英台油田

英台油田（共4篇）

英台油田 篇1

注水工作是吉林油田稳产增产、降低成本的一项重要工作, 也是油田持续发展的一项长期工作, 做好注水工作是英台采油厂高产稳产持续发展的必要工作。但随着油田注水开发生产的进行, 也带来了两大问题:一是注入水的水源问题;二是注入水的水质问题。英台区注入水的水源是英台、英东及坨东油井的产出水;坨子区注入水水源是坨东油井的产出水 (方2、方3是污水回注) , 采油污水组成情况是复杂的。

一、水质分析

1. 采出水水质分析

近年来四方坨子地区采出水各种离子含量都很高, 其中氯离子的含量在3400--5500mg/L。水质中的含盐量对腐蚀产物有直接影响, 大量的盐溶于介质中, 使腐蚀速度升高。高浓度的氯离子产生应力腐蚀破坏, 并破坏金属表面的氧化膜, 是发生点蚀的主要原因。

点蚀都是大阴极、小阳极, 有自催化特性, 小孔内腐蚀, 小孔周围受到阴极保护。导致设备及杆、管穿孔;孔越小, 阴极与阳极面积比越大, 穿孔越快。

2004年坨东地区采出水中各种离子浓度的含量居高不下, 且PH值从7.3升至8.12。体系的PH值对垢的形成也有很大影响, 一般PH值升高结垢趋势增强, PH值降低结垢趋势减弱。

p H<4时, 主要是以H2CO3形式存在;

p H=4~10, 主要以HCO3-形式存在;

p H>10时, 主要以CO32-形式存在, 重碳酸盐在碱性条件下就会发生如下反应, 结果生成难溶的碳酸钙沉淀。

2004年, 英台地区的采出水中各种离子含量均增加, 向垢质型发展, 水质状况不断恶化。

2. 注入水水质分析

从英台采油厂各区块与其它采油厂水质对比可以看出英台水质均具有“三高两低”的特点。即:碱度高、矿化度高、氯根高、硬度低、溶解氧低, 均为负硬度水质

3. 水质配伍性分析

注入水与采出水的不配伍, 引发注水井井管及地层产生碳酸盐垢。坨东地区比英台地区水质配伍性差, 结垢趋势严重, 是由于坨东区水质钙、镁离子含量高;而且地层温度高于英台区, 使各个结垢因素趋势加剧。

4. 腐蚀因素分析

硫化物腐蚀因素分析

硫化氢溶于水中, 会降低水的PH值, 增加水的腐蚀性。硫化氢在水中与Fe2+结合生成硫化亚铁, 起阳极去极化剂的作用, 硫化亚铁沉积在金属表面上, 对铁而言是阴极, 会导致电偶腐蚀。

5. 细菌腐蚀因素分析

各类水质中均含有大量细菌, 细菌构成以硫酸还原菌含量最高, 铁细菌及腐生菌次之。与硫酸还原菌水质控制指标25个/m L相比, 超标严重, 回注水硫酸还原菌高达每毫升110万个。反应中所产生的原子态氧, 是腐蚀电池的去极化剂, 从而使金属产生腐蚀。腐蚀产物主要为硫化亚铁和氢氧化亚铁。

油井采出水细菌极少, 随着输送管网的延伸, 细菌数量增加不大。

英台采油厂回注水全部是油井产出水经油-水分离后净化的污水, 硫酸盐及有机物含量较高, 出口温度40-45℃, 到达注水井井口的温度为25-40℃, 且水中溶解氧含量极低, 给硫酸盐还原菌的繁殖和生长提供了有利条件。造成了注水系统中硫酸盐还原菌大幅度增加。

6. 垢质分析

从垢样中我们了解铁含量高 (21.1%--38.1%) 、挥发物含量高 (11.8%-48%) 、钙含量低 (0.43—2.43) 。说明垢样以腐蚀产物为主, 因回注水中钙镁含量低, 碳酸盐析出结垢只占1.6-5.0%。

