h1—12井修井作業(yè)技術(shù)研究

1、最新【精品】范文 參考文獻(xiàn) 專業(yè)論文H112井修井作業(yè)技術(shù)研究H112井修井作業(yè)技術(shù)研究摘 要：本文針對(duì)塔河油田H1-12井的實(shí)際情況，分析了造成井 下事故的原因，并對(duì)修井作業(yè)過程中可能存在的風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了初步評(píng) 估，最終設(shè)計(jì)了適合H1-12井的修井工藝，選取XJ750型及以上修井 機(jī)、修井液密度為1.1g/cm3，同時(shí)在鹽水中加入0.5%的堿式碳酸鋅， 并對(duì)施工程序進(jìn)行了精細(xì)設(shè)計(jì)，順利完成該井的修井任務(wù)。關(guān)鍵詞：塔河油田H1-12井修井一、油井基本情況H1-12井是塔河油田阿克庫勒艾丁克 5號(hào)構(gòu)造北部的一 口開發(fā) 井，該井于2009年1月7日開鉆，2009年5月9日完鉆，設(shè)計(jì)井深 6256.00

2、m,完鉆井深為 6265.00m。2009年7月建產(chǎn)，開井生產(chǎn)7日高含水關(guān)井，累產(chǎn)液667t，累 產(chǎn)油40t。階段累計(jì)產(chǎn)液667.4t，累產(chǎn)油40.4t，累產(chǎn)水627t。關(guān)井 后定期泄壓。套管泄壓為明水，油管泄壓可見到稠油，泄壓后壓力恢 復(fù)快?；謴?fù)后油壓22MPa套壓20MPa二、井下事故分析2011年2月26日測(cè)靜壓過程中發(fā)現(xiàn)油管稠油凝堵，稀油處理井 筒未能解堵。2011年4月24日上修處理井筒，起原井管柱時(shí)，上提 負(fù)荷大（95-105t），硬拔出17根（166m）后倒扣，邊用稀油處理稠 油邊倒扣，處理至2474m倒扣共倒出239根，累計(jì)原井油管出井256 根，因稠油頻繁上返壓井困難，組下光

3、管柱完井，探得魚頂位置 2474.06m。落魚為31/2 油管372根+7水力錨+27/8 油管18根 +5.38 PDP裸眼封隔器+節(jié)流器+31/2 EUE喇叭口，魚頂為 31/2 BG110S*EU油管接箍。作業(yè)累計(jì)使用稀油1220方，累計(jì)回收 混合油1560方，鹽水及重漿漏失52方。2011年6月20日開井高含水，間開至第4輪無水生產(chǎn)。2012年 2月1日，因供液不足上修轉(zhuǎn)抽，組下70/44*抽稠泵，累計(jì)漏失比重 1.14壓井液229m3期間探得魚頂為2474.93m。機(jī)抽生產(chǎn)初期含水， 排水116t后基本不含水，生產(chǎn)期間液量13t左右，動(dòng)液面下降快， 2012年9月13日-16日因供液

4、不足嘗試一輪注水，累計(jì)注水1330m3 燜井13天后開井生產(chǎn)，初期高含水，排水 365m3后含水逐漸下降， 在20%-408之間波動(dòng)。2013年2月13日至20日第二輪注水2518方, 3月8日開井生產(chǎn)，目前該井日液 63t，日產(chǎn)油5.9t，含水90.7%。三、修井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估1. 落魚在前期作業(yè)過程中，起出17根油管，表明封隔器已解封，但經(jīng) 過多次倒扣打撈作業(yè)后，兩次作業(yè)（倒扣、轉(zhuǎn)抽）探得魚頭推算封隔 器位置基本與完井座封位置重合， 封隔器存在重復(fù)座封可能，打撈過 程中可能出現(xiàn)無法整體打撈出井，封隔器需另行處理；同時(shí)該井雖供 液不足但間開或注水后能維持較長時(shí)間穩(wěn)定生產(chǎn)，分析魚頭可能下 移，死

5、油抱死落魚問題可能得到了很大緩解。2. 漏失2012年2月轉(zhuǎn)抽期間比重1.14壓井液未能建立循環(huán)，作業(yè)期間 （6天）壓井液均漏失（229m3，施工作業(yè)需要在做好處理好稠油問 題的同時(shí)也要做好漏失準(zhǔn)備和防范工作。3. 稠油和硫化氫影響2011年作業(yè)地層出稠油嚴(yán)重影響作業(yè)進(jìn)度，在修井作業(yè)過程可 能出現(xiàn)稠油上返影響井筒作業(yè)；鄰井TH1-27井2012年2月6日計(jì)量 分離器檢測(cè)硫化氫濃度7680.2mg/m3,施工期間做好硫化氫防護(hù)及井 控工作。四、修井工藝技術(shù)設(shè)計(jì)1. 修井機(jī)和修井液的選取修井最大作業(yè)深度6265m可能需進(jìn)行打撈、套銑、鉆磨等工序， 需選擇XJ750型及以上修井機(jī)。根據(jù)前期作業(yè)分析，

