套损井贴堵治理技术应用及推广课件PPT.ppt

套损井贴堵治理技术应用及推广;前言;汇报提纲;2010年以来，我们对老油田井筒恶化的形势进行了认真梳理，主要存在四方面的不适应性：;第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景;2005-2010年带封管柱交大修情况;二是井筒状况的不断恶化导致作业施工工序日益复杂：

单井作业层次由2005年2.8次上升到4.7次；

单井作业周期由2005年5.1天上升到10.1天；

单井作业劳务由2005年6.37万元上升到9.7万元。;“十一五”期间，全厂新增套损井808口，其中无法利用井242口，更新井数仅102口。截止2010年，共有套坏井1736口（报废748口，带病生产779口），占总井数的39.2%。

井网指标持续下降，水驱储量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。;截止2010年套损井数达59口，占总井数的20.7%，失控储量328×104t。;40B显示：套管在2075-2088m多处轻微变形，在2125-2130m变形较严重，多次整形无效，无法卡封分注，改封串管柱保护上部套管合层注水。

通过室内对MC-E型膨胀剂的加量及不同温度的膨胀率实验，最终确定膨胀剂的加量为3.

第一部分胜坨油田“贴堵技术”的研究背景

三是低油价对单井产能要求越来越高。

施工后承压低（＜5MPa）

三、贴堵技术成为套损井治理的有效手段

采油速度%）

获国家专利授权7项，其中发明专利2项，实用型专利5项。

40B显示油层上套管腐蚀严重

但是面临三方面的难题：

33万元，贴堵井为5.

83层层内渗透率级差3.

“五位一体”优化，实现增量创效

成本高（56万元）周期长（30天）

2001-2011年套损水井统计柱状图;经过近五十年开发，套管老化腐蚀严重，多层系开发，卡封无效或低效高含水井比例达到16%，卡封可靠性差。;40B显示：套管在2075-2088m多处轻微变形，在2125-2130m变形较严重，多次整形无效，无法卡封分注，改封串管柱保护上部套管合层注水。;背景4：老油田单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足;平衡油价与经济极限初产关系曲线;基于以上分析，为进一步提高老油田综合调整效益，针对老井多、井况复杂的现状，探索研究了一种封堵可靠性高、施工工艺简单且有效期长的贴堵工艺技术，再造新井壁，盘活老井资源，恢复油田水驱动用储量，为构筑有效井网提供有力支撑。;汇报提纲;针对日益凸显的开发矛盾，胜采厂及时转变观念，立足自主创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术。

经过6年的研究与发展，配套技术日益完善，现场适应性及各项技术指标均有了新突破，逐步将其打造成为低油价时期提高开发质量、减少施工成本、盘活老井资源的有效手段。;非离子降失水剂（LT-2）

套损后继续注水导致套损加剧，再次作业时封隔器难以提出，导致管柱遇卡。

采用小直径防砂工具防砂

“五位一体”优化，实现增量创效

对83层实施细分韵律射孔，提高韵律层动用程度。

经过6年多的持续优化改进，形成了两种材料、五种类型的工艺配套模式，满足了不同贴堵井段、不同井况的开发需求。

结果表明：贴堵刮片耐蚀性有明显提高。

变径液压整形修套示意图

在目前低油价的形势下，已成为老油田井筒治理的成熟低成本技术，并成为方案调整、细分注水、复杂井况井治理的有效手段。

贴堵技术成为细分层系注水的有效手段；

胜采厂针对日益凸显的开发矛盾，转变观念，大力实施技术创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术，各项技术指标均有了新突破，逐步将贴堵技术打造成为特高含水期提高开发质量和效益的新利器。

“五位一体”优化，实现增量创效

套管在油层部位腐蚀结垢严重，无法有效卡封，被迫改光管注水；

7万吨，平衡油价66.

选取尺寸114/108mm（壁厚为3mm），合金材质为40CrNiMo。;创新思路：

研究集管外封固、管内贴堵、可靠性高、有效期长、施工简易、后期处理方便的井筒治理技术，实现井筒再造。;序号;一是开展管材强度的研究；;对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加48.097MPa的外压，得到应力分布云图：;对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加38.454MPa的内压，得到应力分布云图。;不同壁厚下满足强度要求所选管材材质及抗拉、抗压的应力大小;二是开展管材耐腐蚀性能研究；;同时用动态腐蚀仪测试，常压90℃油田地层水，将J55套管材料与贴堵挂片样本充分反应72h，由于贴堵管材进行了表面处理，与套管挂片样本基本不发生电化学反应，贴堵管挂片的腐蚀速率仅为0.0409mm/a。;根据强度及密封性要求，选取尺寸114/108mm管材，贴堵管施加200KN轴向拉力，对贴