油水井破损套管堵漏修复技术
油水井破损套管堵漏修复技术
油水井破损套管堵漏修复技术
任松江
（胜利油田中利石油工程技术有限公司）
前言
胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。
套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。
目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。
以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题：
1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。
2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶
结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。
3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。
为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1，先后在文33-107井等10口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。
一、主要研究内容
（一）堵剂材料的选择及其功能
1、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。
2、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。
3、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。
4、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。
5、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。
6、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。
（二）油水井破损套管化学堵漏技术对化学堵剂的性能要求
根据油水井破损套管化学堵漏技术施工的特殊要求，所研究的化学堵剂必须达到下列性能：
1、化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，
有效地滞留在封堵层内。
2、在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机材料的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微胀涨和有效期长的固化体。
3、在各种油水井破损套管化学堵漏技术工况下，都能将周围介质胶结成一个牢固的整体，与所胶结的界面具有较高的胶结强度，从而大大提高施工有效期。
4、配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。
5、堵剂固化体的本体强度优于油井水泥。
6、现场施工验收指标为：油井15MPa，30min压降〈0.5MPa；水井25MPa，30min压降〈0.5MPa。
（三）油水井破损套管化学堵漏剂的性能研究
1、驻留性和胶结强度研究
现场实践表明油水井封堵层的失效往往不是封堵层本身的强度不够，而是与周围界面不能形成良好的胶结，即胶结强度不够。因此，在保证封堵层本体强度的基础上（达到或超过水泥），通过强化封堵层与封堵界面的胶结强度和封堵层自身的韧性和致密性，是提高油水井化学堵漏有效期的技术关键。
表1 固化体胶结强度试验
样品号互穿网络结构形成
时间
s
网络结构形成后的
承压能力
MPa
突破压力
MPa
击穿压力
MPa
化学堵剂20 4.0 8.5 24.0 油井水泥无网络结构形成0 3.8 7.5 超细水泥无网络结构形成0 4.5 8.2
从表1可以看出，所研究的化学堵剂与水泥相比具有截然不同的性能。水泥浆进入漏层后不能形成具有一定承压能力的互穿网络结构，而且击穿压力很低，说明是由于水泥与外界的胶结界面存在一个结构薄弱的过渡层，还有水化反应后的收缩效应的影响。而我们研究的化学堵剂YLD-1，由于引入了结构形成剂和多种活性材料，堵剂进入岩心后能够在很短时间内形成具有一定承压能力的互穿网络结构，有利于堵浆在漏失层内的驻留；而且由于活性材料与胶结固化材料形成的水化反应，使界面过渡层硬度和强度大大提高，再加上堵剂的微膨胀作用，强化了界面胶结强度。
表2 封堵层的形成速度和强度试验
样品号封堵层形成时间
s
封堵层厚度
mm
封堵层
粘接强度
KPa
备注
化学堵剂28 32 50.39
油井水泥无封堵层形成0 0 全部穿过模拟漏失层
超细水泥无封堵层形成0 0 全部穿过模拟漏失层
从表2的数据可以进一步看出，化学堵剂进入漏失层后能快速形成封堵层，不会从漏失层中全部漏失掉，有较强的驻留性。并且封堵层的形成速度越快，其强度越高。两种水泥浆在漏失层中都没有驻留性。
2、施工性能研究
上述研究表明化学堵剂进入漏失层后能快速形成互穿网络结构，从试验中还可以看出化学堵剂YLD-1性能的另一个特点，即堵剂只要不进入漏失层，不产生失水，就不会很快起反应，反而具有很温和的性能，能长时间保持良好的流动性，这对现场施工十分有利。
表3 化学堵剂YLD-1施工性能研究
编号表观粘度
mPa.s
塑性粘度
mPa.s
动切力
Pa
初切/终切
Pa
初凝/终凝
h
1 15.5 15.0 0.5 2.5/5.0 15/17.4
2 27.5 25.0 2.5 2.8/5.5 12/13.5
3 54.0 43.0 11.0 3.0/6.0 9/10.5
通过室内试验我们看出，用化学堵剂YLD-1配制的堵浆，配制容易，流动性好，悬浮稳定性强，可泵性好易于施工。而且只要不进漏失层，堵浆在套管内能长时间保持流动性，初终凝时间容易调整，根本不会出现闪凝现象，大大地保证了施工安全。
3、抗温性能研究