水质结垢特点:低温部位结垢以腐蚀产物为主, 主要集中在回注水输水管网、注水井。注水井从上至下结垢趋势递增, 腐蚀产物的结垢因素递减。注水井井底地层结垢以碳酸盐析出和腐蚀产物沉积为主, 其中碳酸盐析出的主要原因是注入水和地层水不配伍而产生的, 普遍存在于各注水井, 这是注水井压力升高的主要原因。

二、水处理方案

1. 水处理剂的筛选

针对英台水质“三高两低”的特点, 经实验对水处理剂的不同型号、浓度进行筛选, 最后选择JYSJ型杀菌剂, JYHZJ缓蚀阻垢剂进行中试。

2. 水处理剂作用机理

水处理剂JYSJ系列杀菌剂和JYHZ系列缓蚀阻垢剂, 适用于有严重腐蚀倾向的具有“三高两低”特点的不同回注水。

JYSJ系列杀菌剂属于吸附、渗透型复合杀菌剂, 最大的优点是可以穿透粘泥和污垢, 适用于粘泥和污垢下滋生的厌氧菌的灭杀。加剂浓度为30-50ppm, 对硫酸盐还原菌杀菌率可达99.9%;对厌氧菌及铁细菌杀菌效果显著。

JYHZ系列缓蚀阻垢剂为有机磷酸类复合缓蚀阻垢剂, 主要成份为有机磷酸共生物, 适用于具有“三高两低”特点的水质, 控制点蚀效果显著。

JYSJ系列杀菌剂与JYHZ系列缓蚀阻垢剂同时使用增效效果显著, 缓蚀剂的投加浓度可由80-100 ppm降至50 ppm。

3. 应用效果监测

(1) 监控点的设置:在加药前、注水泵前、注水间和注水管网末端注水井分别设置取样点。

(2) 初期加药监控频率:自加药第二天起每天取样分析一次, 分析项目为:硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌、静态腐蚀速率与水质稳定性。

(3) 中期加药监测频率:自加药第六天起每三天取样分析一次, 分析项目为:硫酸盐还原菌、水质稳定性、静态腐蚀速率。铁细菌及腐生菌减少为每六天抽检一次。

英台油田措施挖潜有效做法研究 篇2

英台油田位于松辽盆地南部中央坳陷区北端, 探明含油面积201.5平方千米, 地质储量11683万吨。开发英台老油田、英东萨尔图、英东高台子、八面台、套保共5个油田, 动用面积125.1平方千米, 动用地质储量8279.5万吨, 目的层主要为萨尔图、高台子和扶余油层, 油层埋深320-2150米, 渗透率0.5-3600md, 原油粘度3.5-1851mpa.s, 油层温度18-84C。

截止目前, 共有油水井1609口, 其中油井1369口, 开井691口, 累计产油1107.43万吨, 地质储量采油速度0.28%, 地质储量采出程度13.38%, 可采储量采出程度60.9%, 综合含水率95.08%。2012年预计产油21.8万吨, 平均单井日产0.8吨;部颁法自然递减率9.33%、综合递减率6.66%。目前水井240口, 开井99口, 年注水量122.5万立方米, 累计注采比0.44。

二、措施挖潜立足精细地质研究

精细地质研究是措施挖潜的基础, 对天然水驱油藏26个开发单元96个层系开展精细动态描述, 认识每个层系微构造、电性指标、油水界面, 明确剩余油分布规律。

1. 精细构造研究

通过进行1米构造等值线的微构造刻画, 更加明确了10个区块共102个小层构造的微小变化和剩余油分布规律, 指导油层挖潜6口井, 增油1060吨。其中152区块23号层动用1口井增油5吨。

2. 突破电性指标常规认识

通过对老油田高台子和英东高台子区块投产和后期措施动用井的统计分析, 一直认为感应电阻低于10Ω·m的层为水层, 基本不具备动用潜力。2010年, 突破传统认识, 大胆实践, 通过综合分析, 对英152区块1号层出油指标界限重新认识。认为该层是以构造背景下岩性控制 (高部位泥质含量高) 油藏, 出油感应指标在8以上。2010年降低指标规模动用6口井, 日生产能力17吨, 实现全年增油3000吨以上, 是2010年英台措施增产的主力。

