机械找堵水

机械找堵水（共4篇）

机械找堵水 篇1

1 概述

吐哈油田构造复杂, 断层发育, 断块多, 油井开采层位多, 平均油井生产层位达9层, 最多达到20层, 随着注水开发的深入, 部分油井多层高含水, 且地下情况复杂, 出水层位判断困难, 层间矛盾也比较突出, 为确保油田长期稳产及高效开发, 在进行注水结构调整同时, 也需要进行产液结构调整, 根据油层出油出水的动态变化, 及时调整堵水层位, 优化层位开采。为解决上述问题, 现有的技术手段是利用各种测井仪测定井下各生产动态参数, 并结合其它的生产动态资料, 初步判断油井出油出水层位, 然后在油井中下入封水管柱, 堵住出水层或高含水层。这些技术的应用为油田控水稳油起了重要作用。但应用测井录取井下资料确定出水层位后, 还存在一个问题:由于油水关系越来越复杂, 使得应用动静态资料分析判断高产液高含水层的准确性降低, 目前的封水工艺不能及时进行堵水层位调整, 需重新作业, 影响了堵水一次成功率, 增加了施工作业成本, 影响了采油时率。因此研究一种具有支撑结构, 密封性能好, 可以实现堵多层, 反复调层, 适用范围广泛的新型油井高效机械找堵水管柱及配套技术是十分必要的。针对这些情况, 我们开发了偏心高效多层机械找堵水工艺技术。该项技术以插管封隔器、堵水封隔器以及偏心配产器为主要工具, 利用封隔器分隔油层, 偏心配产器对各层进行开关控制来达到找堵水及分层开采的目的。该项技术将抽油机井找水测试与堵水有机地结合起来, 实现了找堵水一体化, 提高了堵水成功率, 减少了调整作业的工作量。并能够在不动油管和井下工具的情况下, 实现反复调层, 具有操作简便可靠、成本低、适应性强等特点, 能够满足吐哈油田分层采油的需要。1.1偏心找堵水技术自使用以来, 已在吐哈油田丘陵采油厂现场应用19井次, 工艺成功率100%, 取得明显增油效果的有12井次。

2 管柱与工具研究。

该管柱以插管封隔器、堵水封隔器以及偏心配产器为主要工具, 利用封隔器分隔油层, 偏心配产器对各层进行开关控制来达到找堵水及分层开采的目的。封隔器可丢手, 然后下入插管, 通过钢丝投捞偏心配产器的开关嘴子来达到随意调层的目的。

2.1 试验目的及内容。

2.1.1工作性能试验:试验高温高压堵水封隔器及配套工具结构的合理性、工作原理的可行性以及双向密封承压的可靠性。2.1.2主要技术参数的测定与优选:坐封压力、坐封压缩距、胶筒承受的上、下压差值、上提油管解封负荷等。2.1.3钢体强度试验:试验封隔器及配套工具钢体的抗压强度, 当试验压力为50MPa时, 要求钢体无变形。2.1.4高温高压疲劳试验:将完整的封隔器按高温高压要求置入装满柴油的油浸罐内进行疲劳实验。2.2试验方法与步骤。2.2.1地面试验。试验条件a.温度:常温;b.介质:水;设备:电动试压泵、内径为Φ108mm、Φ124mm和Φ160mm的短套管、管钳等。2.2.2试验内容.a.测试坐封销钉剪断时的压力;b.

