油井老井試油事故及處理措施分析

齊加德

摘 要：隨著長慶油田勘探開發的迅速發展，新井部署密度逐漸增大，因此，油井老井的維護和再次試油成為今后油田發展一種趨勢，老井試油壓裂工作量也會隨之快速增長，文章簡要介紹了近年來老井重上井試油壓裂過程中遇到的一些特殊情況，以及相應的解決措施，從而總結出一套老井試油改進意見，確保油井老井試油的順利開展。

關鍵詞：老井；試油壓裂；解決措施；改進意見

中圖分類號：TE323 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2014）29-0176-03

長慶油田屬于低滲透油田，該類油田經過初次試油壓裂后單井產量逐漸遞減，必須通過后期的注水或對新老層系重復壓裂來穩產和增產。但是，油井注水到一定時期后，油井產量依然會遞減比較嚴重，這就需要對油井新老層系進行重復試油壓裂。于此同時，該類老井經過了長期的投產采油，井筒內壁會產生腐蝕或變形，落物，并且開采目的層系嚴重虧空，產生很大負壓等復雜情況，在老井試油壓裂過程中必須考慮一切不確定因素，采取適當的預防措施，才能順利的完成施工任務，達到油井老井的增產目的。

1 老井井筒處理

曾經試油壓裂作業過的老井，井筒往往存在套管腐蝕結蠟、水泥塞、橋塞、支撐劑或其他落物等情況，有的井層套管外無固井水泥，直接影響到試油工作的順利進行。老井進行再次試油壓裂作業前必須進行鉆塞、沖砂、封堵、打撈、固井、封竄等特殊技術處理，使井筒內暢通，套管外不竄，才能滿足試油壓裂工藝要求。若一個環節沒有做到，就會出現事故復雜，嚴重影響了施工質量。

油井老井試油作業前必須要對已長期生產后的套管進行通井及刮削作業，驗證井筒是否發生變形和清理套管內壁的附著物，如果發現套管變形，就要采取措施，進行套管整形，確保套管暢通。

2 壓裂管柱結構優化

對于油井老井試油壓裂入井的管柱是多樣化的，主要根據原有層系和目的層系之間的位置而定，但是遵循的一條原則就是在確保工程安全的前提之下設計下入。老井壓裂管柱結構主要分為以下3種：

①施工目的層位于已打開原層系底部，或著位于已打開2個原層系之間，則可以選擇三封套壓鉆具，如圖1、圖2所示。

入井鉆具結構為：球座（帶鋼球）+1#封隔器+導壓噴砂器1個（目的層位置）+2"7/8外加厚油管**根+外加厚調整短節+2#封隔器+2"7/8外加厚油管**根+3#封隔器+水力錨+2"7/8外加厚油管至井口。

②施工目的層位于已打開原層系頂部，則可以選擇雙封選壓鉆具，如圖3所示。

入井鉆具結構為：球座（裝鋼球）+1#封隔器1個+導壓噴砂器1個（目的層位置）+2"7/8外加厚油管**根+2#封隔器1個+水力錨+2"7/8外加厚油管至井口。

③施工目的層位為多層的，則可以選擇不動管柱和雙封選壓組合鉆具，如圖4、圖5所示。

入井鉆具結構為：球座（裝鋼球）+1#封隔器+導壓噴砂器（目的層位置）+2"7/8外加厚油管**根+2"7/8外加厚調整短節+雙公球座（Φ4 2 mm）+2#封隔器+A級KHT-100滑套導壓閥+2"7/8外加厚油管**根+3#封隔器+水力錨+2"7/8外加厚油管至井口。

根據不同井的具體情況，選擇一套適當的入井鉆具結構可以達到事半功倍的效果，但是相反，如果入井鉆具與工藝不相匹配，會造成井下復雜，處理難度很大。

3 老井試油事故案例分析

長慶油田油井老井試油2口井典例，通過試油壓裂改造，其中一口井產量達到工業油流標準，但是在試油過程中由于壓裂工藝和鉆具的配備出現了問題，造成卡鉆工程事故。

3.1 里**井

里**井，2009年6月2日完鉆，完鉆井深2 510.0 m，人工井底2 494.89 m。采用244.50 mm表層套管（下深316.93 m）+139.70 mm油層套管（下深2 509.8 m）完井。

2009年7月24日～2009年9月14日進行試油，共試油2層：①長82，②長81。

經過3年的采收，決定開發新層系長4+5層。

2012年6月18日下三封套壓鉆具壓裂長4+51下段，壓后反沖徹底后，上提鉆具遇卡，最高拉力達到65 kN，活動鉆具2 h，無解卡現象。現場決定直接倒繩做抽汲準備，下一步進行抽汲降管柱液面解卡。

