油水井套管损坏防治配套技术推广应用

1、油水井套管损坏防治配套技术2004年在采油四厂的推广应用采油四厂 二四年十一月油水井套管损坏防治配套技术2004年在采油四厂的推广应用项目完成单位： 采油四厂项目负责人： 陈爱仁项目主要参加人员：陈爱仁 李现东 张俊平李敬忠杨玉峰陈 俊王永平 孙红兵 王兴玉 宁顺康祝传根黄竹青王志涛 宾艳锋 邓丽华报告编写人：张俊平李敬忠审核人：李现东审定人：目 录一、新技术推广应用依据及技术来源二、合同指标完成情况三、推广应用主要工艺技术及完善提高内容（一）、高抗挤套管与特殊扣套管技术（二）、高压注水保护套管技术（三）、水力压裂保护套管技术（四）、井下套管组合检测技术（五）、51/2套管内下4套管修复技术（

2、六）、51/2套管开窗侧钻技术（七）、复杂落物打捞技术（八）、套管整形加固技术（九）、化学堵漏修复套管技术四、项目达到的技术指标及经济效益评价（一）、达到的技术指标（二）、经济效益五、结论与认识一、新技术推广应用依据及技术来源文南油田投入开发近二十年来，因地质条件复杂，地层水矿化度高，油水井关系复杂等主客观原因，造成目前井况恶化，油水井套管出现了不同程度的损坏，井下技术状况逐年变差，严重动摇了油田的稳产基础，制约着文南油田生存和发展。文南油田事故井现状：据统计，全油田共发现事故井545口（含报废井），事故井中，套损井207口，占事故井的38，落物井167口，占事故井的33，套损井与落物兼有井1

3、71口，占事故井的29。单纯套损与套损落物井合计378口，占事故井的67。由此可见，文南油田最大的井况问题是套损（见表1）。表1 文南油田事故井现状区块事故井数（口）井 别小 计事 故 类 型落 物套 损套损+落物文33块143油井81411822水井62172817文95块70油井44171215水井267811文79块115油井74173126水井4171618文72块145油井111384528水井3451811其它区块72油井56162515水井16268总计545油井366129131106水井179387665套损井原因分析通过对文南油田套损井全面的调查分析，认为文南油田套损井损坏

4、有“三大规律”具体如下： （一）、套损井的分布规律 1、套损井的平面分布规律在平面分布上，套损井主要分布在复杂断块、断层多（有155条）、盐膏层、岩性蠕动滑移的区块，该区块共有油水井908口，套损井为328口，占套损井总数的86.7%(见表2)。 2、套损井井筒纵向规律（1）、 井段分布规律套损井在井段分布上存在着一定的规律。378口套损井中，套损位置在水泥返高以上有58口，占套损数的15.3%，其主要原因是腐蚀破漏所致。套损位置在水泥返高到生产井段的有180口，占套损数的47.6%，主要原因是固井质量差及盐膏层蠕动所致；套损位置在生产井段的有115口，占套损数的30.4%，主要原因是套管质量

5、及采用不合理增产措施所致（如压裂、89-1射孔后重新补孔等）。在生产井段以下有25口，占套损数的6.7%,从统计结果看，套损井分布的主要井段在水泥返高至生产井段(包括生产井段)，共295口井，占套损井数的78%(见表3)。表2 套损井的平面分布区 块地 质 特 点发现套损日期（年）套损井数(口)投产时间区块面积（Km2）断层条数（条）平均断块面积 （Km2）文33块837.7310.258668文95块835.490.68646文79-136块84260.338521文79南843.950.789318文9986230.67916文85872.450.488832文135865.8170.34

6、8941文13491290.229119文72S3中917.8230.349216文79-79932.950.589413文82933.880.489514文79-133934.9180.279526文138943.2160.2968合计155328表3 套损井井段分布井口-水泥返高水泥返高-生产井段生产井段生产井段以下套损井口数（口）5818011525所占百分比（%）15.347.630.46.7（2）、井深分布规律文南油田井深大多在3000m以下，最深的达4000m。主要开采层系为沙2沙3段。油层深度约25003500m，通过统计分析，套损井分布与深度呈如下关系（见表4）表4 采油四厂套

