优化堵水工艺技术提高机械堵水成功率_杨雪娇.pdf

2022 年 第 12 期 化学工程与装备 2022 年 12 月 Chemical Engineering&Equipment 77 优化堵水工艺技术提高机械堵水成功率优化堵水工艺技术提高机械堵水成功率 杨雪娇（大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）摘摘 要要：C 低渗透油田开发已经 35 年，综合含水达 59.1%，目前含水 80%以上的油井达 764 口，其中产液量 4t/d 以上有 234 口。随着开发的深入，综合含水不断上升，因此控制含水上升、降低无效循环尤为重要。机械堵水工艺可暂时封堵高产水层，生产低产水层，被封堵层在需要时可重新投入生产，因此在油田堵水方面广泛应用，其成功率将直接影响油田开发效益。剖析堵水失败的原因，探索新型堵水工艺管柱提高机械堵水成功率对油田精细水驱开发有着重要的现实意义。关键词：关键词：C 低渗透油田；机械堵水；工艺技术 1 1 影响因素影响因素 1.1 部分井施工质量不合格 实施机械堵水需要动管柱作业，部分施工队伍为抢进度，忽略施工质量，刮蜡不够彻底，影响封隔器坐封，或者密封有效时间短，影响机械堵水成功率1。现场监督人员无法对施工每个环节都进行彻底的监督，还需要依靠施工队员工本自身素质来提升施工质量。1.2 部分机堵井存在套损现象 截至目前 C 低渗透油田共发现套损油井 1162 口，占油井开井数的 32.4%，C 低渗透油田开发 35 年，地应力发生变化，套损井逐年增加2。由于套管变形、变径等直接阻碍堵水管柱下入。即使能下入的堵水管柱，也可能因为套损使封隔器密封不严，影响机械堵水成功率。1.3 堵水管柱规格单一 目前的所用的堵水管柱形式为支井底平衡丢手管柱，管柱主要由：Y341114D 封隔器、635-2 型三孔堵水器、投球液压丢手接头组成。其中封隔器外径114，内径50，释放压力 15-17MPa，模拟测试井下耐压 12 MPa 以上；635-2型三孔堵水器为单流阀式，大通道，免投捞；该管柱密封性好，承受地层压力大（12MPa 以上），井下稳定性强，丢手容易。由于规格单一，堵水器与丢手接头都为114，对于变径在 114 与 100 之间，变点在射孔井段以上的套变井及小井眼油井无法实施机械堵水工艺，制约了该技术的应用。1.4 井下工具封隔器本身影响 封隔器在下井过程中遇卡、阻存在中途坐封的现象，影响正常堵水管柱的下入和密封，影响机堵成功率。受堵水层和开采层位置的影响，一些封隔器打压坐封后，不能很好地达到验封，各级封隔器存在不能完全密封的直接影响机械堵水成功率和效果。封隔器的密封效果与胶筒密封性有直接关系，堵水封隔器是采用 Y341 型封隔器，该封隔器采用单胶筒密封，其密封性能及效果受限。1.5 堵水层夹层机堵困难 随着油田的进一步开发，厚油层内措施挖潜已逐渐成为 措施增油的重要手段，薄夹层机堵井逐年迅速递增。由于目前下井管柱都是人工使用卷尺测量，存在人为误差，对于夹层小于 3m 的井实现准确卡堵有相对误差，特别是对于 35m 夹层内又有套管接箍的情况，为有效避开套管接箍与炮眼，存在准确卡堵水的难度。2 2 对策实施对策实施 2.1 制定小直径配套堵水工具 由于套损而产生的变径是受地层非均质性等产生地下应力影响，不受控制，解决对策主要为应用配套小直径堵水工具。选用小直径封隔器、100mm 液压丢手接头及配产器，满足变径 105mm 以上套损井堵水需要。通过采用小直径封隔器和小直径丢手和配产器一套的堵水工艺，应用在发生套管变径小油井管柱上，一定程度上加大了机械堵水可直接上措施的井数，提高了机械堵水成功率，提高施工效率。现场试验 2 口井，堵水管柱顺利通过套管变形处下到目的层位，成功实现变径 108mm 套损井机械堵水，这种解决方式是可行的。2.2 采用自验封堵水工艺 自验封封隔器设计抗阻机构：采用双层外套，坐封销钉不与中心管连接，不受外部作用力影响，预防提前坐封，同时在斜度大的井或者定向井中与液压丢手配合。自验封封隔器增加自验封通道：在 4 组胶筒的中部增加自验封通道，并在封隔器下部验封活塞机构、锁紧机构、液流通道，实现油管胶筒中部压力沟通，可通过水泥车打压判定封隔器密封情况。打压至 12Mpa 时，封隔器完成坐封，继续打压至 15Mpa,剪断自验封机构活塞销钉，推动活塞，液流进入自验封通道位于胶筒中部，停泵观察水泥车压力，压力不发生下降情况为封隔器密封良好。