《2007-2010年新钻井井况问题原因分析及预防对策》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2007-2010年新钻井井况问题原因分析及预防对策（13页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、文南油田 2007-2010 年新钻井 井况问题原因分析及预防对策编编 写：张写：张 俊俊 平平审审 核：核：审审 定：定：采油四厂工艺研究所二一 年 十 二月 一、新钻井井况现状一、新钻井井况现状四年来，采油四厂新钻井 179 口(其中 2007 年 51 口，2008 年 48 口，2009 年 34 口，2010 年 46 口)。新钻井中共发现各类井况问题 42 口井 ，占新钻井总数的 23.46。42口事故井中，带病生产井 36 口 ，停产 6 口。表 1 新钻井井况问题停产井数(口)带病生产井数 (口)新钻井井况问题合 计(口)井别 井数事故井比 例（）井数事故井 比例井数比例（）油
2、井614.2936 85.714223.46新钻井目前由于井况问题停产共 6 口 。停产的原因分类：套损井 3 口、套漏 1 口、管外窜槽 2 口，占新钻井存在井况问题井数的 14.29%。二、井况问题分类及原因分析二、井况问题分类及原因分析1、井况问题分类、井况问题分类 近四年新钻井共发现井况问题共 42 口 。由统计分析可知：油井多以套变方式发生损坏为主，共 22 口（套损+落物井 2 口） ，占事故井总数的 52.38% ；其次，固井差是第二大问题，共计 11 口， 占有问题井的 26.19； 第三，落物井数达 6 口，占有问题井的 14.29 ； 第四，套漏井 3 口，占有问题井的 7
3、.14。表 2 新钻井井况问题分类统计表2、套损井分布规律与特征、套损井分布规律与特征（1 1） 套损点位置与套损的关系套损点位置与套损的关系由套损点位置统计分析可知：油井在射孔段及未射孔的砂泥岩段损坏最严重，各为损坏 8 口，分别占套损井数的 36.36% 。其次是盐膏层段，为 5 口井，分别占套损井数的 22.72%。固井差套损落 物套变落物套漏合计类别项目井数 （口）比例 （ ）井数 （口）比例 （ ）井数 （口）比例 （ ）井数 （口）比例 （ ）井数 （口）比例 （ ）问题 井比例 （）油井1126.1 920 47.6 2614.2 9 2 4.76 37.1442100表 3 套
4、损点位置统计表（2）套损点套管强度与套损的关系）套损点套管强度与套损的关系由统计分析可知：套损点多在 P1109.17 套管段发生损坏，共有 14 口，占套损井数的 63.64%；其次，在 P11010.54 套管段发生损坏 5 口，占套损井的 22.73；第三，TP130TT 套管段发生损坏为 2 口，占套损井的 9.1；第四， 新型高抗挤套管TP155V 在盐层段发生损坏 1 口，占套损井的 6.7。表 4 套损点套管类型统计表根据古地应力和现代地应力研究结果表明，文 79 块，3000m 井深地应力最大达到205Mpa，文 33 块，盐膏层段地应力最大值达到 228.48Mpa，最小值
5、65.28Mpa，大部分区块地应力掌握不准。文南油田新钻井在盐层段和生产井段主要是下入了高强度的P1109.17 、P11010.54 套管，而 P11010.54 套管最大抗外挤强度为100.25MPa，P1109.17 套管最大抗外挤强度仅为 76.532MPa，远远不能满足地层外挤压力的要求。2000 年中原油田研究开发的 TP130TT 高抗挤厚壁套管，该套管试样纯外压实验162.1Mpa 下保持 10 分钟未发生挤毁，通过试验和理论分析结果认为，TP130TT 高抗挤厚壁套管的抗挤强度可以超过最低强度 168Mpa。文南油田自 2001 年开始投入使用TP130TT 套管至今在已应用
