運(yùn)用QC方法提高液壓脹管整形修套成功率

運(yùn)用QC方法提高液壓脹管整形一、小組組概況活動(dòng)次數(shù)24出勤率100%原始記錄圖表齊全小組人數(shù)5成立時(shí)間2009.01注冊時(shí)間2009.01注冊編號采四QC2009-09TQC教育學(xué)時(shí)96小時(shí)活動(dòng)時(shí)間2009.01--12小組類型攻關(guān)型井況室QC活動(dòng)小組QC小組成員員簡介序號姓名性別年齡文化程度職稱組內(nèi)職務(wù)接受TQC教育時(shí)間負(fù)責(zé)項(xiàng)目1石軍男44大學(xué)高級工程師組長96總體規(guī)劃2孫紅兵男38大學(xué)高級工程師副組長96方案決策3彭禮義男46中專工程師組員96方案論證現(xiàn)場跟蹤4張俊平男39中專工程師組員96組織實(shí)施現(xiàn)場跟蹤5高梅女35中專工程師組員96資料整理調(diào)查統(tǒng)計(jì)制表人：：彭禮義義制制表日日期：2009.12.25二、選題題理由問題井正常井465口，43.3%610口，56.7%套損井和和套損+落物井合合計(jì)為389口，占問問題井83.7%文南油田田目前井井況采油四廠廠目前井井況現(xiàn)狀狀年份合計(jì)油井水井小計(jì)落物套損套損

落物小計(jì)落物套損套損

落物掉落物原井管柱變形套漏掉落物原井管柱變形套漏2006年10911232112007年23154272831312008年44265116131833813合計(jì)7750104254727641223從表中可可以看出出，套變井占占事故井井的55.8%，是目前前文南油油田事故故井的主主要形式式。2008年新增套套變井較較前兩年年有較大大幅度的的增加。。（1）以小修代替大修作業(yè)

（2）施工周期短，費(fèi)用低

（3）對套管的損害較小液壓變徑徑滾壓套套管整形形技術(shù)特特點(diǎn)三、現(xiàn)狀狀調(diào)查2008年，文南南油田應(yīng)應(yīng)用液壓壓變徑滾滾壓套管管整形工工藝進(jìn)行行修套共共6井次，修修復(fù)套管管2井次，成成功率僅僅為33.3%。液壓脹套修復(fù)成功率低的原因選井不合理對套管修復(fù)成功率的影響

套管變形嚴(yán)重程度對套管修復(fù)成功率的影響

套管的鋼級和壁厚不同對修復(fù)套管成功率的影響套變井段的巖性對液壓脹套修復(fù)成功率的影響2008年10月-2009年1月液壓脹脹管修套套整形統(tǒng)統(tǒng)計(jì)表序號井號投產(chǎn)時(shí)間措施名稱套變程度鋼級壁厚套變井段巖性整形效果成功率1W33-1502004.10液壓脹套整形3063.15m縮徑為109mmP1109.172297-2315m為巖鹽層有效1002W33-1732004.10液壓脹套整形井徑測試井段2697-3142m有13處變形,最小縮徑為107.97mmP1109.17泥巖有效1003WX1392004.1液壓脹套整形測井徑顯示2505-2515m變形嚴(yán)重P1109.172310－2614m為巖鹽層無效04W72-2201998.12液壓脹套整形Ф110mm鉛模打印至3018.16m，最小縮徑為106mm2576-2612m2640-2645m為巖鹽層無效05W2301984.11液壓脹套整形測井徑為2505-2515m變形嚴(yán)重P11010.54泥巖無效06W33-1401997.2液壓脹套整形Φ112mm通井規(guī)通至3310m，起出通井規(guī)有輕微擦痕P1109.17泥巖無效0四、活動(dòng)動(dòng)目標(biāo)1、全年液壓脹套修復(fù)成功率達(dá)到60％2、投入產(chǎn)出比達(dá)到1：1.5本次活動(dòng)目標(biāo)

目標(biāo)可行行性評價(jià)領(lǐng)導(dǎo)支持：有單位領(lǐng)導(dǎo)親自參加本QC小組的活動(dòng)，人員、技術(shù)力量得到保證