使用ZLS智能HTHP封堵模拟实验仪研究了温度对所研究的化学堵剂的影响，试验结果见图1。
图1 温度与胶结强度的关系
图1 温度与胶结强度之关系
10
20
30
40
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130140
温度℃
胶结强度M P a
由试验可以看出化学堵剂YLD-1在高温下反而有较高的胶结强度，可用于高温深井（30-150℃）。 4、抗盐性能研究
评价条件：Ca ++=1500mg/L ，Mg ++=1000mg/L ，Cl -= 150000 mg/L ，总矿化度=200000mg/L 。
从图2可以得到：无论单独无机盐或复合盐，其矿化度不同的地层水对化学堵剂YLD-1的强度几乎没有影响，即所研制新型高强度微膨胀化学堵漏剂YLD-1有抗盐的能力。 （四） 作用机理
1、化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，
抗压强度（MPa）
钙离子氯离子自来水
图2 地层水矿化度对YLD-1的影响
钙离子镁离子氯离子总矿化度自来水
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油水井破损套管堵漏修复技术 任松江 （胜利油田中利石油工程技术有限公司） 、F、- 前言 胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。 套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。 目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。 以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题： 1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。 2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。 3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。 为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位臵有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1,先后在文33-107井等10 口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。 一、主要研究内容 （一）堵剂材料的选择及其功能 1 、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。 2 、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。 3 、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。 4 、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。 5 、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。 6 、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。
油水井破损套管堵漏修复技术
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油水井破损套管堵漏修复技术 任松江 （胜利油田中利石油工程技术有限公司） 前言 胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。 套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。 目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。 以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题： 1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。 2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶
结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。 3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。 为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1，先后在文33-107井等10口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。 一、主要研究内容 （一）堵剂材料的选择及其功能 1、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。 2、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。 3、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。 4、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。 5、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。 6、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。 （二）油水井破损套管化学堵漏技术对化学堵剂的性能要求 根据油水井破损套管化学堵漏技术施工的特殊要求，所研究的化学堵剂必须达到下列性能： 1、化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，
