油井老井试油事故及处理措施分析

齐加德

摘 要：随着长庆油田勘探开发的迅速发展，新井部署密度逐渐增大，因此，油井老井的维护和再次试油成为今后油田发展一种趋势，老井试油压裂工作量也会随之快速增长，文章简要介绍了近年来老井重上井试油压裂过程中遇到的一些特殊情况，以及相应的解决措施，从而总结出一套老井试油改进意见，确保油井老井试油的顺利开展。

关键词：老井；试油压裂；解决措施；改进意见

中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0176-03

长庆油田属于低渗透油田，该类油田经过初次试油压裂后单井产量逐渐递减，必须通过后期的注水或对新老层系重复压裂来稳产和增产。但是，油井注水到一定时期后，油井产量依然会递减比较严重，这就需要对油井新老层系进行重复试油压裂。于此同时，该类老井经过了长期的投产采油，井筒内壁会产生腐蚀或变形，落物，并且开采目的层系严重亏空，产生很大负压等复杂情况，在老井试油压裂过程中必须考虑一切不确定因素，采取适当的预防措施，才能顺利的完成施工任务，达到油井老井的增产目的。

1 老井井筒处理

曾经试油压裂作业过的老井，井筒往往存在套管腐蚀结蜡、水泥塞、桥塞、支撑剂或其他落物等情况，有的井层套管外无固井水泥，直接影响到试油工作的顺利进行。老井进行再次试油压裂作业前必须进行钻塞、冲砂、封堵、打捞、固井、封窜等特殊技术处理，使井筒内畅通，套管外不窜，才能满足试油压裂工艺要求。若一个环节没有做到，就会出现事故复杂，严重影响了施工质量。

油井老井试油作业前必须要对已长期生产后的套管进行通井及刮削作业，验证井筒是否发生变形和清理套管内壁的附着物，如果发现套管变形，就要采取措施，进行套管整形，确保套管畅通。

2 压裂管柱结构优化

对于油井老井试油压裂入井的管柱是多样化的，主要根据原有层系和目的层系之间的位置而定，但是遵循的一条原则就是在确保工程安全的前提之下设计下入。老井压裂管柱结构主要分为以下3种：

①施工目的层位于已打开原层系底部，或着位于已打开2个原层系之间，则可以选择三封套压钻具，如图1、图2所示。

入井钻具结构为：球座（带钢球）+1#封隔器+导压喷砂器1个（目的层位置）+2"7/8外加厚油管**根+外加厚调整短节+2#封隔器+2"7/8外加厚油管**根+3#封隔器+水力锚+2"7/8外加厚油管至井口。

②施工目的层位于已打开原层系顶部，则可以选择双封选压钻具，如图3所示。

入井钻具结构为：球座（装钢球）+1#封隔器1个+导压喷砂器1个（目的层位置）+2"7/8外加厚油管**根+2#封隔器1个+水力锚+2"7/8外加厚油管至井口。

③施工目的层位为多层的，则可以选择不动管柱和双封选压组合钻具，如图4、图5所示。

入井钻具结构为：球座（装钢球）+1#封隔器+导压喷砂器（目的层位置）+2"7/8外加厚油管**根+2"7/8外加厚调整短节+双公球座（Φ4 2 mm）+2#封隔器+A级KHT-100滑套导压阀+2"7/8外加厚油管**根+3#封隔器+水力锚+2"7/8外加厚油管至井口。

根据不同井的具体情况，选择一套适当的入井钻具结构可以达到事半功倍的效果，但是相反，如果入井钻具与工艺不相匹配，会造成井下复杂，处理难度很大。

3 老井试油事故案例分析

长庆油田油井老井试油2口井典例，通过试油压裂改造，其中一口井产量达到工业油流标准，但是在试油过程中由于压裂工艺和钻具的配备出现了问题，造成卡钻工程事故。

3.1 里**井

里**井，2009年6月2日完钻，完钻井深2 510.0 m，人工井底2 494.89 m。采用244.50 mm表层套管（下深316.93 m）+139.70 mm油层套管（下深2 509.8 m）完井。

2009年7月24日～2009年9月14日进行试油，共试油2层：①长82，②长81。

经过3年的采收，决定开发新层系长4+5层。

2012年6月18日下三封套压钻具压裂长4+51下段，压后反冲彻底后，上提钻具遇卡，最高拉力达到65 kN，活动钻具2 h，无解卡现象。现场决定直接倒绳做抽汲准备，下一步进行抽汲降管柱液面解卡。