工藝技術(shù)較成熟：有采油一廠、三廠應(yīng)用液壓脹管修套較早，可以借鑒其成功經(jīng)驗(yàn)成員素質(zhì)：小組成員文化素質(zhì)高，有極強(qiáng)的管理能力和技術(shù)水平，小組成員有長期從事井下作業(yè)、修井技術(shù)研究的技術(shù)人員，有豐富的現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)素質(zhì)結(jié)論：目目標(biāo)可行行五、原因因分析投產(chǎn)時(shí)間較長套變處通徑小于90mm沒有一定規(guī)格的工具通過影響液壓修套成功率低的原因選井不合理套管變形程度套管鋼級和厚度套管井段的巖性施工工藝套管變形彎曲程度套管錯(cuò)斷鹽巖層泥巖層砂巖層鋼級的高低套管的厚度選擇工具規(guī)格配合其它工具確定要因因（1）選井不合理的影響：隨著投產(chǎn)時(shí)間越長，套管的性能越差，腐蝕越嚴(yán)重；套變處通徑小或沒有一定規(guī)格的工具通過，液壓脹管器無法下入，這些原因都導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失敗。（2）套管變形程度的影響：套管變形嚴(yán)重彎曲或套管錯(cuò)斷，液壓脹管器很難下入到套變位置，即使整形通過后，液壓脹管器起出后，由于套管彈性回復(fù)原來通徑，導(dǎo)致液壓脹套修復(fù)整形失敗。（3）套管鋼級和壁厚的影響：套管的鋼級越高，其強(qiáng)度越高，液壓脹套整形修復(fù)越困難，目前文南油田完井使用的油層套管TP130和P110的套管強(qiáng)度高，套管變形處的壁厚較厚,采用液壓脹套整形工藝較難修復(fù)套管。（4）套變井段巖性的影響：文南油田沙一段鹽膏層對油水井套管威脅較大，深度在2300—3000m之間，這些鹽膏層在地下高溫等條件影響下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對套管的外擠壓力。據(jù)計(jì)算，井深大于2000m以上的鹽層作用在套管上的外擠力最大可達(dá)190MPa，足以使套管變形甚至完全被擠毀。（5）工藝對成功率的影響：選擇液壓脹管器太小，不但起不到修套作用，而且延長了施工周期；選擇液壓脹管器的規(guī)格太大，無法進(jìn)入套變處對套管整形，因此需要合理選擇脹管器的規(guī)格。

序號因素名稱確認(rèn)情況是否要因參加人1合理選井選井是否合理直接影響到液壓脹管修套的成功率，此因素為可控因素。是孫紅兵彭禮義張俊平2套變程度套變程度可以采用打鉛印或電磁探傷組合測井資料正確判斷出套管變形的嚴(yán)重程度，此因素為次要因素。否彭禮義張俊平高梅3套管鋼級和壁厚套管變形處的鋼級和套管壁厚，在鉆井資料中的套管程序中查出，此因素為次要因素。否彭禮義張俊平高梅4套變處巖性鹽膏層在地下高溫、高壓及外界壓力波動(dòng)較大的條件下，蠕變發(fā)生塑性流動(dòng)，形成對套管的外擠壓力，導(dǎo)致套管損壞變形，此因素為不可控因素。否彭禮義張俊平高梅5工藝因素選擇液壓脹管器的規(guī)格是否合適，施工工藝是否合理，直接影響套管修復(fù)的成功率，此因素為主要因素。是彭禮義張俊平高梅制表人::彭禮義義制制表日期期:2009..12要因確認(rèn)認(rèn)六、制定定對策要因?qū)Σ叽胧┩瓿蓵r(shí)間負(fù)責(zé)人檢查人合理選井加強(qiáng)對該技術(shù)適應(yīng)性的研究，根據(jù)該技術(shù)的特性，結(jié)合文南油田井況特點(diǎn)和成功、失敗典型井例，制定液壓修套選井原則，合理優(yōu)選施工井。一是根據(jù)油水井的投產(chǎn)時(shí)間、套管的鋼級和壁厚、套變井段巖性以及井史資料合理選井；二是充分利用井徑測試、電磁探傷、通井結(jié)果及打鉛印的結(jié)果，合理選擇工具規(guī)格，合理安排施工工序。2009.02彭禮義張俊平高梅石軍孫紅兵工藝因素根據(jù)套變程度、井徑測試、電磁探傷、通井結(jié)果及打鉛印的結(jié)果，制定工藝措施。合理選擇液壓脹管器逐級修套、組合其它修套工具復(fù)合修套，提高液壓脹套修復(fù)成功率。2009.02彭禮義張俊平高梅石軍孫紅兵制表人:彭禮義制制表日期期:2009.12七、對策策的實(shí)施施投產(chǎn)時(shí)間相對較短的井（10年以內(nèi)）、10年以上而輕微套變的井。在液壓脹套前，井筒的最小通徑有一定規(guī)格（不小于Φ95mm）的通井規(guī)鉆銑工具或管類工具通過的井。

