套损井贴堵治理技术应用及推广.ppt

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,套损井贴堵治理技术应用及推广,胜利采油厂,二一七年五月,前 言,随着胜坨油田进入特高含水开发后期，,套坏井逐年增多、逐年加剧，,且由于,层系多、层间差异大，井筒内生产管柱复杂,，严重影响油水井的正常生产，致使井网变差，开发形势严峻。,胜采厂针对日益凸显的开发矛盾，转变观念，大力实施技术创新，探索形成了以,套管贴堵,为主导的井筒治理技术，各项技术指标均有了新突破，逐步将,贴堵技术打造成为特高含水期提高开发质量和效益的新利器。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究背景,第二部分 胜坨油田贴堵技术,”,的研究与配套,第三部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的应用,第四部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,取得的效果,2010,年以来，我们对,老油田,井筒恶化的形势进行了认真梳理，主要存在四方面的不适应性：,井筒复杂程度加剧，不适应低成本开发需要,套损状况持续恶化，不适应井网完善需要,井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求,单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足,第一部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究背景,背景,1,：,老油田井筒复杂程度加剧，不适应精细开发需要,2010,年全厂带封生产管柱井达到,607,口,，占生产井数（,1900,口）的,31.9%,，,其中以封上采下和封下采上管柱最多，合计,418,口。,2010,年油井生产管柱柱状图,2005-2010,年带封管柱交大修情况,一是增加了作业交大修风险。,2010,年油井交大修,37,口，其中因捞带封管柱交大修,22,口，占,59.46%,。,管柱复杂化带来了两方面的影响：,二是井筒状况的不断恶化导致作业施工工序日益复杂：,单井作业层次由,2005,年,2.8,次上升到,4.7,次；,单井作业周期由,2005,年,5.1,天上升到,10.1,天；,单井作业劳务由,2005,年,6.37,万元上升到,9.7,万元。,“,十一五,”,期间，全厂新增套损井,808,口,，其中无法利用井,242,口，更新井数仅,102,口。,截止,2010,年，共有套坏井,1736,口（报废,748,口，带病生产,779,口）,，占总井数的,39.2%,。,井,网指标持续,下降，水驱储量控制程度由,2006,年,82.8%,下降到,2010,年的,80.2%,。,2006-2010,年套损井及更新井情况,背景,2,：,老油田套损状况持续恶化，不适应井网完善需要,“,十一五,”,井网指标变化曲线,截止,2010,年套损井数达,59,口，占总井数的,20.7%,，失控储量,328,10,4,t,。,典型单元,-,胜一区沙二,1-3,胜一区沙二,1-3,单元主力层井网图（,2010,年调整前）,铅印验证,套管,错断,取换套显示,套管,漏失,薄壁管验证套管,弯曲,多臂井径显示,套漏腐蚀严重,转后续水驱,受套坏影响单元油水井开井数由,08,年,1,月的,274,口下降到,2010,年年底的,245,口，减少了,29,口井，日产液量下降了,3316t,，日油下降了,429.3t,。,08,年,1,月,经过,近五十年,开发，套管老化腐蚀严重，,多层系开发，卡封无效或低效高含水井比例达到,16%,，卡封可靠性差。,背景,3,：,老油田井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求,井例：,ST3-4X207,存在问题：,卡封段腐蚀严重,2009,年,6,月改层卡封生产，由于卡封段腐蚀，虽采用了可验封管柱，初期生产平稳，但生产一段时间后失效，造成,高含水返工,2,次。,40B,显示：套管在,2075-2088m,多处轻微变形，在,2125-2130m,变形较严重,，多次整形无效，,无法卡封分注,，改封串管柱保护上部套管合层注水。,原井管柱,完井管柱,井例：,ST3-4-844,背景,4,：,老油田单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足,2006-2010,年单控剩余地质储量变化曲线（万吨）,胜,坨油田经过近,50,年的开发,，,剩余油以,“,普遍分布、差异富集,”,为主，饱和度,30%-40%,，仍具有进一步挖潜的潜力,。