井下作业教材
井下作业教材 第一章井下作业设备 井下作业设备是用来对井下管柱或井身进行维修或更换而提供动力的一套综合机组。它包括动力机、传动设备、绞车、井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、转盘、泥浆泵和其它辅助设备。 第一节修井机 修井机或通井机是修井和井下作业施工中最基本、最主要的动力来源，按其运行结构分为履带式和轮胎式两种形式。履带式修井机一般不配带井架，其动力越野性好，适用于低洼泥泞地带施工。轮胎式修井机一般配带自背式井架，行走速度快，施工效率高，适合快速搬迁的需要，但在低洼泥泞地带及雨季、翻浆季节行走和进入井场相对受到限制。 各油田使用的轮胎式修井机型号较多，目前现场使用较多的有XJ350型、XJ250型、库泊LTO—350型、英格索兰350型和KREMCO—120。 履带式修井机一般通称通井机，其实是一种履带式自走型拖拉机经改装添加滚筒而成。目前常用的修井机型号有兰州通用机械厂制造的红旗100型，鞍山红旗拖拉机制造厂制造的AT—10型，青海拖拉机制造厂制造的XT—12，XT—15型等型号。 第二节井架、天车、游动滑车、大钩 井架是支撑吊升系统的构件，常用的井架可分为固定式井架和车载式井架两种，在常规作业和油水井增产增注措施作业施工中，经常使用固定式井架；在油水井大修作业施工中，经常使用车载式井架。 天车和游动滑车是吊升系统的两个部件,通过纲丝绳的反复上下穿绕把它们连成一个定、动滑轮组合。最后一道纲丝绳绕过天车轮后，绳头放下缠绕在绞车滚筒上，从天车轮另一端下来的纲丝绳则把它固定在井架下的死绳固定器上。天车、游动滑车、钢丝绳三个部件把绞车、井架以及钻、管柱联系起来，以实现起下作业。 大钩是修井机游动系统的主要设备之一。它的作用是悬挂水龙头并通过吊环、吊卡悬挂钻柱、套管柱、油管柱，并完成修井作业及其他辅助施工。 游车大钩为游动滑车与大钩组成为一体的整体结构型式，其游车为单轴式，大钩为三钩。 第三节水龙头 水龙头是修井机旋转系统的一个部件。它上部悬挂在大钩上，下部通过方钻杆与钻柱相连接，在循环修井工作液的同时悬挂钻柱，并保证钻柱旋转。 一、水龙头的作用 1、有足够的承载能力悬挂钻杆柱； 2、能保证在有悬挂钻杆柱的情况下正常旋转； 3、要具有高压密封循环修井工作液通道的功能。 二、水龙头的形式 水龙头的结构如图3-10所示。从承载能力区分，水龙头有轻型和重型两种形式；从有无动力区分，水龙头可分为无动力水龙头及动力水龙头。目前在修井施工中普遍使用的是无动力水龙头。 第四节转盘 转盘是修井施工中驱动钻具旋转的动力来源。修井时用修井机发动机为主动力，带动转盘转动，转盘则驱
井下大修作业工序浅谈
井下大修作业工序浅谈 【摘要】随着油田勘探开发的不断深入进行，油井逐渐老化，油田的开发也开始出现各种各样的问题，井下作业变得越来越复杂，使得油田井不能正常生产，因此，油田中的井下大修作业成为了要想使油田井恢复正常生产从而更好地达到高效开发的目的的重要手段。油田井下作业的大修施工是指油田开发过程中，由于生产中发生各种事故的原因，导致油井不能正常作业，从而影响了正常生产，甚至使油井被迫停产等，并针对这些事故而采取相应的技术措施以使油水井恢复正常生产。本文就打捞解卡、修套、侧钻等油水井大修工序中的其中几道工序做了大概的介绍，其他工序在施工中均需要参考相关的技术标准。 【关键词】井下大修作业施工工序打捞解卡修套侧钻 1 井下大修作业的概念及工序步骤介绍 油水井的井下大修作业是井下作业不可或缺的一部分，是相对于检泵、冲砂、清蜡、水换及射孔等常规的井下作业而言，作业周期相对较长，作业难度较大，工序较多，资金投入较大且特种设备机械的投入及安全风险较大的一种井筒修理与修复技术。在井下大修作业施工中，必须严格按照相关的技术规定，各工序步骤在施工中应保证安全、可靠及保证施工质量等，并且各工序步骤应符合有关标准的要求。本着“健康、安全、环保”的原则，严格做好井下大修施工，为油田的高效开发做基础铺垫。 油田井下大修作业的施工工序包括打捞作业、活动解卡、磨铣封隔器及桥塞、套铣、挤胀修套、取套换套、衬管加固、套管补贴、电潜泵解卡打捞、侧钻等，每道工序都有相应的施工技术要点及作业标准，在实际的大修作业中应严格遵守相关的技术规定，力争按标准施工，以便成功完成大修作业，使油水井恢复正常生产。 2 井下大修作业各工序分析 2.1 打捞解卡 在油田井的生产过程中，由于对于各种影响油水井正常生产的井下落物和井下工具卡，需要针对不同类型的井下落物，选择相应的打捞工具，捞出井下落物，以恢复油井的正常生产。打捞作业是井下大修作业中重要的工序之一。打捞作业在进行中，需要根据不同的落物种类采用合适的打捞工具，比如管类落物的打捞需要使用打捞工具有公锥、母锥、滑块打捞矛、接箍捞矛、可退式打捞矛、可退式打捞筒、开窗打捞筒等；其他如杆类落物、绳类落物、小件落物等均对应着相应的打捞工具。除此之外还有辅助的打捞工具，比如铅模、各种磨铣工具等。另外大修常用的井口工具和钻具、倒扣工具和钻具组合以及井下落物打捞的基本原则、铅模印痕的分析与计算、各种落物的打捞技术、步骤及相关施工要点等均应符合SY/ T5827、SY/T5846中的相关规定。
【钻井工程】修井工具与技术
修井工具与技术 第一章检测工具 判断、证实井下状况是处理井下事故和油水井大修作业的首要前提，是选择应用修井工具的主要依据。因此，检测工具的作用是很重要的。 第一节通径规 1．用途 检测套管、油管、钻杆以及其他井下管子的内通径是否符合标 准，检查他们变形后能通过的最大几何尺寸。 2．结构 套管通径规如图1-1所示，使一个两端加工有连接螺纹的筒 体；上端与钻具相连接，下端备用。 油管或钻杆通径的测量一般都在地面进行。通径规的形状为一 长圆柱体。其中一种形式是两端无螺纹，如7-2图（a）。可利用刺油管时的蒸汽作动力，将其从被测管子的一端推入，另一端顶出。另一种形式为两端有抽油杆螺纹，与抽油杆连接用人力进行痛径，如图1-2（b） 3．参数系列标准和技术规范 表1-1 套管系列用通径规 套管规格in 41/2 5 51/253/4 65/8 7 通径规外径mm 92~95 102~107 114~118 119~128 136~148 146~158 通径规长度mm 500 500 500 500 500 500 上接头螺纹NC26- 12E NC26-12E 2TBG NC31- 22E NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 图1-1 套管通径规 1
