注水井常见故障及处理探讨

1）增加刮、冲工序 目前水井重配施工,带刮蜡、冲砂附 加项目的很少。这样会使套管内结的死 蜡、砂、杂质越积越多。在起封隔器时, 有部分死蜡带不上来,而被碾在套管上, 堵塞水层,影响注水及地层吸水效果。 处理措施:水井注水量少,压力高时,应采取 刮蜡、替蜡手段。
如某井,两次施工时间间隔3年零4个月，在此期
3.1测试原理
封隔器失效井是采油矿利用单压力计或双压力计,验 证分层配注封隔器时,发现井内封隔器单级或多级失 效、不密封的结果。
验封卡片情况:
水井验封密封卡片(正常)
全井封隔器失效卡片
3.2原因分析
导致封隔器失效的原因有很多：
一是
新型封隔器释放方法需要不断摸索,如K344-
114型封隔器,开始时应用无嘴偏心,释放不到位。需
2.分层测试死层吸水
2.1 测试原理
分层测试死层吸ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ是采油矿分层测试时,测试仪 器座在最下一级偏心(死嘴)的密封段上,因该级偏心 是死嘴,测试时应无注水量,但结果有注水量。
验封卡片情况：
水井验封密封卡片(正常)
.
死层吸水卡片
2.2原因分析
最末一级偏心(死嘴)下面的球座被砂垢等杂质 垫住,使该层有注水量,计量间在来水压力一定的情 况下,还能完成配注计划。
( 2 ) 对于新井试注时,偷减工序不刮削或刮削不
到位,造成套管有毛刺刮坏封隔器胶筒,导致封隔
器无法正常工作。 ( 3 ) 下完井管柱时,由于下放过快,导致封隔器 中途释放,并在通过套管接箍时胶筒脱落。
四是
地层窜槽,导致封隔器失效。
处理措施：提高验串压力准确判断地层窜槽．
五是
层间矛盾突出的井,封隔器易失效。
进水的主要原因。
如某井 2003年3月12日重配完井(上次 2002年4月6日重配),下入Y341-114型封隔器3 级3段,2003年3月24日,采油队反映该井注不 进水。现场多次落实该井:如果超破裂压力 14.7MPa能够完成25方/日的要求,但在允许的 11.6MPa压力下每天只能注5方水。该井三个 层位只有第一个层注水。分析作业时，污染 了油层，洗井后不见效。又将偏I的堵塞器捞 出正注、反注,还是注不进去;上酸化,效果也 不明显。
1.2原因分析
测试发现偏I以上管柱漏失,原因必是 保护封隔器释放不到位和偏I以上刺漏同 时存在,而在现场检查发现,油管刺漏现象 很少见,可能的原因是油管挂密封圈刺坏、 油管挂短节漏失、保护封隔器胶筒坏
1.3处理措施
对测试发现偏I以上管注漏失井,落实 时必须先更换油管挂密封圈,同时检查油管
挂短节,然后进行重新释放,如果偏心水嘴
注水压力已达到破损压力。
到井口落实将井口总闸门关死，放空闸门 打开。发现，水量不大,跟计量间14MPa的排水 量不符。于是, 在井口总测试闸门上卡一块压 力表,关上放空闸门,打开测试闸门,计量间到 井口压力只有8.0MPa,与计量间14 MPa压力相 差太远,后到计量间落实是该单井压力表坏了, 换完压力表后,注水量及压力都正常,从而避免 了该井的返工。
六是
压缩式封隔器动井口小修处理时,上提
高度过大导致封隔器解封失效。
七是
套管闸门不严,油管达不到正常的注水 压力,影响胶筒的涨封效果(特别是下 入扩张式小直径的井)。
3.3处理措施
封隔器失效井的处理方法:对于K344-114型封隔器, 反洗井正注一般能处理好。对于Y341-114型封隔器、 活嘴，反洗井后冲击力释放,二次验封合格的把握性 比较大。
油管测试闸门
油管生产闸门
油管放空闸 门
套管生产闸门
油管总闸门
８.结 论 根据以上做法我们得到了一些经 验,2005-2006年,我们共施工注水井62 口, 曾连续两年取得作业行业第一的好 成绩,鼓舞了全队员工的士气,质量工作
创出历史新高.
综合2006-2007年上半年水井落实 及处理情况,我们感到注水井落实处理是一 个系统工程,需要我们结合井况、井史和现 场综合分析, 为了实现“避免无功作业和 缩短躺井周期”的目标,我们需要做的还有 很多很多。
度的改变情况;
其次 应该考虑地层或水嘴是否被砂.蜡
等杂质堵塞。全面掌握信息后,对症下药, 才能缩短躺井周期。
6 . 恢复地层吸水能力的措施
地层吸水能力降低,绝大多 数是由于地层被堵塞所引起的, 所以,要恢复地层吸水能力,就必 须解除堵塞。造成堵塞的原因不 同,解堵的方法也不同。
根据前面所讲,注水过程中造成地层堵塞的 各种堵塞物可大体分为两大类: 一 类： 无机堵塞物,主要有碳酸钙,硫化铁 及氢氧化铁。因此清除无机堵塞物,通常是用 酸处理(盐酸或者土酸处理)。 另一类： 有机堵塞物,即油、蜡、泥浆、砂 类,在井底周围逐年增长,要清除它们的堵塞, 就要对井底附近采取刮、冲措施来提高水井 注水和吸水量。
４.１适当调整工具位置也可以达到较好的效果 ( 1 ) 遇见设计上出现投捞仪器或验封仪器在
偏心处下不去的。应该分析该处套管有损坏.施 工时,将此偏心,上一级封隔器加短节或适当的调 整一下位置。
如某重配井 3级3段Y341-114型封隔器。施工原因: 测试仪器通不过偏2遇卡。施工时,在它上方的封隔 器上加了1.00m油管短节,施工后,以上病因解除了.