测试坐封压力-压缩距的关系曲线, 确定最低坐封压力;c.强度性能试验:向工具内施加50MPa工作压力, 稳压5min。2.2.3试验步骤。a.将组装合格的封隔器固定在工作台上;b.封隔器上端与电动试压泵的压力出口接头相连接, 封隔器的下端用死堵堵死, 短套管套入封隔器胶筒处。c.启动电动试压泵向封隔器的中心管内加压, 按1MPa的梯级升压, 记录下坐封销钉被剪断时的最低压力值和相应的压缩距。d.停泵放压。2.2.4试验井模拟试验。试验条件a.温度:常温;b.介质:水;c.设备:电动试压泵、内径Φ108mm、Φ124mm和Φ160mm试验井及提升设备。试验内容:a.坐封:打开上、下放空阀, 中心管加液压15MPa, 坐封;b.验下腔密封压力:打开中心管控制阀和上放空阀, 向封隔器下环空加液压35MPa, 验证封隔器是否密封;c.验上腔密封压力:打开中心管控制阀和下放空阀, 向封隔器上环空加液压35MPa, 验证封隔器是否密封;d.解封:上提油管。试验步骤:a.将组装合格的封隔器下入试验井内;b.缓慢加液压至15MPa进行坐封, 稳压10min;c.向封隔器下环空加液压35MPa, 稳压10min, 验下压;d.向封隔器上环空加液压35MPa, 稳压10min, 验上压;e.解封:上提油管解封封隔器, 并记录解封情况;f.c~e的试验步骤重复试验3次;起出封隔器。2.2.5封隔器耐高温高压疲劳试验。试验条件。a.所需设备:电动试压泵、内径为Φ108mm、Φ124mm和Φ160mm油浸罐、出罐提升装置等。b.试验介质:柴油;c.试验温度:150℃。试验内容:与试验井的a、b、c三条试验内容相同。试验步骤。a.将封隔器置入装满介质为柴油的油浸罐内自由浸泡, 并缓慢加温至150℃;b.向封隔器的中心管加液压至15MPa坐封, 稳压10min, 用35MPa压力循环验封隔器耐上、下压能力, 重复1次;c.稳压结束后起出封隔器, 并立即测量胶筒的外径尺寸, 计算胶筒的残余变形量。2.3试验结果。2.3.1地面试验:进行了坐封压力、坐封压力———压缩距关系、坐封销钉剪切力以及抗压强度性能试验, 三种规格的封隔器的坐封压力均为15MPa, 压缩距为67~75mm, 而封隔器设计的额定坐封压力均为15MPa, 试验表明试验结果符合设计要求。封隔器坐封销钉剪断时的的压力均在7.5MPa左右, 所以封隔器在下井过程中不会出现中途坐封现象, 能满足使用用要求。2.3.2高温高压疲劳试验。先地面加压剪断坐封销钉, 剪断时的压力为7~7.8MPa。然后继续升压至35MPa, 测量钢体的变形量为0;坐封压力为15MPa。接着将地面试验合格的封隔器复原后再置入装满介质为柴油的油浸试验罐中试验, 首先让封隔器在自由浸泡下加温至150℃时向中心管内加压至25MPa, 稳压5min后放压, 然后按照先打上压35MPa, 稳压4h后放压, 后打下压35MPa, 稳压4h后放压的顺序进行重复试验1次, 起出封隔器检查, 胶筒的变形量不大于3%。从试验的结果可以看出:Y341型高温高压堵水封隔器原理可行, 各项技术指标满足设计要求。2.3.3锁紧机构试验。将下中心管、锁套、锁环、锁扣指、锁指套、剪环、下接头组成的锁紧及上提解封机构总成, 抽取3套进行试验, 入卡力和脱卡力均很小, 易于坐封, 也易于解封, 其锁紧力也超过了胶筒的反弹力, 完全能够满足使用要求。综上所述, 该高温高压堵水封隔器通过室内试验, 各项技术指标均达到或超过了设计要求, 满足进入现场试验的条件。

3 总体性能指标与国内外同类先进技术的比较。

针对应用于机械卡堵水措施、采用压缩式胶筒的无卡瓦可取式封隔器及管柱进行统计分析, 结果见表1。与当前国内外同类技术相比, 高温高压堵水封隔器及管柱技术有以下先进性:3.1工作温度高:能在高温环境下可靠工作, 实际应用中, 适应环境温度最高150℃, 管柱中各工具均能持续正常工作。3.2工作压力高:能可靠分隔油套管环形空间, 密封封隔器上部或下部环空的高压, 最高值达到35MPa。3.3采用双级平衡活塞, 利用被封闭的高压液体的反馈作用, 使胶筒始终处于压紧状态, 有效地克服了应力松弛和保护了解封销钉。