6、 258 口井 ；在盐层段发现套变 25 口，怀疑套变 5 口（未打印证实） ，共 30 口井，占下 TP130TT 套管井的 11.62% 。2008 年中原油田和宝钢合作开发高钢级高抗挤套管 BG150TF141.311.3m 取得成功，对比 TP-130 特厚壁（16.9mm）套管，BG150TF141.311.3mm 套管主要有以下四个特点：水泥返高以上射孔段盐膏层砂泥岩段类别项目井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）油井14.62 8 36.365 22.72 836.36 152.4TP130T T16.9141.6TP155 11
7、.5139.7P1109 .17139.7P1101 0.54其他类别项目井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数（口）油井29.114.531463.64522.731、外径降低(152.4mm141.3mm)，接近常规套管（外径 139.7mm）,下套管施工更安全。2、套管外环形空间增大（31.7mm37.3mm），相应地加大了水泥环厚度，有利于固井质量的提高。3、壁厚减小（16.9mm11.3mm），测井曲线（VDL）更能真实地反映套管外水泥环的封固质量。目前应用 7 口井，成功率达 100%，进一步全面推广替代 TP130TT 套管。
8、（3）使用寿命（年）与套损的关系）使用寿命（年）与套损的关系表 5 使用寿命统计表由统计分析可知：寿命1.5 年的油井损坏最多，套损 15 口，占套损井 8.2 。 新钻井井况问题分年度统计如下：2007 年新钻井发现问题 8 口，占井况问题井的36.36；2008 年新钻井发现问题 8 口，占井况问题井的 36.36%；2009 年新钻井发现问题5 口，占井况问题井的 22.72% ；2010 钻井发现问题 1 口，占井况问题井的 4.56% ；（4）固井封固质量与套损的关系）固井封固质量与套损的关系表 6 套损点固井质量统计由统计分析可知：固井质量水泥胶结中等的油井套损 4 口，仅占套损油
9、井的18.2。固井质量差的油井套损 18 口，占套损油井的 81.8 。已对固井差导致管外窜槽的 11 口新投井进行挤堵封窜，目前生产状况良好。（5）作业措施施工与套损的关系）作业措施施工与套损的关系由统计分析可知：套损井曾经压裂的有 13 口，占套损井的 59.09；挤堵井套损 2口，占套损油井的 9.1； 增产重大措施中压裂原因造成套损最为严重。3、套损原因分析、套损原因分析（1） 盐膏层是新钻井套管损坏的最主要原因盐膏层是新钻井套管损坏的最主要原因半年0.51（含 1）11.5（含 1.5）1.52（含 2）22.52.5类 别 项 目井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （
10、口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （）井数 （口）比例 （） 油 井522.7418.2627.329.129.1313.6好中差类别 项目井数（口）比例 （）井数（口）比例 （）井数（口）比例 （） 油井418.21881.8在地应力作用下，盐膏层、盐岩层发生蠕变，在蠕变、变形和滑移过程中，对阻碍其运动的套管施加非对称挤压和剪切力，在很多情况下，这一非对称挤压和剪切力往往超过套管强度，从而造成套管损坏。在盐岩段套损井达 5 口，占套损井的 22.72。（2）生产层射孔、多次补孔是套管损坏的另一主要原因）生产层射孔、多次补孔是套管损坏的另一主要原因在射孔井段套损井达 8 口
11、之多，占套损井的 36.36。射孔削弱套管抗挤强度，是导致套管损坏的重要因素之一。大量实践表明射孔后孔眼周围应力明显加大，且应力变化与外界条件、孔密、孔径、相位有关，射孔对套管损坏有相当严重的影响。射孔后抗外挤强度平均降低 6.25-14.29%。重炮补孔后抗外挤强度降低 12.5-28.57%。重复射孔作业甚至可以造成套管严重变形或破裂。同时理论研究表明，孔眼分布、相位角是影响射孔套管抗外挤强度的最主要因素。对于相同孔眼密度，相同孔眼直径射孔时采用 45或 60相位角螺旋布孔，对套管抗挤强度影响最小。在 60相位角时、孔眼直径、孔眼密度变化对套管抗挤强度的影响较小，在 10%以内。（3）压裂
