1、一、小组概况一、小组概况 活动次数活动次数2424出勤率出勤率100%100%原始记录原始记录图表齐全图表齐全小组人数小组人数5 5成立时间成立时间2009.012009.01注册时间注册时间2009.012009.01注册编号注册编号采四采四QC2009-09QC2009-09TQCTQC教育学时教育学时9696小时小时活动时间活动时间2009.01-122009.01-12小组类型小组类型攻关型攻关型井况室井况室QCQC活动小组活动小组QCQC小组成员简介小组成员简介序序号号姓名姓名性性别别年年龄龄文化文化程度程度职职 称称组内组内职务职务接受接受TQCTQC教育时间教育时间负责项目负责项
2、目1 1石军石军男男4444大学大学高级工程师高级工程师组长组长9696总体规划总体规划2 2孙红兵孙红兵男男3838大学大学高级工程师高级工程师副组长副组长9696方案决策方案决策3 3彭礼义彭礼义男男4646中专中专工程师工程师组员组员9696方案论证方案论证现场跟踪现场跟踪4 4张俊平张俊平男男3939中专中专工程师工程师组员组员9696组织实施组织实施现场跟踪现场跟踪5 5高梅高梅女女3535中专中专工程师工程师组员组员9696资料整理资料整理调查统计调查统计制表人：彭礼义制表人：彭礼义 制表日期：制表日期：2009.12.252009.12.25 二、选题理由二、选题理由问题井问题井
3、正常井正常井465465口，口，43.3%43.3%610610口，口，56.7%56.7%套损井和套损套损井和套损+ +落物井合计为落物井合计为389389口，占问题井口，占问题井83.7%83.7% 文南油田目前井况文南油田目前井况采油四厂目前井况现状采油四厂目前井况现状 年份年份合合计计油井油井水井水井小小计计落物落物套损套损套损套损落物落物小小 计计落物落物套损套损套损套损落物落物掉落物掉落物原井原井管柱管柱变形变形套套漏漏掉落物掉落物原井原井管柱管柱变形变形 套漏套漏20062006年年 10109 91 11 12 23 32 21 11 120072007年年 232315154
4、 42 27 72 28 83 31 13 31 120082008年年 444426265 51 116161 13 318183 33 38 81 13 3合计合计7777505010104 425254 47 727276 64 412122 23 3从表中可以看出，从表中可以看出，套变井占事故井的套变井占事故井的55.8%55.8%，是目前文南油田事故井的主，是目前文南油田事故井的主要形式。要形式。20082008年新增套变井较前两年有较大幅度的增加。年新增套变井较前两年有较大幅度的增加。（1 1）以小修代替大修作业）以小修代替大修作业 （2 2）施工周期短，费用低）施工周期短，费用低
5、 （3 3）对套管的损害较小）对套管的损害较小液压变径滚压套管整形技术特点液压变径滚压套管整形技术特点 三、现状调查三、现状调查 2008 2008年，文南油田应用液压变径滚压套管整形工艺年，文南油田应用液压变径滚压套管整形工艺进行修套共进行修套共6 6井次，修复套管井次，修复套管2 2井次，成功率仅为井次，成功率仅为33.3%33.3% 。液液压压胀胀套套修修复复成成功功率率低低的的原原因因选井不合理对套管修复成功率的影响选井不合理对套管修复成功率的影响 套管变形严重程度对套管修复成功率的影响套管变形严重程度对套管修复成功率的影响 套管的钢级和壁厚不同对修复套管成功率的影响套管的钢级和壁厚不
6、同对修复套管成功率的影响 套变井段的岩性对液压胀套修复成功率的影响套变井段的岩性对液压胀套修复成功率的影响 20082008年年1010月月-2009-2009年年1 1月液压胀管修套整形统计表月液压胀管修套整形统计表序序号号井号井号投产投产时间时间措施措施名称名称套变套变程度程度钢级钢级壁厚壁厚套变井套变井段岩性段岩性整形整形效果效果成功成功率率1 1W33-150W33-1502004.102004.10液压胀液压胀套整形套整形3063.15m3063.15m缩径为缩径为109mm109mmP110 P110 9.179.172297-2315m2297-2315m为岩盐层为岩盐层有效有效
7、1001002 2W33-173W33-1732004.102004.10液压胀液压胀套整形套整形井径测试井段井径测试井段2697-2697-3142m3142m有有1313处变形处变形, ,最最小缩径为小缩径为107.97mm107.97mmP110 P110 9.179.17泥岩泥岩有效有效1001003 3WX139WX1392004.12004.1液压胀液压胀套整形套整形测井径显示测井径显示2505-2505-2515m2515m变形严重变形严重P110 P110 9.179.17231023102614m2614m为岩盐层为岩盐层无效无效0 04 4W72-220W72-220199