7、损井与井深关系表井深（m）0-500500-10001001-15001501-20002001-25002501-30003001-35003501 套损井数（口）12826978177626占总损%3.22.16.82.420.646.816.416从表中可以清楚地看到，套损井在井深分布规律上有以下明显特点：在井段20003500m之间共有套损井317口，占套损井总数的83.8%，而水泥返高至生产井段基本上在井深20003500m之内，与前面井段分布规律中分析的结果基本相同。3、套损时间规律为了解文南油田套管损坏与时间的关系，对发现的套损井从投产及使用时间上进行了分析，其结果如下（见表5）

8、。表5 文南油田套损井使用寿命统计小于2年2-4年4-8年8-12年大于12年套损井数（口）42681587931占总损%11.11841.820.88.3文南油田套管完好寿命为12年以内，有347口，占统计井数的91.7%，而据有关统计胜利油田套管使用寿命在20年以内的井占套损井的50%，套管使用寿命是文南油田的近一倍。（二）、套管损坏原因分析从套管损坏的“三大规律”及有关资料分析，文南油田套管损坏原因主要表现在以下四个方面： 1、盐层特殊性质是盐层套损的主要原因 文南油田盐膏层发育完善，下第三系沙河街组沉积了四套盐膏层。对油水井套管威胁较大的是沙一段的盐膏层，深度在23003000m之间，

9、为盐湖沉积，在沉积时由于水体含盐的周期性变化，形成了多套盐膏层与砂、泥岩的交替韵律层，这些盐膏层在地下高温、高压及外界压力波动较大的条件下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压力，导致套管损坏变形。据计算，深于2000m以下盐层作用在套管上的外挤力最大可达190MPa，足以使套管变形甚至完全被挤毁。其次，盐层溶解使井眼扩大或使盐层坍塌，套管受力状况恶化，也是引起套管损坏的原因。文南油田主要区块盐膏层分布规律如下（见表6）。表6 文南油田盐膏层分布区块文33块文95块文72块文79块盐膏层深度（m）2300-23502340-25302480-27002257-3000盐膏层厚度（m）0-503

10、0-7060-25050 在378口套损井中，有168口井是套损段发生在盐膏层段，占套损井总数的44.4%。例如：文79-140井就是明显一例，该井投产16个月后就在盐膏层井段2833.56m处套管缩径变形，挤扁处内径缩至110mm。而打的更新井新文79-140井投产4个月后又在盐膏层段2850m处严重变形，挤扁处的内径为103mm。98年打的新井文72-225、文72-227井，在各自投产11个月和5个月后，都在盐膏层井段2701m和2633m处缩径变形。盐层影响也能使套管成片损坏，如文72-135块的文72-119-20-345三口井，即为成片损坏的例子。2、油层出砂是射孔井段套管损坏的原

11、因之一油层出砂不仅给生产管理带来许多困难，而且油层出砂后还将在套管外壁形成空间，并向下滑塌形成不规则斜壁，使本来强度已削弱了的套管在射孔段及邻近段发生损坏。3、生产管理不当是射孔井段损坏的另一主要原因油层出砂是导致生产井段套损的一个方面，另一方面生产管理措施不当造成生产井段套管损坏的危害也不容忽视，主要表现在： 压裂措施不当，造成套管损坏压裂时未下套管防护封隔器、破裂压力控制不当，造成压坏套管。套损井中，有75口井实施过压裂措施后，发现生产井段套损，占生产井段套损井的65.2%,占总损数的20%。 重炮措施，对套管损害也较大油水井的重炮措施，使本来射孔井段套管强度减弱的状况更是雪上加霜，对套管

12、的损害尤为严重。在套损井中，经统计有31口井曾进行过重炮措施而造成生产井段套损，占生产井段套损井的27%,占总损数的8.2%。 完井、固井质量差造成套管变形损坏完井、固井质量差主要表现为：水泥环不连续，水泥返高不够、串槽；上扣不紧，套管质量不合格等，因这些原因造成套损的井约有27口，占总套损井数的7.1%。 注水诱发加剧了套管损坏文南油田属于低渗透油田，采用高压注水开发，高压注水占85.5，油水井在生产、注水过程中，注入水及作业水侵入泥岩段引起泥岩膨胀蠕动造成套管损坏。统计表明，在套管损坏较严重的54口井中，有21口井套损部位都发生在泥岩段。4、腐蚀对套损的影响腐蚀对套管造成的损害是严重的，这