但是面临三方面的难题：,一是剩余油高度分散，,单控剩余地质储量不断,降低。,由,2006,年的,13.4,万吨，下降到,2010,年的,10.2,万吨,。,二区,9-10,沙二,10,3,层剩余油饱和度图,0.10,0.25,0.40,0.70,0.55,平衡油价与经济极限初产关系曲线,单井投资：,600,万,递减率：,12%,二是老油田综合开发效益越来越差。,部分整体矢量调整单元（,27,个）需,配套地面系统改造方可实施，从而造成平衡油价达到,70,$/bbl,以上；,三是,低油价对单井产能要求越来越高。,50,美元单井产能需,5,吨以上，新井井数大幅减少，增量创效能力大幅下降。,仅仅,依靠新井完善井网的难度越来越大，需要最大程度的挖掘存量潜力，盘活老井资源完善井网,，不断延长老油田经济寿命期。,基于以上分析，为进一步提高老油田综合调整效益，针对老井多、井况复杂的现状，探索研究了一种,封堵可靠性高、施工工艺简单,且,有效期长,的贴堵工艺技术，再造新井壁，,盘活老井资源，,恢复油田水驱动用储量，为构筑有效井网提供有力支撑。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究背景,第二部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究与配套,第三部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的应用,第四部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,取得的效果,针对日益凸显的开发矛盾，胜采厂及时转变观念，立足自主创新，探索形成了以,套管贴堵,为主导的井筒治理技术。,经过,6,年的研究与发展，配套技术日益完善，现场适应性及各项技术指标均有了新突破，逐步将其打造成为低油价时期,提高开发质量、减少施工成本、盘活老井资源,的有效手段。,二、胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套,四项创新,贴堵治理新思路,贴堵应用管材,贴堵堵剂体系,贴堵施工工艺,两项优化,井筒识别技术,井筒处理技术,创新,1,：创新井筒治理新思路,套损,水泥封堵,取换套,膨胀管补贴,常规套损治理技术,套损,封堵有效率及有效期低,施工后承压低（,5MPa,）,套损处套变程度加剧，后期处理难度大,油层,缺点：,仅适用浅部套损,需,上大修，井场和作业动力受,限,成本,高（,56,万元）周期长（,30,天,）,缺点：,成本高（,1.7,万,/,米）,无法解决套管内壁沟槽及腐蚀点的窜槽问题,缺点：,四项创新,创新思路,：,研究集,管外封固、管内贴堵、可靠性高、有效期长、施工简易、后期处理方便,的井筒治理技术，实现井筒再造。,原理：,将贴堵管材下到井下设计位置，,循环注入水泥堵剂至套管与贴堵管环形空间中,，通过水泥胶结将贴堵管牢牢的贴在套损井壁上，达到对腐蚀、漏失段的封堵。,漏点,油层,贴堵后管柱,贴堵前管柱,贴堵管,封固堵剂,因套变导致固井水泥环缺失,序号,类型,外径,mm,内径,mm,壁厚,mm,适用套管内径,mm,1,可钻,89,76,6.5,94,2,104,90,7,110,3,114,104,5,118,4,114,108,3,118,5不可钻,89,76,6.5,94,6,102,90,6,108,7,114,102,6,118,8,139.7,124.26,7.72,146,9,177.8,159.42,9.19,186,贴堵管参数统计,贴,堵管材在应用上分为,后期可处理（可钻）,与,永久（不可钻）,两种。,不可钻管材,：,根据井况选择适宜的钢级，包括,N80,、,J55,、,P110,等,;,可钻管材：根据,抗压、抗拉强度,及,耐腐蚀性,等性能要求，优选,合金材料,作为管材的基础材料，并通过在冶炼过程加入,si,等元素,及后期表面处理技术提高管材的综合性能。,创新,2,：创新贴堵应用管材,一是开展管材强度的研究；,根据施工要求，贴堵管在井内承受压力,15MPa,，抗拉抗压,200KN,。选取尺寸,114/108mm,（壁厚为,3mm,），,合金材质,为,40CrNiMo,。利用,ANSYS,软件所建立的模型,，对其抗内外压进行计算,。