2TBG 2TBG 下接头螺纹NC26- 12E 2TBG NC26-12E 2TBG NC31- 22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 油管规格in 11/2 2 21/2 3 31/2 4 径规外径mm 38 48 59 73 84 95 径规长度mm 500 500 500 500 600 600 4．操作方法及注意事项 1）将套管通径规连接下井管柱下入井内通径规应 能顺利通过，若遇阻则说明井下套管有问题。 2）当下井的工具较长时，可以在通径规下端再连 接另一个通径规，两通径规间距大于工具长度进行通 井。 3)地面通径实验时,管内应没有任何外来物质,并应适当支撑,防止管子下垂,以便通径规自由通过. 图1-2 油管、钻杆通径规 1
油水井套管堵漏修复技术
油水井套管堵漏修复技术 （胜利油田中利石油工程技术有限公司） 前言 胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。 套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。 目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。 以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题： 1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。 2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。
3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。 为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1，先后在文33-107井等10口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。 一、主要研究内容 （一）堵剂材料的选择及其功能 1、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。 2、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。 3、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。 4、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。 5、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。 6、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。 （二）油水井破损套管化学堵漏技术对化学堵剂的性能要求 根据油水井破损套管化学堵漏技术施工的特殊要求，所研究的化学堵剂必须达到下列性能： 1、化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内。
油水井管线带压补漏施焊工艺
油水井管线带压补漏施焊工艺 发表时间：2019-01-09T10:28:10.437Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：祁来宝1 张志刚2 冯艳东3 [导读] 摘要：现如今，我国的科技发展十分迅速，通过对油水井集油管线及外输管线的穿孔因素及原因的分析，与多年来的焊接工作相结合，总结出针对穿孔、泄漏及时焊补的有效方法，在施工过程中严格监督，可以在很大程度上降低因停产、停井造成的资源浪费，可以在较大程度上提高用管线的生命周期。 (1大庆油田工程建设公司培训中心黑龙江大庆 163000;2大庆油田第八采油厂第四油矿黑龙江大庆 163000;3大庆油田工程建设公司培训中心黑龙江大庆 163000) 摘要：现如今，我国的科技发展十分迅速，通过对油水井集油管线及外输管线的穿孔因素及原因的分析，与多年来的焊接工作相结合，总结出针对穿孔、泄漏及时焊补的有效方法，在施工过程中严格监督，可以在很大程度上降低因停产、停井造成的资源浪费，可以在较大程度上提高用管线的生命周期。 关键词：补焊；高压管道；泄漏点；裂纹 引言 油水井井下作业环境较为复杂，在实际作业中，经常由于这样或那样的原因，使得油水井难以正常地开采，而且还可能导致事故的发生。所以为了加强对其的处理和预防，就必须切实加强对其形成原因的分析，并针对性的加强对其的处理，并采取针对性的措施，加强对其的预防，才能实现油水井井下作业的安全性和高效性。 1油水井大修概述 油水井在生产的时候，会因为结蜡与出砂等现象导致套管损坏的情况，进而造成卡钻的事故，在井下作业的过程中，会出现落物的现象，应该通过对油水井进行大修作业，才可以有效的恢复油水井进行正常的运转，使油田的生产得以顺利的开展。油水井大修是较为繁杂的工程，使用先进的科学技术办法，对油水井的问题进行有效的解决，经过油水井的大修施工，实现预期的成效。针对不一样的故障，使用不一样的处理办法，实现故障排除的成效。油水井出现的故障，需要进行大修作业的主要是套管的损坏，其作业主要是井下的作业，也是修井过程中经常使用的作业办法，应该对其进行充分的研究以及分析，并且对套管的损坏情况进行及时有效的修复，有效的提升油水井大修的质量，使其恢复正常运转的状态。 2油水井管线带压补漏施焊工艺 2.1操作工艺 2.1.1对于新上管线或焊口上直径较小的点状渗漏 主要是由于所上管线的材质或因焊口质量等原因造成的穿孔。一般在渗漏点处焊一个比渗漏点稍大的螺母，然后在紧上螺杆即可。