油水井大修技术

油水井大修技术（精选4篇）

1.油水井大修技术 篇一

油田油水井精细化管理分析

[摘 要]精细化管理对于油水井强化管理质量而言极为重要，因此实际生产必须从精细管理出发来对待油田生产诸多环节。本文先就精细管理的现存问题进行分析，而后从油水井多方面来总结管理措施，以期为增强管理效率做出贡献。

[关键词]油田油水井；精细化管理；有效措施

中图分类号：S732 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0101-01

引言

油田开发存有复杂、危险性等特点，只有开发环节得到有效监管，才可确保生产效率等稳步提升。对于油田开发而言，油水井在原油生产方面不可或缺，因此需要对其严加管理。本文以精细管理为导向，并与切身实践相结合对相应管理问题进行分析。

一、油水井管理现存问题

油水井得以高效、同步管理是油田顺利开发的关键关节，现阶段油水井仍存有诸多管理缺陷、问题。

1、管理机制、措施等较为繁杂

部分油水井不论是管理机制还是管理措施都较为纷繁复杂，部分机制间矛盾重重，再加之精细管理并未深入与操作性差等诸多问题，使得开采效率稳步不前。比如，有的油田在岗检工作问题上，主要以岗位规范的梳理和后续制度开展等为导向，并对管理制度等进行汇编。但该类制度在操作性上无法与实际管理相契合，导致较多机制以及措施等演变为仅有保存作用的材料而已。

2、管理责任未能细化与量化

部分油水井在管理责任方面有时未能细化以及量化，使得较多责任不能落实至个人。比如，日常管理一般包含资料填写、后续设备保养以及寻并取样等诸多定性操作，因此较难加以量化考察。所以对油水井管理来说，推动其向着精细转变较为迫切，只有借助精细方式才可确保管理机制等由繁化简，并使管理责任得到有效细化、量化，为顺利开采打下基础。

二、油水井实行精细管理的措施分析

1、精细管理融于平时工作，确保工作程序得以有效规范

首先应强化测井的管理，各旬对油井相应动液面进行测试时，都需要对其网络功图等做到每天查看，并对测井资料等及时解释，并对电流以及含水率等因素进行综合考虑，确保解释结构与油水井实际相符且更富科学性。其次，在对集输系统进行管理时，对新投井组必须遵循投球制度进行监管，若装置等早已安装，那么应每天进行投球，各月投球率均需超过90%。此外，还应强化井筒管理。该项管理需要维持动态化，按照科学流压并以井筒优化为导向进行参数调整；对于液柱高度而言，折算时则应重视开采区位以及层位等来调整流压，从而确保泵挂深度与实际相契合，使其潜能得到高效发挥。如下表便是日常工作量相应的分工表（表1）。

2、精细管理融于分析工作，保障决策科学

2.1 从实际生产出发构建相匹配的管理机制

将精细管理融于分析工作，可以使油田生产在采油技术、计划制定等多方面得到更多参考依据，从而为油水井管理带来便利。而精细管理首先便要从实际生产出发进行相匹配管理机制的合理构建，比如可于每周进行产量分析会议，并于会议进行产量对比；还可定期对井的动态变化、井筒具体情况加以分析，并对油藏状况进行明确。

2.2 对流程管理加以分析与重视

流程管理必须对实地资料进行整理，并借助初步整理、分析对开发指标等加以明确，同时根据曲线图表来分析油藏变化，从而为挖潜方向的适时调整提供依据。此外，若分析时出现开发工作或者是开发规律并未与开发初衷契合，则应对开发流程进行合理调整，进而确保开发效果以及采收率等得以提升。

2.3 对职责管理加以深入分析

分析工作必须对管理相应职责加以明确，例如：对于资料岗而言，岗位员工需要对上报资料进行收集与整理，并及时将问题井向地质岗以及井筒岗进行反映。上述岗位收到资料岗放映后需要对重点井进行及时分析对比，并将分析结果等进行上报。其次，对井区分析来说，员工须定期分析井内动态变化，同时对其变化因素进行探究，并对突变井相关资料及时做好核实与上报。此外，各月则应对油藏变化以及区块变化等进行分析，进而确保整改措施符合井体变化。

