h1—12井修井作业技术探究

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1、H1—12井修井作业技术探究　　摘要：本文针对塔河油田H1-12井的实际情况，分析了造成井下事故的原因，并对修井作业过程中可能存在的风险进行了初步评估，最终设计了适合H1-12井的修井工艺，选取XJ750型及以上修井机、修井液密度为1.1g/cm3，同时在盐水中加入0.5%的碱式碳酸锌，并对施工程序进行了精细设计，顺利完成该井的修井任务。关键词：塔河油田H1-12井修井一、油井基本情况H1-12井是塔河油田阿克库勒艾丁克5号构造北部的一口开发井，该井于2009年1月7日开钻，2009年5月9日完钻，设计井深6256.00m，完钻井深为6265.00m。

2、2009年7月建产，开井生产7日高含水关井，累产液667t，累产油40t。阶段累计产液667.4t，累产油40.4t，累产水627t。关井后定期泄压。套管泄压为明水，油管泄压可见到稠油，泄压后压力恢复快。恢复后油压22MPa，套压20MPa。二、井下事故分析62011年2月26日测静压过程中发现油管稠油凝堵，稀油处理井筒未能解堵。2011年4月24日上修处理井筒，起原井管柱时，上提负荷大（95-105t），硬拔出17根（166m）后倒扣，边用稀油处理稠油边倒扣，处理至2474m，倒扣共倒出239根，累计原井油管出井256根，因稠油频繁上返压井困难，组下

3、光管柱完井，探得鱼顶位置2474.06m。落鱼为31/2″油管372根+7″水力锚+27/8″油管18根+5.38″PDP裸眼封隔器+节流器+31/2″EUE喇叭口，鱼顶为31/2″BG110S*EUE油管接箍。作业累计使用稀油1220方，累计回收混合油1560方，盐水及重浆漏失52方。2011年6月20日开井高含水，间开至第4轮无水生产。2012年2月1日，因供液不足上修转抽，组下70/44*抽稠泵，累计漏失比重1.14压井液229m3，期间探得鱼顶为2474.93m。机抽生产初期含水，排水116t后基本不含水，生产期间液量13t左右，动液面下降快，

4、2012年9月13日-16日因供液不足尝试一轮注水，累计注水1330m3，焖井13天后开井生产，初期高含水，排水365m3后含水逐渐下降，在20%-40%之间波动。2013年2月13日至20日第二轮注水2518方，3月8日开井生产，目前该井日液63t，日产油5.9t，含水90.7%。三、修井作业风险评估1.落鱼6在前期作业过程中，起出17根油管，表明封隔器已解封，但经过多次倒扣打捞作业后，两次作业（倒扣、转抽）探得鱼头推算封隔器位置基本与完井座封位置重合，封隔器存在重复座封可能，打捞过程中可能出现无法整体打捞出井，封隔器需另行处理；同时该井虽供液不足但

5、间开或注水后能维持较长时间稳定生产，分析鱼头可能下移，死油抱死落鱼问题可能得到了很大缓解。2.漏失2012年2月转抽期间比重1.14压井液未能建立循环，作业期间（6天）压井液均漏失（229m3），施工作业需要在做好处理好稠油问题的同时也要做好漏失准备和防范工作。3.稠油和硫化氢影响2011年作业地层出稠油严重影响作业进度，在修井作业过程可能出现稠油上返影响井筒作业；邻井TH1-27井2012年2月6日计量分离器检测硫化氢浓度7680.2mg/m3，施工期间做好硫化氢防护及井控工作。四、修井工艺技术设计1.修井机和修井液的选取6修井最大作业深度6265m

6、，可能需进行打捞、套铣、钻磨等工序，需选择XJ750型及以上修井机。根据前期作业分析，在参考测压资料以及前期修井作业及漏失情况等，确定修井液密度为1.1g/cm3，修井液比重根据现场情况及时调整，考虑硫化氢问题，在盐水中加入0.5%的碱式碳酸锌，前期作业存在漏失，修井液配备量为300m3盐水。该井可能存在稠油上涌，作业中根据情况使用稀油，用量根据现场情况调整。在2012年2月转抽过程中，漏失严重，压井液全部失返，两次注水作业均注水顺畅，地层吸水良好，因此修井作业可能存在压井液无法建立循环问题，在漏失严重情况下可换用泥浆。2.施工程序设计2.1设备安装、

7、备液、开工验收：设备搬迁及安装调试，井场规格化，开工验收合格；配备密度为1.1g/cm3的盐水300m3。2.2泄压、反循环压井、观察井口：控制泄压，用密度1.1g/cm3的盐水反循环压井1.5周以上至进出口液性一致，开井观察4小时，井口稳定，无溢流、无气泡为合格。若不能建立循环，则一直补液，测漏速。2.3起甩原井杆柱：在井口稳定情况下，起甩原井机抽杆柱，及时补液并准备好防喷工具及相应变扣，做好井控工作，防止井喷事故发生，对起出杆柱及井内起出工具进行检查清点，并认真核对数据。2.4拆井口，安装井控设备并试压：在井筒稳定的情况下，拆采油树，安装液压防喷器

8、，安装压井、节流及放喷管线，按相关试压规程试压合格。62.5起甩原井油管：起甩原井管柱，起钻时