焊接时选用较小的工艺参数，焊条选取J422（E4303）或J507（E5015）的Φ2.5或Φ3.2焊条，焊接电流I=65～85(A)，断弧焊点焊，每焊一点要做到快、稳、准，下一次引弧要等到前一个焊点温度降下来，如此进行，完成整个管道的焊接，要根据泄漏点压力情况，可选用连弧焊焊第二层、第三层。或用气割把圆钢或螺杆修成一个带一定锥度的塞子，可用手锤直接把铁塞子砸进泄露处砸紧后，为了安全起见，将保险卡子塞进上面，预防管线压力高时把塞子打出来，把铁塞子与管道泄漏处衔接面焊死，再将塞子在管道外露的部分割除，塞子不宜过长，一般50mm。 2.1.2对于因化学腐蚀等造成的穿孔现象 腐蚀穿孔（有的管线已经在线使用时间较长了，有时看起来只是一个较小的渗漏点，可其周围已经被腐蚀得很薄了，稍一碰渗漏点就会扩大。）此时，可根据泄漏点面积大小确定焊补方法，如腐蚀部位较小时，可用自制的带压堵漏装置，将穿孔处堵住，操作方法为，根据腐蚀面积的大小，视现场情况将预制好的厚度10mm以上的顶面中心预制有M24螺帽的弧形钢板与高压橡胶板，垫在穿孔处，橡胶板需小于弧形钢板15～20mm，然后上紧顶丝，在确定不漏油气时将弧形钢板采用E4303焊条，直流焊机快速焊工艺，将弧形钢板补贴于管线上。 2.2油管封堵工艺技术 第一，研制了油管封堵器及封堵工艺。功能：用于堵塞原井管柱，配套分段封堵工艺，可以堵塞分层管柱；特点：外径小，易投送；可重力投送，也可投捞车投送；密封压力高，坐卡可靠第二，研制了自喷转抽管柱封堵器，解决了压裂、酸化、射孔后转抽完井管柱封堵问题。功能原理：下转抽管柱时，分别接于尾管和泵下，将管柱封堵，下完抽油杆后从井口打压打开堵塞器。特点：工艺简单，堵塞可靠；下完杆柱打压开启，不带压下杆柱。 2.3强化安全理念，实施专业管理 由于在油水井井下作业经常存在这样或那样的井下事故，为强化对其的处理和预防，首先就必须强化全员的安全理念，切实强化全员的安全教育和培训，不断的强化其安全意识，尤其是领导要具有良好的带头作用，充分意识到强化安全生产的重要性，并在安全管理方面加大资金、技术和人员的投入，切实加强安全管理人员专业技术水平的提升，才能更好地对整个作业过程进行监督和规范，尽可能地将安全事故发生的概率降低。而为了确保井下事故处理更加专业化和针对性，还要确保安全管理制度得到有效的完善和高效的落实，尤其是岗前安全教育培训工作必须落实到位，在整个油水井井下作业中强化安全规范的指导，才能更好地实现管理的专业性和及时性。 2.4焊接熔深的确定 通过对施焊部位的分析确定，丝锥与管件，弧板与管线都为角焊缝，据实际使用及有关资料证明，(20#、25#)等材质，使用压力＜1.2Mpa的外输干线、单井集油管线的焊接熔深，控制在管线壁厚的1/2～1/3是安全的，堵眼时热膨胀系数(20#、25#)等管线的膨胀系数比所用的螺母材质35#钢小的多，根据热膨胀的原理，更增加了安全系数。补漏时，熔深不小于壁厚的1/3，才能保证焊接的强度。 2.5卡钻事故处理工艺技术 在进行油水井井下作业的时候，因为操作的情况会造成工具与管柱被卡，没办法进行活动，进而造成停产，甚至会造成油水井出现报废的情况。油田在生产的时候，应该先对卡钻的情况进行防控，例如，油水井如果出砂，就应该使用清砂，使用水力进行冲砂。使用相应的预防办法，例如，防砂管等。在落物出现卡钻的时候，对其进行打捞，如果不成功，就应该使用套铣或钻磨的办法，最终让油水井恢复正常的生产。套管出现卡钻的情况是因为把工具放在了套管损坏的地方，通常情况下是因为套管损坏造成的卡钻，防止其事故的发生，便是在进行分层作业以前通井，例如，出现套管损坏的时候，应该先进行修复，然后施工。就卡钻处理而言，应该根据施工的工序实施，防
提高油水井作业质量和效益的措施探讨
提高油水井作业质量和效益的措施探讨 摘要：油水井是实现油田开发过程中挖潜增效的主要手段。本文介绍了当前油水井井下作业面临新的形势，分析了影响油水井作业质量和效益的因素，阐述了提高井下作业质量和效益的措施，实施后取得了良好的效果，具有一定的借鉴价值。 关键词：油水井作业质量和效益措施探讨 0 引言 众所周知，油水井井下作业，包括油井增产技术措施作业、油水井大修及油水井维护性作业，是油田开发过程中挖潜增效的主要手段。目前我国老油田开发的形势比较严峻，井下作业工作量成倍增加，但作业效果越来越差，尽快提升井下作业挖潜增效的功能是当前必须面对的一个重要问题。 1 油水井井下作业面临新的形势 经过数十年的开发，胜利油田各大油田已普遍油田进入高含水期开发阶段，油层情况变得越来越复杂。井下作业主要具有以下几个特点： 一是综合含水高（达90%以上），剩余油品位差，井筒动液面下降，深抽井数量增多，等等。这些情况要求井下作业必须采用更先进的技术措施，保证更高的施工质量，以提高作业和重复作业的效果。 二是老油区新开发的油田，多属于边际油田，开采难度很大。边际油田的储量都是难动用的储量，如何使这些难动用的资源变为有效、可动用的资源，要求井下作业必须采取特殊的措施。在油田开发初期就要投入力量挖潜增效。 三是老油田存在大量超期服役的油水井，套管老化、井筒变形等间题突出。油水井老化不仅增大了大修和维护性作业的难度，需要高新修井技术和极高的施工质量，而且加大了作业风险和作业的工作量。 四是施工队伍素质参差不齐，施工设备陈旧、老化，技术开发力量不足，不能适应油田开发的要求。 2 提高井下作业质量和效益的措施 2.1 优化方案 优化方案是作业施工的依据和挖潜增效的前提。一个作业施工方案，包括三个方面，即地质方案、工程设计和施工合同。方案的优劣决定着井下作业施工的水平和效果。因此，要求全面收集油藏、油水井及地面工程相关资料，认真进行
大修侧钻工程基础知识