3、针对注水井加以精细管理

针对注水井来进行精细管理是油水井管理的关键内容，该项管理能够对稳?a基层起到有效夯实作用，其管理措施如下：首先，应以注水站为关注点进行管理，其注水压应维持于21～22MPa，并对其波动值进行控制，数值不得超出0.5MPa。若其超出0.5MPa，则需要立即稳定好泵压，从而保障注水时的稳定。其次，则需对水源井强化管理。水源井在巡查时其次数每天需超过3次，并于巡查时进行水量、井体运行等状况进行记录。若井体存有故障，其维修期限不得低于3天，从而保障故障井所占比低于5%。再次，还应对分注井加强管理，可以借助水泥车、高压井车等来冲洗分注井，其间隔时间以3个月最为适宜。若借助水泥车开展洗井工作，其排量需要超过25m3/h，井体得到清洗后需要及时开展现场化验，若其出口、进口水质都满足标准则洗井通过，反之则需要重新冲洗。若井内管柱长期未利用，便需要对管串及时加以检查。

总结

油田单位需要从油水井出发推动精细管理的深化，明确精细管理对于油田开采的关键意义，并对诸如管理机制繁杂、责任未能细化等缺陷加以明确，对分析、日常工作等进行强化，并重视注水井相应的管控工作，从而确保管理水平得以高效提升，为稳定产出夯实基础。

参考文献

[1] 高帆，刘少龙.关于油田精细化注水的思考[J].石化技术，2017，24（03）：222.[2] 苏新雨.油田油水井精细化管理存在问题及解决措施[J].化工管理，2016（11）：187.[3] 张明申，叶刚，杨帆，张国刚.油田油水井精细化管理的探索与实践[J].中国石油和化工标准与质量，2013，33（19）：226.[4] 宋振强.延长油田子长采油厂精细化生产运营管理研究[D].西北大学，2012.

2.油水井大修技术 篇二

1 油水井修复技术的历史

在十九世纪中叶, 对于直径为140毫米的套管井内直径为70毫米及以下的小型通径套损井的通道打通水平有限, 其主要原因在于通径的直径达到井眼直径的一半, 相关施工设备及施工工艺不纯熟。随着各方面的需要小型通径套损井的数量逐渐增加, 使得相关施工设备及施工工艺匹配率低下, 往往导致了扩径工程以失败告终。十九世纪末, 相关设备成功研发, 如偏心胀管器、活动肘节、顿击器、探针式铣锥、活动式导引磨鞋、滚动扶正器、钻压控制器、复式磨铣筒和滚珠整形器等几种小型通径套损井扩径设备, 以及几种新型钻具组合及配套施工工艺。在实际应用中, 使找通道的工艺方法得到了完善, 将进顿击头的材质进行改善, 对偏磨铣筒进行设计, 整合科学的工艺参数, 进而小型通径套损井扩径工艺技术得到了初步的完善。

2 修井工艺的技术研究

小型通径套损井, 由于直径较小, 井段呈各类形态, 且存在落物的可能, 实际情况较为复杂。因此往往采取多种攻击组合处理, 分布施工。结合套损的实际形态, 合理改变施工工艺。若套损为活动断错性, 通常以胀为主, 反之以磨为主。变形严重的应以套铣为主。

2.1 定向法技术分析

结合对设备打通道技术的完善, 使小型通径套损井打通道的成功率大大提高。但在实际施工中应注意一下几点:一是探测手段粗糙, 通常采用铅模印痕对断错口通径的情况进行分析判断, 对于形态及方位难以确定;二是方法有待改善, 传统的使用旋转试探法找通道, 盲目性较大, 容易出现误导, 导致工具磨铣出套管之外而导致失败。结合传统小型通径断错井旋转试探法的缺点及优点, 进行了定向法技术研究。最终定向磨铣打通道工序设定为定向找通道、扩展通道及通道的校正三个阶段。