3.4 采用支撑器, 固定丢手管柱, 保证管柱不发生在重力作用下的位移。

4 结论。

偏心找堵水技术, 以插管封隔器、堵水封隔器以及偏心配产器为主要工具, 利用封隔器分隔油层, 偏心配产器对各层进行开关控制来达到找堵水及分层开采的目的。目前在吐哈油田丘陵采油厂现场应用19井次, 工艺成功率100%, 取得明显增油效果的有12井次, 累积增油2800吨。 (下转132页) web服务器进行攻击。首先, 在/etc/httpd/conf/httpd.conf文件中加入Name Virtu-al Host xxx·xxx·xxx·xxx。 (注:xxx·xxx·xxx·xxx·->是防火墙外部在互联网上IP地址)

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可以设置允许或禁止来自某个域、IP地址或者IP段的访问。

2.5 Apache认证

在Apache服务器中, 提供了两种基本的认证模式:基于主机的认证和基本HTTP认证。, 基于主机的认证通过主机名或IP地址来限制访问, 基本HTTP的认证则会通过浏览器强制用户输入正确的用户名和密码, 这两种认证方 (上接107页) 该项技术将油井找水测试与堵水有机地结合起来, 实现了找堵水一体化, 提高了堵水成功率, 减少了调整作业的工作量。并能够在不动油管和井下工具的情况下, 实现反复调层, 具有操作简便可靠、成本低、适应性强等特点, 能够满足吐哈油田高效率堵水的需要。

对比国内同类技术, 偏心找堵水技术应处于国内领先水平。

机械找堵水 篇2

随着油田的不断开发生产, 油井的水淹程度不断加大。解决油井出水问题, 首先要找到油井的准确出水层位, 才能采取堵水措施, 这是高含水油田开发中的一项重要课题[1]。锦州采油厂油井综合含水呈现日益增高的趋势, 目前已高达93.5%。为了明确油井出水层位, 缓解层间矛盾, 该厂实施了机械找堵水工艺措施。

2 常用找堵水管柱应用效果简析

油井机械找堵水技术是通过下入找堵水封隔器, 对油井进行分层, 并在与每层相对应位置下入找水开关, 对下入的找水开关逐一进行开启和关闭, 通过对产出液进行分析, 找到高压水层和油层, 封堵水层, 开启油层, 改变油井的压力系统, 提高单井产能。该技术能解决层间矛盾, 明确出水层位[2]。

管柱分类:一次性找堵水管柱和可丢式找堵水管柱。找堵水管柱常用开关:液控式多级找水开关、智能找水开关、滑套开关。

目前常用封隔器:D Y521可捞式液压丢手封隔器、Y341液压封隔器、Y211/Y221封隔器。

带有智能找水开关的机械找堵水管柱智能找水开关是靠电池的电驱动的, 方式有两种:一是下井前, 在地面设定好各开关的先后开启时间, 到时自动开启。二是靠压力启动开关的开启顺序。而前一种比较常用。

优点:施工简便, 换层不需要设备, 不受地层压力限制。

缺点:找水的准确性取决于生产时间和开关的开启时间, 而开关的开启时间取决于电池的电力。所以对一些产水量大, 水淹严重的层短时间内很难判断出是水层还是油层。最关键的是造价昂贵。

带有滑套式开关的机械找堵水管柱靠钢丝作业对滑套进行开启和关闭。现场应用较少带有液控式多级找水开关的机械找堵水管柱。

工作原理:生产层位产能判断清楚后需要调层, 井下的多个找堵水开关只有第一级开关处于开启状态, 其它均为关闭状态。套管打压18M P a后, 放压, 第二级开关开启, 第一级和其它几级开关关闭, 再打压18M P a后, 放压, 第三级开关开启, 其它几级开关关闭, 依此循环[3]。

优点:既可找水又能堵水, 对于三层以下的找水准确, 封堵有效。性能稳定, 层位更换不受时间限制。

缺点:环空打压到一定值来实现的, 该值的高低与地层压力有关。对封隔器密封性要求较高, 否则无法换层。

由于液控式多级找水开关机械找堵水管柱操作简便, 实施成功率高, 故在现场使用最为广泛。

3 现场应用情况及分析

机械找堵水技术03年至11年在锦州采油厂共累计实施118井次, 累增油2.87×104t。年平均打压换层成功率为78%。07年打压换层成功率较低, 只有36%。换层失败的原因主要有套管漏、封隔器座封不牢、打压开关砂堵等, 针对这些问题, 技术人员对机械找堵水设备进行了相关技术改进, 使得08年及以后的年换层成功率有了显著上升。