第一章：大修、侧钻工程基础知识 王龙 第一节：大修、侧钻工艺简介 1大修工艺简介 大修即是利用一定的工具，采用一定的工艺措施处理油水井事故，恢复油水井正常的生产作业过程。大修工艺的发展，是伴随着油田开发时间的延长，采油工艺的发展而发展的。大修井工艺技术是采油工艺技术的一部分，从发展的观点看，大修井工艺技术将在钻井工艺的采油工艺的基础上，发展为一门独立的工艺技术。 油水井出现故障的原因很多，但归纳起来可分为潜在因素和后天因素两大类。潜在因素有地质和钻井原因，后天因素有油水井工作制度，增产措施及作业不当等原因。由于地质构造、内部胶结、孔隙中流体等因素可造成油水井出砂、出水、结蜡、结钙、套管变形，甚至套管穿孔、套管错断等后果；由于钻井井身结构设计不合理、固井质量不合格、套管质量差等因素可造成套管破裂、错断、不同层位之间相互窜通等后果；由于油水井工作制度不合理、增产措施强度过大，可造成油水井出水、出砂、套损卡钻后果； 作业不当是由于设计方案有误，入井流体与地层配伍性差，腐蚀性强，各类作业时违反技术标准或操作规程，造成掉、落、卡或对井身的伤害。任何井下事故都会影响油水井产量，严重时可造成停产，还可能影响邻近井的正常生产。大修的目的就是解除井下事故、恢复油水井产能，提高油水井利用率，使油田开发获得最大经济效益。大修工作内容是：井下故障诊断、复杂打捞、查封窜、找堵漏、挤灰封存层、修套取套换套、套管补贴、防砂、油水井报废等。随着油田不断开发，大修工艺技术的不断提高，大修作业内容也将不断完善。 2 侧钻工艺简介 侧钻即是在套管套损点以上某一合适深度位置固定一个导斜器，利用导斜器的导斜和造斜作用，使用专用工具在套管上开出一个窗口，并从此窗口钻出新的井眼，然后下尾管固井的施工工艺。从1882年美国钻成第一口侧钻井起，套管开窗侧钻工艺技术日趋成熟。目前，我国侧钻工艺、工具方面总体上接近世界先进水平。造成套管开窗侧钻的原因很多，主要有：套管严重破损、变形或错断；井下存在无法打捞出的井下落物； 开采老油田剩余油和取某一地层资料等。通过侧钻井使油井恢复生产，有利于提高开发效果，提高油井利用率，同时节约钻井费用和地面建设费用；通过侧钻井可以减缓水、气推进，延长无水开采期，改善驱油效果；通过侧钻井可以有效开发低渗油藏、裂缝型油藏和薄油藏。侧钻井生产工艺流程图：钻前准备——拆井口起管柱——装封井器试压——通井、洗井——挤封油层或漏失井段——套管试压——下导斜器座封——下铣锥开、修窗口——裸眼钻进（含随钻定位）——完井电测、通井、下尾管固井——钻灰塞测声放——通井、全井试压——甩钻搬家。 3大修、侧钻施工原则及施工组织 （1）施工原则：大修、侧钻工作原则是在大修侧钻过程中，严格执行技术标准和操作
套管修复作业指导书
套管修复作业指导书 一、套管变形修复 （一）施工步骤 1、利用井下工具查明套管变形程度、深度、通过能力。 2、选用适宜的涨管器下井。 3、涨管器下入变形遇阻位置后，在变形部位上下活动顿击数次，畅通后起出。 4、根据修复内径及设计要求，再选用大一级涨管器涨管，直至达到质量标准。 （二）技术要求 1、对单一变形点且变形不严重的套管选择相应尺寸的涨管器，按先小后大的顺序选择使用。 2、对长段或几处变形点且变形严重的套管，选用辊工整型器严格规程修理。 3、变形处修复后，下工具证实套管修复后的通
过能力（和未修复处基本一致）。 （三）质量、安全、环保 1、套管修复后，用相应的通井规通井畅通至井底。 2、不得对套管造成新的损伤。 3、顿击时平稳操作，防止因卸扣造成井下落物或卡钻事故。 4、顿击多次仍未通过变形点，要分析原因采取相应措施，不可盲干。 （四）应取资料 涨管方法、使用钻具、工具的名称、规范、修复的深度、修复后通井结果。 二、套管断错修复 （一）施工步骤及工艺技术要求 1、利用井下工具和工程测井方法，查明套管断错位置形状、破损程度、通过能力、类型，制定可行性修复方案。
2、对断错不严重者先用套管整形器、铣锥等工具处理好错断口。 3、对脱扣错位套管采用涨管器扶正，套管对扣方法对扣。 4、对断裂错位套管采用涨管器扶正对接后，在断口处挤注水泥。 5、对错断较严重者先下木质扶正器将上下套管扶正并连接起来，然后用水泥封固。 6、凝固后钻掉水泥塞、扶正器。 （二）质量、安全、环保 1、套管修复后，必须通井试压合格，达到设计要求。 2、不得对套管造成新的损伤。 3、平稳操作，防止井下落物或卡钻事故。 4、工完料尽、利于环保。 （三）应取资料 修复的方法、使用钻具、工具的名称、规范、修复
油水井大修工艺技术培训教材
油水井大修工艺技术编写：陈民 采油一厂工程技术大队2004年6月
目录一、套管损坏 （一）套管损坏的现象 （二）套管损坏的判断方法 （三）套管损坏的类型 二、解卡打捞工艺技术 （一）卡阻事故原因 （二）综合处理措施 三、套管整形与加固工艺技术 （一）机械式整形 （二）燃爆整形 （三）整形质量标准 （四）加固工艺 四、取换套管工艺技术 （一）套铣工具与其专用工具 （二）施工工序 (三) 工艺适用范围 （四）质量标准 五、侧钻技术 六、侧斜技术 七、大修、工程报废施工原则
油水井大修工艺技术 一、套管损坏的形式与分类 (一）套管损坏的现象 套管出现损坏的现象后，必须及时发现，妥善处理才能维护油水井井身结构的良好状况，确保油水井的正常生产。一般套管损坏，在油、水井的正常生产或进行井下作业施工中是可以通过仔细的观察，正确的分析以及进行仪器测量和实际探测是可以发现的，一般套管损坏都是有迹象的，当发现下列现象之一或几种出现时，就说明套管有损坏。 1、起、下井内钻具或井内管柱有遇阻现象； 2、进行洗井作业或冲砂时洗井液大量漏失； 3、生产过程中，出现井口压力下降，全井产液猛减； 4、井口地面附近冒油、冒水，或者井口油层套管下陷； 5、注水井在进行洗井时带出泥岩块。 6、注水井突然泵压下降，注水量大量增加； 7、进行套管试压，稳不住压力。 （二）套管损坏的判断方法 套管技术状况检测是油水井大修工艺措施的重要措施，它将为修井措施的制定和施工步骤、工具选择、完井方式等提供切实可行的依据。为修井施工设计和下步采取的措施可供必要的、可靠的参数，同时也将是修前、修后验收评价的重要依据。 套管技术状况检测常用工程测井法和机械法两种，工程测井法就是利用井径仪、井温与连续流量测井检测套管径向尺寸变化及套管腐蚀、孔洞、破裂、错断等的形状。机械法检测就是利用铅模对套管和鱼头状态和几何形状进行印
油水井大修侧钻工程承包合同
合同编号： ____________ 油水井大修侧钻工程承包合同 项目名称： __________________________________________________________________________________ 1 发包人（甲方）：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（）承包人（乙方）：___________________________________________________________________________ （承租人）