,贴堵管管材模型,带螺纹的管材模型,对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加,48.097MPa,的外压，得到应力分布云图,：,管材施加外压应力分布云图,带螺纹的管材施加外压应力分布云图,最大值,1320MPa,最大值,982MPa,大于,40CrNiMo,的屈服强度,835MPa,改变所施加的外压大小,，使,最大值满足强度要求，,最后确定,管材的,抗外压强度为,30MPa,管材应力分布云图,带螺纹管材应力分布云图,最大值,612MPa,最大值,824MPa,管材抗外压试验,对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加,38.454MPa,的内压，得到应力分布云图。,管材施加外压应力分布云图,管材抗内压试验,带螺纹的管材施加外压应力分布云图,最大值,764MPa,最大值,1040MPa,改变施加的内压大小,，,使得,螺纹,管材求解最大值,满足,屈服强度，,确定,管材的,抗内压强度,30MPa,。,835MPa,内压为,30MPa,求解最大值,809MPa,内压为,31MPa,求解最大值为,836MPa,不同壁厚下满足强度要求所选,管材材质,及抗拉、抗压的应力大小,二是开展管材耐腐蚀性能研究；,为提高贴堵管的耐腐蚀性，对其表面实施,钝化镀层,处理，并对处理前后挂片样本，进行,交流阻抗谱测试,和,极化曲线测试,。结果表明：,贴堵刮片耐蚀性有明显提高。,试片,腐蚀电位,E,corr,/mV,腐蚀电流,J,corr,/A,cm,-2,系数,A,系数,C,贴堵挂片,-731,1.59,0.0672,0.11,空白挂片,-941,4.69,0.1906,0.1348,从交流阻抗谱测试获得的,Nyquist,图可以明显看出，处理后的挂片样本的,低阻抗值明显增大,，也就是说，贴堵挂片表面电子转移阻力大，不易失电子发生腐蚀，耐蚀性明显提高。,通过极化曲线测试对所得的数据进行处理，获得两种挂片的,腐蚀电位和腐蚀电流,密度,由拟合数据可看出，贴堵挂片样本的耐蚀性更好，腐蚀速度更低。,挂片极化曲线测试结果,挂片交流阻抗谱测试结果,同时用,动态腐蚀仪,测试，,常压,90,油田地层水,，将,J55,套管材料与贴堵挂,片样本充分反应,72h,，由于贴堵管材进行了表面处理，与套管挂片样本基本不发生电化学反应，贴堵管挂片,的腐蚀速率仅为,0.0409mm/a,。,试片的表面积测量,贴堵管材料挂片示意图,FS-,高温高压动态腐蚀仪,高温高压动态腐蚀仪原理图,根据强度及密封性要求，选取尺寸,114/108mm,管材，贴堵管施加,200KN,轴向拉力，对贴堵管不同螺纹扣型进行模拟计算应力分布云图。三是开展丝扣结构强度研究；,当贴堵管壁厚一定时，选用不同的螺纹连接方式，,FOX,型特殊螺纹,求解得到的最大值最小。,FOX,型特殊螺纹连接，螺纹接触面载荷分布较为均匀无明显变形，优先选用,FOX,型特殊螺纹,。,不同螺纹连接,应力分布云图,及强度,FOX,结构及有限元模型,无变形,创新,3,：创新套贴堵工艺堵剂体系,堵剂体系研究目标,由于贴堵管与套管环空,仅,5mm,间隔,，因此，除达到固井水泥浆的性能外，贴堵堵剂还需较强的,流变性、低失水,和,低滤失,等特征，为此需要建立适合贴堵施工的堵剂体系，满足施工需求。,堵剂研究思路：,G,级水泥（,使用广泛、成本低,）,+,添加剂,一是开展分散剂的筛选；,各类分散剂,对流变性的作用影响,USZ,是,阴离子型表面活性剂,，使用,温度可达,150,，是目前国内外较好的水泥分散剂。,通过实验,可以看出,0.3%,的,USZ,比其它分散剂能更好地提高水泥浆的流变性。,分散剂,加量,%,密 度,g/cm3,n,K,无因次,Pa,sn,原浆,0,1.89,0.66,0.61,USZ,0.15,1.89,0.62,0.57,0.3,1.89,0.57,0.45,木钙,0.5,1.89,0.70,1.21,1.0,1.87,0.78,0.64,FDN,0.5,1.89,0.69,1.21,1.0,1.88,0.79,0.64,栲胶,0.5,1.89,0.66,1.34,1.0,1.88,0.79,0.63,二是开展降失水剂的筛选；,主要降,失水,剂类型：,微粒材料,天然高分子,材料及,衍生物,人工,合成聚合物,a,.,阴离子型聚合物,b,.,阳离子型聚合物,c,.,非离子降失水,剂,（,LT-2,）,降失水能力是有限,增加水泥浆的稠度，有较强的缓凝作用,存在的主要缺点,存在缓凝副作用,国内未见使用,通过,研究,，,优选出了一种适用于较宽温度范围的,糖类缓凝剂,SN-3,。