6月22日抽汲液面降至1 650 m，倒绳上提钻具，解卡成功，起钻换双封选压压裂钻具。木**井：

木**井，2008年9月7日完钻，完钻井深2 550.0 m，人工井底2 528.37 m。采用244.50 mm表层套管（下深228.48 m）+139.70 mm油层套管（下深2 549.82 m）完井。

2008年10月19日～2008年11月28日进行试油，共试油3层：①长91，②长81，③长4+52。

经过4年的采收，决定开发新层系长4+5层。

2012年6月26日用Φ118 mm×1.8 m通井规通井至2 528.20 m，未见异常。

6月30日用活性水50 m3反循环洗井，泵压5 MPa，排量500 L/min，无返出液体，随后起钻检查通井规，无刮痕。

7月3日下双封选压钻具压裂长4+51层：2 110.0～2 112.0 m，加砂：10 m3，压后反冲彻底后，上提钻具遇卡，最高拉力达到

65 kN，活动钻具1 h，无解卡现象。现场决定直接倒绳做抽汲准备，下一步进行抽汲降管柱液面解卡。压裂钻具位置：KFZ-115水力锚2 101.63 m，上K344-115封隔器2 102.29 m，Φ23 mm导压喷砂器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，倒绳上提钻具遇卡，最高拉力达到65 kN，活动钻具2 h，无解卡现象，研究决定继续倒绳做抽汲准备，讲油管内液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒绳上提钻具遇卡，最高里达到68 kN，活动钻具4 h，无解卡现象。

7月13日用活性水72 m3，反循环洗井，泵压9 MPa，排量600 L/min，返出液体50 m3，返出液含有少量砂粒杂质，冲至无砂粒后，上提管柱未解卡，活动钻具2 h，用活性水30 m3，反循环洗井，泵压11 MPa，排量550 L/min，返出液体30 m3，进出口水色一致，上提管柱无效，活动3 h未解卡。

7月18日油管内下空心抽油杆进行管内冲砂作业，700型水泥泵车正循环冲砂，用活性水44 m3，油管内正循环冲砂，泵压18 MPa，排量200 L/min，冲至2 100.5 m，返出液体44 m3，携带少量砂粒杂质。

7月27日组织1 400型主压车进行油管内冲砂作业，用活性水90 m3，泵压38 MPa，排量250 L/min，返出液体90 m3，返出液携带少量泥沙，冲至无砂粒杂质，起出空心抽油杆，活动钻具无效。

7月28日用活性水60 m3正循环冲砂，泵压由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液体50 m3，返出少量泥沙和井壁附着物，冲至无杂物后，用活性水40 m3反循环冲砂，泵压20 MPa，排量300 L/min，返出液体18 m3，返出少量泥沙和井壁附着物。活动钻具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循环洗井，泵压7 MPa，排量600 L/min，返出液体18 m3，进出口水色一致，用活性水32 m3，反循环洗井，泵压22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液体28 m3，返出无砂粒。活动钻具，未解卡。

8月2日使用脱扣震击方法解卡，短节拉高至4 m，拉至60 kN脱扣下击，震击2次，钻具解卡，起钻后发现钻具悬重下降8 kN，判断井内油管断裂，起钻检查。

8月3日起钻完，发现第161根油管严重变形，并断裂，为了进一步确定鱼头的位置和形状，决定下铅印验证。

8月4日下钻161根油管和一个铅印，探鱼头位置1 532.26 m，起钻观察铅印痕迹和起出的油管断裂处一样，断面长度为102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.26 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣，起钻检查母锥，断裂油管并未打捞起来，只是打捞出一截严重变形的鱼头断面。

8月8日～8月10日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.68 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣成功，起钻检查母锥，成功打捞出断裂油管。

8月11日～10月13日，多次用双滑块打捞矛打捞出完整油管60根，用套铣筒和反扣母锥先后倒出KFZ-115水力锚，2个K344-115封隔器，一个导压喷砂器和球座。

此次处理事故复杂历时97 d，严重影响了生产进度，造成大量的资源浪费。

4 事故复杂原因分析

长庆油田油井老井试油中复杂事故的发生，研究后发现事故发生的主要原因有以下几点：

①入井管具不合格。由于油井试油求产必须要进行抽汲作业，因此钢丝绳对油管内壁有一定的磨损，长期不检测油管壁厚度，势必会发生井下事故复杂。

②没有制定合理的压裂施工钻具结构。由于老井长期的采收作业，致使储层亏空严重，产生一定的负压，底部封隔器的型号不应该采取压差式的，应该选用Y221封隔器或打可捞式电缆桥塞封隔下段。

