连续油管压井技术在高压高产井的应用与实践
时间：2020-12-23 04:07:03 来源：达达文档网 本文已影响 人 
王永才 孟庆学 石峰
摘 要：双229-36-72井为空井，自喷压力比较高，压力16mpa，井口为250采油树井口，如果不及时更换井口，存在井控风险，应用连续油管在不动井口条件下，进行循环压井。成功进行了压井，更换了350采气树井口。
关键词：关键词：连续油管;压井;辽河油田
一、该井基本情况
该井是我单位连续油管施工的第一口超深井（井深4167米，施工深度3350米），高产（日产64吨油），高压（16MPa），高油气比（日产气14000方）井。
二、施工难点
通过研究，提出几个风险及控制措施：
1、连续油管1.5寸比较细，下管容易碰到套管接箍或者井内所结蜡，造成连续油管弯曲或者缠绕。预防措施，下管按照操作标准，控制下放速度，尤其在结蜡点以上，每隔一段距离要求上提活动管柱，如果负荷不正常，停止下管，上報落实原因。
2、由于该井气比较大，在结蜡点以上，为防止下管遇阻或蜡卡连续油管。预防措施，结蜡点以上用80度以上热水充分循环，洗净井筒井壁。
3、该井井口是250采油树井口，要求压井施工出口压力不高于17mpa，防止压力过高，井口出现刺漏，并在施工中有专人负责观察。
4、由于井内压力比较高，施工压力高，为防止设备出现故障，要求准备两台700型泵车。
三、理论分析
理论计算准备，该井油层4000米，油层中部压力38mpa，井口压力16mpa。
（38-16）/40=0.55mpa/百米。
也就是相当于井内流体相对密度0.55 Kg/m3。
按照气井附加压力值为5mpa，那么压井液要平衡掉压力16+5=21mpa。
如果使用1.25压井液。那么相比井内流体，压井液液柱1000米增加7mpa。
需要下连续油管至3000米，置换井内流体成1.25压井液，实现压井目的。
最终甲方要求连续油管下深至3300米。
另外一种压井液置换法，下深少于3000米控制出口压力，依靠压井液密度差，置换井内流体。
五、施工过程
进行现场安装连续油管车和出口节流管汇进站。防喷器和防喷盒试压21mpa后，组织所有参与单位，召开了施工前安全技术分工交底会。分工要求：
1、出口有专人观察压力，由采油负责，不超过17mpa。
2、连续油管刚下时，开始井口有蜡，防堵防卡，开始低排量低下放速度。用热水彻底蜡洗净。防止碰弯小油管。
3、有专人看着泵车压力， 保持泵车压力高出井口压力3mpa，随时根据出口压力调整。
4、保持进口的流量大于出口流量，出口油嘴控制，防止压井液油气侵。
5、1000米以后，逐渐放大油嘴，加大流量，加快下放速度。
上午10点开始下连续油管，并循环热水进站。
开始出口有6mm油嘴控制。头一百米遇阻比较明显，由于井口结蜡，由于井内压力比较高，最多压5吨，反复上提下放活动。
随着深度的加深，热水进入井筒，遇阻情况逐渐减轻，泵压和井口压力逐渐降低。到500米时候，遇阻情况消失，加快下管速度。速度达到12米/分钟。当时的泵车排量是86升/分钟。考虑一分钟下放12米5寸半套管容积是144升， 泵车排量跟不上下放速度，那么就容易造成压井液混浆。要求下放速度和排量要一致，要求泵车提高排量，泵压达23mpa，排量达到144升/分。
压井四小时后，深度2480米，负荷正常，累计流量27方，为增加流量，出口换成8mm油嘴。
压井5小时候后，到达设计深度3350米，随深度增加，热水替换出井内油气，井口压力降至10mpa，最大排量达到166升/分。开始循环。
循环至17点，循环一周，出口压力进一步降低，出口压力4mpa。脱气干净，出口取样无油气，全是水，共循环热水54方，油嘴换成10mm，进一步放大出口，开始替盐水。
替盐水后，出口压力进一步逐渐降到，从4mpa降到2mpa，最大泵车压力23mpa，最大排量173升/分。摘掉了油嘴，用闸门控制出口，出口压力直降降到0.3mpa。晚11点替盐水结束，出口液体比重1.19。进出口压力0.2mpa，出口打开没有溢流显示。
六、几点认识
1、1.5寸连续油管在设备性能允许情况下。可以在直井5寸半套管中下深至3300米。
2、1.5寸连续油管在泵压23mpa时，排量175 l/min。连续油管由于内径小，循环摩阻大，泵压比较高，排量较小。连续油管每分钟下放产生套管内容积不超过泵车排量。否则下放速度过快会导致循环脱气的效果不好。
3、出口用油嘴控制，压井出口的排量要低于进口排量，这样会防止压井液油气侵。更利于压井液置换井内流体。
参考文献：
[1] 高文全.连续油管带螺杆钻具技术在辽河油田的应用 [J]，石油机械，2004，32（12）：44-45.
[2] 吴奇《井下作业工程师手册》第二版 石油工业出版社.