2.2 聚能分割技术分析

为了保证小型通径套损井成功打通, 人们对通径直径小于70毫米的套损井进行了聚能分割打通道技术的研究。该技术属于小型通径套损井打通道的专门匹配性技术, 对当时的小型通径套损井打通道的技术进行了有效的补充, 是整体技术越发完善。

2.3 套管分段铣技术分析

对于断错通径小的套损井打通道存在较大的困难, 成功率较低, 难以正确找准通道, 且断错井段长度较短仅属于套管中极短的一段。套管分段铣技术, 将存在变形弯曲及断错的套管全部铣掉, 使井眼的直径进行扩张, 进而更易寻找通道, 最后使用密封加固的技术将套损井进行修复。解决了传统的断错通径小的套损井难以完成打通道的问题, 使修井水平与成功率得到了大大的提升, 为后续的加固工艺做好了铺垫[1]。

2.4 环绕水泥修复技术分析

随着时代的发展修井工艺繁多, 然而不管是胀管整形、磨铣或是爆炸整形等工艺, 它们的共同特点就是采取设备或爆炸产生的力量对损坏的套管进行修复。通过外力的作用, 使套管最大限度的恢复至原通径的形态, 且使套管外的水泥环也受到一定的外力影响。在外力的影响下套损井段的水泥必将出现一定程度的损坏, 加之磨铣、胀管等也对水泥环造成不同程度的损坏, 在进行整形的部位的周边时常出现固井质量降低的情况。水泥环受到破坏, 降低了其密封加固的能力。相关部门对修前与修后的参数进行比较, 发现修后水泥破坏率高达50%。对于水泥环易遭到破坏且难以修复的情况, 相关技术人员针对水泥环修复进行了研究。环绕水泥修复的技术主要包括以下两点:一是选择合适的堵剂;二是堵剂注入的技术探究。

2.5 堵剂注入技术分析

为了使正常的生产层不被污染和破坏, 保证有效封堵及安全施工, 应采取以下方式对水泥环进行修补。结合声波密度变化资料, 使损坏井段的位置得到确定;并对损坏井段周边进行验窜;接着采取二级封隔器构成的平衡型丢手管柱, 丢手管柱的上下级封隔器应设置在科学合理的位置。坐封封隔器之后, 将单位时间内的注入量进行准确的计算;并以此为依据注入前置液, 注入特制超细水泥浆, 注入隔离液;安置胶塞;注入清水;在胶塞将到达管柱的塞档处将压力升高, 直至20兆帕时关闭井, 内部凝结时间应大于两天;采取三牙轮式的铣鞋, 将水泥塞铣掉;测试压力并记录;测试声波变化;准确无误达到修复要求后, 进行冲砂;将丢失管柱进行清理;将套损井段进行密封加固。使用超细水泥浆进行注入修复水泥环的技术, 其中超细水泥浆拥有良好的悬浮能力、流变性及固化能力, 将有效的提高修复后的水泥环的各类指数, 不仅水泥石块的抗渗透性得到提高, 其层间密封性及凝固性都将进一步的增强, 成功修复套管, 且增强其抵抗性。此项技术不仅使破损的水泥环得到修复和加固, 也保证了安全生产的稳定性, 不会对油层造成污染, 也降低了窜槽的情况。