原堵水封隔器的 3 组胶筒，中胶筒起密封作用，边胶筒起限位和保护作用，自验封封隔器改进为采用 4 组胶筒，采用双密封、双保护机构，增加封隔器密封面积，提高封隔器密封性能，实现堵水工艺“封的严”“耐得久”，如图 1 和图2 所示。DOI:10.19566/35-1285/tq.2022.12.11878 杨雪娇：优化堵水工艺技术提高机械堵水成功率 图图 1 31 3 组胶筒示意图组胶筒示意图 图图 2 42 4 组胶筒示意图组胶筒示意图 自验封堵水工艺降低解封拉力：采用两段式外套，解封剪钉设计在工具上部，增大胶筒收缩位移空间，实现逐级解封。上提过程中封隔器上部外套受拉力，剪钉剪短，胶筒收缩，达到位移后，通过连接机构带动中心管向上，能实现单个封隔器独立解封。实现堵水工艺“起得出”。现场试验 2 口井，措施前平均单井日产液 11.9 吨，平均单井日产油 0.25 吨，含水 98%，实施后平均单井日产液5.5 吨，平均单井日产油 0.9 吨，含水 79.4%，前后对比，平均单井日降液 6.4 吨，平均单井日增油 0.65 吨，含水下降 18.6 个百分点。累计降液 1487.8 吨，累计增油 92.9 吨。3 3 效果检查效果检查 截至目前，机械堵水措施实施 29 井次，成功实施 18口，成功率为 62%。与 2020 年对比，由去年的 51.7%，上升到目前的 62%，提高了 10.3 个百分点，完成了堵水成功率提高 6%10%，实现了提高机械堵水的效果。（1）应用小直径封隔器、100mm 丢手接头及小直径配产器，形成一套小直径堵水工艺，在套变小的井下情况上得到应用，使堵水管柱能够“下得去”，一定程度上加大了机械堵水可直接上措施的井数，省去了修井的费用，按修井费用每口 3 万元计算，节约修井费用 12 万元。（2）应用自验封堵水工艺，自验封封隔器可以防止封隔器下入管柱途中中途作封问题，减少了施工过程中无效工作量提高了施工效率，同时也减少了原有封隔器的无效损耗。自验封封隔器不受堵水层和开采层位位置的影响，达到很好的验封功能，提高了施工效果。自验封封隔器能实现单个封隔器独立解封，所需解封力小，使封隔器“起得出”，减少了二次措施作业中因封隔器起不出而引起的作业。自验封封隔器胶筒设计可使封隔器“封得严”“耐得久”，很好地达到堵水效果，提高了效益；堵水时间长，减少更多的无效循环，节约机采各项成本。4 4 下步措施下步措施 （1）往因套变无法实施机械堵水的井进行套变点排查，寻找可使用小直径堵水管柱的井进行再堵水，扩大技术使用范围。（2）调层堵水管柱的应用效果继续跟踪，并进一步完善该技术，以适应 C 低渗透油田油井生产情况。（3）与其他部门结合，严格监督施工，确保资料准确性及施工质量。5 5 结结 论论 （1）小直径封隔器及配套堵水工具，使得套变井上得到应用，从而扩大使用范围，提高效益，省去了修井的费用，因修井费用每口 3 万元，故节约修井费用 12 万元。（2）调层堵水管柱，减少施工工序，降低作业成本，提高了经济效益。全年累计降液 14861t，累计增油 348t，累计增加效益 108.44 万元。参考文献参考文献 1 孙继红.油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究J.中国石油和化工标准与质量,2013(16):169-169.2 郑爱玲.复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法J.石油钻井技术,2013(2):10-11.（上接第（上接第 7171 页）页）_ 数据显示生产井杜32-兴H313-1井的方位变化量为1.95，而施工井在测深 1536 m 处的方位为 84.7。施工井段 1539 1542 m 为旋转钻进，1542 1545m 为全力降斜钻进，1545 1558m 井段为旋转钻进。钻井过程中，通过加密测量，认真分析测量数据，调整 2 口井的相对井眼位置直至完钻 1637 m。参考文献参考文献 1 吕新忠.探井水平井钻井工艺技术/石油勘探工程技术M.北京:石油工业出版社,2000:145.2 张世忱.MGT 钻井新技术在杜 229 块 SAGD 水平井中的应用J.油气藏,2009:16.3 杨明合.磁导向技术在 SAGD 双水平井轨迹精细控制中的应用J.钻采工艺,2010.