8、8.121998.12液压胀液压胀套整形套整形110mm110mm铅模打印至铅模打印至3018.16m3018.16m，最小缩径，最小缩径为为106mm106mm2576-2612m 2576-2612m 2640-2645m2640-2645m为岩盐层为岩盐层无效无效0 05 5W230W2301984.111984.11液压胀液压胀套整形套整形测井径为测井径为2505-2515m2505-2515m变形严重变形严重P110 P110 10.5410.54泥岩泥岩无效无效0 06 6W33-140W33-1401997.21997.2液压胀液压胀套整形套整形112mm112mm通井规通至通井
9、规通至3310m3310m，起出通井规有，起出通井规有轻微擦痕轻微擦痕P110 P110 9.179.17泥岩泥岩无效无效0 0四、活动目标四、活动目标1 1、全年液压胀套修、全年液压胀套修复成功率达到复成功率达到60602 2、投入产出比达到、投入产出比达到1 1：1.51.5本次活动目标本次活动目标 目标可行性目标可行性评价评价领导支持：有单位领导支持：有单位领导亲自参加本领导亲自参加本QCQC小组的活动，人员、小组的活动，人员、技术力量得到保证技术力量得到保证 工艺技术较成熟：有工艺技术较成熟：有采油一厂、三厂应用采油一厂、三厂应用液压胀管修套较早，液压胀管修套较早，可以借鉴其成功经验可
10、以借鉴其成功经验成员素质：小组成成员素质：小组成员文化素质高，有员文化素质高，有极强的管理能力和极强的管理能力和技术水平，小组成技术水平，小组成员有长期从事井下员有长期从事井下作业、修井技术研作业、修井技术研究的技术人员，有究的技术人员，有丰富的现场经验和丰富的现场经验和技术素质技术素质结论：目标可行结论：目标可行 五、原因分析五、原因分析投产时间较长投产时间较长套变处通径小于套变处通径小于90mm90mm没有一定规格的工具通过没有一定规格的工具通过影影响响液液压压修修套套成成功功率率低低的的原原因因选井不合理选井不合理套管变形程度套管变形程度套管钢级和厚度套管钢级和厚度套管井段的岩性套管井段
11、的岩性施工工艺施工工艺套管变形弯曲程度套管变形弯曲程度套管错断套管错断盐岩层盐岩层泥岩层泥岩层砂岩层砂岩层钢级的高低钢级的高低套管的厚度套管的厚度选择工具规格选择工具规格配合其它工具配合其它工具 确定要因确定要因（1 1）选井不合理的影响：随着投产时间越长，套管的性能越差，腐蚀越严重；套变处通径小）选井不合理的影响：随着投产时间越长，套管的性能越差，腐蚀越严重；套变处通径小或没有一定规格的工具通过，液压胀管器无法下入，这些原因都导致液压胀套修复整形失败。或没有一定规格的工具通过，液压胀管器无法下入，这些原因都导致液压胀套修复整形失败。（2 2）套管变形程度的影响：套管变形严重弯曲或套管错断，液
12、压胀管器很难下入到套变位置，）套管变形程度的影响：套管变形严重弯曲或套管错断，液压胀管器很难下入到套变位置，即使整形通过后，液压胀管器起出后，由于套管弹性回复原来通径，导致液压胀套修复整形失即使整形通过后，液压胀管器起出后，由于套管弹性回复原来通径，导致液压胀套修复整形失败。败。 （3 3）套管钢级和壁厚的影响：套管的钢级越高，其强度越高，液压胀套整形修复越困难，目）套管钢级和壁厚的影响：套管的钢级越高，其强度越高，液压胀套整形修复越困难，目前文南油田完井使用的油层套管前文南油田完井使用的油层套管TP130TP130和和P110P110的套管强度高，套管变形处的壁厚较厚的套管强度高，套管变形处
13、的壁厚较厚, ,采用液压采用液压胀套整形工艺较难修复套管。胀套整形工艺较难修复套管。（4 4）套变井段岩性的影响：文南油田沙一段盐膏层对油水井套管威胁较大，深度在）套变井段岩性的影响：文南油田沙一段盐膏层对油水井套管威胁较大，深度在230023003000m3000m之间，这些盐膏层在地下高温等条件影响下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压之间，这些盐膏层在地下高温等条件影响下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压力。据计算，井深大于力。据计算，井深大于2000m2000m以上的盐层作用在套管上的外挤力最大可达以上的盐层作用在套管上的外挤力最大可达190MPa190MPa，足以使套管，足以使