签订地点： ___________________________________________________________ 签订时间： __________________________________________________________ 油水井大修侧钻工程承包合同 发包人：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（_________________________ ）（以下简 称甲方） 承包人： ______________________________________________________________________________ （以下简称 乙方） 1、总则 依据《中华人民共和国合同法》、中国石油行业标准和中国石油长庆油田公司老油田综合治理部署，双方本着平等互利、诚实信用、等价有偿的原则，经双方协商一致，签订本合同。 2、工程概况 2.1 工程名称： _________________________________ 井大修井侧钻工程。 2.2 工程地点： ___________________________________ 。 2.3 工程内容：主要包括钻前工程、钻井工程。 2.3.1 钻前工程：包括钻井工程临时建设土地（包括道路、井场、生活区等）借用手续的办理及钻前工程（道路、井场、泥浆池、生产水源等）施工，钻井过程中的道路维修、井位坐标复测及完钻后泥浆池的填平等。 钻前道路：根据实际需要进行施工；行车路面宽6m,坡度小于30度，能保证各工序施工车辆 通行。井场大小：45m x 80m。 2.3.2 钻井工程：包括钻井设备及生活设施搬迁、安装及材料供应（含表层套管、套管及其附件购置及运输、切割起出老井水泥返高以上套管等），打悬空水泥塞、侧钻、钻井液、录井作业、 下套管、固井、完井等全部钻井工程。 2.4 工程期限：本工程自—年—月—日开工至______________ 年—月—日完工。 3技术要求和质量标准 3.1 钻井工程 3.1.1 井身质量合格率100%。 3.1.1.1造斜点从老井水泥返高以上50-100m开始；
套管的失效和处理
套管的失效和处理 内容摘要 《套管的失效和处理》，主要分析油水在长期采注输过程中，套管因化学腐蚀、作业过程中的机械伤害、井下工具的坐封解封、地层的应力等原因，导致套管强度下降、不密封，套管发生不同情况的失效形式。通过对目前套管失效情况的调查分析，对套管损坏井进行分类，归纳分析了造成套管损坏的主要原因，并结合成功修复套管损坏井的事例，深入探讨了套管损坏特点的修复工艺技术，这些修复工艺技术经过现场多口井的应用，成功地解决了现场生产难题，同时缩短了修井时间，降低了生产成本。 关键词：油水井作业套管套管损坏套管修复技术套管处理 第1章前言 世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管技术状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。如美国威明顿油田，从1926年到1986年开发60年间，由于大量采出地下液体，引起该地区较大的构造运动，油田中心地区地面下沉达9m，水平位移最多达3m，造成油水井成片错断，损失严重；罗马尼亚的坦勒斯油田开发
22年后，已有20%的油井套管损坏；俄罗斯的班长达勒威油田有30%的油水井因套管损坏而停产。国内港西油田油水井套损比例高达40%以上；长庆樊家油田投入开发仅13年，油水井套损比例达34%，吉林扶余油田套管变形井至1988年多达1347口，占总井数的39.4%；大庆油田套损井数逐年增加，1997年套管损坏井576口，2001年套损井超过700口，整个油田套损井累计已超过8000口。胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。截止到今年的4月，胜利油田有限公司（不包括海洋、清河）有油水井27375口，其中有套损井5427口（其中油井3318口，水井2109口），占总井数的19.8％。报废井4838口，其中因套损原因报废的1502口，占31.1％；停产井7212口，因套损原因停产井2089口，占29％；生产井15325口，其中套损井1836口，占12％。如此数量的套损井的出现，必然影响到井网的完善和布网的困难，油田不得不投入大量资金打更新井和替
油水井大修合同模板
合同编号： 油水井大修工程施工合同 甲方：（以下简称甲方） 乙方：（以下简称乙方） 1. 总则 1.1双方根据《中华人民共和国合同法》等法律法规，本着自愿、公平、平等互 利、诚实信用的原则，甲乙双方就油水井大修工程项目事宜，协商一致，签订本协议。 1.2乙方必须具有本项目工程的资质,在人力资源配臵、设备装备及技术力量方 面能满足大修要求。 2. 定义及解释 2.1 油水井大修：是指处理复杂的井下落物进行解卡打捞、套磨铣，对套管变形 部位进行整形复位，对套管破裂进行修补和更换，对油水井实施报废验串堵串，对人工井底高的油水井进行扫塞等工艺技术措施，称为大修。 2.2 协议价款：指发包人用以支付承包人按照协议约定完成承包范围内全部工程 的费用以及约定的其他价款。 2.3 施工现场：指由发包人提供的用于工程施工的场所以及发包人在施工设计中 具体指定的供施工使用的任何其他场所。 3.工程项目 3.1 工程名称：油水井大修 3.2 工程内容：（以甲方的委托方提供的地质设计及经甲方审批的 工程设计为准，如发生设计以外的施工项目，则另行签订合同） 3.3工作量： 4. 协议签订地点及工程项目履行地点 4.1 协议签订地点：吉林省国泰石油开发有限公司 4.2 工程项目履行地点： 5. 工程期限：自合同签订之日起至2013年12月31 日
