塔河油田稠油井井筒处理工艺技术浅析-共23页PPT课件

1、 塔河油田稠油井井筒处理工艺技术浅析2019.4提 纲1. 面临的困难2.处理井筒工艺技术3.井筒处理工艺应用效果评价4.结论前 言 塔河油田稠油主要集中在奥陶系，埋深5700m以下。原油地面粘度大于700mpa.s -800mpa.s(70) ，稠油密度介于0.95-1.08g/cm3，原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加，流动性变差。掺稀降粘举升工艺是塔河油田稠油开采的主要工艺技术。 在修井过程当中，压井作业后管脚以上稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，在井筒内形成较长一段稠油柱塞，使得井下工具难以出入井。所以，对稠油井井筒处理工艺技术提出更高

2、的要求！2009-2019年一季度修井情况对比年份区块六区七区十区十二区合计200912411214820197114234520196233142 随着十二区深层次开发，09-11年十二区作业井数逐年攀升，2019年一季度十二区稠油井作业31井次。 十二区油藏为超稠油油藏，胶质沥青质含量43.8%，原油粘度30-180万毫帕秒。稠油井井筒处理工作面临新挑战。 2009年2019年2019年塔河12区稠油12区12区12区1.1稠油井修井工作量增加1.2稠油堵塞井筒引发的问题稠油上返堵塞井筒产液剖面无法测试针对钻杆容易发生卡钻及堵塞打捞小件落鱼无法判断有无捞获电泵入井后无法高压解堵稠油返出地面

3、后，环境治理工作难度大提 纲1. 面临的困难2.处理井筒工艺技术3.井筒处理工艺应用效果评价4.结论2.1稠油堵塞井筒的原因分析稠油堵塞井筒的原因盐水1=1.14稠油2=1.081、缝洞型油藏油水渗流近似于管流，油水置换速度快。2、重力置换后压井液补充地层能量，同时井内液柱降低。当液柱压力小于地层静压后，稠油上返。3、压井液入井后，导致井筒温度降低，使稠油过早失去流动性，堵塞井筒。例：TH12421X井，2009年1月大修作业，比重1.24g/cm3油田水正循环压井后起原井油管，552根（约5244m处）油管以下被稠油堵死。压井结束至起原井油管仅7.5h（井底6675m, 7 套管管鞋6637

4、m，喇叭口5972m）TH12421X井稠油重力置换示意图 2.2稠油上返井筒处理工艺技术压 井破坏井筒压力平衡油水重力置换稠油上返井口起压平推稀油至管脚，压力升高掺稀循环泄压 稠油凝管a.连续油管解堵b.井口悬吊掺稀处理井筒稠油示意图 修井作业过程中一旦发生稠油上返，掺稀处理方式工序较复杂。需要组织泵车、稀油、地面稠油回收设备，甚至热油车、连续油管车等等，给施工带来不便，工期无法保证，作业费用随之增加。 泥浆循环解堵工艺掺稀处理井筒稠油工艺的优化处理井筒工具的优化过油管打塞处理稠油凝管工艺稠油地面回收配套技术调整密度掺稀处理井筒稠油工艺的优化（分段处理稠油）ab缺点：稀油消耗量大 （等同于压

5、井液数量） 工程作业费用增加 作业工期延长 对于供液充足定容 特征明显的井，容 易发生掺稀处理井 筒过程的循环 B类情况的发生可能 导致作业失败破坏井筒压力平衡压 井油水重力置换观察悬重观察井口出液变化观察管壁稠油在井筒内形成堆积前，掺稀循环提前诊断，分段处理，可有效避免复杂情况发生！ 2.2稠油上返井筒处理工艺技术被动主动稀油+泥浆循环解堵工艺（针对油管管脚以下堵塞的井） 2.2稠油上返井筒处理工艺技术解堵步骤确保油套通畅稀油配合钻具循环处理井筒关井求压，确定是否沟通地层泥浆循环处理油管管脚以下稠油井口起压，替换泥浆压井针对性：形成较高稠油塞面，或储层出现严重砂埋、垮塌封闭储层的井。适用稀油

6、+泥浆循环解堵工艺。优势：泥浆可重复循环利用； 携带稠油能力强； 分散块状稠油； 沟通地层后确保井筒稳定 同时避免了稠油塞面的二次形成。三牙轮+螺杆钻+油管优点缺点优点缺点优点缺点优点缺点破碎能力强，易于携带截面积大，易稠油卡钻，易形成抽吸三牙轮+螺杆钻+钻廷复合动力，钻磨高效磨鞋+螺杆钻钻杆廷内径小易堵塞磨鞋+钻具破碎能力弱，不易携带易建立循环通道，可直接完井，廉价 2.2稠油上返井筒处理工艺技术处理井筒工具的优化作业中常用的钻具光油管+斜尖优点缺点无法实现钻进高强度、大扭矩、保证处理深度无法实现反循环处理节约动力各有优缺点，应该结合套管尺寸，处理深度，综合考虑。 2.2稠油上返井筒处理工艺

7、技术过油管打塞处理稠油凝管工艺 稠油地面回收配套技术“导流槽+人梯+滤网+输送滑道”适用性：地面回收配套技术适用于固状原油的回收。“导流槽” 代替防溢管避免稠油堵塞 防溢管。 “人梯” 疏通导流槽原油“滤网” 固液分离，阻止稠油入管 避免后期回收困难“输送滑道”分离出的原油通过输 送滑道转移，便于回收过油管打塞示意图过油管打塞处理稠油凝管工艺适用于超深、超稠、地层供液能力充足的井。打塞的目的在与利用塞面承压封堵地层能量后，在处理塞面以上井筒时，可避免因地层稠油上返使施序工序复杂化可能。在TH12228井实验成功，达到了预期的目的。提 纲1. 面临的困难2.处理井筒工艺技术3.井筒处理工艺应用效