在2011-2012年进一步认识了4个层, 将指标下降动用, 取得了增油3000吨的效果。

3. 精细油水界面研究

天然水驱油藏边底水不断向构造高部位推进, 油水界面变化情况对指导油层动用至关重要。近几年结合各项动静态资料, 对高台子5个区块共56个单砂层进行研究, 每半年对油水界面变化情况进行一次修订, 使油水界面位置认识更加精确, 有效的指导了油层动用。

2010-2011年在英东高台子利用油水界面研究动用措施11口井, 累计增油2170吨。

4. 精细岩性油藏研究

通过对英台岩性油藏成藏机理研究, 确定在物性平面圈闭、河道砂体河道边部、透镜砂岩、单斜水动力油藏等四种类型岩性油藏中存在剩余油, 指导措施挖潜11口井, 日增油能力31吨。

其中单斜水动力油藏岩性遮挡形成剩余油, 八面台青二+三层段由于在构造高部位物性变差形成遮挡, 对构造低部位形成有利圈闭, 通过平面上物性变化研究, 指导措施动用, 209-2011年共实施5口井, , 日增油能力16吨, 累计增油1136吨。

通过统计研究发现, 八面台青二+三层段在构造上倾方向声波时差在230以下就可以对流体产生遮挡作用, 遮挡能力随着物性变差而增强。

三、精细措施方案管理是效果的保证

精细措施管理是提高措施效果的保证, 单井方案制订和管理上, 采取一井一策的原则, 重点采取避射技术措施, 确保把措施效果最大化。在措施管理上, 及时跟踪分析, 采取调参、重堵的措施, 措施有效率达到81.3%。精细措施结构优化是控制成本的关键, 2010年及时调整措施结构, 在资金有限的情况下, 追求效益最大化, 重点实施成本较低的补孔、补堵措施, 同时积极探索新的措施增产方式。利用年初增油3550吨的措施费用达到了年增1.1万吨的增油能力, 吨油成本仅439元, 达到05年以来最好水平。

四、取得主要成果及认识

通过在油藏地质上取得的认识, 依靠单井方案的精细制定和措施后的有利保障, 措施效果大幅度提高。

1. 近两年措施整体效果提高, 对总产量贡献率超过4%

2. 吨油费用得到有效控制, 2010-2011年主体措施吨油成本608元/吨, 取得较好经济效益。

参考文献

[1]冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术 (下) .石油工业出版社, 1999年7月.

[2]李士奎等.砂岩油田水驱开发研究文集.石油工业出版社, 2004年7月.

[3]游小淼等.利用非稳定流法计算边底水油藏水油体积比.断块油气田, 2004年7月.

[4]韩军等.葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究.西安石油大学学报, 2004年1月.

[5]赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果的途径.大庆石油地质与开发, 1998年6月.

英台油田 篇3

关键词：腰英台油田,压注工艺,问题,措施,分析,总结

C O2驱油自上世纪50年代开始作为提高采收率的一种方法, 中石化华东分公司自2005年在苏北盆地草舍油田泰州组油藏进行了CO2混相驱油提高采收率先导试验, 对应采油井已出现见效趋势。腰英台油田为低孔特低渗油藏, 均属于低-特低渗难采储量。主要依靠水驱补充地层能量, 由于储层物性差, 水驱标定采收率仅18%。集团公司决定2010年在腰英台油田D B33井区利用松南气田脱出的CO2气开展CO2驱油先导试验, 既能有效利用松南气田采出的CO2, 又能开展CO2驱油解决腰英台油田低渗难采储量的动用问题, 克服水驱存在的油井见水后产液指数大幅度下降、油井含水率上升、产油量急剧递减等问题, 提高腰英台油田采收率。