（单井占井时间不超过30天或单井占井时间不超过设计工期） 因不可抗力因素而延误工期，经甲方现场监督员认证后，工期相应顺延。6. 质量标准和技术要求 6.1 执行国家石油天然气行业标准。 （不仅限于上述标准，施工时要求作业设备、工艺技术及施准执行或符合相关标准)。 6.2 施工井位与设计井位应吻合无误。 6.3 甲方（委托方）提供地质设计或工程设计，并注明井内事故详细、准确情况。 乙方根据地质或工程设计要求，做出施工设计，经甲方批准后实施。乙方严格按工程设计组织施工，必须确保工程质量合格。 6.4 乙方提供的施工作业资料应当齐全、准确、清晰、规范、整洁。 6.5 其它。 7. 工程竣工验收、交接、决算及保修 7.1 工程验收 工程项目完工2工作日内验收，乙方通知甲方进行验收，甲方按照本协议第6条的规定验收。验收合格后，?双方办理交接手续。交接书一式2份，甲乙双方各执1份，双方签字并由有质量监督人员签字后生效。 7.2 工程决算 7.2.1常规大修井正常结算（压裂卡井、管杆及小件落物打捞、扫塞、常规封堵井等） 7.2.2对于非常规大修井（多年遗留井、复杂油水井综合治理）工期超过期限需 补偿一定大修作业费用时，乙方在工程验收合格后 7 日内向甲方报工程 决算文件。
提高油水井作业质量的优化方案和措施探讨
提高油水井作业质量的优化方案和措施探讨 石油作为重要战略能源，越来越受到各国的重视，为了确保石油的产量，则加快了勘探开发油田的力度，而对现有油田也不断的进行挖潜增效。目前在各油田开发过程中，利用油水井来挖潜增效已成为重要的手段之一。文章说对油水井井下作业面临新的形势进行了分析，并进一步对提高井下作业质量和效益的措施进行了具体的阐述。 标签：油水井；作业质量；措施 前言 在油水井井下作业过程中，主要包括油井增产技术措施、油水井大修及油水井维护性等三种作业方式，这是当前各油田在开发过程中挖潜增效的最主要措施。目前我国的石油产业老油田占较大比例，这些油田由于开发的年限较长，所以当前开发形势较为严竣，在不断增加井下作业量的同时，其所取得的作业效果却不显著，所以提高油水井作业质量、对井下作业挖潜增效具有迫切性，也是必须需要面对的重要问题。 1 油水井井下作业面临新的形势 目前我国大部分油田在数十年的开发过程中，油田都进入了高含水期开发阶段，油田内的油层呈现十分复杂的情况，这就对井下作业提出了更高的要求。 首先，部分油田综合含水率达到百分之九十以上，而且剩余的油品位较差，井筒动液面也呈下降趋势，井下作业中深抽井数量增加，在这种情况下，就需要井下作业在要技术层面上进行提升，利用先进的技术来有效的提高井下作业的效果，增加产出量。 其次，部分老油区加强了对新油田的开发，但这些新开发的油田多数为边际油田，由于这些油田的储量都很难动用，具有较大的开采难度，所以需要在井下作业时，采取特殊的技术手段，将这些难动的资源变为有效的资源，实现油田的挖潜增效。 再次，目前老油田中都存在着许多超期服役的油水井，这部分油水井不仅套管老化，同时井筒变形较为突出。在这种情况下，这部分油田需要投入大量的维护和维护工作量，而且在作业过程中其风险及工作量也加重，同时作业效果并不理想。 最后，施工队伍素质存在较大差别，同时施工设备存在着老化的情况，缺乏技术开发能力，对油田开发明显存在着不足。 2 提高井下作业质量和效益的措施
油水井大修侧钻工程承包合同
合同编号：___________ 油水井大修侧钻工程承包合同 项目名称：__________________________________________________________________________ 1 发包人（甲方）：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（）承包人（乙方）： ___________________________________________________________________ （承租人）： 签订地点：_____________________________________________________
签订时间：_____________________________________________________ 油水井大修侧钻工程承包合同 发包人：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司（ _______________________ ）（以下简称甲方） 承包人：_______________________________________________________________________ （以下简称乙方） 1、总则 依据《中华人民共和国合同法》、中国石油行业标准和中国石油长庆油田公司老油田综合治理部署，双方本着平等互利、诚实信用、等价有偿的原则，经双方协商一致，签订本合同。 2、工程概况 2.1 工程名称：______________________________ 井大修井侧钻工程。 2.2 工程地点：________________________________ 。 2.3工程内容：主要包括钻前工程、钻井工程。 2.3.1钻前工程：包括钻井工程临时建设土地（包括道路、井场、生活区等）借用手续的办理及钻前工程（道路、井场、泥浆池、生产水源等）施工，钻井过程中的道路维修、井位坐标复测及完钻后泥浆池的填平等。 钻前道路：根据实际需要进行施工；行车路面宽6m,坡度小于30度，能保证各工序施工车辆 通行。井场大小：45m x 80m。 2.3.2钻井工程：包括钻井设备及生活设施搬迁、安装及材料供应（含表层套管、套管及其附件购置及运输、切割起出老井水泥返高以上套管等），打悬空水泥塞、侧钻、钻井液、录井作业、 下套管、固井、完井等全部钻井工程。 2.4工程期限：本工程自—年—月—日开工至 __________ 年—月—日完工。 3技术要求和质量标准 3.1钻井工程 3.1.1井身质量合格率 100%。 3.1.1.1造斜点从老井水泥返高以上50-100m开始； 3.1.1.2最大井斜角w 30°; 3.1.1.3采用“直-增” “直-增-稳”、“直-增-缓降”剖面，增斜率（每30米）w 6。，降斜率w 3° /100米，斜井段全角变化率连续三点w 3° /30米。 3.1.1.4中靶半径w 30m;（井深w 1000米时，中靶半径w 20米）。 3.1.1.5采用单点照相或电子单多点测斜方式；测斜间距：直井段 <30米，造防碰段<20米；斜井段20?50米。 3.1.1.6全井段井径扩大率w 15%，目的层井径扩大率w 12.5%。