,三是开展缓凝剂的筛选；,%/,稠化时间,/min,40,50,60,70,80,90,100,0.01,280,266,280,302,210,236,0.02,330345,340,360,260,262,0.05,406,382,363,420,342,354,0.1,430,0.12,234,0.2,348,备注：水泥配方为,G,级水泥,+SN-3,，,W/C=0.44,SN-3,对温度敏感性较小，固定缓凝剂用量后，温度的变化对水泥浆稠化时间的影响不大；,根据实验最终确定缓凝剂的加量为,0.5,%,。,四是开展膨胀剂的研究；,通过对,无机盐类、金属氧化物类,等各种膨胀剂的研究，优选性能稳定、适应性强，价格适中的,复合镁钙膨胀剂,（,MC-E,）,。,MC-E,膨胀剂加量对水泥石体积膨胀率的影响,不同温度下,MC-E,对水泥石体积膨胀率的影响,通过室内对,MC-E,型膨胀剂的加量及不同温度的膨胀率实验，最终确定膨胀剂的加量为,3.2%,。,为,提高水泥石的抗拉、,抗冲击强度,及抗破裂性能的等,，需在体系中加入纤维材料增加其韧性。,优选出易分散、水溶性纤维，水溶分散性与高性能弹性颗粒材料复配，开发出,新型水泥石增韧剂,FS-T,。,纤维材料,能够提高水泥石的韧性和弹性，提高水泥石抑制裂缝,发生,的,能力,；,胶乳,、橡胶粉,等弹性颗粒材料,能提高,水泥石塑性变形,能力,。,五是开展增韧剂的研究；,优选纤维材料,高性能弹性颗粒材料,FS-T,增韧剂浓度与抗折,抗压强度关系,增韧剂浓度与胶结强度的关系,增韧剂掺量,%,0,0.25,0.50,0.75,1,1.25,1.50,胶结强度,1.9,2.67,2.86,2.70,2.63,2.35,2.43,综合考虑水泥的,抗压抗折,强度和,胶结,强度，增韧剂的加量确定为,0.75%,。,调节目的,需添加剂,优选添加剂,固井质量,膨胀剂,MC-E,固井质量,增韧剂,FS-T,固井质量,消泡剂,G603,固井质量,降失水剂,LT-2,施工安全,缓凝剂,SN-3,施工安全,分散剂,USZ,经过一系列的室,内,实验,测试,，,最终研究,形成具有,强度,高、微膨、低失水、低滤失、低摩阻的高性能堵,剂,体系,。,主要项目,高性能水泥,普通水泥,流性指数,n,0.841,稠度系数,K,0.286,析水率/%,0,2.5,API,失水量,(mL/30min),38,1000,抗压强度,（,80,、,48h/Mpa,）,29.53,23,水泥石体积化率,+0.085,-2.64,抗折强度（,80,72 h,）,9.32,6.21,胶结强度,）,80,72 h,）,3.75,2.3,稠化时间（,120,21MPa,）,216min,贴堵堵剂体系的性能指标,堵剂添加剂的选择,堵剂体系稠化实验曲线,性能,指标,密度，,g/cm,3,1.80,游离液含量，,ml,4.0,缓凝效果,稠化时间延长,(1,3),倍,直角稠化时间，,h,0.5,水泥石抗压强度，,MPa,15,注,1,：稠度由,(40,100)Bc,所需时间为直角稠化时间。注,2,：水泥石养护条件：,120,21MPa,24h,。,堵剂性能指标,该,堵,剂,体系同时具有,缓凝,时间可,控、后期直角稠化,的特点，可防止,堵剂回吐，保证固井质量和施工,安全。,其,抗压强度,15MPa,，能够满足,井深,3500m,、井温,120,的,施工要求。,循环式,油层,1,油层,2,油层,1,油层,2,双管式,无内管式,范围：,贴堵段短及浅部的井,优点：,无需砂面或塞面支撑,缺点：,塞面控制难度大、风险系数较高,范围：,贴堵间距小于,200m,的井,优点：,可以控制留塞厚度，适用各种井深,缺点：,底部需要支撑,范围：,贴堵间距大于,200m,的井,优点：,可以控制留塞厚度，施工安全性高,缺点：,无法下返至深于贴堵段层位,创新,4,：创新贴堵施工工艺,一是开展工艺管柱的研究。,形成,循环式、双管式,、,无内管式,三种贴堵工艺施工管柱，满足不用井况的需求。,堵剂在贴堵管外驱替过程示意图,不同泵速堵剂在贴堵管外驱替示意图,以,哈利伯顿固井泵速模拟实验,为依据，对堵剂进行模拟实验，确定堵剂的驱替泵速在,0.23-0.28m,/min,时，固井质量较好。,二是开展工艺参数的研究；,紊流顶替,是提高注水泥顶替效率的有效措施之一，如果在条件允许下水泥浆能达到紊流则最好，水泥浆在环空中的流态通过施工排量控制。,优化,1,：优化井筒识别技术,40,臂测试仪,通过,40,臂测井来识别,井筒腐蚀和套损形态,，确定贴堵井段范围，满足油藏不同,层系的开发,需求,。,2005-2016,年,40,臂测井应用情况,两项技术优化,腐蚀,变形,错断,利用,40,臂测井直观识别套管,腐蚀、变形、错断、套破,等形态，从而指导贴堵措施的制定。