1 腰英台油田DB33井区注CO2地面工艺简介

此次腰英台油田DB33井区地面压注、C O2回收系统分三个阶段实施, 2010年已完成的属于第一阶段, 此次工艺流程为:靠近松南气站建成CO2压注站1座, 从松南天然气处理站的CO2储罐来液CO2, 经喂液泵升压至2.0MPa以上, 进入专用CO2压注泵再增压至20MPa, 进入水套加热炉的盘管换热, 液态CO2由-20℃升温至10℃后进入高压分液器, 分配至DB33井区已建DB33-6-4注水配水间, 再经计量后分配至各注水井井口, 注入井下。

2 投产运行中遇到的问题、分析及采取的措施

C O2地面压注系统生产初期, 由于此时只是对两口注气井进行投注, 注入总量与原设计投注量相差较大, 以及因为站外注气支干线设计为利用老注水管线、屏蔽泵回气管线设计不合理等因素, 初期运行过程中遇到诸多问题, 投产小组立足于现场进行具体分析, 奋战一个多月, 最终使整个压注系统平稳运行。

2.1 对屏蔽泵、压注泵进行灌泵时, 液态CO2气化严重, 灌泵时间较长

分析:松南气田球罐内C O2压力为1.85Mpa, 温度为-210C, 根据CO2相态变化曲线, 此时进入CO2压注站的介质处于气液相平衡态附近, 由于原管线内为常压, 液态介质进入空管道后压力降低, 开始不断气化, 所以增加了灌泵排气时间。

措施:对新管道投入液态CO2介质前, 先利用球罐内气相C O2迅速为新管线进行充压, 待新管道内压力与球罐内压力持平 (1.85 Mpa左右) , 则液态CO2投入新管道时将不再或是少量进行气化。因为利用球罐内气相CO2为新管线进行充压时间较短, 所以大大缩短了整个排气、灌泵时间。

2.2 屏蔽泵、压注泵灌泵、排气阶段, 放空管线汇管出现冻堵现象

分析及措施:原设计中各个设备的放空管线最终汇总在一根汇管上, 原放空管线管径小, 并且管线内有存水, 造成了放空汇管冻堵不畅。经设计方同意, 将屏蔽泵、压注泵、分液器放空管线分开, 每台设备单独新敷设一条放空管线, 沿地面敷设, 解决了放空管线不畅的问题, 并便于以后放空管线的管理。

2.3 此次利用老注水管线注CO2, 管线冻堵现象严重;

分析:

(1) 液态CO2低压流动时, 因压降而气化, 造成温度下降, 因为老注水管线内的存水无法保证完全清除干净, 遇老注水管线内含有大量的水分后易结冰形成冰堵;

(2) 液态CO2中可能含有过量水分, 水分和CO2形成“水合物” (当气体中含有过饱和状态的水蒸汽或液态水, 合适的压力温度, 同时存在压力波动, 气体流向突变引起的扰动以及存在晶种等辅助条件, 就可以形成水合物。CO2生成水合物的临界最高温度为10℃) 操作人员在开启阀门时过猛, 造成管道内压力波动较大, 水合物从管壁脱落下来, 随介质流动时堵在弯头或阀门处, 造成管道堵塞, 水合物在常压 (低压) 下容易分解, 时间一长就会自行解堵。

措施:堵塞管段为DN50长度800米的20号碳钢管线, 容积大概为1.6方。首先对堵塞管段进行泄压, 后将此管段两端敞口, 使水合物在常压下自行分解, 12小时后从堵塞管段两端自行排出部分堵塞物, 但整段管线未全部畅通。后利用手摇计量加油泵对堵塞管段注入工业酒精0.95方, 利用工业酒精低熔点的特性使管道内水合物自行分解。经过近24个小时的自行分解、泄压, 较好的解决了老注水管线冻堵问题。

2.4 屏蔽泵进口过滤器有堵塞现象;

分析及措施:屏蔽泵进口过滤器堵塞主要原因是过滤网过密, 过滤网前后压差较大, 致使在过滤网处干冰形成较严重。后采取两项措施缓解了干冰在过滤网处的形成:

(1) 将滤网规格进行了调整, 孔目数调整为60目 (之前为200目) ;

(2) 在屏蔽泵进液前先利用球罐内气相CO2迅速为屏蔽泵管段进行充压, 使管道内压力达到1.85 Mpa左右, 降低屏蔽泵进液后过滤网前后压差。

2.5 屏蔽泵运行不正常, 屏蔽泵本体温度过热, 泵在运行过程中并没有出现泵体该有的结霜现象, 对屏蔽泵造成了损伤

分析及措施:液态CO2需经喂液泵电机转子与定子间形成的环形空间, 对电机冷却, 自身汽化, 这部分气液混合物经屏蔽泵回气管线回流到储罐, 通过分析认定为设计院对屏蔽泵回气管线设计不合理, 导致屏蔽泵回气不畅, 以致屏蔽泵无法进行自身冷却而烧毁轴承。经向设计院建议, 对屏蔽泵的回气管线进行了改造, 自泵接口到球罐接口不再有下弯存液处, 并且管线全部架空敷设, 改造完成后屏蔽泵运行良好。

2.6 压注泵运行过程中, 压注泵存在“气锁现象”, (所谓“气锁”就是CO2气体进入泵筒后, 柱塞运转压缩气体, 使固定凡尔打不开, 液态CO2不能进泵) 并且压注泵出口时常震动较大

分析:压注泵输送介质为液态C O2, 液态CO2具有极强的气化趋势、很低的粘度 (与水相比) , 由液态到气态, CO2体积膨胀为500-550倍左右, 压注泵吸入介质时压注泵进液阀阻力损失的存在, 处于气液平衡状态的液态CO2将发生气化, 同时柱塞要对液态CO2做功, 泵头降温又不够, 使液态CO2温度一定程度上升高。松南天然气处理厂球罐内CO2来液压力为1.85Mpa, 温度为-210C, 根据CO2相态变化曲线, 此时进入CO2压注站的介质状态已经在气液相平衡附近, 所以由于压力损失及对其做功使温度升高的原因, 液态CO2在泵筒中气化较为严重。

措施:

(1) 在液态CO2进压注泵前用屏蔽泵进行增压, 保证进入泵腔的CO2为过饱和蒸汽压以上的液相状态;

(2) 适当延长压注泵泵头排气阀开启时间, 同时使泵头结霜, 保证泵头处在低温度状态;

(3) 压注泵出口时常震动较大原因是压注泵进口供液不足, 启用屏蔽泵同时也解决了压注泵因自吸供液不足产生的震动现象。

2.7 DB33老配注间新更换的CO2流量计存在干冰堵塞现象

分析及措施:D B33老配注间原单井配注管线为DN50, 新更换的CO2流量计为D N25, 在流量计上下游存在变径接头、截止阀等截流处, 使流量计前后压差较大, 在流量计阀芯位置干冰形成较严重。经过实地操作实验, 在流量计启用前将流量计上下游管段注入少量工业酒精, 启用流量计时小幅度、慢节奏开启上下游阀门, 就较好减缓了干冰形成。

2.8 加热炉燃烧室出现大量冷凝水, 加热炉无法正常运行

分析:压注站加热炉介质流量偏小, 达不到设计流量, 出现了“大马拉小车”现象, 在这种低温、低流量运行状态下, 燃烧室才出现了大量冷凝水, 造成燃烧器压力开关进水, 导致燃烧器因故障熄火, 点火失灵。

措施:

(1) 在加热炉燃烧室增设外排冷凝水措施;

(2) 将加热炉介质出口温度放宽到25℃, 燃烧器运行范围控制在15℃-25℃, 较好延缓了燃烧室内冷凝水的形成。

3 总结及建议

(1) 与CO2介质有关的所有流程管线, 在投产前尽可能清空管线内的杂质, 特别是存水。在投注初期流程内介质状态很难一开始就达到设计中的物理状态, 在缩颈、节流位置, 容易因CO2气化吸热, 遇管线内水分后形成冰堵;