3.1 2008-2010年三年度机械找堵水应用情况及分析

2008-2010年三年度共实施45井次, 其中稀油36井次, 稠油9井次, 累计打压换层42井次, 成功37井次, 换层成功率88.1%。

2008年实施效果较差, 主要原因是施工时间较短, 化学驱调层井较多, 打压后油井不出, 个别井打压换层后液量和油量变化不明显。2009年实施的11口井全部为稀油井, 分属于锦16-兴和锦99-杜两个区块层系, 其中8口井增油效果比较明显。经过分析对比看出, 在两区块实施的井中, 具有明显增油效果的井均位于两区块的断块中上部位置, 证明区块的断块高部位依然具有增油潜力[4]。

3.2 2011年机械找堵水应用情况及分析

2011年机械找堵水技术共在7个区块应用16井次, 其中锦99块6口, 锦16块5口。累计打压换层30井次, 成功26井次, 换层成功率86.7%。

根据应用效果可以看出, 锦99块大部分油井层间矛盾突出, 分层生产效果好于合采生产, 建议对该区块根据找堵水结果进行分层堵水生产。锦16块整体措施效果较差, 主要原因为该区块油井出砂严重, 影响了措施成功率, 不能有效判断各层含水状况[5]。

4 技术改进

在机械找堵水技术实施过程中, 技术人员针对现场出现的一些问题, 对该技术的部分设备进行了改进, 增强了措施的可靠性和成功率。

4.1 将DY445封隔器更换为Y521封隔器

针对D Y445可捞式液压丢手封隔器因纯液压坐封、坐封不牢固而容易造成换层失败的问题, 改用了Y521封隔器。该封隔器采用压重坐封, 单向卡瓦加水力锚双级锚锭坐封牢固, 越打压坐封越紧, 坐封强度高。

4.2 研制了安全接头

在管柱中设计了安全接头, 一旦砂卡或砂埋管柱, 可以逐级将井下工具捞出, 从而避免了大修事故。

4.3 改进开关结构

在将开关的普通球换为硬质合金重球, 来提高球的耐冲刷能力和密封性能;将开关的普通弹簧更换为白钢弹簧, 来提高开关的弹簧复位能力。

研制了压力波记忆存储器和压力指令执行器。

5 认识与结论

(1) 机械找堵水技术在锦州采油厂规模实施以来, 取得了较好的应用效果, 年平均打压换层成功率达到78%。该技术结构合理、施工简便、安全可靠, 不仅有效的明确出了出水层位和低压层位, 缓解了层间矛盾, 还能增油、增效, 降低了油井含水率。

(2) 机械找堵水技术对于改善油井生产状况, 判断区块油层的水淹状况, 调整油田综合挖潜具有重要的指导和参考意义, 为油田后期的综合开发、区块治理, 提供了一项有力的技术支持。

(3) 机械找堵水技术在锦州采油厂实施中具有以下几个特点:一是在新井和补层井中的效果要好于老井;二是稀油井的效果普遍好于稠油井;三是位于油层断块中上部的油井效果要明显好于位于断块底部的油井。

(4) 该技术在生产中也暴露除了几个明显的不足, 包括封隔器密封胶筒寿命短且不能耐高温、出砂容易堵塞开关、等, 这些都需要在以后的工作中继续完善。

摘要：机械找堵水技术自2003年在锦州采油厂应用以来, 共累计实施118井次, 累增油2.87×104t。年平均打压换层成功率为75%, 对于判断各区块及各层位水淹状况起到了有力的指导作用, 同时在应用过程中, 发现并解决了该技术的一些不足, 研制了安全接头、改进开关结构等, 这些都为今后该技术在欢西油田的进一步深入应用打下了基础。

关键词：机械找堵水,水淹状况,打压换层,安全接头

参考文献

[1]张志勇.孤后八气田机械堵水技术与应用[J].油气井测试, 2003, (03) .[1]张志勇.孤后八气田机械堵水技术与应用[J].油气井测试, 2003, (03) .

