏电时, 故障回路只包含接地阻抗、线路阻抗和分布电容, 一般情况下形成的故障电流非常小, 不会威胁到设备和人身的安全, 可持续运行一段时间, 供电可靠性高, 理论上具有较高的安全性。
2 TT、IT配电模式优缺点分析
2.1 TT配电模式的优缺点
(1) TT配电模式优点:当发生接地故障时, 故障电流通过系统接地和保护接地两个接地电阻, 故障设备外壳对地电压仅为相电压的一部分, 降低了人员触电危险。
同时TT配电系统内, 当某一电气设备发生接地故障时, 其故障电压不会像TN系统那样沿PE线在电气设备间传导, 这是TT配电系统优于TN配电系统之处。
(2) TT配电模式的缺点:TT配电系统的主要缺点是当某电气设备发生绝缘击穿漏电时, 接地故障电流因保护接地电阻和系统工作接地电阻的限制, 故障电流值较小, 不足以使开关及时断开, 切除故障设备, 只能依靠漏电保护器来实现接地保护, 但当漏电保护器失效时, 则无法切除故障设备, 增加了人身触电危险性。例如, 在220/380V配电中, 如果系统接地电阻与保护接地电阻都为4Ω时, 则接地故障电流只有27.5A, 线路中的过电流保护装置无法跳闸, 从而使系统长时间带故障运行。在复杂的井场环境中, 工作人员有可能触及带电设备外壳, 发生触电事故。
另外, TT配电系统内当有过电压串入系统中时, 设备外壳与大地同为零电位, 电气设备的带电部分和外壳之间将承受此过电压, 使绝缘击穿的危险增大。
2.2 T配电模式的优缺点
(1) IT配电模式的优点:该系统主要优点是供电可靠性高, 当发生单相接地故障时, 可继续运行一段时间;在绝缘良好、线路较短的情况下, 理论上具有较高的安全性。
(2) IT配电模式的缺点:该系统只适合三相负载, 不适合单相负载, 而且系统中必须装设对地绝缘监视装置, 接线使用禁忌较多, 职工操作维修困难较大。
在IT配电系统中, 当某相线接地后, 其它相线对地电压升高到倍, 此时将增加触电的危害程度和设备的承受电压。
在线路较长或绝缘水平降低的情况下, 当发生单相碰壳漏电故障时, 有可能造成触电危险, 将失去理想状态下的安全性能, 因此对设备及线路的维护水平要求较高, 现场职工的工作量较大。
3 低压配电模式的改进措施
作业现场用电设备工作条件恶劣, 搬迁频繁, 线路老化、振动、环境潮湿等各种原因下容易发生绝缘破坏的情况, 作业时间一般为2~7天, 使用场合应属于临时用电的范畴, 所以为了适应作业现场的恶劣环境, 且根据《中国石化临时用电作业安全管理规定》和《JGJ46施工现场临时用电安全技术规范》, 临时用电场所必须采用TN-S配电系统, 因此我们在修井作业现场推广应用了TN-S配电保护模式。
3.1 TN-S配电保护模式
TN-S配电保护模式特点是, 配电变压器低压侧中性点直接接地, 网电作业机及现场用电设备外壳、金属构架与专用保护零线PE线相接, 把工作零线N和专用保护线PE分别设置, 其系统接线原理见图3。
其原理是:当发生漏电故障时, 接地故障电流经PE线, 直接形成零相短路电流, 其值很大, 能使电源开关的过流保护装置立即跳闸, 切除故障, 有效的保护人身安全和避免故障扩散。
3.2 TN-S配电保护模式的优点
由于TN-S模式中性线N与保护线PE除在变压器中性点处共同接地外, 其他部分均为单独设置, PE线不通过工作电流, 不会产生不平衡电压, 其电位接近地电位, 只在发生接地故障时通过故障电流, 因此PE线在任何时刻均不带电, 与PE线相连的所有的设备外壳及构架均不带电, 相比TT系统具有较高的安全性。
电源开关具备过流保护功能和漏电保护功能, 对接地故障、短路故障和人身触电进行全方位保护, 切断电源动作迅速, 安全可靠。
TT模式改为TN-S模式也较为简单, PE线采用黄绿双色专用地线, 现场操作时对PE线和N线区别明显, 功能清晰, 便于职工操作。
TN-S配电模式的缺点是较TT模式多一根共用PE线, 相比投资稍有增加。
3.3 改进措施