12、、大修等工艺措施也是套管损坏的重要原因）压裂、大修等工艺措施也是套管损坏的重要原因为了增产措施的实施，频繁的井下作业，特别是进行一些强化性的技术改造施工，不断使套管涨、缩，反复的加压与卸载，加速了套管的损坏。压裂对套管损坏的作用是压裂液对压裂井段的套管内壁及水泥环有裂缝或固井质量差的套管外壁施加高达 5080MPa 的压力，当压裂液对套管内外壁的挤压力不平衡，并且两个挤压力之差超过套管抗挤压负荷时，就发生套管损坏。对于套管有伤害，承受能力下降，就容易损坏。压裂工艺措施的主要特征是高压差。压力的显著变化将在套管柱中产生较大的附加轴向力，因此，容易发生套管损坏事故。22 口套损井中有 13 口井曾
13、经实施过压裂措施，占套损井的 59.09%。大修作业中，使用磨鞋、铣锥、套铣筒、母锥、涨管器等工具处理井下事故或套管，会对套管造成不同程度的损坏 。（4）固井质量差也是导致套管损坏的重要原因）固井质量差也是导致套管损坏的重要原因在统计的 42 口有问题新钻井中，固井水泥胶结中等、固井质量差、固井质量不合格的井 27 口，其中发现套损及套漏井共 15 口，占问题井的 45.5。 4、落物事故井原因分析、落物事故井原因分析共发现落物事故井 8 口（包括套损+落物 2 口） 。造成落物井的主要原因：造成落物井的主要原因： 作业施工造成落物井 4 口，占落物井总数的占落物井总数的 50%。濮深 16
14、捞出 1.5 根（14.53m） ，井内余 11.5 根油管未捞出，鱼顶深度3765.81m。W123-19 落物为 3 吋油管堵塞器，深度为 3690m。W138-40 95mm 铅模打印证实 2973m 套管缩径至 80mm，下 60mm 斜尖冲砂至2984.52m，斜尖变形。80mm 铅模打印至 2984.52m，底部显示内径 55mm、厚度 11mm 的圆形物体。W153-4 转抽 20100519 硬探砂面 3847.21m，压力计托筒落井（长 0.62m） ，未打捞。是射孔掉炮身是射孔掉炮身 3 口，占落物井总数的口，占落物井总数的 37.5%。W138-32 20080214 补
15、孔 落物：89-1 无电缆枪身，2008.420 大修处理至3605.91m（鱼顶深度） 。W88-33 20090611 补孔 落物：89-1 枪身 4 节，鱼顶：3700m.。W72-450 20080623 补孔 落物为 89-1 无电缆枪身及 20m 电缆,深度为 3742m。 3是由于采油管理原因造成落物是由于采油管理原因造成落物 1 口，占落物井总数的口，占落物井总数的 12.5%。W88-34 补孔压裂未成 20090321 捞出加重杆一根，打印证实井下还有刮蜡片，112mm 组合式套铣筒套铣打捞至 3872.7m 未成功。三、下步新钻井井况恶化预防主要措施三、下步新钻井井况恶化
16、预防主要措施强化钻井监督，提高新井质量，坚持井况防治系统抓，把井况事故及隐患控制在建井、投产措施中。一方面，进一步发挥好钻井监督的作用，在钻井的井身质量、固井质量、套管质量上下功夫。另一方面，进一步理顺内部管理体制，从井位设计到后期措施管理，科研单位、生产科室、生产单位各管一路，减少井况事故的发生。近期要加强井况防治的力量，加大管理力度。井况恶化具体预防措施井况恶化具体预防措施1、开展相关研究，提高井况防治水平、开展相关研究，提高井况防治水平（1） 、进一步开展文南油田古地应力和现代应力研究。在 98 年文 33 块、95 块、79 南北块地应力研究的基础上，根据各区块套管损坏情况以及开发潜力，选择套损严重的区块进一步开展古构造应力和现代应力研究，掌握地层真实应力，为新钻井套管强度设计和油田开发增产增注措施的实施提供理论依据。（2）