,贴堵措施：,腐蚀：,将,腐蚀严重无法卡封段进行贴堵，若井段过长，在试压合格下可暂缓，后期对接贴堵修复；,变形：,对,变形段,上下富余,10m,贴堵,加固，防止情况继续恶化导致报废；,套破,错段,：,对套破及错断段,上下,富余,15-20m,贴,堵封堵加固，封堵漏失处，恢复正常生产；,套破,该井对油层贴堵后分两段注水；,油层,40B,按照贴堵井贴堵管上界为油层以上,30-50,米选取原则，该井贴堵上界为,2000,米，贴堵长度,63,米,。,40B,显示该井,1820-1960,米有腐蚀，为避免该段套管以后套损，确定贴堵管上界为,1800,米，贴堵长度,263,米,。,典型井例,ST2-6-31,油层以上,35,米,40B,优化,2,：优化井筒处理技术,液压,胀套,技术。,完善液压胀套技术体系，通过模拟通井确定贴堵管型号。,高效井壁清洁,技术。,“,通、刮、套、捞,”,将套管刮削、高压液流冲洗、通,井、套铣四位一体；通过多种,工具组合应用，实现一趟施工,管柱满足多种,施工,目的，降低施工成本。,变径液压整形修套示意图,通、刮、套、捞工具示意图,经过,6,年多的持续优化改进，形成了,两种材料、五种类型,的工艺配套模式，满足了,不同贴堵井段、不同井况,的开发需求。,贴堵工艺技术,40,臂测井,套管变形,地层漏失,套管整形,地层暂堵,三大技术优势,贴堵管与水泥环,双重保障,；,可在套管段,任意位置实施,贴堵；,小修,即可施工，施工成本低。,获国家专利授权,7,项,，其中发明专利,2,项,，实用型专利,5,项,。,获国家级优秀,QC,1,项,，局科学技术进步三等奖。,相关论文发表于,油气田地面工程,、,石油钻采工艺,等刊物。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究背景,第二部分 胜坨油田,“贴堵技术,”,的研究与配套,第三部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的应用,第四部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,取得的效果,贴堵技术成为,提高方案调整效果,的有效手段；,贴堵技术成为,细分层系注水,的有效手段；,贴堵技术成为,复杂井况井治理,的有效手段；,第三部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的应用,贴堵技术由采油厂自主研发，主要治理各类复杂井况井。在目前低油价的形势下，已成为老油田井筒治理的成熟低成本技术，并成为,方案调整、细分注水、复杂井况井治理,的有效手段。,一、贴堵技术成为提高方案调整效果的有效手段,“,十二五,”,期间，胜采厂以,“,稳液、控水、调结构,”,为指导，创新,矢量井网调整技术,，在,16,个单元推广实施，投产新井,304,口，建产能,25.7,万吨，平衡油价,66.1,美元，开发成本,13.2,$/bbl,；,矢量调整单元开发效果大幅提升，新增可采储量,362.6,万吨，提高采收率,2.6,%,。,老区产能建设平衡油价和开发成本变化趋势,覆盖地质储量,1.4,亿吨,低油价下，胜采厂及时转变思路，将调整重心由整体矢量调整转向,高效井网完善调整,。,潜力方向,调整方向,高效注采完善调整,局部富集,以充分利用老井为主,，辅以少量侧钻、新井，注采调整组合增效；,地面配套简单适用,，投入少，平衡油价低。,层系整体调整,普遍分布,以新井投入为主,，追求水驱控制最大化，,配套地面改造,，矢量注采，投入大，,平衡油价高,。,方案部署方式,转向,聚焦,转变,五位一体优化,地质：,聚焦经济可采储量,；,工程：,最低投入满足油藏需求,；,计划：,最大程度盘活旧设备,；,运行：,全过程保障,；,财务：,全节点评价,。,一个准确，两个,“,极致,”,剩余油,精准定向,，明确调整潜力点,“,五位一体,”,优化，实现增量创效,统筹优化到极致,，投资节点全覆盖,精细挖潜到极致，,提升每个效益点,高效注采完善方案的核心是,精准定向富集剩余油为基础，通过,“,五位一体,”,优化，,最大程度盘活存量资产，实现,控投入、控成本，多产效益油、多增可采储量,的目标。,共应用于,15,个综合调整单元，实施贴堵工作量,74,口井，其中油井,53,口，水井,21,口。,应用贴堵技术调整方案统计表,15,个调整单元恢复失控地质储量,228,万吨，提高注采对应率,0.53%,。