③在正循环洗井油管畅通，反循环洗井套管蹩压的情况下，由于油管均为旧油管，应该控制泵压不超过15 MPa。

④老井试油井井筒由于多年的油气侵蚀，井壁会附着大量的胶结物质，通过压裂后井壁上的胶结物质会松动并掉落至大直径钻具处，容易形成卡钻。

⑤由于施工目的层储层物性较差，压裂之后返排会携带出一部分支撑剂进入井筒，掉落至大直径钻具处，形成卡钻。

5 结 语

①长庆油田大发展过程中，为了实现增产的目的，不断拓宽勘探开发领域，为了增产和稳产，老井试油必将成为今后的一项重要业务，前景十分广阔。

②老井试油由于经过多年的采收，井筒会发生一些变化，比如井筒变形和井壁结蜡以及腐蚀，因此，验证老井井筒的畅通性和清洁性尤为重要。

③加强入井材料的管理，开工前必须对施工队伍油管进行检测，对于不合格的管材予以及时更换。

④严格筛选施工队伍，老井试油要选择质量管理好、技术素质相对高的施工队伍作业，把住关键环节，防患于未然。

⑤由于老井试油的特殊性，必须选用适当的压裂入井工具，之前的常规压裂管柱结构已经不能够满足现场的施工要求，大直径封隔器的选择尤为重要，推荐老井试油选用Y221封隔器来实现封隔效果。

参考文献：

[1] 蒋廷学.影响重复压裂效果的因素分析[J].低渗透油气田，1999，（3）.

[2] 黄玉平.老井重新试油工艺分析与技术改造[J].油气田地面工程，2010，（5）.

[3] 张玉立.井下作业过程中油层保护技术研究和认识[J].科协论坛（下半月），2008，（7）.

[4] 朱东明.试油井筒状况分析与试油安全评价技术研究[D].成都：西南石油大学，2007.

7月7日抽汲液面降至1 350 m，倒绳上提钻具遇卡，最高拉力达到65 kN，活动钻具2 h，无解卡现象，研究决定继续倒绳做抽汲准备，讲油管内液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒绳上提钻具遇卡，最高里达到68 kN，活动钻具4 h，无解卡现象。

7月13日用活性水72 m3，反循环洗井，泵压9 MPa，排量600 L/min，返出液体50 m3，返出液含有少量砂粒杂质，冲至无砂粒后，上提管柱未解卡，活动钻具2 h，用活性水30 m3，反循环洗井，泵压11 MPa，排量550 L/min，返出液体30 m3，进出口水色一致，上提管柱无效，活动3 h未解卡。

7月18日油管内下空心抽油杆进行管内冲砂作业，700型水泥泵车正循环冲砂，用活性水44 m3，油管内正循环冲砂，泵压18 MPa，排量200 L/min，冲至2 100.5 m，返出液体44 m3，携带少量砂粒杂质。

7月27日组织1 400型主压车进行油管内冲砂作业，用活性水90 m3，泵压38 MPa，排量250 L/min，返出液体90 m3，返出液携带少量泥沙，冲至无砂粒杂质，起出空心抽油杆，活动钻具无效。

7月28日用活性水60 m3正循环冲砂，泵压由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液体50 m3，返出少量泥沙和井壁附着物，冲至无杂物后，用活性水40 m3反循环冲砂，泵压20 MPa，排量300 L/min，返出液体18 m3，返出少量泥沙和井壁附着物。活动钻具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循环洗井，泵压7 MPa，排量600 L/min，返出液体18 m3，进出口水色一致，用活性水32 m3，反循环洗井，泵压22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液体28 m3，返出无砂粒。活动钻具，未解卡。

8月2日使用脱扣震击方法解卡，短节拉高至4 m，拉至60 kN脱扣下击，震击2次，钻具解卡，起钻后发现钻具悬重下降8 kN，判断井内油管断裂，起钻检查。

8月3日起钻完，发现第161根油管严重变形，并断裂，为了进一步确定鱼头的位置和形状，决定下铅印验证。

8月4日下钻161根油管和一个铅印，探鱼头位置1 532.26 m，起钻观察铅印痕迹和起出的油管断裂处一样，断面长度为102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.26 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣，起钻检查母锥，断裂油管并未打捞起来，只是打捞出一截严重变形的鱼头断面。

8月8日～8月10日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.68 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣成功，起钻检查母锥，成功打捞出断裂油管。

8月11日～10月13日，多次用双滑块打捞矛打捞出完整油管60根，用套铣筒和反扣母锥先后倒出KFZ-115水力锚，2个K344-115封隔器，一个导压喷砂器和球座。