13、从井中取出的套管、油管就可以看出套管腐蚀的严重程度。套管腐蚀破漏有39口，占总套损数的10.3%。针对以上问题，推广应用文南油田油水井套管损坏防治配套技术，对控制井况恶化延长套管使用寿命具有十分重要的意义。技术来源：油田科技攻关推广应用项目。二、合同指标完成情况2004年采油四厂开展了油田分公司新技术推广项目油水井套管损坏防治配套技术在文南油田的推广应用。合同规定推广应用163口井，截止到10月底现场实施工作量153口井，完成合同规定全年工作量的93.8%；预计全年完成工作量178口，预计完成合同规定全年工作量的109.2%（见表7）。表7 油水井套管损坏防治配套技术工作量完成情况统计表序号项

14、目名称合同规定工作量(井次)实际完成工作量(井次)完成率()成功率()预计工作量全年完成（井次）预计完成率()1高抗挤套管特殊扣套管的推广373183.710038102.72复杂落物打捞101515093.316106.63套管整形加固2210010021004化学堵漏修复套管54801005100551/2套管开窗侧钻15213.3100426.66下4套管425010041007井下套管组合检测425613310059140.58水力压裂保护套管302790100301009高压注水井卡顶封181477.892.820111.1合 计16315393.898.7178109.2技术、经济

15、指标完成情况见表8、表9。表8 合同规定技术指标完成情况统计表序号项目名称合同规定技术指标实际完成技术指标技术指标完成情况对比1高抗挤套管特殊扣套管的推广井身质量合格率100井身质量合格率100完成率100固井合格率95以上固井合格率87低8个百分点延长套管的使用寿命5-8年预计延长套管的使用寿命10年完成率100新井寿命15年以上预计新井寿命15年以上完成率100251/2套管开窗侧钻下4套管小井眼开窗侧钻成功率100小井眼开窗侧钻成功率100完成率100小井眼钻井速度提高20-30小井眼钻井速度提高30完成率100小井眼中靶率100小井眼中靶率100完成率100下套管一次成功率100下套管

16、一次成功率100完成率100固井合格率100固井合格率67低33个百分点修复的老井延长寿命5年以上预计修复的老井延长寿命5年以上完成率1003井下套管组合检测套管监测成功率100套管监测成功率100完成率100资料符合率98资料符合率98完成率100表9 合同规定经济效益指标完成情况统计表序号项目名称合同规定经济效益指标实际完成经济效益指标经济效益指标完成情况对比1投入产出比计划投入资金：2841万元投入总费用：1680.4万元节余1160.6万元预计创效：1×104万元创效：6973.65万元少3026.35万元投入产出比1：3.5投入产出比1：4.15完成118.5%2恢复储量恢

17、复地质控制储量约50×104t恢复地质控制储量91.5×104t完成183%恢复可采储量8×104t恢复可采储量25.5×104t完成318.7%3累增油累增油2×104t累增油3.5×104t完成175%三、推广应用主要工艺技术及完善提高内容在油田分公司井况防治中心等部门的统一部署下，采油四厂结合油田三年科技攻关会战活动，在文南油田大力推广应用了油水井套管损坏防治配套技术，效果显著。（一）、高抗挤套管与特殊扣套管技术优化设计盐岩层、泥岩层和生产层的套管强度，提高易套损井段套管钢级，延长油水井寿命。1、套管的选取特殊段选用日本产套管或

18、TP130TT高抗挤套管，其他段选用的套管是由天津套管厂和上海宝钢生产的P110套管。针对盐层段易套变的情况，选用了TP130TT（152.4×16.9）加厚套管。2、套管结构的确定由于油田措施作业频繁，井口更换次数多，易造成井口套管短节丝扣老化或损坏，因此井口三根套管一律选用日本产P110套管，便于日后损坏后更换。盐层段采用TP130TT（152.4×16.9）加厚套管，以控制因盐层的蠕变应力造成套变，大大延长套管的使用寿命。表10TP130TT套管与P110套管相关参数对比型号外径mm壁厚mm内径mm抗挤毁强度MPa管体屈服强度104N最小内屈服强度MPa扣型TP130

19、TT152.416.891118.618176.644644.1173.81扁梯形P110×9.17mm139.79.169121.36176.532284.973.36长圆形P110×10.54mm139.710.541118.618100.250324.190.74长圆形3、现场推广应用工作量2004年1-10月份，在盐层段均使用了高强度TP130TT厚壁套管，现场实施31口井，平均单井使用216.62m，累计使用6714.82m（见表11）。表11 高抗挤套管与特殊扣套管技术推广应用工作量统计表统计日期：2004年10月30日序号井号施工单位井别钻井时间完钻井深(m)