14、套管变形甚至完全被挤毁。变形甚至完全被挤毁。（5）工艺对成功率的影响：）工艺对成功率的影响：选择液压胀管器太小，不但起不到修套作用，而且延长了施工周期；选择液压胀管器太小，不但起不到修套作用，而且延长了施工周期；选择液压胀管器的规格太大，无法进入套变处对套管整形，因此需要合理选择胀管器的规格。选择液压胀管器的规格太大，无法进入套变处对套管整形，因此需要合理选择胀管器的规格。 序序号号因素名称因素名称确认情况确认情况是否是否要因要因参加人参加人1 1合理选井合理选井选井是否合理直接影响到液压胀管修套的成功率，选井是否合理直接影响到液压胀管修套的成功率，此因素为可控因素。此因素为可控因素。是是孙红
15、兵孙红兵彭礼义彭礼义张俊平张俊平2 2套变程度套变程度套变程度可以采用打铅印或电磁探伤组合测井资料套变程度可以采用打铅印或电磁探伤组合测井资料正确判断出套管变形的严重程度，此因素为次要因正确判断出套管变形的严重程度，此因素为次要因素。素。否否彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅3 3套管钢级套管钢级和壁厚和壁厚套管变形处的钢级和套管壁厚，在钻井资料中的套套管变形处的钢级和套管壁厚，在钻井资料中的套管程序中查出，此因素为次要因素。管程序中查出，此因素为次要因素。否否彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅4 4套变处套变处岩性岩性盐膏层在地下高温、高压及外界压力波动较大的条盐膏层在地下高温、高压及外界压力波
16、动较大的条件下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压力，件下，蠕变发生塑性流动，形成对套管的外挤压力，导致套管损坏变形，此因素为不可控因素。导致套管损坏变形，此因素为不可控因素。否否彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅5 5工艺因素工艺因素选择液压胀管器的规格是否合适，施工工艺是否合选择液压胀管器的规格是否合适，施工工艺是否合理，直接影响套管修复的成功率，此因素为主要因理，直接影响套管修复的成功率，此因素为主要因素。素。是是彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅制表人制表人:彭礼义彭礼义 制表日期制表日期:2009.12 要因确认要因确认 六、制定对策六、制定对策要因要因对对 策策措措 施施完成时间完成
17、时间负责人负责人检查人检查人合理合理选井选井加强对该技术适应加强对该技术适应性的研究，根据该性的研究，根据该技术的特性，结合技术的特性，结合文南油田井况特点文南油田井况特点和成功、失败典型和成功、失败典型井例，制定液压修井例，制定液压修套选井原则，合理套选井原则，合理优选施工井。优选施工井。一是根据油水井的投产时间、一是根据油水井的投产时间、套管的钢级和壁厚、套变井套管的钢级和壁厚、套变井段岩性以及井史资料合理选段岩性以及井史资料合理选井；二是充分利用井径测试、井；二是充分利用井径测试、电磁探伤、通井结果及打铅电磁探伤、通井结果及打铅印的结果，合理选择工具规印的结果，合理选择工具规格，合理安排
18、施工工序。格，合理安排施工工序。2009.022009.02彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅石军石军孙红兵孙红兵工艺工艺因素因素根据套变程度、井根据套变程度、井径测试、电磁探伤、径测试、电磁探伤、通井结果及打铅印通井结果及打铅印的结果，制定工艺的结果，制定工艺措施。措施。合理选择液压胀管器逐合理选择液压胀管器逐级修套级修套、组合其它修套工具组合其它修套工具复合修套，提高液压胀套修复合修套，提高液压胀套修复成功率。复成功率。2009.022009.02彭礼义彭礼义张俊平张俊平高梅高梅石军石军孙红兵孙红兵制表人制表人: :彭礼义彭礼义 制表日期制表日期:2009.12:2009.12七、对策的实施
19、七、对策的实施投产时间相对较短的井（投产时间相对较短的井（1010年以内）、年以内）、1010年以上而轻微套变的井。年以上而轻微套变的井。在液压胀套前，井筒的最小通径有一定规格（不小于在液压胀套前，井筒的最小通径有一定规格（不小于95mm95mm）的通井规钻）的通井规钻铣工具或管类工具通过的井。铣工具或管类工具通过的井。 套管变形较轻，套管通径大于套管变形较轻，套管通径大于95mm95mm，并且位置不在盐膏层段的井。，并且位置不在盐膏层段的井。 测试资料及井史资料齐全的井。测试资料及井史资料齐全的井。对需要下封隔器卡封压裂、注水、或下大通径工具的井，可以选择和其它对需要下封隔器卡封压裂、注水、