6月22日抽汲液面降至1 650 m，倒繩上提鉆具，解卡成功，起鉆換雙封選壓壓裂鉆具。木**井：

木**井，2008年9月7日完鉆，完鉆井深2 550.0 m，人工井底2 528.37 m。采用244.50 mm表層套管（下深228.48 m）+139.70 mm油層套管（下深2 549.82 m）完井。

2008年10月19日～2008年11月28日進行試油，共試油3層：①長91，②長81，③長4+52。

經過4年的采收，決定開發新層系長4+5層。

2012年6月26日用Φ118 mm×1.8 m通井規通井至2 528.20 m，未見異常。

6月30日用活性水50 m3反循環洗井，泵壓5 MPa，排量500 L/min，無返出液體，隨后起鉆檢查通井規，無刮痕。

7月3日下雙封選壓鉆具壓裂長4+51層：2 110.0～2 112.0 m，加砂：10 m3，壓后反沖徹底后，上提鉆具遇卡，最高拉力達到

65 kN，活動鉆具1 h，無解卡現象。現場決定直接倒繩做抽汲準備，下一步進行抽汲降管柱液面解卡。壓裂鉆具位置：KFZ-115水力錨2 101.63 m，上K344-115封隔器2 102.29 m，Φ23 mm導壓噴砂器2 112.67 m，下K344-115封隔器2 113.40 m，球座2 113.83 m。

7月7日抽汲液面降至1 350 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高拉力達到65 kN，活動鉆具2 h，無解卡現象，研究決定繼續倒繩做抽汲準備，講油管內液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高里達到68 kN，活動鉆具4 h，無解卡現象。

7月13日用活性水72 m3，反循環洗井，泵壓9 MPa，排量600 L/min，返出液體50 m3，返出液含有少量砂粒雜質，沖至無砂粒后，上提管柱未解卡，活動鉆具2 h，用活性水30 m3，反循環洗井，泵壓11 MPa，排量550 L/min，返出液體30 m3，進出口水色一致，上提管柱無效，活動3 h未解卡。

7月18日油管內下空心抽油桿進行管內沖砂作業，700型水泥泵車正循環沖砂，用活性水44 m3，油管內正循環沖砂，泵壓18 MPa，排量200 L/min，沖至2 100.5 m，返出液體44 m3，攜帶少量砂粒雜質。

7月27日組織1 400型主壓車進行油管內沖砂作業，用活性水90 m3，泵壓38 MPa，排量250 L/min，返出液體90 m3，返出液攜帶少量泥沙，沖至無砂粒雜質，起出空心抽油桿，活動鉆具無效。

7月28日用活性水60 m3正循環沖砂，泵壓由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液體50 m3，返出少量泥沙和井壁附著物，沖至無雜物后，用活性水40 m3反循環沖砂，泵壓20 MPa，排量300 L/min，返出液體18 m3，返出少量泥沙和井壁附著物。活動鉆具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循環洗井，泵壓7 MPa，排量600 L/min，返出液體18 m3，進出口水色一致，用活性水32 m3，反循環洗井，泵壓22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液體28 m3，返出無砂粒。活動鉆具，未解卡。

8月2日使用脫扣震擊方法解卡，短節拉高至4 m，拉至60 kN脫扣下擊，震擊2次，鉆具解卡，起鉆后發現鉆具懸重下降8 kN，判斷井內油管斷裂，起鉆檢查。

8月3日起鉆完，發現第161根油管嚴重變形，并斷裂，為了進一步確定魚頭的位置和形狀，決定下鉛印驗證。

8月4日下鉆161根油管和一個鉛印，探魚頭位置1 532.26 m，起鉆觀察鉛印痕跡和起出的油管斷裂處一樣，斷面長度為102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.26 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣，起鉆檢查母錐，斷裂油管并未打撈起來，只是打撈出一截嚴重變形的魚頭斷面。

8月8日～8月10日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.68 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣成功，起鉆檢查母錐，成功打撈出斷裂油管。

8月11日～10月13日，多次用雙滑塊打撈矛打撈出完整油管60根，用套銑筒和反扣母錐先后倒出KFZ-115水力錨，2個K344-115封隔器，一個導壓噴砂器和球座。