[2]孙可维, 机械找堵水技术研究与应用[J].内蒙古石油化工, 2010 (17) .[2]孙可维, 机械找堵水技术研究与应用[J].内蒙古石油化工, 2010 (17) .

[3]焦国胜.机械找堵水一体化工艺技术在文留油田的应用[J].内江科技, 2007, (07) .[3]焦国胜.机械找堵水一体化工艺技术在文留油田的应用[J].内江科技, 2007, (07) .

[4]刘花军, 杨康敏, 姬建国, 张文生, 王景新.闭式机械找堵水工艺技术的研究与应用[J].河南石油, 1999, (03) .[4]刘花军, 杨康敏, 姬建国, 张文生, 王景新.闭式机械找堵水工艺技术的研究与应用[J].河南石油, 1999, (03) .

机械找堵水 篇3

根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等, 制定了在堵井调整原则:

(1) 对于化学堵水井, 由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层, 解封难度大, 因此在堵井调整以机械堵水井为主。

(2) 对于井网加密后, 同井场采油井对应堵水的井, 由于堵水后砂体注采关系仍然较完善, 目前动用程度较高, 不作为调整潜力井。

(3) 对于堵水层数少且堵水厚度小的井, 由于堵水层位单一且剩余油潜力较小, 不作为调整潜力井。

(4) 对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井, 若堵水后砂体注采关系仍然完善的井, 不作为调整潜力井;若堵水后注采关系不完善, 注采方向无采出井点的井, 由于液流方向转变, 原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层, 对这部井和层, 可部分或全部释放堵水层位。

(5) 对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井, 且厚油层内动用差异较大, 剩余油富集部位与高含水部位共存, 但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井, 可部分释放堵水层位。

(6) 对于多层高含水, 但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井, 可释放部分陪堵层。

2 堵井调整技术界限研究

特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水, 减缓油田含水上升速度。因此, 油井堵水除取得较好经济效益外, 还需控含水, 使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。因此除确定在堵井调整经济界限外, 还需确定在堵井调整的技术界限。

因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数, 因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。主要从理论上及实际上, 同时结合历年油层含水与含油饱和度关系, 制定了油层含水与含油饱和度关系图版。从图版上看, 理论上油层含水与含油饱和度应呈线性关系, 即随着含油饱和度的降低油层含水呈均匀上升趋势。但由于受油层动用不均衡及无效循环等因素的影响, 油层含水与含油饱和度呈非线性关系, 即随着含油饱和度的降低油层含水呈先块后慢上升趋势。当油层含油饱和度值在75%~45%之间时, 随着含油饱和度的降低油层含水呈迅速上升趋势, 在油层含油饱和度在45%时, 油层含水上升到91%;当油层含油饱和度值小于45%时, 随着含油饱和度的降低油层含水呈缓慢上升趋势, 截至2009年, 油层含油饱和度为40.63%, 油层含水为94.64%。

如按在堵井调整以油井含水97%为调整界限, 含水下降3个百分点, 理论上油层含油饱和度要在4.5%以上, 实际油层饱和度要在41.8%以上。

3 特高含水期在堵井调整潜力类型

一是井组内注采关系单一导致单层突进, 堵后注采不完善型。这种类型主要针对堵水层位发育厚度较大的井, 在堵层多以河道边部或窄条状河道发育为主, 注采关系相对较为单一。二是受原工艺水平限制无法进行层内堵水, 对厚油层内剩余油富集部位及高含水部位全部实施堵水型。这种类型主要针对堵水层位发育较大厚度厚油层的井, 在堵层多以大片河道发育为主, 注采关系相对完善。三是受原堵水工艺水平限制无法进行多段细分堵水, 增加部分剩余油富集层陪堵实施大段堵水型。这种类型主要针对多层高含水的井, 在堵层段内高含水层和剩余油富集层交替存在。