,韵律层细分、转流线,先导示范区,坨,11,南沙二,8,小层,韵律层,厚度,(m),地质储量,(10,4,t),8,1,8,11,1.1,21,8,12,2.3,59,8,13,1.5,25,8,2,8,2,5.0,130,8,3,8,31,1.3,29,8,32,1.2,27,8,33,2.8,63,8,34,2.5,56,合计,8,个,14.5,411,坨,11,南沙二,8,砂组储量表,探索将,“,高油价下,，新、老井并重,矢量调整模式,”,转换成,“,低油价下，立足老井重构井网,调整模式,”,，利用,贴堵技术,充分利用老井,大角度转变流线,；优选坨,11,南沙二,8,砂组为示范区，单元储量,411,万吨，目前一套层系开发，含水,97.9%,，采出程度,48.3%,。,8,1,8,2,8,3,ST3-9-23,井测井图,8,12,8,13,8,31,8,32,8,33,8,34,8,11,1,2,3,5,4,6,7,内容,坨,11,南沙二,8,油井开井数（口）,11,水井开井数（口）,10,单井日产液（,t,）,157.2,单井日产油（,t,）,3.2,综合含水（,%,）,97.9,平均动液面（,m,）,-808,日注水平（,m,3,）,1606,单井日注水平（,m,3,）,160,注,采比,1.0,采出程度（,%,）,48.3,采收率（,%,）,57.6,自然递减率（,%,）,12,含水上升率,0.35,采油速度,%,）,0.36,单元开发现状表,目前已实施贴堵工作量：油井实施,4,口,，水井,4,口,。,油井老井工作量,（井次）,水井老井工作量,（井次）,合计,贴堵,其它,小计,贴堵,其它,小计,（口）,4,5,9,4,2,6,15,方案工作量实施进度表,10-32,8X249,9XN258,方案工作量实施进度（,8,1,、,8,3,）,注采井距：,350m,550m,注采井距：,350m,10X34,10-31,9-272,9-269,9-230,8XN912,8XN209,10-281,9-250,9XN238,8X242,9-264,9N247,10C288,9XN218,8-200,8J215,方案工作量实施进度（,8,2,）,8XN219,现状水井,现状油井,图 例,转注井,水转油,贴堵油井,贴堵水井,水井,3-8XN219,井套管,197.49-202.89m,漏失，,封窜管柱,有效期仅为,5,个,月。,2016,年,11,月浅部换套、油层部位贴堵后扶停，井区日增油,1.4,吨，恢复水驱储量,12.9,万吨。,一是贴堵技术恢复水驱储量；,3-8XN219,井贴堵后管柱图,（,2016.11,）,8,11,8,12,8,34,8,31-33,贴堵后扶停水井,内部小断层不封闭,3-8XN219,井区,8,3,层井网图,3-8XN219,井,40,臂测井成果图（,2016.6,）,3-8XN219,井区开发生产曲线,3-8XN219,井区,8,1,层井网图,内部小断层不封闭,3-8XN219,贴堵扶停,主要应用方向：,3-9XN238,井原为注水井，由于,8,2,层水淹程度较高，设计水转油生产,8,1,、,8,3,层,。因,2192-2231m,处,套管严重变形，卡封难度大,。为此，,贴堵后二补,8,1,、,8,3,层生产,。,二是贴堵技术提高卡封成功率；,3-9XN238,井测井图,（,2003.10,）,3-9XN238,井,40,臂测井成果图（,2015.1,）,3-9XN238,井区,8,1,层井网图,3-9XN238,井区,韵律层含油饱和度（,%,）,8,11,8,12,8,2,8,31,8,32,8,33,42,44,33,47,44,46,8,13,45,38,8,34,3-9XN238,井下管柱图,（,2015.1,）,8,12,已射层,待贴堵后二补层,8,12,8,2,8,31-33,8,34,存在问题：,层间渗透率级差,3.9,，,8,2,层严重干扰,8,1,层吸水。,8,3,层,层内渗透率级差,3.1,，措施前大段射开层内干扰严重。,治理对策：,贴堵,8,1,-8,3,层,，二补,8,1,、,8,3,层，,8,2,层停注,；,对,8,3,层实施,细分韵律射孔,，提高韵律层动用程度。,三是贴堵技术加强潜力层注水；,典型井例：,3-8X242,井,贴堵井段：,2132.08-2237.20m,ST3-8X242,贴堵后细分注水,措施前相对吸水量（,%,）,8,2,8,3,15.7,48.9,35.4,8,1,配注（,m,3,/d,）,50,30,30,60,8,12,8,13,8,31,8,2,（已贴堵）,8,32-34,3-8X242,井措施前后注水情况对比表,时间,层位,水嘴,干压（,MPa,）,油压（,MPa,）,套压（,MPa,）,配注,(m,3,/d),实注,(m,3,/d),措施前,沙二,8,1,外管,12.6,12.6,11.4,50,52,沙二,8,2,-8,3,内管,100,94,措施后,沙二,8,12,放大,12.2,12.2,9.5,50,36,沙二,8,13,控制,30,29,沙二,8,31,控制,30,27,沙二,8,32,-8,34,控制,60,59,目前已有两个井区,初见成效,，日增油,1.9t,。