3 高效的修井技术措施分析

3.1 采取科学的管理方式使油水井修复的施工质量得到保证

科学的管理方式主要包括管理体制、管理方法、管理框架、管理核心等。因此, 在实际的工作中应适当的进行新型管理方式的尝试, 加强油水井的修复作业管理, 进而提高修复率。通过以下几点得以实现:一是采取系统的有效性管理方式, 指导油水井作业。树立正确的管理和价值观念、树立有效的系统分配及动态观念、树立逆向思维观念;二是坚持五个追求。追求完善的工作成果、追求工作质量、追求协调发展、追求有效的激励、追求科学的运行。这些追求主要体现在工作的决策的合理性上;建立六个正确的体系。有效的决策体系、分配体系、开发体系、基础工作体系、经济体系、民主体系。

3.2 科学的管理修井设备

为了保证油水井修复的整体施工质量, 应对修井工具进行严格把关, 主要应做到以下两点:一是严格保证修井工作的质量问题。对于自行设计制造及购买的相关修井工具都应提前进行全面的检测, 保证工具质量避免不必要的事故, 检验合格的工具方可进行使用;二是严格保证修井工具的使用。不得随意更换工具的使用者, 也不得在未经允许时随意使用修井工具, 避免在正式施工时出现问题[2]。

4 结语

综上所述, 油水井高效修井技术涉及较为广泛, 其中人为因素起到关键作用, 因此在施工应加强对现场的监督及工程的跟踪, 使施工工序在合理的监督下进行, 使修复的质量得到保证, 相关人员应结合上文所述观点, 加强对修井工艺的研究, 采取科学合适的方法对油水井进行修复, 并结合相关技术与经验, 对新型修井技术的研发作出努力。

参考文献

3.浅谈如何提高油水井测试效率 篇三

关键词：油水井；测试效率；技术革新；辽河油田

1.影响测试整体效率的因素

注水井分层测试工作流程主要包括3个环节，结合测试现场实践，按照影响测试效率严重程度可分为下面几种情况：(1)流量测试过程中，经常发生水嘴堵现象，严重影响测试效率。油田的注入水大多采用采出液处理后的低含油污水，其次是部分地面污水。这些水虽然矿化度较低，但受到污水处理工艺技术的限制，处理后的污水水质较差，在长期注水条件下，井下管柱腐蚀结垢严重，给测试工作带来很大的困难。(2)分层测试过程中，疑难问题处理费时、费力。一是测试遇阻问题处理费时、费力。(3)测试过程中存在安全、环保、标准化问题，影响了工作效率。(4)测试仪器使用时存在局限性，影响测试效率。(5)测试工具使用不配套，影响测试效率。(6)设备保养费时，影响工作效率。一是试井钢丝易腐蚀生锈，需要定期保养。二是测试绞车压紧轮平面损坏严重，易发生钢丝打扭或硬伤问题。

2.高压测试中影响测试效率问题解决途径

应用注水井管柱刮削器，提高洗井质量，平均提高测试效率3%左右。注水井管柱刮削器由刮削爪主体、凸轮、过滤筛管主体、强磁底座组成。管柱刮削器共有4对互成45。角的刮削爪，刮削爪的表面上用细钢丝做成刷子状。刮削爪收拢时，外径尺寸小于44mm，从而保证刮削器能顺利通过配水器。使用时，将刮削器上端连接1根50cm长的钨加重杆，关闭来水闸门，缓慢将其下入井中，待下到最下一级配水器后，上提刮削器；器之间反复起下刮削器3~5次，直至将全井管柱刮削完毕。管柱刮削必须在上午进行，刮削结束立即用罐车洗井。该刮削器经现场应用36井次，有效地刮掉了附着在管柱内壁上的锈蚀物、死油等杂质，与罐车洗井配合，节约测试工时1l9个，平均单井测试时间缩短3.3h。

应用油井专用防护卡箍头，解决油井闸门出口焊死及无法实现油水井连接洗井问题，平均提高测试效率1%左右。油井专用防护卡箍头是由原来装有堵头的卡箍头改为整体卡箍头，安装时可以利用防盗螺栓与井口放空闸门连接。油井正常生产时，即使打开油压闸门或套压闸门也放不出油来，实现了防止盗油的功能。