(2) 流程投入液态CO2前尽可能先利用气相CO2为流程充压, 建立合理压力场后, 可以减缓投入液态C O2时液态介质气化程度, 并且能够减缓由于节流位置前后压差大而形成干冰的趋势;

(3) 设备排气管线要合理, 避免由于管径小, 排气时在缩颈位置出现干冰堵塞现象;并且各自设备的排气管线尽可能单独敷设, 运行过程中互不影响, 便于以后生产管理;

(4) 由于升温、降压, 部分液态CO2汽化形成气液混合物, 易使喂液泵气蚀、注入泵气锁, 工艺管路设计时要减少管路盲段, 即液体不流动区, 防止盲管内液体汽化, 而影响机泵的正常使用;

(5) 液态CO2中可能含有过量水分, 水分和CO2形成“水合物”, 操作人员在开启阀门时过猛, 易造成管道内压力波动大, 形成水合物并脱落下来, 容易造成管道堵塞, 所以开关阀门时要小幅度、慢节奏操作;

(6) 喂液泵入口压头需保证大于喂液泵允许气蚀余量;屏蔽泵是依靠液态CO2在泵体内经过对自身进行冷却的, 屏蔽泵回气管线内的CO2是气、液相共存, 回气管线如存在下湾存液处, 则容易因为出现气堵现象, 影响屏蔽泵运行;

(7) CO2压注泵自吸能力较差, 如果无屏蔽泵提前为其进行增压供液, 压注泵运行中会出现“出口震动较大”、“气锁”等诸多问题, 长时间运行影响压注泵设备生产寿命, 同时易使流程出现疲劳损伤, 存在安全隐患;

(8) 常压加热炉不像真空加热炉, 其燃烧室内如出现大量冷凝水, 则很难顺着烟道排出加热炉, 建议常压加热炉选型时应要求其燃烧室有排水口。

参考文献

[1]周正平;稠油井CO2吞吐采油技术[J].海洋石油, 2003, (03)

英台油田 篇4

套铣筒母锥的结构:由上接头、筒体、母锥、套铣头、合金组成, 合金根据工作的需要可加工成不同形状和设计不同铺焊形式, 镶焊上钨钢块等硬质合金更加坚固耐磨。根据被打捞落物体状态, 母锥的打捞螺纹可以设计成加密或常规锯齿形和三角形。

二、工作原理

通过修井机地面转盘和动力水龙头带动钻具旋转, 依靠套铣筒下端坚硬的铣牙将油套环空的沉砂、水泥、金属及鱼顶上的其它异物铣松铣碎, 利用循环洗井液将碎屑带到地面。当油管的接箍进入套铣筒母锥的打捞腔内后, 水泥车泵压和指重表会发生变化, 适当增加钻压, 套铣筒母锥的打捞螺纹吃入落物的外壁进行造扣, 当所造扣能承受一定上提拉力和扭矩时, 则上提钻具, 打捞螺纹与所捞落物已基本连为一体, 将落物捞住。继续倒扣5-8扣, 倒开接箍上方油管, 完成打捞。

三、套铣筒母锥种类及规格

套铣筒母锥可以根据井下落鱼不同情况, 更换不同尺寸的母锥, 从而打捞不同规格的落物, 包括管类、杆类、铅类及变形落物。针对目前本井需要打捞Φ89mm加厚油管和Φ60.3mm平式油管, 设计加工了两种规格的套铣筒母锥:

四、套铣筒母锥的操作方法与参数

1.套铣筒母锥与钻杆之间应该接安全接头, 以备必要退出安全接头以上管柱, 钻具自下而上组合为:套铣筒母锥+安全接头+钻杆。

2.工具下到鱼顶以上1-2m时, 开泵循环, 记录开泵前的泵压和悬重, 启动转盘并缓慢下方钻具, 当钻具悬重下降后又恢复原悬重, 可判断落鱼进入鱼腔。

3.缓慢下放钻具, 加钻压20KN-50KN左右, 进行造扣施工, 反转3-4r, 钻柱负荷明显增加, 此时应上提钻柱造扣, 上提负荷一般应比原悬重多2-3KN, 继续反转8-10r后, 上提钻柱悬重应增加, 说明造扣打捞成功。