,动态,注采对应率,、,水驱动用程度,、,分注率,指标均大幅提高。,相较于新井,+,老井调整模式，本方案,节省费用,669,万元,。,实施效果,韵律层,注采对应率（,%,）韵律层,水驱动用程度（,%,）,分注率（,%,）,调整前后指标对比表,不同方案费用对比表,二、,贴堵技术成为细分层系注水的有效手段,2009,年以来水井套损显著增长，与,2001-2008,年对比，年均新增套损,40,口。套损水井开井,498,口,，占水井开井数的,50.2%,。,2001-2011,年套损水井统计柱状图,注水层段腐蚀结垢严重,油层套破照片及地层冲出水泥块,小直径分注有效期短原因分析：,卡封段套管粗糙,（严重影响封隔器密封性能）。,小直径封隔器在大套管座封，胶筒耐压差能力降低,。为通过套损井段，需下入小直径封隔器,(,105mm),，但卡封段一般为常规大套管,(,139.7mm),。,套损后继续,注水导致套损加剧,，再次作业时封隔器难以提出，导致管柱遇卡。,一是套损井分层注水效益低、风险高、难度大。,为保证分注率，研制了,小直径封隔器（,K344-105,型）,，实现过套损段分层注水。但平均有效期仅,1,年,2,个月,，再次作业遇卡率高达,90.5%,，交大修率达,82.9%,，套损水井被迫改光管或关井。,套变井下入小直径分注管柱及对应井径测试图,有效期平均,1,年,2,个月,再次作业遇卡率,90.5%,再次作业交大修率,82.9%,套变程度增大,100%,2010,年统计,35,口井,带来两方面问题：,14-15,ST2-0-309,分注管柱示意图,补偿器,反扣接头,Y341,封隔器,404,配水器,丝堵,沉砂底球,32-34,封隔器有效期,6,个月,典型井区,-20309,井区,管柱失效后，对应油井含水上升，日产油量下降。,卡封段腐蚀结垢严重,二是套损井改光管严重影响分注率。,分注率由,2009,年的,55.2%,降至,2012,年底的,45.1%,，尽管采取了,转注、扶停,等工作，但分注井总数净减少,100,口。,分注率,%,分注井数口,减量：套损停注,126,口、改光管井,110,口。,增量：新投转注扶停增加,136,口。,将贴堵工艺应用于套损水井治理：,再造新井壁，实现,套损部位的彻底治理,，保证卡封段光滑，提高,卡封可靠性,；,配套研发,小直径分注,工具,，实现了套损水井贴堵后有效分注，保证了,分注率,。,典型井例：,ST3-11-176,井贴堵后分注,存在问题：,套管在,油层部位腐蚀结垢严重,，无法有效卡封，,被迫改光管注水；,层间差异大，对坨,21,沙二下,8,砂组的,5,口,受效油井影响严重,。,治理对策：,对,油层部位贴堵,后，下入,小直径分注管柱，,实施分注。,治理效果：,注水油压,11.2MPa,，日注水量,220,方,，层段合格率,100%,，其有效注水时间,9,个月,，累注,5.8,万方,，仍继续有效。,胜三区坨,21,单元,3-11-176,井区,8,1,层井网图,12X181,12X183,12N177,12180,12-185,12C172,11-126,11-191,12X186,12-137,11-146,11-17,水平油井,现状油井,现状水井,T21P1,T21P3,12x187,11-176,贴堵重分层,12-179,12-182,主流线,次流线,11-178,ST3-11-176,井贴堵重分层后，恢复水驱储量,9.3,万吨，对应井区含水下降,0.3,%,，已增油,750,吨。,光管,贴堵重分层,120/110,100/95,对应井区开发效果明显改善,贴堵后,注水方式,分层注水,光管注水,合计,油层部位贴堵,全井贴堵,油层部位,浅层套漏,全井贴堵,井数,38,3,90,17,13,161,胜坨油田贴堵水井分类统计表,共实施套损水井贴,堵,161,井,次，其中贴堵后分层注,水,41,井,次，各项指标明显提高：,开井率提,高,5.2,%,；,分注率提高,2.9%,；,增加注水层段,52,个,，贴,堵井分注井层段合格率达,80.8%,。,水井贴堵治理效果显著,三、,贴堵技术成为,套损井治理,的有效手段,胜坨油田开发时间长，井筒状况复杂。每年新增套损井,100,口以上,，且套损呈现,套漏,+,出砂,、,大跨度套变,等复杂形态。