套管變形較輕，套管通徑大于Φ95mm，并且位置不在鹽膏層段的井。

測試資料及井史資料齊全的井。對需要下封隔器卡封壓裂、注水、或下大通徑工具的井，可以選擇和其它修套工具一起使用，效果會(huì)更好。

（一）、、制定選選井原則則（二）、、合理選擇擇工具規(guī)規(guī)格及施施工工藝藝1、依據(jù)井井況測井井資料合合理選擇擇液壓脹脹管器逐逐級修套套實(shí)施井例例：W138-24井該井于2005年12月25日投產(chǎn)，，2009年9月20日上修，，要求補(bǔ)補(bǔ)孔后卡卡封于3391m壓裂。起起出泵管管后，下下Φ114mm**2.0m通井規(guī)于于2781.43m遇阻（鹽鹽巖層段段：2778-2836m），通井井規(guī)有劃劃痕，分分析為鹽鹽巖層導(dǎo)導(dǎo)致套管管變形。。決定采采用逐級級液壓脹脹套修復(fù)復(fù)套管。。首先用用Φ113mm**3m液壓脹管管器從2756.9m修套至3736m后，再次次下入Φ115mm液壓脹管管器修套套2727-3736m后，下Φ114mm**1.6m通井規(guī)通通井至3735.22m，起出通通井規(guī)完完好。下下Y541-114封隔器卡卡封于3391.3m壓裂一次次成功。。目前累計(jì)計(jì)增油607..6t，累增氣氣15170m3。1、依據(jù)井井況測井井資料合合理選擇擇液壓脹脹管器逐逐級修套套實(shí)施井例例：W72--234井該井于2003年4月14日投產(chǎn)，，2005年12月轉(zhuǎn)注。。2009年10月10日地質(zhì)要要求卡封封酸化增增注措施施：11日電磁探探傷組合合測井結(jié)結(jié)果顯示示：2612-2620m井段套管管嚴(yán)重彎彎曲，最最小縮徑徑至Φ112..17mm；2666-2670m井段套管管中度彎彎曲，最最小縮徑徑至Φ114..31mm；2706-2710m井段套管管輕度彎彎曲，最最小縮徑徑至Φ116..02mm；2728-2733m井段套管管中度彎彎曲，最最小縮徑徑至Φ114..3mm；2748-2752m井段套管管輕度彎彎曲，最最小縮徑徑至Φ116..46mm；3232-3237m、3252-3258m、3285-3292m、3299-3303m井段因射射孔造成成內(nèi)壁毛毛糙；3310-3324m井段套管管內(nèi)壁毛毛糙變形形。依據(jù)測井井資料分分別選擇擇Φ112mm、Φ115mm液壓脹管管器修套套，僅用用96小時(shí)，修修套810m（液壓修修套：2605m-3415m），下114mm*1.5m通井規(guī)通通至3415m合格，下下Y221-114封隔器卡卡封于3308.5m成功。2、組合其其它修套套工具復(fù)復(fù)合修套套，提高高液壓脹脹套修復(fù)復(fù)成功率率典型井例例：W133-28井該井于1992年9月26日投產(chǎn)，，2008年9月25日下φ114mm**2.0m通井規(guī)于于2571.7m遇阻，通通井規(guī)底底部有明明顯擦痕痕；φ114mm鉛模打印印3197.98m（在2571.7m處無明顯顯顯示）），起出出鉛模最最小縮徑徑為φ97mm，且鉛模模側(cè)面有有劃痕，，卡封壓壓裂措施施未實(shí)施施。2009年1月4日地質(zhì)要要求再次次卡封壓壓裂措施施：根據(jù)據(jù)以前的的井況資資料分析析認(rèn)為：：一是在巖巖鹽層段段套變（（2520-2570為鹽膏層層段），，二是射射孔時(shí)造造成射孔孔層段套套變且套套管有毛毛刺；經(jīng)過認(rèn)認(rèn)真分析析討論，，修套工工藝上采采用液壓脹套套和長面面銑錐組組合進(jìn)行修套套，利用用它們修修套的各各自優(yōu)缺缺點(diǎn)進(jìn)行行互補(bǔ)。。典型井例例：W133-28井工藝流流程程首先選擇擇下φ114mm*11.45m液壓脹管管器修套套2521.8--3202.0m，使套管管有較順順暢的通通道，然然后改下下φ116mm*1.0mm長面銑錐錐對套管管毛刺進(jìn)進(jìn)行處理理至設(shè)計(jì)計(jì)位置3073.0m，再次下下φ116mm液壓整形形器反復(fù)復(fù)液壓脹脹管修套套2571.30-3202..5m，下φ114mm*2.0m通井規(guī)通通井至3203.5m，起出通通井規(guī)完完好，驗(yàn)驗(yàn)證修套套成功。。1月16日填砂3086.6m，下RTTS封隔器卡卡封壓裂裂成功。。壓裂后累累計(jì)增油油969..1t，累增氣氣21735m3，措施效效果顯著著。八、效果果評價(jià)實(shí)施液壓滾壓套管整形工藝21井次修套井深＜2500m：3口修套井深＝2500-3000m：8口修套井深＞3000m：10口修復(fù)成功13井次，成功率62%

經(jīng)濟(jì)效益益評價(jià)投入：404.2萬元?jiǎng)?chuàng)效:343.397萬元產(chǎn)出:

747.597萬元投入產(chǎn)出比：1:1.85目標(biāo)完成成情況液壓脹套套修復(fù)成成功率為為62%，超過目目標(biāo)60%；投入產(chǎn)產(chǎn)出比1∶1..85，超過目目標(biāo)值1∶1..5。九、鞏固固措施2加強(qiáng)對該技術(shù)適應(yīng)性的研究，根據(jù)該技術(shù)的特性，結(jié)合文南油田井