此次處理事故復雜歷時97 d，嚴重影響了生產進度，造成大量的資源浪費。

4 事故復雜原因分析

長慶油田油井老井試油中復雜事故的發生，研究后發現事故發生的主要原因有以下幾點：

①入井管具不合格。由于油井試油求產必須要進行抽汲作業，因此鋼絲繩對油管內壁有一定的磨損，長期不檢測油管壁厚度，勢必會發生井下事故復雜。

②沒有制定合理的壓裂施工鉆具結構。由于老井長期的采收作業，致使儲層虧空嚴重，產生一定的負壓，底部封隔器的型號不應該采取壓差式的，應該選用Y221封隔器或打可撈式電纜橋塞封隔下段。

③在正循環洗井油管暢通，反循環洗井套管蹩壓的情況下，由于油管均為舊油管，應該控制泵壓不超過15 MPa。

④老井試油井井筒由于多年的油氣侵蝕，井壁會附著大量的膠結物質，通過壓裂后井壁上的膠結物質會松動并掉落至大直徑鉆具處，容易形成卡鉆。

⑤由于施工目的層儲層物性較差，壓裂之后返排會攜帶出一部分支撐劑進入井筒，掉落至大直徑鉆具處，形成卡鉆。

5 結 語

①長慶油田大發展過程中，為了實現增產的目的，不斷拓寬勘探開發領域，為了增產和穩產，老井試油必將成為今后的一項重要業務，前景十分廣闊。

②老井試油由于經過多年的采收，井筒會發生一些變化，比如井筒變形和井壁結蠟以及腐蝕，因此，驗證老井井筒的暢通性和清潔性尤為重要。

③加強入井材料的管理，開工前必須對施工隊伍油管進行檢測，對于不合格的管材予以及時更換。

④嚴格篩選施工隊伍，老井試油要選擇質量管理好、技術素質相對高的施工隊伍作業，把住關鍵環節，防患于未然。

⑤由于老井試油的特殊性，必須選用適當的壓裂入井工具，之前的常規壓裂管柱結構已經不能夠滿足現場的施工要求，大直徑封隔器的選擇尤為重要，推薦老井試油選用Y221封隔器來實現封隔效果。

參考文獻：

[1] 蔣廷學.影響重復壓裂效果的因素分析[J].低滲透油氣田，1999，（3）.

[2] 黃玉平.老井重新試油工藝分析與技術改造[J].油氣田地面工程，2010，（5）.

[3] 張玉立.井下作業過程中油層保護技術研究和認識[J].科協論壇（下半月），2008，（7）.

[4] 朱東明.試油井筒狀況分析與試油安全評價技術研究[D].成都：西南石油大學，2007.

7月7日抽汲液面降至1 350 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高拉力達到65 kN，活動鉆具2 h，無解卡現象，研究決定繼續倒繩做抽汲準備，講油管內液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高里達到68 kN，活動鉆具4 h，無解卡現象。

7月13日用活性水72 m3，反循環洗井，泵壓9 MPa，排量600 L/min，返出液體50 m3，返出液含有少量砂粒雜質，沖至無砂粒后，上提管柱未解卡，活動鉆具2 h，用活性水30 m3，反循環洗井，泵壓11 MPa，排量550 L/min，返出液體30 m3，進出口水色一致，上提管柱無效，活動3 h未解卡。

7月18日油管內下空心抽油桿進行管內沖砂作業，700型水泥泵車正循環沖砂，用活性水44 m3，油管內正循環沖砂，泵壓18 MPa，排量200 L/min，沖至2 100.5 m，返出液體44 m3，攜帶少量砂粒雜質。

7月27日組織1 400型主壓車進行油管內沖砂作業，用活性水90 m3，泵壓38 MPa，排量250 L/min，返出液體90 m3，返出液攜帶少量泥沙，沖至無砂粒雜質，起出空心抽油桿，活動鉆具無效。

7月28日用活性水60 m3正循環沖砂，泵壓由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液體50 m3，返出少量泥沙和井壁附著物，沖至無雜物后，用活性水40 m3反循環沖砂，泵壓20 MPa，排量300 L/min，返出液體18 m3，返出少量泥沙和井壁附著物。活動鉆具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循環洗井，泵壓7 MPa，排量600 L/min，返出液體18 m3，進出口水色一致，用活性水32 m3，反循環洗井，泵壓22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液體28 m3，返出無砂粒。活動鉆具，未解卡。