3.分层测试中疑难问题解决方法

应用系列专用通井工具，解决测试软遇阻问题，平均提高测试效率4％左右。测试遇阻系列专用通井工具共分为2大类6种工具，即刮削式通井器和打捞式通井器2类。该系列工具的工作原理是通过制作不同形状的通井器，利用各种工具配套使用，将管壁上坚硬的死油或调剖剂刺破、捣碎、刮掉，再打捞上来，解决测试遇阻问题。

采用防掉卡及系列打捞工具，解决掉卡事故处理费时、费力的问题。一是研制了半自动测调水量双用快速捞送器，解决投捞过程易发生掉卡事故的问题，平均提高测试效率2％左右。该捞送器自应用以来，避免了投送时堵塞器脱落，仪器掉卡或钢丝断现象的发生，节约了作业费用，减少了打捞处理的时间。若按每年发生掉卡井15井次计算，应用该捞送器共节约测试工时l19个，平均单井测试时间缩短2.6h，提高了工作效率。

4.测试过程中安全、环保等问题解决方法

研制了测试专用安全护栏，确保了高压测试工井口操作的安全，平均提高工作效率19%左右。测试专用安全护栏由测试平台、护栏和安全插管组成。测试前，将测试专用安全护栏安全插管插在防喷管上的插孔内，护栏安全高度因施工人员的身高而定，适用于1.55~1.85m身高的人。测试时使用测试专用安全护栏，保护了测试员工人身安全，解决了以往刮风、下雪天气对测试工作的影响，提高了测试效率。

研制了多功能测试防喷盒，消除了普通防喷盒刺水、漏水的现象，平均提高工作效率1%左右。多功能测试防喷盒主要由防喷盒主体、泄压装置、油杯和“O”型密封圈组成。在普通防喷盒的基础上，在压帽上部加上一道盘根，在盘根下端加一个卸压装置，外接塑料软管，目的是将刺出的水通过卸压装置和塑料软管引到水桶中，避免了从防喷盒顶部压帽处刺水的现象。为了避免堵头丝扣漏水，在丝扣上部车出一道槽，加上一道“o”型密封圈，消除了丝扣漏水的现象。该防喷盒现场应用80套，消除了普通防喷盒刺水、漏水的现象，实现了测试过程的环保，避免了对井场及周边环境的污染，节约了采油杆防腐刷漆的费用，提高了工作效率。

研制了折叠式测试仪器支架，解决了测试井场仪器、工具摆放混乱的问题。折叠式测试仪器支架主要由支架主体、定位卡箍、限位链、托盘和拉手组成。其结构 是用方钢做出支架主体，在支架上边框相隔10cm左右连续焊有5个半圆形定位卡箍，两个支架之间采用合页连接，下面设计了一个托盘。使用时，将两个支架打开成一定角度，当定位链拉直时，托盘正好将支架底边固定住，使整个支架立在地上。测试时，将该支架放在离采油杆3m左右的地方，可以将各种常用仪器或工具放在上面，如流量计、投捞器、加重杆、管钳子、手钳子、螺丝刀、扳手和水嘴等，方便了员工的操作。

5.油井测试仪器使用时存在局限性解决方法

研制了非集流流量计定位器，解决了流量计定位不准的问题，平均提高工作效率0.5%左右。该定位器是根据密封段的定位原理改制的。去掉密封段的密封部分，保留定位部分，在正常测试过程中，不使用下扶正器的办法，把非集流流量计定位器连接到流量计上，过小层时锁轮向下拉动，将两个定位爪释放，可在配水器位置精确定位，然后上提仪器5m，就可以精确停测，取得准确的检配资料，提高测试效率。另外，由于非集流流量计定位器的定位爪释放角度较大，能起到很好的扶正作用。该定位器在现场应用以来，可以精确找到小层的配水器位置，合理选择非集流流量计的停测位置，测试检配资料成功率达100%，极大地提高了测试质量和测试效率。