20、人工井底(m)阻位(m)水泥返高(m)高抗挤套管与特殊扣套管技术推广应用工作量备注开钻完井套管规范（外径 壁厚 钢级）用量(m)199-19一/32586斜直12.201.13300029822982320152.4*16.9*TP130TT 产地：天津243.682N95-22四/32609定开12.211.17279627632780.31540152.4*16.9*TP130TT 产地：天津124.11379-172三/45727定开12.191.20335833343337.61900152.4*16.9*TP130TT 产地：天津155.89499-21三/32598斜直12.301

21、.24303030013011.071542152.4*16.9*TP130TT 产地：天津231.9533-170一/45711斜直12.171.28342134103415.491567152.4*16.9*TP130TT 产地：天津129.5672-151四/32611定开12.162.2340333613382.531010152.4*16.9*TP130TT 产地：天津349.98799-14一/32582斜直1.302.19297929592959.962270152.4*16.9*TP130TT 产地：天津247.41879-124三/45727定开1.282.233363333

22、43344.59400152.4*16.9*TP130TT 产地：天津117.529N99-4四/32606斜直1.263.1298829712976.3240152.4*16.9*TP130TT 产地：天津230.5310269-16三/45750定开1.253.6360635373590.82830152.4*16.9*TP130TT 产地：天津189.811199-22二/45720直2.193.12302030113011.532360152.4*16.9*TP130TT 产地：天津179.011272-170一/32586斜直1.223.21336833503353.15148015

23、2.4*16.9*TP130TT 产地：天津310.81399-30三/32602斜直3.33.24305030293003.05545/2300152.4*16.9*TP130TT 产地：天津190.9414294-1三/45727斜直3.13.29337133403349.76370152.4*16.9*TP130TT 产地：天津129.5215133-34二/45721定开3.64.7309230693073.2985152.4*16.9*TP130TT 产地：天津110.9516269-17二/45713定开2.274.11341033853392.571890152.4*16.9*T

24、P130TT 产地：天津268.4217179-33一/50208定开3.54.19396239163947.851604/2326152.4*16.9*TP130TT 产地：天津170.511872-101三/45733定开3.54.20342033913396.39923152.4*16.9*TP130TT 产地：天津318.971999-31一/50208定开4.44.28309630603071.85200152.4*16.9*TP130TT 产地：天津202.642033-171三/45727定开4.24.28320031703181.4310152.4*16.9*TP130TT 产

25、地：天津131.352172-70一/45712定开4.15.6343233903415.121763152.4*16.9*TP130TT 产地：天津326.62272-81四/32610定开3.175.9336033393340.32340152.4*16.9*TP130TT 产地：天津318.622372-171二/45715斜直4.55.10337033423351.551030152.4*16.9*TP130TT 产地：天津318.672499-24一/32583直4.245.17313731133117.44470152.4*16.9*TP130TT 产地：天津150.32588-1

26、3四/45755定开4.65.21352034963513.611310152.4*16.9*TP130TT 产地：天津218.82672-221三/45727斜直5.16.2336033393346.621180152.4*16.9*TP130TT 产地：天津197.782799-23三/45732定开4.246.5305530253028.32750/2310152.4*16.9*TP130TT 产地：天津229.8928297-2三/40668定开5.186.19353735163518.21560152.4*16.9*TP130TT 产地：天津239.5129N86三/45738定开5

27、.257.1358035373561.361370152.4*16.9*TP130TT 产地：天津270.473072-258三/60806斜直5.267.26348034593462.830152.4*16.9*TP130TT 产地：天津249.613133-172一/32587定开7.68.19331032913291.19150152.4*16.9*TP130TT 产地：天津161.134、达到的技术指标（1）、高抗挤套管及特殊扣套管在盐层段使用率100%；（2）、固井合格率87；（3）、井身质量合格率100；（4）、延长套管的使用寿命10年。5、项目推广应用采取的主要措施为了强化钻井监