8月2日使用脫扣震擊方法解卡，短節拉高至4 m，拉至60 kN脫扣下擊，震擊2次，鉆具解卡，起鉆后發現鉆具懸重下降8 kN，判斷井內油管斷裂，起鉆檢查。

8月3日起鉆完，發現第161根油管嚴重變形，并斷裂，為了進一步確定魚頭的位置和形狀，決定下鉛印驗證。

8月4日下鉆161根油管和一個鉛印，探魚頭位置1 532.26 m，起鉆觀察鉛印痕跡和起出的油管斷裂處一樣，斷面長度為102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.26 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣，起鉆檢查母錐，斷裂油管并未打撈起來，只是打撈出一截嚴重變形的魚頭斷面。

8月8日～8月10日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.68 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣成功，起鉆檢查母錐，成功打撈出斷裂油管。

8月11日～10月13日，多次用雙滑塊打撈矛打撈出完整油管60根，用套銑筒和反扣母錐先后倒出KFZ-115水力錨，2個K344-115封隔器，一個導壓噴砂器和球座。

此次處理事故復雜歷時97 d，嚴重影響了生產進度，造成大量的資源浪費。

4 事故復雜原因分析

長慶油田油井老井試油中復雜事故的發生，研究后發現事故發生的主要原因有以下幾點：

①入井管具不合格。由于油井試油求產必須要進行抽汲作業，因此鋼絲繩對油管內壁有一定的磨損，長期不檢測油管壁厚度，勢必會發生井下事故復雜。

②沒有制定合理的壓裂施工鉆具結構。由于老井長期的采收作業，致使儲層虧空嚴重，產生一定的負壓，底部封隔器的型號不應該采取壓差式的，應該選用Y221封隔器或打可撈式電纜橋塞封隔下段。

③在正循環洗井油管暢通，反循環洗井套管蹩壓的情況下，由于油管均為舊油管，應該控制泵壓不超過15 MPa。

④老井試油井井筒由于多年的油氣侵蝕，井壁會附著大量的膠結物質，通過壓裂后井壁上的膠結物質會松動并掉落至大直徑鉆具處，容易形成卡鉆。

⑤由于施工目的層儲層物性較差，壓裂之后返排會攜帶出一部分支撐劑進入井筒，掉落至大直徑鉆具處，形成卡鉆。

5 結 語

①長慶油田大發展過程中，為了實現增產的目的，不斷拓寬勘探開發領域，為了增產和穩產，老井試油必將成為今后的一項重要業務，前景十分廣闊。

②老井試油由于經過多年的采收，井筒會發生一些變化，比如井筒變形和井壁結蠟以及腐蝕，因此，驗證老井井筒的暢通性和清潔性尤為重要。

③加強入井材料的管理，開工前必須對施工隊伍油管進行檢測，對于不合格的管材予以及時更換。

④嚴格篩選施工隊伍，老井試油要選擇質量管理好、技術素質相對高的施工隊伍作業，把住關鍵環節，防患于未然。

⑤由于老井試油的特殊性，必須選用適當的壓裂入井工具，之前的常規壓裂管柱結構已經不能夠滿足現場的施工要求，大直徑封隔器的選擇尤為重要，推薦老井試油選用Y221封隔器來實現封隔效果。

參考文獻：

[1] 蔣廷學.影響重復壓裂效果的因素分析[J].低滲透油氣田，1999，（3）.

[2] 黃玉平.老井重新試油工藝分析與技術改造[J].油氣田地面工程，2010，（5）.

[3] 張玉立.井下作業過程中油層保護技術研究和認識[J].科協論壇（下半月），2008，（7）.

[4] 朱東明.試油井筒狀況分析與試油安全評價技術研究[D].成都：西南石油大學，2007.

7月7日抽汲液面降至1 350 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高拉力達到65 kN，活動鉆具2 h，無解卡現象，研究決定繼續倒繩做抽汲準備，講油管內液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒繩上提鉆具遇卡，最高里達到68 kN，活動鉆具4 h，無解卡現象。

7月13日用活性水72 m3，反循環洗井，泵壓9 MPa，排量600 L/min，返出液體50 m3，返出液含有少量砂粒雜質，沖至無砂粒后，上提管柱未解卡，活動鉆具2 h，用活性水30 m3，反循環洗井，泵壓11 MPa，排量550 L/min，返出液體30 m3，進出口水色一致，上提管柱無效，活動3 h未解卡。

7月18日油管內下空心抽油桿進行管內沖砂作業，700型水泥泵車正循環沖砂，用活性水44 m3，油管內正循環沖砂，泵壓18 MPa，排量200 L/min，沖至2 100.5 m，返出液體44 m3，攜帶少量砂粒雜質。

7月27日組織1 400型主壓車進行油管內沖砂作業，用活性水90 m3，泵壓38 MPa，排量250 L/min，返出液體90 m3，返出液攜帶少量泥沙，沖至無砂粒雜質，起出空心抽油桿，活動鉆具無效。