(1) 在配电变压器处设置工作接地一组, 接地电阻值≤4Ω, 在修井作业机处安装接地极两根, 避免震动造成接地松脱, 接地电阻≤4Ω, 用专用PE线连接变压器中性点、系统接地极和作业车接地极, 各电气设备外壳和作业车体与接地干线进行可靠的电气连接, 完善TN-S保护模式的同时, 实现了井场上的电气设备和金属构架的等电位联接, 当发生雷击和电气故障时, 工作人员站在平台上工作, 处于等电位环境, 有效减轻触电危害程度, 具有较高的安全性能。
(2) 对于以柴油机为主动力的作业设备, 用电负荷较少, 主要是生活用电和现场照明, 因此配电变压器容量小, 且为单相变压器, 改造时将低压单相绕组的一端直接接地, 并引出工作零线N和保护零线PE, 与相线L共同构成一火一零一保护的单相TN-S配电模式。
(3) 小吨位网电作业设备采用660V的IT配电模式, 在《JGJ46施工现场临时用电安全技术规范》中并未对660V中性点不接地的系统作出规定, 因此暂不更改。
(4) 作业现场开关箱以及配电变压器侧的总配电箱设置两级漏电保护器, 在末级开关箱内的漏电保护器, 其额定剩余动作电流不大于30m A, 额定漏电动作时间应不大于0.1S;总配电箱内的漏电保护器额定剩余动作电流应大于30m A, 额定漏电动作时间大于0.1S。在总开关的电源侧装设隔离开关, 保证检修安全。
4 结论
油田修井作业现场的配电保护模式直接影响到施工作业和工作人员的人身安全, 随着新型电驱作业设备的应用, 用电功率不断增大, 电气安全问题更加突出, 采用TN-S配电保护模式, 规范油田修井作业现场接地安装方式和漏电保护措施, 不但符合标准规定, 且实现了井场临时用电的标准化, 提高安全防护水平和施工效率, 便于职工操作和维护, 在油田修井作业现场具有很好的推广价值。
参考文献
[1]王厚余.低压电气装置的设计安装和检验[M].中国电力出版社, 2013.
油田修井作业技术 第9篇
1 油田修井作业管理系统的现状
通过调查结果显示,目前,国内外其他油田大都通过对修井总结,进行人工的归类管理修井作业资料[1],我国油田每年要投入大量人力、物力用在修井作业资料的管理上,尽管如此,每年仍有部分油井在维修过程中,由于提供的井内数据不准,造成修井作业质量难以保证,影响了油井的产量,重则造成油井弃用。同样当修井作业资料管理不善就会造成无法详细掌握油井井下技术参数,当油水井出现问题要需要正确的维修,就无法正确的去识别。同时国内修井作业普遍存在修井技术人员缺乏,数据管理不规范等问题[2]。因此必须从资料录取开始就要严格要求,建立一套适合我国油田井下作业实际情况的修井作业管理系统,对提高油水井修井作业的时效性、油井的产量及日常管理水平是非常重要的。
2 吐哈油田修井作业管理系统的应用与改进意见
基于目前油田修井作业管理系统的现状,它提供存储、维护、检索数据的功能,使信息系统可以方便、及时、准确地从数据库中获取可靠的信息资料[3]。
2.1 修井作业管理系统的应用
吐哈油田修井管理系统的数据管理模块有以下三个功能性部分组成:录入修改、历史修改和查询数据[5]。(1)录入修改。修井作业录入修改模块分为4类。首先是作业日报表。基层作业队每天利用本系统提供的“作业日报表录入修改”功能模块输入当天的油井修井作业各个方面的资料,这样就可以很好、很详细地给出了油井作业所涉及到各方面的信息;第二是杆柱数据。油井中管柱、杆柱数据是修井作业的基础数据,其录取通过管柱数据、抽油杆数据录入功能模块实现;第三是井下情况。油井的井下技术状况包括油井的套损情况、出砂情况、塞面和人工井底情况等,这些是油水井修井作业得以安全、高效开展的保障[6]。第四是井身结构图、作业完井管杆结构图。油水井修井作业中产生的图片资料也是制定修井方案的重要基础。(2)历史修改。系统通过录入修改功能录入的油水井作业档案,上级单位对油水井作业档案进行审核,对于不合格的资料可以调出原信息进行修改。(3)查询数据。查询数据是针对管柱数据、抽油杆数据、作业记录等进行查询,查询模式采用时间和井号组合查询。每当选定一种类型的条件后,查询给出该类油井的数据项列表,用户可选择其中的数据项作为输出。该系统在吐哈油田应用后,一口井上修完,整个作业过程中的资料数据也就全部录入到数据库中,免去了大量数据的书面总结和备案。