4 特高含水期在堵井调整方法

通过研究在堵井、层的动用状况、注采关系变化情况及剩余油分布状况, 分析了油田特高含水期在堵井、层的潜力类型, 同时结合在堵井调整的经济界限和技术界限, 明确了特高含水期在堵井的调整思路, 进而总结出一套在堵井综合调整挖潜的方法。

4.1 堵层层内调整方法

通过分析在堵厚油层井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况和剩余油分布状况, 同时结合在堵厚油层内结构界面的稳定性, 采用长胶筒封隔器封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位, 释放剩余油富集部位, 实现层内细分堵水, 以挖潜厚油层内低含水部位的剩余油, 控制高含水部位的无效产液。主要采取以下三种做法:一是针对井组内发育稳定结构界面的在堵厚油层, 利用长胶筒直接封堵到结构界面部位, 封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位, 释放剩余油富集部位。二是针对井组内发育不稳定结构界面的在堵厚油层, 利用长胶筒在结构界面部位适当增加封堵厚度实施层内精细堵水。三是针对在堵厚油层内结构单元连通较好、无效循环严重的部位, 利用长胶筒对油水井实施对应封堵。

4.2 堵层层间调整方法

通过分析在堵层段井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况和剩余油分布状况, 同时结合在堵井目前的生产状况, 采取调换堵层、释放陪堵层和在堵层拔堵等做法实现在堵井层间精细堵水。封堵目前部分高含水无效生产层, 释放部分含水较低的剩余油富集在堵层。主要采取以下三种做法:

一是针对堵后目前生产接替层含水高、在堵层剩余油富集的在堵井调换堵层。二是针对原大段堵水且目前部分在堵层剩余油富集的在堵井释放陪堵层。三是针对目前产能较低且在堵层剩余油富集的在堵井实施在堵层拔堵。由于部分堵水井堵水时间较长, 堵前含水相对较低, 而目前产能较低, 可进行拔堵增油, 提高有效产出。

5 结论

(1) 进入特高含水期后, 针对在堵井进行综合调整挖潜可释放部分剩余潜力, 起到控水增油的目的。

(2) 通过分析特高含水期在堵井调整的经济界限和技术界限, 可有效指导在堵井综合调整挖潜。

(3) 通过研究在堵井井组堵前及堵后油层动用状况变化、井组注采关系变化情况及剩余油分布状况, 可综合判断在堵井、层的剩余油调整潜力, 明确调整方向。

摘要：本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上, 结合动静态测试资料, 分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况, 找出目前剩余油较富集的井、层, 通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造, 达到增油降水的目的, 对提高油层动用状况, 减缓产量递减, 控制含水上升速度具有重要意义。

关键词：油田,堵水井,精细描述,潜力分析,调整挖潜

参考文献

[1]厚油层层内堵水方法探讨油气田地面工程2005, (05)

机械找堵水 篇4

1 常规找堵水技术

目前油田常用找水技术有封隔器封隔找水技术及产液剖面测试找水技术, 出水层确定后, 采用注水泥 (桥塞) 封堵出水层或下封隔器卡封出水层进行堵水后分层采油, 以上找堵水技术工序复杂、作业周期长, 且多层段找水效果不理想, 造成油层严重污染, 后续堵水及采油达不到预期效果, 直接影响油田的正常开采。

2 智能开关器找堵水技术

2.1 技术原理

智能开关器找堵水技术将封隔器及智能开关器下到预定层位, 采用打压完成封隔器坐封, 采用丢手方式将管柱悬挂在套管内壁, 每一个智能开关器对应一个目的层, 找堵水过程中开关器能按照设定的时间顺序, 通过地面遥控实现找水、堵水及分层采油的需要。

2.2 技术特点

智能开关器找堵水工艺技术实现了一趟管柱进行多层段找水、堵水、分层采油, 降低了储层污染次数, 减少了低渗透油田作业后排液周期长的弊端。

2.3 智能开关器找堵水管柱工具主要技术参数见表1

(1) 封隔器及配套井下工具耐压差不小于35MPa, 耐温125℃;

(2) 工具抗压能力不小于500KN, 封隔器坐封油压12-15MPa, 最大解封附加力60KN。

2.4 工艺技术要求

(1) 智能开关器设置时间时要先为封隔器打压座封和下泵起抽预留1天时间, 然后全井合采10天;