6、在參考測(cè)壓資料 以及前期修井作業(yè)及漏失情況等，確定修井液密度為1.1g/cm3，修井液比重根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況及時(shí)調(diào)整，考慮硫化氫問題，在鹽水中加入 0.5%的堿式碳酸鋅，前期作業(yè)存在漏失，修井液配備量為300m3鹽水。 該井可能存在稠油上涌，作業(yè)中根據(jù)情況使用稀油，用量根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情 況調(diào)整。在2012年2月轉(zhuǎn)抽過程中，漏失嚴(yán)重，壓井液全部失返， 兩次注水作業(yè)均注水順暢，地層吸水良好，因此修井作業(yè)可能存在壓 井液無法建立循環(huán)問題，在漏失嚴(yán)重情況下可換用泥漿。2. 施工程序設(shè)計(jì)2.1設(shè)備安裝、備液、開工驗(yàn)收：設(shè)備搬遷及安裝調(diào)試，井場(chǎng)規(guī) 格化，開工驗(yàn)收合格；配備密度為 1.1g/cm3的鹽水300m32.2

7、泄壓、反循環(huán)壓井、觀察井口：控制泄壓，用密度 1.1g/cm3 的鹽水反循環(huán)壓井1.5周以上至進(jìn)出口液性一致，開井觀察 4小時(shí)， 井口穩(wěn)定，無溢流、無氣泡為合格。若不能建立循環(huán)，貝直補(bǔ)液， 測(cè)漏速。2.3起甩原井桿柱：在井口穩(wěn)定情況下，起甩原井機(jī)抽桿柱，及 時(shí)補(bǔ)液并準(zhǔn)備好防噴工具及相應(yīng)變扣，做好井控工作，防止井噴事故 發(fā)生，對(duì)起出桿柱及井內(nèi)起出工具進(jìn)行檢查清點(diǎn)，并認(rèn)真核對(duì)數(shù)據(jù)。2.4拆井口，安裝井控設(shè)備并試壓：在井筒穩(wěn)定的情況下，拆米 油樹，安裝液壓防噴器，安裝壓井、節(jié)流及放噴管線，按相關(guān)試壓規(guī) 程試壓合格。2.5起甩原井油管：起甩原井管柱，起鉆時(shí)套管及時(shí)補(bǔ)液并準(zhǔn)備 好防噴工具及相應(yīng)變扣，做好

8、井控工作，防止井噴事故發(fā)生，對(duì)起出 管柱及井內(nèi)起出工具進(jìn)行檢查清點(diǎn)，并認(rèn)真核對(duì)數(shù)據(jù)。2.6下對(duì)扣打撈管柱：下對(duì)扣打撈管柱，探魚頭位置，沖洗魚頂， 對(duì)扣。由于該井前期漏失，采取油套環(huán)空、油管內(nèi)平推壓井，將稠 油推入地層。直接上提管柱，噸位控制在 100噸以內(nèi)（考慮該井硫化 氫腐蝕），提出油管后進(jìn)行第2.8步。如果油套環(huán)空稠油堵，則試 提管柱，判斷卡點(diǎn)，如果卡點(diǎn)在 4000米以下，則從卡點(diǎn)以上進(jìn)行油 管切割。后進(jìn)行第2.7步。如果卡點(diǎn)較高，則進(jìn)行倒扣打撈后進(jìn)行 第2.7步。需要分段倒扣鉆具組合：倒扣撈矛（或母錐）+31/2鉆桿 2475m±2.7組下套銑管柱，稀油循環(huán)：組下套銑管柱，邊套

9、邊用稀油沖 洗循環(huán)，起鉆。鉆具組合：套銑頭+51/2 套管（5根）+變絲+31/2 鉆桿（長度根據(jù)套銑深度調(diào)整）2.8起下打撈管柱：組下打撈管柱，試提，若噸位過高則倒扣。鉆具組合：倒扣撈矛（母錐）+31/2 鉆桿（長度根據(jù)套銑深度調(diào)整），重復(fù)2.7、2.8兩步直到落魚全部出井。2.9起下探底磨銑管柱，洗井：組下探底磨銑管柱，探底，若存 在砂面，則鉆磨沖砂至原人工井底，洗井。鉆具組合：142mn大水眼磨鞋 +27/8 鉆桿 3000m+31/2 鉆桿 3300n±2.10組下機(jī)抽管、桿，試抽投產(chǎn)，待測(cè)試：組下機(jī)抽管柱，管 柱組合：31/2 油管+56/38抽稠泵泵筒+尾管，泵筒位置2800n±, 尾管長度100n± ;桿柱組合：T抽油桿1200m+7/8抽油桿 900m+6/8 抽油桿 700n±。五、總結(jié)修井作者嚴(yán)格按施工設(shè)計(jì)要求進(jìn)行施工，取全取準(zhǔn)各項(xiàng)技術(shù)資 料，及時(shí)向相關(guān)單位和職能部門匯報(bào)了當(dāng)天的工作情況，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)研究解決，整個(gè)實(shí)施過程順利有序，順利取出落魚。參考文獻(xiàn)1 梁愛國，姚團(tuán)軍，康有福.高硫化氫井低傷害修井與防護(hù) 工藝J. 油氣田地面工程，2011 , 3