采用此套仪器验封，下井坐封层位后，三参数存储式电磁流量计的压力系统和验封压力计分别记录密封段上下压力变化情况，完成验封测试；同时，三参数存储式电磁流量计流量系统随时记录验封过程中流量变化情况，可直接对验封结果有更直观的判断，减少测试工不必要的二次核实验封工作。对层段不封井可通过流量记录判断是否为座封影响，减轻了测试工的工作量，提高了工作效率。因其费用较高，暂不易于推广应用。

6.油井测试中不稳定产量计算

4.油水井套管损坏的原因及修复技术 篇四

关键词：油层出砂,岩层滑动,套管补贴技术

近年来, 各大油田陆续进入开发后期, 在油田开发过程中, 由于液体腐蚀等因素的影响会使油水井套管强度降低, 再加上油层压力变化、修井作业过程中外力作用以及油藏本身条件变化等各种因素的影响, 当外来因素产生的载荷超过套管承载能力时, 套管就会发生变形、破裂、错断等损坏。随着油田开发时间的延长, 腐蚀等各种因素对套管的影响越来越严重, 油田套损井数逐年增多, 套管损坏己成为老油田开发中存在的普遍问题。由于大批油水井套坏报废停产, 造成油田开发后期注采井网极不完善, 对油田的开发效果造成巨大的影响。本文主要分析了油水井套管损坏的原因及修复技术, 供大家参考。

1 油水井套管损坏的原因分析

1.1 油层出砂造成套管损坏

在目前所开发的油田中, 出砂油层一般为弱胶结的疏松砂岩层。对于这类油层出砂, 在不考虑水对结构破坏的情况下, 从力学上讲其出砂原因是油流的机械力先将油层局部结构破坏, 变成无胶结的散砂, 油流将散砂携带走, 造成油井出砂。在注水开发油田, 在水驱油过程中, 砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解, 在高的采液强度下, 产生压差较大, 从而使油层岩石骨架结构破坏, 形成油井附近地带出砂。由于油层出砂, 首先在炮眼附近形成空洞或坑道, 一旦空洞形成, 将会造成局部应力集中.对油层结构造成进一步的破坏。在油层内, 油流速度越小, 对油层结构的破坏能力也就越弱, 因而, 在固定产液速度下, 油层结构的破坏将被控制在一定半径范围之内。由于深层油层所承受的垂向应力很大, 当油层大量出砂后, 上覆岩层失去支撑, 打破了原有平衡。将产生垂向变形, 甚至坍塌, 使上覆层产生拱形剖面。

1.2 岩层滑动造成套管损坏

从众多开发油田的地质资料看, 地下岩层或多或少有软弱夹层, 多则四, 五层, 少则一层。在软弱夹层不吸水时, 在原始地应力的作用下岩层保持稳定。但软弱夹层一般都具有较强的吸水能力, 在油田注水开发过程中, 当注入压力达到一定值后, 注入水通过裂缝窜到软弱夹层, 使它吸水, 改变其物理性能, 强度降低, 导致岩层失稳滑动, 从而造成油水井套管损坏。

1.3 断层活动造成套管损坏

在油田开发过程中, 由于地壳升降、地震和高压注水作用等原因, 使原始地层压力发生变化, 将引起岩体力学性质和地应力的改变, 使原有平衡的断层被诱发复活, 特别是注入水侵蚀后, 更加剧对套管的破坏作用, 造成成片套损区的发生。

1.4 地震活动造成套管损坏

地球是一个不停运动的天体, 地下地质活动也从未间断, 根据微地震监测资料, 每天地表、地壳的微震达上万次, 地震是由于地应力发生变化, 打破原有的地应力平衡, 释放过剩能量的结果。每一次地震都使地应力进行重新调整, 达到新的平衡, 较严重的地震可以产生新的构造断裂和裂缝, 也可使原生构造断裂和裂缝活化, 因此地震引起地应力变化导致套管损坏的现象在国内外大量出现。