28、督，提高新井质量，顺利推广应用高抗挤套管与特殊扣套管技术，厂专门成立了项目组，今年以来，项目组一直把提高新钻井的井身质量、固井质量、套管质量、高抗挤套管与特殊扣套管应用，作为井况防治重点工作来抓，努力提高全厂的新井建井质量。（1）、提高新井的井身质量新井的井身质量，关系到钻进过程中的正常施工，关系到固井质量的好坏，甚至关系到新钻井使用寿命，通过采取一系列措施，以提高井身质量。1）、控制全角变化率、造斜点等手段来控制井眼轨迹，改善井身状况。2）、通过控制泥浆性能，优化施工措施等手段控制井径扩大率。3）、盐层段的施工作重点之一，改善盐层段的井眼状况。4）、严格控制定向井的造斜点位置，原则上造斜点控

29、制在2300米以下，上部直井段控制井斜，确保打直，避免新井投产、有杆泵深抽中发生管杆偏磨。（2）、提高固井质量固井质量的好坏，事关重大。项目组把它作为新井工作中的一件大事来抓：1）、通过加强对井眼轨迹、井径、完井泥浆性能的控制，以提高固井质量。2）、细化对固井措施的制定。包括泥浆、顶替液、隔离液的配制以及总量的准备；固井时排量控制以及其它配套工艺措施，如加下套管扶正器、封隔器等，为能有效提高固井质量提供可靠保障。3）、通过对施工队伍进行严格考评，选出优质的施工队伍，确保施工质量。（3）、强化对新井的监督，确保新井质量对施工井的监督实行住井和巡井相结合的制度，重点井由“监督”现场住井，正常施工井

30、实行巡井，每日巡井覆盖率要求为100%。对在聘的监督中心监督，实行监督负责制。日常巡井时实行谁主管谁负责，而对下套管、电测、固井等特殊工序则专业监督现场跟综，专人负责，月底对在聘的监督中心监督进行业绩考评。所有这些通过实践，已收到很好的效果。（二）、高压注水保护套管技术文南油田自1983年投入开发，1984年投入注水开发，经过20年的注水开采，至2004年7月底注水井284口，开井167口，分注率为53.8。平均日注水量8763m3。文南油田套管服役时间长、注水压力高，套漏井逐年增加，特别是水泥返高段以上井段套管漏失的高压注水井，导致注水井关、停，损失水驱控制储量及水驱动用储量。2004年，高

31、压注水保护套管主要应用的工艺管柱为：顶封高压注水管柱，适用于油层上部套漏或套损、停注上层高压注水井的套管保护。1、工艺原理高压注水保护套管主要是在注水层位以上井段卡封隔器，以保护上部套管，延长水井套管使用寿命，恢复套漏井有效注水的一项工艺技术。管柱结构及工作原理高压顶封工艺管柱采用耐高压差的Y221封隔器为主体，下部配套高压滑套及单向球座。不仅具有耐压高的特点，而且高压滑套能够满足油管试压及洗井的要求，避免了因管柱密封不严而引起的作业返工。 Y221封隔器主要技术参数封隔器型号KYY221-114KYY221-110总长(m)1.181.17最大外径(mm)115111最小内通径(mm)47.

32、545工作压力（MPa）5050工作温度（）140140接头扣型27/8TBG有无洗井通道无工作原理：管柱按设计连接下井后，按照操作规程座封Y221封隔器，投球从油管打压，当压力上升到验管所需的压力值并确认验管合格后，再继续打压至30Mpa打掉滑套开关，座封后即可对封隔器以下层段进行注水，达到保护上段套管目的。座封：封隔器下至合适深度后，确认井下悬重正常后，上提管柱至卡点位置；正向旋转管柱，并保持正向扭矩；下放管柱，释放正向扭矩，加压座封。解封：上提油管，封隔器解封即可起出管柱。2、现场推广应用工作量及达到的技术指标（1）、实施工作量14井次；（2）、成功13口，有1口井因套管变形卡封未成,卡

33、封保护套管工艺技术现场实施成功率92.8%；（3）、套管保护措施有效率100%；（4）、卡封管柱设计优化率100%； （5）、对应油井27口，见效16口，见效井增油4959t（见表12）。表12 高压注水保护套管技术措施效果统计表统计日期：2004年10月30日序号井号坐封 时间下入卡封封隔器卡封前生产情况目前生产情况有效期（天）对应油井增油措施成功率 %措施有效率%油压(MPa)套压(MPa)日注(m3/d)配注(m3/d)油压(MPa)套压(MPa)日注(m3/d)配注(m3/d)井号见效 井数133-27604.04.18Y241地关27.0 18.0 61 60 165 33-2401