(2) 电机在井下自动关闭第1层, 第2层单层生产240小时, 其间每天井口量油实现对第2层进行求产并找水;

(3) 电机在井下自动关闭第2层, 同时打开第1层, 第1层单层生产240小时, 其间每天井口量油实现对第2层进行求产并找水;

(4) 第31天第2层开关器自动打开, 通过压力信号来实现控制, 如果要求关闭第2层, 在第31天 (或31+2n天, n为整数) 从井口用泵车打压, 实现关闭第2层;如果要求关闭第1层, 在第32天 (或32+2n天, n为整数) 从井口用泵车打压, 实现关闭第1层。 (注:需要改变井下生产状态时需甲方提供泵车一台, 罐车一台。) ;

(4) 若干天后, 起出抽油杆和泵, 用27/8″双滑块打捞矛捞出井下封隔器及智能开关器;

(6) 取出压力计, 回放压力数据;

(7) 下泵完井。

3 现场应用

3.1 基本情况

鄯南*井是鄯善油田的一口评价井。该井目前塞面为:3232.00m, 套管结构为139.7×7.72×124.26m m× (323.69-2384.95) m及139.7×9.17×121.36m m× (2384.95-3249.65) m, 造斜点2450m。2010年1月D08778队上修该井, 进行补层, 下泵完井。

3.2 刮削洗井

限速下入GX-T140刮削器刮削到目前塞面 (3232m) , 在射孔井段至目前塞面反复刮削三次, 洗井、冲砂至目前塞面, 保证井底无杂物, 并实探目前塞面。

3.3 通井

限速下入￠115mm×1.8m通井规通井至目前塞面 (3232m) , 通井中途无遇阻。

3.4 下智能开关器找堵水管柱

(1) 下入分层求产、测压及找堵水管柱 (自下而上) :丝堵 (2999m) +1根2 7/8外加厚扣油管+开关器 (2989m) +1根2 7/8外加厚扣油管+Y341-114堵水封隔器 (2979m) +安全接头 (2978m) +1根2 7/8外加厚扣油管短接5m+1根2 7/8外加厚扣油管+开关器 (2963m) +1根2 7/8外加厚扣油管+Y441-114堵水封隔器 (2952m) +1根2 7/8外加厚扣油管短接2m+液压丢手 (2949m) +4根2 7/8外加厚扣油管+1.5mф73外加厚定位油管短节+ф73外加厚油管至井口, 到位后进行磁定位校深。

(2) 封隔器坐封:用处理后的地层水灌满油套管, 开套管闸门观察套管溢流情况, 油管依次打压5MPa、10MPa、15MPa坐封堵水封隔器, 各压力点稳压10min, 反复三次。套管无溢流或溢流不变为合格。油管打压22～24MPa丢手。

3.5 下泵采油

按设计杆柱数据下泵完井, 安装井口, 试抽正常后交井。

4 效果分析

2010-2013年智能开关器找堵水技术累计应用62井次, 累计181层, 施工成功率86%, 找水准确率88%。

5 结语与认识

(1) 封隔器入井前必须进行通井、刮削洗井, 确保井筒干净、畅通。如有砂则要冲砂至目前塞面, 确保井筒无砂。

(2) 智能开关器找堵水管柱到位后要进行磁定位校深, 确保封隔器及智能开关器在对应目的层上。

(3) 打捞智能开关器管柱时要在双滑块捞矛上部连接泄水短节, 确保打捞施工。

(4) 所选井为高含水及需要分层采油的井, 且套管完好、无破损、无变形、无串槽、无严重出砂、无严重结垢的井。

摘要：鄯南3井是鄯善油田的一口评价井, 完钻井深3250m, 完钻层位J2s的S4砂组。按照钻遇砂层测井解释结果, 2012年5月27日射开S12 (2982.0-2990.0m) 后自喷投产, 日产液20方, 含水6%。现结合邻井情况, 确定对S11 (2965.0-2977.0m) 小层射孔, 下泵测压后合采S11S12。

关键词：封堵水,智能开关器,分层采油

参考文献

[1]吴奇, 主编.井下作业工程师手册[J].石油工业出版社