7月28日用活性水60 m3正循環沖砂，泵壓由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液體50 m3，返出少量泥沙和井壁附著物，沖至無雜物后，用活性水40 m3反循環沖砂，泵壓20 MPa，排量300 L/min，返出液體18 m3，返出少量泥沙和井壁附著物。活動鉆具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循環洗井，泵壓7 MPa，排量600 L/min，返出液體18 m3，進出口水色一致，用活性水32 m3，反循環洗井，泵壓22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液體28 m3，返出無砂粒。活動鉆具，未解卡。

8月2日使用脫扣震擊方法解卡，短節拉高至4 m，拉至60 kN脫扣下擊，震擊2次，鉆具解卡，起鉆后發現鉆具懸重下降8 kN，判斷井內油管斷裂，起鉆檢查。

8月3日起鉆完，發現第161根油管嚴重變形，并斷裂，為了進一步確定魚頭的位置和形狀，決定下鉛印驗證。

8月4日下鉆161根油管和一個鉛印，探魚頭位置1 532.26 m，起鉆觀察鉛印痕跡和起出的油管斷裂處一樣，斷面長度為102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.26 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣，起鉆檢查母錐，斷裂油管并未打撈起來，只是打撈出一截嚴重變形的魚頭斷面。

8月8日～8月10日下反扣鉆桿159根，外徑120 mm×內徑80 mm×長度0.6 m的反扣母錐1個，下至1 532.68 m處遇到魚頭，用液壓鉗反轉造扣2次，確定抓住魚頭并造扣成功，起鉆檢查母錐，成功打撈出斷裂油管。

8月11日～10月13日，多次用雙滑塊打撈矛打撈出完整油管60根，用套銑筒和反扣母錐先后倒出KFZ-115水力錨，2個K344-115封隔器，一個導壓噴砂器和球座。

此次處理事故復雜歷時97 d，嚴重影響了生產進度，造成大量的資源浪費。

4 事故復雜原因分析

長慶油田油井老井試油中復雜事故的發生，研究后發現事故發生的主要原因有以下幾點：

①入井管具不合格。由于油井試油求產必須要進行抽汲作業，因此鋼絲繩對油管內壁有一定的磨損，長期不檢測油管壁厚度，勢必會發生井下事故復雜。

②沒有制定合理的壓裂施工鉆具結構。由于老井長期的采收作業，致使儲層虧空嚴重，產生一定的負壓，底部封隔器的型號不應該采取壓差式的，應該選用Y221封隔器或打可撈式電纜橋塞封隔下段。

③在正循環洗井油管暢通，反循環洗井套管蹩壓的情況下，由于油管均為舊油管，應該控制泵壓不超過15 MPa。

④老井試油井井筒由于多年的油氣侵蝕，井壁會附著大量的膠結物質，通過壓裂后井壁上的膠結物質會松動并掉落至大直徑鉆具處，容易形成卡鉆。

⑤由于施工目的層儲層物性較差，壓裂之后返排會攜帶出一部分支撐劑進入井筒，掉落至大直徑鉆具處，形成卡鉆。

5 結 語

①長慶油田大發展過程中，為了實現增產的目的，不斷拓寬勘探開發領域，為了增產和穩產，老井試油必將成為今后的一項重要業務，前景十分廣闊。

②老井試油由于經過多年的采收，井筒會發生一些變化，比如井筒變形和井壁結蠟以及腐蝕，因此，驗證老井井筒的暢通性和清潔性尤為重要。

③加強入井材料的管理，開工前必須對施工隊伍油管進行檢測，對于不合格的管材予以及時更換。

④嚴格篩選施工隊伍，老井試油要選擇質量管理好、技術素質相對高的施工隊伍作業，把住關鍵環節，防患于未然。

⑤由于老井試油的特殊性，必須選用適當的壓裂入井工具，之前的常規壓裂管柱結構已經不能夠滿足現場的施工要求，大直徑封隔器的選擇尤為重要，推薦老井試油選用Y221封隔器來實現封隔效果。

參考文獻：

[1] 蔣廷學.影響重復壓裂效果的因素分析[J].低滲透油氣田，1999，（3）.

[2] 黃玉平.老井重新試油工藝分析與技術改造[J].油氣田地面工程，2010，（5）.

[3] 張玉立.井下作業過程中油層保護技術研究和認識[J].科協論壇（下半月），2008，（7）.

[4] 朱東明.試油井筒狀況分析與試油安全評價技術研究[D].成都：西南石油大學，2007.