34、100100295-3404.05.03Y241地关39.5 20.5 41 40 150 N95-421303 100100333-5204.05.11Y24124.0 24.0 101 100 25.7 22.4 123 120 142 33-253-N130-N1292784 100100433-14104.01.23KYY221油井32.0 26.0 111 110 250 33-153-138-152-1422634 100100582-2804.02.19KYY221长期地关37.0 20.0 7 30 223 W1561379 1001006N72-14804.02.20KYY2

35、21油井23.0 11.0 51 50 222 N72-99 N72-1581352 100100733-29704.03.04KYY34111.5 7.0 110 100 32.0 18.0 82 80 210 N33-298、33-2901283 100100872-11804.03.05KYY221地关2004.7.1套变卡封未成，地关72-210000995-1904.03.16KYY221地关23.0 10.0 29 30 198 95-181220 1001001088-204.04.02KYY221油井37.0 32.0 41 40 181 88-21、72-4571334 10

36、01001133-18604.04.02KYY221油井37.721.2 101 100 181 33-194-195-N1172450 1001001272-41504.08.21KYY221油井37.7 25.2 68 130 40 72-407-4231255 1001001395-6704.05.17KYY22112.0 12.0 101 100 27.0 12.0 65 60 128 95-82-761682 10010014N33-22304.03.19KYY221油井23.0 18.0 42 40 195 33-403、N33-2511283 100100合计27164959 9

37、2.81003、注水井保护套管其它主要措施（1）、积极运用新工艺、新技术开展降压增注工作1）、砂岩缓速酸增注工艺 现有的土酸酸化增注工艺因其反应速度快，有效反应时间内进入地层深度小，易形成二次污染的原因，不能适应油田增注工作的需要，而多元复合酸 体系虽可有效预防Fe3+、Fe2+的氢氧化物沉淀，但解除地层硅质堵塞的组分仍是HF，而HF与粘土矿物反应快，而且生成大量的氟化硅沉淀物堵塞地层，过量使用HF还会伤害地层骨架，2001年为解决这一问题，引进推广了砂岩缓速酸增注工艺技术，其工作原理是：砂岩油层处理剂为含氟络合物，在水中仅能解离出微弱的活性HF，当与地层硅质接触反应时，随着HF的消耗，系统平

38、衡体系被破坏，体系不断解离出新的HF，直至消耗殆尽。另外SYD水解释放HF后的成分为一种硅沉积阻止剂，可将反应产物保留在溶液中，反应后无二次沉淀生成。2）、缩膨增注工艺针对因粘土含量较高，水井注水呈水敏、速敏特征，酸化增注后表现为初期效果较好，但压力上升快，有效期短的现象，引进了缩膨增注工艺，其工艺原理为：通过阳离子高分子聚合物缩膨剂抑制粘土膨胀，稳定粘土颗粒，阻止粘土颗粒分散运移，使已膨胀的粘土所吸附的水分子脱离，收缩粘土膨胀体积，恢复被堵塞的地层孔隙，达到降压增注的目的。3）、层内自生气降压增注工艺技术该解堵剂是一种由酸、碱、聚合物及一些添加剂构成的复合体系，采用强酸近解、地层自生弱酸远解

39、相结合、CO2气体作用、热解堵作用机理、碱解堵作用、表面活性剂的作用的复合技术原理，使酸、碱两种溶液在地层内发生化学反应生成CO2气体，一部分CO2气体溶于水后生成碳酸，另一部分CO2气体在低渗油藏具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染的目的。生成CO2气体的过程中产生的热量具有一定的热解堵作用，因此该技术是多种解堵机理的综合效果，能够解除各种油层污染堵塞。2004年降压增注工艺，并取得了良好效果。实施降压增注施工8井次，有效8井次，有效率100%，措施前后对比，平均单井压降6MPa，平均单井日增水26m3/d（见表13）。（2）、注水井进口安装单流阀为了避免注水管线或设备故障导致井底高压水

40、大回流引起套管损坏，我厂90%以上的注水井在配水间安装了单流阀。针对提压井压力升高、隐患加大的问题，委托专业厂家开发了耐压60MPa的单流阀，除在配水间全部安装外，考虑到单井管线长期服役的强度问题，在20口超高压井口安装60MPa的单流阀。（3）、加强井口放溢流的控制一是在井口安装放压控制装置。350型井口全部安装了放压水嘴套，采用陶瓷水嘴控制放压；33口600型井口全部安装了600型针形阀控制放压。二是规定压力大于35MPa时，一律关井降压至35MPa以后再放压 。三是严格进行回水计量。全厂66座计量站全部安装了回水计量装置，水井放压严格计量，视情况根据不同压力级别溢流量严格控制在5-10m