2007年8月
前
言
为了全面提高注水质量,缩短水井的非正 常注水天数,结合作业小队水井作业管理现状, 本文主要针对落实过程中发现的问题进行分 类,分析其中原因,因井制宜,辨证地提出不同 的处理措施,最大程度的缩短水井躺井周期。
注水井常见故障及处理措施
1.偏I以上管柱漏失 1.1测试原理 偏I以上管柱漏失井,是采油单位进 行验封时,仪器座在偏I密封段处,经井 口闸门开关开(或关开关)后,测偏I以上 有压力波动,即为偏I以上管柱漏失。
后来经过调查,与该井连通的某井因高含水已
于2002年11月17日转注,我们认为这口油井工 作制度(注采关系)的改变是造成该井注不进 水的主要原因。为什么作业前能注进水?因为 作业前封隔器已坏或球座球被砂.蜡垫住,不 能正常工作。(施工时起出原井发现球座内装 满泥浆和水垢)
所以如果发现作业后注水压力升高： 首先 应该调查与之连通的油水井工作制
要投死嘴后释放才行。所以,现在对偏心下无嘴的井,
还是多采用Y341-114型封隔器,。
二是
释放时,套管没有打开,油套不能形成压差,
使K344-114型,封隔器释放不到位。
三是 封隔器在释放前胶筒损坏,导致封隔器
无法释放。其原因有以下几点:
( 1 ) 套管有明显变形或腐蚀严重,完井管柱遇阻
后,操作者顿击通过变点造成封隔器胶筒损坏;
综上所述:影响封隔器失效井原因较多，下面从 人员、设备、井下工具、工序、井况环境等五方面 加以分析，并绘制出影响封隔器失效因果图，见图
4.仪器下不去
采油矿测试仪器下不去或井内掉仪器的井影响因素 很多,综合有以下几点: 一是钢丝质量差、操作原因。 二是套管因素。 三是砂、蜡、垢杂质等的影响。 1）.此类井可以应用油管内螺旋刮蜡器刮削,成功 率较高。如某井:仪器在偏3下不去,应用油管内螺旋刮 蜡器刮削后,用热水循环正常。另外,对仪器下不去的 井作业时应该综合测试资料与铅模资料,采取下小直径 完井。
封１ 偏１ 封２ 955 .05m 偏２ 966.02m 封3 偏3 此处测试仪器 遇卡通不过
封１ 偏１
此处加1.00m 油管短节
封２ 956.05m 偏２ 967.02m 封3 偏3
施工前
施工后
４.２预防测试仪器卡下防砂筛管 遇到地理条件不好的,周围都是农田的水 井。由于采油队洗井困难或不定期洗井会造成 地层出砂,卡仪器现象。应采取下防砂筛管的 方法能起到一定的成效。
如:某重配井2007年6月6日施工,
原因: 测试仪器在偏4遇卡。 用原井管柱探砂面,无砂柱，原井用的是正常 筛管。起出后检查,发现偏四内有细小颗粒砂。 此次下防砂筛管后， 至今，测试正常，也起到了效果
5.全 井 不 吸 水
验封 情况：
水井验封密封卡片(正常)
全井不吸水卡片
油田的实践证明：在注水过程中使吸水能力 下降的主要因素是水质及注水系统的管理。 因此在注水过程中，要防止注水井吸水能力 下降，首先必须保证水质符合要求，尽量避 免由于水质不合格所引起的各种堵塞。相临 井连通，渗透层好的注水井，也是造成注不
间，从未刮蜡冲砂过。压力高,注水量少,而设
计上没有刮蜡项目。
14.5MPa
25m3
施工前
注水压力
每日注水
施工中,我们建议采取了刮蜡替蜡等手段
注水压差降了 2.3MPa,
12.2MPa
每日多注 水23m3
48m3
现在
注水压力
每日注水
起到了良好的效果
7.地面落实要严细
水井出现系列问题,要认真对待,避免返工。 处理措施:在井口测试闸门上卡一块压力表与计 量间进行压力对比,也能起到一定效果。 如某重配井施工后,采油队反映注水压力升高、 注水量下降， 10MPa,50m3 /日 14 MPa,10 m3/日
大,为保证释放效果可以全井投死嘴再重新
释放、测试。一般情况下,对此类井能处理
好,但处理周期长。重新释放封隔器仍然漏
失,必须动管柱作业。
如某井2006年10月15日接到落实通知,该井 上次作业下入Y341-114封隔器4级4段。采 油矿先是计量间发现注水压力突然下降,由 10MPa下降到6MPa。测试结果显示偏I以上 漏失,分析其原因可能是保护封隔器释放不 到位和偏I以上刺漏同时存在。到计量间落 实,发现注水压力比正常下降4MPa。
封隔器 偏 心 球 座
筛 管
丝 堵
此处被砂、 蜡、垢垫住
2.3处理措施
• 反洗井处理一般都能正常。 • 如某井,上次作业下入K344-95封隔器3 级3段。采油矿上报原因是偏3死层吸水， 经热水反洗井处理后正常注水。所以说, 测试结果显示最末一级偏心死层见水,应 该从底部球座开始做工作。
3.封隔器失效
第一步 更换油管挂密封圈(密封圈已坏),
到计量间正注水,压力还是起不来;
第二步 井口反洗井后打开套管正注,溢流仍然很
大。
据此判断：原因可能是保护封隔器坏,也可能是 大卡距油管刺漏。10月17日上作业,发现保护封 隔器胶筒由内到外纵向裂一5cm的口子,经打铅 印及测试落实是套管变形造成的,最小变径 Φ117.8mm，后改为调整，下小直径完井．