2.2 修井作业管理系统的下步改进
2.2.1 修井专家系统的建立
目前的吐哈油田修井作业管理系统只是单纯的施工过程数据采集,不能很好的给修井作业过程提供实时的技术指导,将来的井下作业技术将是由修井专家系统进行现场指导完成的,单纯的修井作业数据管理系统已经不能适应发展要求,修井作业管理系统需要增加修井作业专家模块。修井作业专家系统的设计思路,是借助专家系统技术,应用计算机来完成指导修井作业,使整个评价过程自始至终形成一个有机的整体。为此,要把事故井的基本资料作为基础数据库。把众多修井专家多年积累的丰富经验作为专家知识库,把完成修井方案的推理作为推理机构。基于修井作业涉及的内容十分广泛,处理方法众多,需要把处理事故的经验与现场实际操作相结合,同时,尽可能多的汇集修井作业专家的经验。因此,需要把专家经验作为中间推理结果,在以后的推理过程中需要反复调用,最终完成“修井专家”指导维修并作业的功能[4]。专家模块设计的思想主要是把油井的各类不同的事物分别看作不同的对象来处理。确定这些对象属性和属性的操作,并逐层建立对象间的相互联系。这样,将这个系统的发生事故的设备抽象成类,再确定这些类的属性和这种属性设备的操作,并建立这些类之间的关系。
2.2.2 修井管理系统代码的维护
代码维护用于存储本系统用到的一些辅助信息,如施工单位、抽油杆规范、油管规范、油管类型、检泵原因、套损类别、落物类别、油水井措施、人工井底、报废原因、套损修复标志、变更类型、落物全部捞出标志等信息分类编码,在程序中按编码作为查询条件制作数据窗,添加根目录直接点击添加,录入所需参数名称、参数项目;添加二级项目选择相应根目录再点击添加。Poweflmider给应用开发人员提供了十分灵活的代码维护编程方法,可制出一些通用的模块,不仅可减少开发工作量,也可形成自己程序风格。利用Power builder结合数据库Oracle编写一个代码维护程序。该程序所有代码维护都直接调用该通用代码维护程序,只要修改相关数据表中数据,无需修改程序,既减少了工作量,又形成了规范。
3 结语
吐哈油田由于作业队伍数量众多,队伍遍布国内外,修井工作量大,管理工作所需的各种数据资料也极为繁杂。为确保修井作业的质量、安全有效控制,开发完善修井作业管理系统,提高修井的质量及效率是非常必要的,也正是基于管理系统的查询、维护、建立专家系统和相应的管理系统,实现统一管理、规范数据、资源共享,从而在工作方式上保证了油水井修井作业体系的高效运行的同时,还可以间接地面向油田开发战线提供准确的资料和信息支持。
摘要：随着我国经济的迅猛发展,对石油的需求日益增长,为确保油田实现长期稳产,油田每年需要投入的作业维护量非常大,对于修井作业,国内油田长期以来一直采用传统的人工分析判断方式,不仅效率低下、耗时费力,而且信息准确度不高导致作业质量难以保证。因此,引进一套适合油田修井作业系统的数字化管理平台,为修井作业提供准确的信息资源,就成为提高油水井修井作业时效性、确保油井持续稳产的当务之急。本文对油田井下作业数据系统在吐哈油田的应用做一简要介绍,并对该系统提出一些改进的意见。
关键词：修井作业,管理系统,模块应用,专家系统
参考文献
[1]付建华,骆进,李朝阳.国内水平井修井工艺技术现状[J].钻采工艺,2008(6).
[2]张洪波.油田修井设备的现状与发展趋势探讨[J].科技资讯,2008(27).
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[4]刘成,郭建设,陈元庆,等.井下视像系统在修井作业中的应用[J].测井技术,2004(4).
[5]陈卫芹,熊莉媚,孟昭光。专家系统的解释机制和它的实现[J].太原工业大学学报,1994(3).