为此，采油厂针对不同的套损类型制定了一系列治理对策，满足各类井况需求。,贴堵分类治理套损,复杂井况类型,浅部套漏,地面返水井,薄壁管补贴技术,油层出砂,套漏井,贴堵管防砂技术,长井段,腐蚀套损井,长井段贴堵技术,大跨度套变,套变跨度,332.79,米,1439.21,1772,1439-1772,套变，跨度达到,333,米,。,多臂曲线,立体图,井径成像图,强度满足注水压力需求（,15MPAa,）,1,、薄壁管补贴工艺技术,因套管补贴后内径变小，限制了举升系统应用，尤其是浅部套管贴堵的油水井，很多泵和油管无法通过（常规贴堵内径,90mm,）。,采用,114/108mm,大通径薄壁贴堵管后，满足了,44,、,50,、,56,泵的下入需求。,泵型,44,泵,50,泵,56,泵,外径,89,89,89,是否满足,是,是,是,通径满足,27/8,油管通过贴堵后油（水）井管柱示意图,技术优势：,螺纹与本体通过焊接连接，丝扣加厚，抗拉强度提高近,10,倍,；,典型井例：,ST2-0-320,井况：,2012,年杆断长停。,2015,年地质要求,捞筛管、验套、打塞上返东三,41-42,层、防砂,生产。,存在问题：,验套结果显示在,249-298,米,存在漏失，影响后续扶停工序。,采取措施：,应用,薄壁管补贴工艺,对漏失段进行治理后防砂。,日期,液量,油量,含水,措施前,长停,扶长停措施后,27.5,14.5,47.27,目前,30.8,10.4,66.1,贴堵后,50,泵生产，,2016.5,月开井，日油,14.5,吨，目前,正常生产,304,天累产油,4575.7,吨，,平均日产油,15.1,吨,。,贴堵前,贴堵后,措施前后效果对比,2,、贴堵管内防砂工艺,由于贴堵管内径尺寸变小，常规防砂工具不适应，同时贴堵管与绕丝筛管环空间隙小，填砂过程容易成桥。采用,小直径套管内防砂工艺,对长停套漏防砂井进行治理。,防砂工艺上采用,反循环,充填工艺，应用,弹片扶正器,，保证筛管居中。,措施前后效果对比,贴堵后防砂管柱图,井况,制定措施,40B,显示油层上套管腐蚀严重,采用,114/100,可钻贴堵至油层上界,目的层漏失严重且高产,采用填砂保护，不贴油层,贴堵施工时流体对砂面有冲刺力,采用侧面流通贴堵阻流工具,贴堵后井筒内径缩小至,100mm,采用小直径防砂工具防砂,施工情况,液量,油量,含水,施工前,长停,贴堵、防砂后,107,20,80,作业费用,54,万元,累产油,8345,吨,原始管柱图,114/100,2015,年至今，小直径防砂共实施油井,17,口，其中扶长停井,8,口。,典型井例：,STN2-19,井,40B,显示,1636-1641m,漏失导致高含水长停。漏失段腐蚀严重。,3,、长井段贴堵工艺,扶正器处速度流场,旋流扶正器,固井车,剪切力与粘度曲线,针对多处漏点、长井段腐蚀井，实施,长井段贴堵工艺,，全井套管井壁再造，恢复注采井网，减少储量损失。,采用措施,：,固井车：,保证,连续供浆，降低地层,滤失,；,前置液：,防止堵剂与泥浆发生提前稠,化，提高,顶替,效率；,旋流扶正器：,保证套管居中、固井质量，改变流体流向。,堵剂,200min,流动性测试,间距,1000m,典型井例：,STT123X6,全井段腐蚀严重,多处套破、缩径严重,截止目前，胜采厂共实施长井段（大于,1000m,）贴堵井,31,口,，成功率,100%,。,井况：,40B,显示全井套管腐蚀严重，多处套破缩径。为恢复正常注水，对全井进行贴堵加固。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究背景,第二部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的研究与配套,第三部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,的应用,第四部分 胜坨油田,“,贴堵技术,”,取得的效果,第四部分,胜坨油田,“,贴堵技术,”,取得的效果,1,、贴堵工作量完成情况,自,2010,年实施以来，贴堵施工,599,井次,，其中油井,438,口,，水井,161,口,。,2,、工程技术指标情况,复杂井筒井减少,通过规模化实施贴堵工艺进行,井筒,治理，复杂管柱井由,607,口,降至,362,口,。,2,、工程技术指标情况,多轮次井减少,统计贴堵后生产满一年可对比油井共,410,口，,贴堵治理多轮次井,110,口，年均治理,18,口。,2010-2015,年多轮次井数变化情况,减少作业井次,2476,若不贴堵累计作业井次：,190,6+227,5+129,4+121,3+111,2+