1.5 油层压实造成套管损坏

超高压油层一般是欠压实的, 孔隙度和渗透率在同一深度比正常油层高, 从超高压油层中开采油气会导致油层和相邻泥岩中的流体压力的大幅度下降, 原来由孔隙流体承受的上覆岩层负载转加到沉积层骨架, 使粒间压力增大, 造成严重的地层变形, 随着地层变形, 油并套管可能出现严重的变形。

1.6 套损的工程因素

地质因素是客观存在的因素, 往往在其他因素引发下成为套损的主导因素。采油工程的注水, 地层改造中的压裂、酸化, 钻并过程中的套管本身材质, 固井质量, 固井过程中套管拉伸、压缩等因素, 是引发诱导地质因素产生破坏性地应力的主要原因, 因此, 对于一个油田的某一区域、某一口并, 这些因素综合作用的结果便出现了套损井、套管损坏区块。

2 油水井套管修复技术

为了简化修井工艺, 缩短修井周期, 降低修井费用, 提高修井成功率, 国内开展了一系列较先进的套管修复工艺技术研究, 通过地下和模拟井下试验, 以及地面设备、下井工具的研究改进, 现场应用取得了较好的效果。目前, 比较成熟的套管修复技术主要有以下几种:

2.1 取套换套工艺技术

取套换套是将套损段上部的生产套管取出, 重新下入一段新套管并使之原井下套管对接。该工艺技术相对比较简单, 但应用范围比较狭小, 主要应用于上部环形空间生产套管的渗漏且设计有技术套管的油水井, 该技术在胜利油区应用普遍且比较成熟。

2.2 套管爆炸整形技术

套管爆炸整形技术是将专用的、一定质量和几何形状尺寸的炸药通过井下工具带入需要整形的井段.利用炸药爆炸瞬间产生的高能气体, 通过液体介质的传递, 使能量首先作用于离它很近的套管内壁上, 克服套管本身阻力和套管外物体的挤压力, 使套管迅速产生膨胀, 从而使套管变形恢复。该工艺技术可以根据不同的井况, 应用不同的施工方法进行爆炸整形施工, 比传统的机械整形方法具有成本低、成功率高、周期短、对套管损伤小等优点。

2.3 套管补贴技术

套管补贴是将套管补贴工具组装后下入井内, 核准波纹管深度, 定位在补贴位置, 通过泵车憋压并经油管内腔压力传递到液缸, 推动活塞带动拉杆和与拉杆连接的刚性胀头、弹性胀头一起上行, 胀扩并通过波纹管, 使补贴波纹管牢固地补贴在套管上, 与原并内套管形成一个封闭的整体, 从而实现封堵目的井段的要求。

3 结论

为了提高套管可靠性, 避免在该油田发生类似套损现象, 建议采取以下措施:

(1) 为了避免或减少非均布外载对套管抗挤强度的影响, 必须最大限度提高固井质量和水泥石的强度;如采用振动固井技术, 塑性水泥固井等技术。

(2) 对该油田新打井要求水泥上返到井口。

(3) 深井套管强度设计时, 必须考虑非均布外载对套管抗挤强度的影响及套管防腐性能, 否则很容易造成套管挤毁破坏;提高套管抗挤压强度, 可采用高强度套管、厚壁套管等措施。

(4) 控压、控水、防止泥岩进水等套损防护措施外, 注采平衡也是防止套损发生的重要措施。

参考文献

[1]张浩, 秦和胜, 顾文忠.苏北油水井套管损坏机理研究及其修复工艺应用现状[J].内蒙古石油化工, 2011, (11) [1]张浩, 秦和胜, 顾文忠.苏北油水井套管损坏机理研究及其修复工艺应用现状[J].内蒙古石油化工, 2011, (11)

[2]张春轶, 邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程, 2011, (07) [2]张春轶, 邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程, 2011, (07)