不压井修井作业在欢西油田的应用 第10篇
1 技术现状与对策
欢西油田地质构造和地层条件复杂, 涉及到有注水井、油井、高压气井等多方面的作业, 因此在油田的开采和生产中, 修井作业是油井上产的必须环节, 同时修井作业也面临着巨大的考验。
1.1 技术对象
根据目前欢西油田的“井口压力、井口产液量、含水和气液比”等情况, 按照垂直管流Duns-Rose法计算, 发生井涌的井底压力为9~26M P a, 而欢西油田目前油井地层压力都能达到该压力范围, 因此, 欢西油田不压井作业主要预防对象就是作业过程中井筒内高油气比油气乳化段塞上窜造成的安全问题。
1.2 技术难点
在欢西油田夏季气温较高 (地面50℃以上) 的条件下, 井口动态作业过程中的气密封问题;作业效率问题。
1.3 技术路线
在技术调研和试验带压不放喷、不压井作业技术的基础上, 提出了采取“井口零压力、作业机起下钻、井口控制为主、井下控制为辅”的不带压、不压井作业技术路线;提出了采用“井口、地面、井下”三级控制的作业原理。欢西油田目前带压作业装置施工压力等级已达到70M p a, 在施工类别上, 实现注水井、油井、高压气井带压大修等多方面的作业, 这项技术整体处于国内领先、国际先进水平, 成功解决了多年来困扰各油田修井作业过程中的工艺难题, 填补多项国内空白。
2 可控不压井作业的装置
油、水井不压井带压作业工艺, 是依靠油管内堵塞与专用井控装置相配合, 在加压装置的控制下所进行的不压井、不放喷起下井内管柱, 实现安全、环保施工的目的。该装置由四部分组成:井口密封系统、加压动力系统、附属配套系统及配套工艺技术。
2.1 井口密封系统
该系统主要由闸板防喷器、环形密封器等组成, 其作用是密封油、套环形空间, 控制油、套环形空间的液体不外喷, 达到环保的要求;三闸板防喷器用于强制关闭井口、防止井喷, 主要在倒井口装置、空井筒或休息时使用。环形防喷器用于起下油管运动过程中密封油管及套管环空, 确保井内流体不喷出。
2.2 加压动力系统
该系统主要由液压缸、固定卡瓦、游动卡瓦等组成, 其作用是当油管自重小于井内高压液体对油管的上顶力时, 控制上提和下放管柱, 达到安全施工。
2.3 附属配套系统
该系统主要由液控控制系统、负荷显示仪升高短节、油箱防进水回路及各类控制阀、高压管线等组成, 保证施工操作的安全性, 液压控制系统由液压源、液压控制台、液压管线和蓄能器4部分组成, 液控系统都采用了外编钢丝的高压胶管;负荷显示仪采用双向指重表, 解决高压油水井带压作业过程中, 管柱受到自重的作用, 同时又受井内高压流体的上顶力, 合力可能向上也可能向下, 以避免安全生产隐患。
2.4 配套工艺
该工艺技术主要包括油管内堵塞技术、油管尾部封堵技术、带压作业冲砂技术、带压射孔技术、带压换井口技术、带压找堵水技术、待压打桥塞技术、不压井带压作业安全操作规程等, 其作用是配合不压井待压作业装置完成的一系列复杂工序, 从技术及理论上保证人员和设备的安全。
3 应用情况
3.1 不压井带压作业在油井中的应用
以欢西油田锦州采油厂的锦2-1 4-2 5 C井为例, 锦2-1 4-2 5 C井是我厂的一口重点井, 该井1 9 8 2年投产, 套管Φ101.6m m3266.8m, 人工井底3266.8m, 在2010年4月小修队上修, 用铅模打印证实3125.63m处套变Φ78m m, 2010年7月小修队射孔后自喷生产, 日产油为3.2吨, 由于井内压力高, 射孔管柱一直未能起出, 无法进行气举生产, 严重影响了该井的产量。2010年底下修队多次上修均无法施工, 2011年5月18日, 决定对该井实施不压井带压作业, 5月25日搬上该井, 井口油、套压为4.5Mpa。用电缆桥塞对油管进行封堵后, 带压起出了全部原井射孔管柱。由于井内压力高, 常规气举阀无法下入, 又将原气举阀改装成压差式气举阀, 6月3日施工结束后, 与采油厂工程大队合作, 对该井实施气举作业, 目前累产油达到159吨。
3.2 不压井带压作业在气井和水井的应用
鉴于不压井带压作业在油井中的成功应用, 我们将此装置引进到气井和水井中, 近两年施工的井号如下:锦2-10-222C (气井) 、锦2-6-029 (水井) 等共14口, 后期生产效果较好, 取得了非常可观的经济效益。
4 结论与建议
(1) 与传统的修井作业方式相比, 不压井带压作业避免开采过程中对油气层的破坏, 最大限度地保持油气层原始状态, 为新开采产层资料录取及正确评价油气藏提供保障。
(2) 不压井带压作业已成功应用于油井、气井、水井中, 填补了欢西油田可控不压井作业的空白, 并取得较好的经济效益。
(3) 鉴于不压井带压作业技术在油、气、水井中的应用, 带压技术水平已经成熟, 今后不压井带压作业方向发展为高压气井、水井。
(4) 加强不压井作业装置技术研究与攻关, 从而扩大施工作业范围, 来满足欢西油田生产的需要。
摘要：不压井修井作业技术适应欢西油田大环境发展的需要, 对于油气井而言它可以保护和维持地层的原始产能, 减少酸化、压裂等增产措施的次数。对于水井而言, 它不需要停注放压, 缩短施工周期, 节省压井液费用、减少压井液对油层的损害, 保护环境。辽河油田锦州采油厂自2010年以来开始从事油气水井不压井带压作业施工, 技术趋于成熟, 此项技术应用前景非常广阔。
关键词：不压井,带压作业,工艺
参考文献
[1]崔斌.带压作业修井装置的研制[J].石油矿场机械, 2007, 36 (1) .
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