20、或下大通径工具的井，可以选择和其它修套工具一起使用，效果会更好。修套工具一起使用，效果会更好。 （一）、制定选井原则（一）、制定选井原则（二）、（二）、合理选择工具规格及施工工艺合理选择工具规格及施工工艺1 1、依据井况测井资料合理选择液压胀管器逐级修套、依据井况测井资料合理选择液压胀管器逐级修套实施井例：实施井例：W138-24W138-24井井 该井于该井于20052005年年1212月月2525日投产，日投产，20092009年年9 9月月2020日上修，要求补孔后卡封于日上修，要求补孔后卡封于3391m3391m压裂。起出泵管后，下压裂。起出泵管后，下114mm114mm* *2.0m
21、2.0m通井规于通井规于2781.432781.43m m遇阻（盐岩遇阻（盐岩层段：层段：2778-28362778-2836m m），通井规有划痕，分析为盐岩层导致套管变形。决定），通井规有划痕，分析为盐岩层导致套管变形。决定采用逐级液压胀套修复套管。首先用采用逐级液压胀套修复套管。首先用113mm113mm* *3m3m液压胀管器从液压胀管器从2756.92756.9m m修修套至套至37363736m m后，再次下入后，再次下入115mm115mm液压胀管器修套液压胀管器修套2727-37362727-3736m m后，下后，下114mm114mm* *1.6m1.6m通井规通井至通井规
22、通井至3735.223735.22m m，起出通井规完好。下，起出通井规完好。下Y541-114Y541-114封隔封隔器卡封于器卡封于3391.3m3391.3m压裂一次成功。压裂一次成功。 目前累计增油目前累计增油607.6607.6t t，累增气，累增气1517015170m m3 3。1 1、依据井况测井资料合理选择液压胀管器逐级修套、依据井况测井资料合理选择液压胀管器逐级修套实施井例：实施井例：W72-234W72-234井井 该井于该井于20032003年年4 4月月1414日投产，日投产，20052005年年1212月转注。月转注。20092009年年1010月月1010日地质要
23、求卡封日地质要求卡封酸化增注措施：酸化增注措施：1111日电磁探伤组合测井结果显示：日电磁探伤组合测井结果显示：2612-26202612-2620m m井段套管严重弯井段套管严重弯曲，最小缩径至曲，最小缩径至112.17112.17mmmm；2666-26702666-2670m m井段套管中度弯曲，最小缩径至井段套管中度弯曲，最小缩径至114.31114.31mmmm；2706-27102706-2710m m井段套管轻度弯曲，最小缩径至井段套管轻度弯曲，最小缩径至116.02116.02mmmm；2728-2728-27332733m m井段套管中度弯曲，最小缩径至井段套管中度弯曲，最小
24、缩径至114.3114.3mmmm；2748-27522748-2752m m井段套管轻度弯井段套管轻度弯曲，最小缩径至曲，最小缩径至116.46116.46mmmm；3232-32373232-3237m m、3252-32583252-3258m m、3285-32923285-3292m m、3299-3299-33033303m m井段因射孔造成内壁毛糙；井段因射孔造成内壁毛糙；3310-33243310-3324m m井段套管内壁毛糙变形。井段套管内壁毛糙变形。 依据测井资料分别选择依据测井资料分别选择112112mmmm、115115mmmm液压胀管器修套，仅用液压胀管器修套，仅用
25、9696小时，修套小时，修套810810m m（液压修套：（液压修套：26052605m-m-34153415m m），下），下114mm114mm* *1.5m1.5m通井规通至通井规通至34153415m m合格，下合格，下Y221-114Y221-114封隔器卡封于封隔器卡封于3308.53308.5m m成功。成功。 2 2、组合其它修套工具复合修套，提高液压胀套修复成功率、组合其它修套工具复合修套，提高液压胀套修复成功率典型井例：典型井例：W133-28W133-28井井 该井于该井于19921992年年9 9月月2626日投产，日投产，20082008年年9 9月月2525日下日下