41、3/h以内。（4）、加强放压日常管理一是在全厂范围内开展水井放压情况调查。二是通过召开现场会，推广了采油七区回水计量管理经验。三是经常进行水井放压现场监督。表13 水井酸化降压增注情况统计表统计日期：2004年10月30日序号井号区 块 层 位措施日期降压增注措施投注日期厚度/层数(m/n)用液量(m3)措 施 前措 施 后(初期)目前累注水量m3有效期d累增水量m3油压MPa配注m3注水量m3油压MPa配注m3注水量m3日增水量m3油压MPa配注m3注水量m3日增水量m31NW133-11S2下52004.01.10砂岩缓速酸化2004.01.119.1/640 37.5 100 11 37

42、.5 10084 73 37.0 503625 39249129232W33-163S3上52004.02.06砂岩缓速酸化2004.02.075.9/340 35.5 70 66 35.5 7074 8 28.5 70682 3908562123W133-25S2下52004.04.10砂岩缓速酸化2004.04.1112.1/440 37.5 150 10 32.8 150159 149 37.0 806454 1508819813068 4W133-21S2下2-62004.04.18砂岩缓速酸化2004.04.1936.6/1650 37.5 50 31 37.3 5047 16 37

43、.0 40365 271685 5W79-85S2下6-72004.06.11缩膨酸化2004.06.1318.1/755 39.5 50 34 39 5053 19 38.0 40384 1027213136W133-6S2下42004.06.23层内自生弱酸降压增注2004.06.2510.2/2120 37.5 30 18 28.0 3030 12 33.5 505133 601912338057W82-39S2下7.82004.07.02砂岩缓速酸化2004.07.0413.4/845 36.0 50 33 19.2 5049 16 24.0 707138 49409318718W17

44、9-12S2下42004.09.15层内自生弱酸降压增注2004.09.174.4/1140 37.7 50 2 29.1 5052 50 31.0 505250 1868361807 合计8口530 299 550 205 259 550 548 343 266 450 416 211 37045 624 24084 平均66 37 69 26 31 69 69 43 33 56 52 26 4631 78 3011 （三）、水力压裂保护套管技术文南油田是典型的深层、高压、低渗透、复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般在2210-3800m之间，平均埋藏深度3100m；原始地层压力32-65.4M

45、Pa，大部分油井破裂压力在50-70MPa之间，随着油田开发的深入，地层能量下降，井况和油水关系复杂，压裂改造措施中的套管保护问题十分重要。水力压裂保护套管主要采取压裂层位以下生产井段填砂、压裂层位以上井段卡封隔器保护套管的工艺技术。1、工艺适用范围及要求压裂目的层上部存在已经射开的油层，在井况及隔层条件满足卡封条件下，利用封隔器密封油套环型空间，压裂时压裂液从油管注入地层，达到分层压裂和保护上部套管的目的。井况要求：要求井况满足卡封的需要，不存在套变、缩径等问题，确保封隔器能够顺利起下及顺利座封、解封。为了保证封隔器工作正常，要求卡封井段固井良好，避免施工中造成管外串。隔层要求：为了保证压裂

46、施工的安全，避免压裂施工中地层压串，要求具有良好的隔层，根据文南油田压裂施工经验，一般要求隔层厚度在10m以上，且保证有8m以上的纯泥岩段，这样才能保证隔层不被压串。2、工艺技术原理管柱结构如图所示，主要由89mm喇叭口、RTTSY221封隔器、校深短节、89mm外加厚油管等组成。管柱下到设计位置后，上提管柱合适高度后正转管柱4-6圈，下放管柱撑开下卡瓦，继续加压8-12t压缩封隔器胶筒，达到密封油套环型空间的目的，压裂施工时，压裂液通过油管注入目的层，实现机械分层保护上部油层及套管的目的。压裂放压后直接上提管柱完成封隔器解封过程。卡封工具：根据文南油田深层、高温、高压的地质条件，卡单封常用Y221封隔器，该Y221封隔器操作方便，耐压、耐温能耐能满足文南油田高温、高压压裂井的要求，是文南油田卡封压裂应用最广泛的一种封隔器。封隔器最高耐压可以达到80MPa，座封、解封顺利，能够满足文南油田高压油