8、果评价4.结论2.3井筒处理工艺应用效果评价TH12333井（转电潜泵）掺稀处理井筒稠油1.下完井电泵管柱120根稠油遇阻（3-4T摩阻），油管堵塞2.打压14MPa解堵无效，起泵：离心泵被稠油及Cacl2及稠油堵死。（无法高压解堵）3.组下处理井筒管柱至要求泵挂深度，油/套平推稀油（15m3/45m3）4、8mm油嘴掺稀泄压：油压4.62Mpa,套压8.65.6Mpa5、密度1.22g/cm3的压井液42m3反循环节流压井 6、组下完井电泵管柱后，10mm油嘴，38Hz 正常启抽，环保交井（环空持续补液58m3）严格按照掺稀处理井筒稠油要求过程控制处理井筒稠油后顺利完井。2.3 井筒处理工艺

9、应用效果评价分段处理井筒稠油工艺在TH12512井打捞过程中取得的效果初始落鱼（2009.4）：57/8三牙轮钻头+330310接头+311210接头+27/8斜坡钻杆5根。 该井酸压投产后压力、产液快速下降，机抽生产期间供液不足注水困难（176m3）2009年4月深抽期间探底砂埋66m。处理井筒时发生卡钻形成落鱼措施目的裸眼段6441-6531m井段酸化，改造储层。前期资料2.3井筒处理工艺应用效果评价施工内容 工期 （d）稀油处理井筒次数处理井筒耗时 稀油处理井筒的方式 捞获 情况遇阻现象大修10.9683103h4396m遇阻，稀油处理井筒3次后仍无法通过，开动转盘，加压7T钻磨通过。6

10、487m再次遇阻，反复试探未通过，起钻。二次下钻打捞4396m再次遇阻，试探5次通过。27/8斜坡钻杆2根遇阻 3次酸化11.340(预计)183h打捞前分别在4370m、6430m主动分段处理井筒稠油，保证井筒清洁。 全部 捞获提前排除 打捞小件落鱼，观察悬重变化十分重要。打捞作业前保证井筒清洁避免稠油磨阻的干扰很有必要。 两次打捞均采取掺稀处理井筒稠油的方式。显然，第一次作业打捞，未能及时处理，稠油在井筒内形成堆积，掺稀处理困难。打捞时环空内存在稠油柱塞，无法正确掌握悬重变化。二次作业打捞时，在钻具遇阻之前分段处理，确保井筒清洁，保证后期打捞成功率，节约成本，缩短了工期，效果极佳。 两次打

11、捞均出现卡钻现象，第一次施工解卡无效，落鱼中部倒扣。此次施工成功倒划眼8m解卡，稀油起到润滑和浸泡作用。施工情况对比2.3井筒处理工艺应用效果评价过油管打塞工艺在TH12228井（大修）的成功运用钻完井情况简介： TH12228井：2009年10月对奥陶系鹰山组6523.42-6600m井段进行常规完井，该井钻至井深6594.31m放空，地层沟通性良好、储集体活跃、且油质超稠。73mm 喇叭口5551.58m。 09年10月软探井底5931m遇阻，分析认为井底可能被砂埋，决定大修处理井筒至原井6600m，酸化求产。 TH12228井完井井身结构施工内容工期压井液密度（g/cm3）处理深度冲砂钻

12、具处理井筒工具溢流情况补液（m3）新工艺大修2009.1165d1.144069三牙轮钻头+螺杆钻磨鞋 27/8斜尖 7次11（油管无法实现补液）大修2019.837d1.456147三牙轮钻头+螺杆钻+循环滑套 1次（扫塞后）68（油套交替过油管打塞；钻具配合滑套更换管柱2019.1038d1.25/1.486588三牙轮钻头+螺杆钻+循环滑套 1次42（油套交替钻具配合滑套施工情况对比小结：1、因前期生产资料欠缺，无法准确求得地层静压，首次施工压井密度偏低， 频繁出现油套堵塞，无法实现正常补液，多次平推解堵，不断补充地层能量。 形成平推，溢流，凝管，再平推的恶性循环。 2、后期作业合理压井

13、液的选择、过油管打塞工艺和处理井筒钻具的优化，避免了类似问 题，是处理井筒成功的关键。三牙轮钻头+螺杆钻+循环滑套的配合使用实现了处理井 筒管柱的直接完井，节约作业费用与工期 3、对于超稠油井，形成一套成熟的地面稠油回收配套工艺。2.3井筒处理工艺应用效果评价提 纲1. 面临的困难2.处理井筒工艺技术3.井筒处理工艺应用效果评价4.结论针对钻杆容易发生卡钻及堵塞小件落鱼无法判断有无捞获电泵入井后无法高压解堵产液剖面无法测试地面环境治理工作难度大4.结 论“导流槽+人梯+滤网+输送滑道”分段处理井筒稠油工艺掺稀循环，保证正常生产掺稀处理井筒稠油工艺4.结 论 结论 做好压井过程控制，作业期间及时补液，保持井筒与地层压力的动态平衡，尽量保证稠油不在井筒内形成堆积。掺稀处理井筒稠油工艺为目前处理主