4.套铣过程中采用轻压 (20KN-30KN) 、快转 (60-70r/min) 、大排量 (500L/min) , 以不憋泵为准, 套铣时要求送钻均匀。

5.在套铣打捞期间, 在造扣过程中有可能将落鱼直接倒开并捞上, 此时可上提钻柱, 若负荷无明显变化, 可采用正打压的方法验证, 套铣筒母锥在造扣后丝扣间密封, 泵压会升高, 如果压力不升, 则落鱼被倒开;若泵压上升, 上提管柱打捞位置后悬重正常, 则落鱼被倒开且管柱被堵死;

五、大修施工井实例

腰英台油田YQ34-1HF井, 井深3038m, 悬挂套管Φ114.3mm (内径101.6mm) 。该井压裂管柱砂埋被卡。施工过程中, 设计并使用了套铣筒母锥这种复合工具, 它既可以完成套铣、套管内冲砂, 又可以实施打捞, 缩短了施工周期, 降低施工成本。根据本井管柱规格加工设计Φ153mm*127mm*9.6m和Φ89mm*76mm*10.8m两种规格套铣筒, 母锥分别为Φ105mm*Φ77mm和Φ78mm*Φ55mm。本井套铣筒母锥打捞33次, 25次得到成功, 成功率76%, 捞获油管36根, 平均1.09根/次, 虽然这只是一口井的数据统计, 可以说明选择正确规格套铣筒母锥, 打捞成功率增大。

本井数据统计

套铣筒母锥在YQ34-1HF井的成功应用, 可以证明, 套铣筒母锥这种套捞一体复合工具, 不仅在不但在直井中能够发挥作用, 而且在水平井打捞作业中同样可以发挥作用。

同原理, 我们可以设计加工套铣筒公锥, 采用套铣内捞的办法, 一举实现套铣打捞一体化。例如φ114.3套管做为筒体, 筒体下端镶硬质合金, 筒体上端配φ45~φ86的公锥, 公锥和筒体采用螺纹连接或焊接。适用范围:该工具适用于在φ139.7套管内套铣打捞φ73油管和φ88.9油管本体, 适用砂埋、蜡卡及稠油卡的管柱。目前该工具已经在不同井得到了成功应用。

结束语

东北油气田多为低渗透储层, 70%以上的井需要压裂改造, 地层出砂严重, 而且近两年腰英台地区多次出现地震, 井况复杂化加剧, 大修工序措施比较繁琐。套铣筒母锥在YQ34-1HF井的成功应用, 解决了工序的复杂性和重复性, 可以一步实现套铣和打捞两步工序, 单从本井来看, 套铣筒母锥的成功应用提高了修井速度和成功率, 缩短了施工周期, 节约了一定的成本投入, 从另一方面来讲, 它可以在直井和水平井同时得到推广性的应用, 可以衍生出套铣筒公锥等其他一体化工具, 因此套铣母锥工具最终所创造和引领的经济价值是巨大的。

摘要：在出砂井的修井打捞过程中, 常采用的办法就是, 先套铣冲砂, 再打捞, 需要套一根捞一根, 这样施工周期普遍比较长, 施工成本增加。对于复杂的境况, 例如鱼顶遭到严重破坏、井筒内管柱变形、鱼顶有异物、断裂等, 可能导致多次重复打捞均无效果。针对此种需要反复套铣、打捞工序的事故井, 在施工中做了大胆创新, 即套铣筒与母锥结合一体, 实现套铣和打捞一次完成, 这种复合工具在YQ34-1HF井得到成功应用, 缩短了施工周期, 取得了经济效益, 同时, 证明了套铣筒母锥不仅在直井可用, 在水平井同样可以有很好的打捞效果, 可推广。