26、114mm114mm* *2.0m2.0m通井规于通井规于2571.7m2571.7m遇阻，通井规底部有明显擦痕；遇阻，通井规底部有明显擦痕；114mm114mm铅模打印铅模打印3197.98m3197.98m（在（在2571.7m2571.7m处无明显显示），起出铅模最小缩径为处无明显显示），起出铅模最小缩径为97mm97mm，且铅模，且铅模侧面有划痕，卡封压裂措施未实施。侧面有划痕，卡封压裂措施未实施。20092009年年1 1月月4 4日地质要求再次卡封压裂措施：根据以前的井况资料分析日地质要求再次卡封压裂措施：根据以前的井况资料分析认为：认为：一是在岩盐层段套变（一是在岩盐层段套变（2
27、520-25702520-2570为盐膏层段），二是射孔时为盐膏层段），二是射孔时造成射孔层段套变且套管有毛刺造成射孔层段套变且套管有毛刺；经过认真分析讨论，修套工艺上采；经过认真分析讨论，修套工艺上采用用液压胀套和长面铣锥组合液压胀套和长面铣锥组合进行修套，利用它们修套的各自优缺点进进行修套，利用它们修套的各自优缺点进行互补。行互补。 典型井例：典型井例：W133-28W133-28井井 工工 艺艺 流流 程程首先选择下首先选择下114mm114mm* *11.4511.45m m液压胀管器修套液压胀管器修套2521.8-3202.02521.8-3202.0m m，使套管有较，使套管有较顺
28、畅的通道，然后改下顺畅的通道，然后改下116mm116mm* *1.01.0mmmm长面铣锥对套管毛刺进行处理至设计长面铣锥对套管毛刺进行处理至设计位置位置3073.03073.0m m，再次下，再次下116116mm mm 液压整形器反复液压胀管修套液压整形器反复液压胀管修套2571.30-2571.30-3202.53202.5m m，下，下114mm114mm* *2.02.0m m通井规通井至通井规通井至3203.53203.5m m，起出通井规完好，验证，起出通井规完好，验证修套成功。修套成功。1 1月月1616日填砂日填砂3086.63086.6m m，下，下RTTSRTTS封隔器
29、卡封压裂成功。封隔器卡封压裂成功。 压裂后累计增油压裂后累计增油969.1969.1t t，累增气，累增气2173521735m m3 3，措施效果显著。，措施效果显著。八、效果评价八、效果评价实施液压滚压套管整形工艺实施液压滚压套管整形工艺21井次井次修套井深修套井深25002500m：3 3口口修套井深修套井深2500-3000m2500-3000m：8 8口口修套井深修套井深3000m3000m：1010口口修复成功修复成功1313井次，成功率井次，成功率62%62% 经济效益评价经济效益评价投入：投入：404.2404.2万元万元创效创效: :343.397万元万元产出产出: 747.
30、597万元万元投入产出比：投入产出比：1:1.851:1.85目标完成情况目标完成情况液压胀套修复成功率为液压胀套修复成功率为62%62%，超过目标，超过目标60%60%；投入产出比；投入产出比11.8511.85，超过目标值，超过目标值11.511.5。九、巩固措施九、巩固措施2加强对该技术适应性加强对该技术适应性的研究，根据该技术的研究，根据该技术的特性，结合文南油的特性，结合文南油田井况特点，结合其田井况特点，结合其它工艺技术，指导优它工艺技术，指导优选施工井、合理选择选施工井、合理选择工具规格，进一步提工具规格，进一步提高套管修复成功率。高套管修复成功率。 1经过全体经过全体QCQC小
31、组成员小组成员的共同努力，我们圆的共同努力，我们圆满完成了年初制定的满完成了年初制定的活动目标，确定了液活动目标，确定了液压胀管修套工艺技术压胀管修套工艺技术可以在文南油田推广可以在文南油田推广应用。应用。 十、下步打算十、下步打算 通过液压胀管修套工艺技术在文南油田的现场应用和认证，通过液压胀管修套工艺技术在文南油田的现场应用和认证，根据液压胀管修套工艺以小修代替大修作业、施工周期短、费用根据液压胀管修套工艺以小修代替大修作业、施工周期短、费用低、对套管的损害较小等特点，对于投产时间较短、套变程度较低、对套管的损害较小等特点，对于投产时间较短、套变程度较轻，并且套变井段不在盐岩层段的油水井，应用该工艺技术修复轻，并且套变井段不在盐岩层段的油水井，应用该工艺技术修复套管见到了较好的效果，可以加大该技术在文南油田的推广应用。套管见到了较好的效果，可以加大该技术在文南油田的推广应用。 下步将加大该技术在文南油田适应性的研究，根据该技术的特下步将加大该技术在文南油田适应性的研究，根据该技术的特点，结合文南油田井况特性，组合其它工艺技术，指导优选施工点，结合文南油田井况特性，组合其它工艺技术，指导优选施工井、合理选择工具规格，进一步提高套管修复成功率，满足文南井、合理选择工具规格，进一步提高套管修复成功率，满足文南油田套管修复的需要。油田套管修复的需要。