此次处理事故复杂历时97 d，严重影响了生产进度，造成大量的资源浪费。

4 事故复杂原因分析

长庆油田油井老井试油中复杂事故的发生，研究后发现事故发生的主要原因有以下几点：

①入井管具不合格。由于油井试油求产必须要进行抽汲作业，因此钢丝绳对油管内壁有一定的磨损，长期不检测油管壁厚度，势必会发生井下事故复杂。

②没有制定合理的压裂施工钻具结构。由于老井长期的采收作业，致使储层亏空严重，产生一定的负压，底部封隔器的型号不应该采取压差式的，应该选用Y221封隔器或打可捞式电缆桥塞封隔下段。

③在正循环洗井油管畅通，反循环洗井套管蹩压的情况下，由于油管均为旧油管，应该控制泵压不超过15 MPa。

④老井试油井井筒由于多年的油气侵蚀，井壁会附着大量的胶结物质，通过压裂后井壁上的胶结物质会松动并掉落至大直径钻具处，容易形成卡钻。

⑤由于施工目的层储层物性较差，压裂之后返排会携带出一部分支撑剂进入井筒，掉落至大直径钻具处，形成卡钻。

5 结 语

①长庆油田大发展过程中，为了实现增产的目的，不断拓宽勘探开发领域，为了增产和稳产，老井试油必将成为今后的一项重要业务，前景十分广阔。

②老井试油由于经过多年的采收，井筒会发生一些变化，比如井筒变形和井壁结蜡以及腐蚀，因此，验证老井井筒的畅通性和清洁性尤为重要。

③加强入井材料的管理，开工前必须对施工队伍油管进行检测，对于不合格的管材予以及时更换。

④严格筛选施工队伍，老井试油要选择质量管理好、技术素质相对高的施工队伍作业，把住关键环节，防患于未然。

⑤由于老井试油的特殊性，必须选用适当的压裂入井工具，之前的常规压裂管柱结构已经不能够满足现场的施工要求，大直径封隔器的选择尤为重要，推荐老井试油选用Y221封隔器来实现封隔效果。

参考文献：

[1] 蒋廷学.影响重复压裂效果的因素分析[J].低渗透油气田，1999，（3）.

[2] 黄玉平.老井重新试油工艺分析与技术改造[J].油气田地面工程，2010，（5）.

[3] 张玉立.井下作业过程中油层保护技术研究和认识[J].科协论坛（下半月），2008，（7）.

[4] 朱东明.试油井筒状况分析与试油安全评价技术研究[D].成都：西南石油大学，2007.

7月7日抽汲液面降至1 350 m，倒绳上提钻具遇卡，最高拉力达到65 kN，活动钻具2 h，无解卡现象，研究决定继续倒绳做抽汲准备，讲油管内液柱降至2 100 m。

7月10日抽汲液面降至2 100 m，倒绳上提钻具遇卡，最高里达到68 kN，活动钻具4 h，无解卡现象。

7月13日用活性水72 m3，反循环洗井，泵压9 MPa，排量600 L/min，返出液体50 m3，返出液含有少量砂粒杂质，冲至无砂粒后，上提管柱未解卡，活动钻具2 h，用活性水30 m3，反循环洗井，泵压11 MPa，排量550 L/min，返出液体30 m3，进出口水色一致，上提管柱无效，活动3 h未解卡。

7月18日油管内下空心抽油杆进行管内冲砂作业，700型水泥泵车正循环冲砂，用活性水44 m3，油管内正循环冲砂，泵压18 MPa，排量200 L/min，冲至2 100.5 m，返出液体44 m3，携带少量砂粒杂质。

7月27日组织1 400型主压车进行油管内冲砂作业，用活性水90 m3，泵压38 MPa，排量250 L/min，返出液体90 m3，返出液携带少量泥沙，冲至无砂粒杂质，起出空心抽油杆，活动钻具无效。

7月28日用活性水60 m3正循环冲砂，泵压由25 MPa降至

12 MPa，排量400 L/min，返出液体50 m3，返出少量泥沙和井壁附着物，冲至无杂物后，用活性水40 m3反循环冲砂，泵压20 MPa，排量300 L/min，返出液体18 m3，返出少量泥沙和井壁附着物。活动钻具，未解卡。

8月1日用活性水18 m3，正循环洗井，泵压7 MPa，排量600 L/min，返出液体18 m3，进出口水色一致，用活性水32 m3，反循环洗井，泵压22 MPa降至6 MPa，排量600L/min，返出液体28 m3，返出无砂粒。活动钻具，未解卡。

8月2日使用脱扣震击方法解卡，短节拉高至4 m，拉至60 kN脱扣下击，震击2次，钻具解卡，起钻后发现钻具悬重下降8 kN，判断井内油管断裂，起钻检查。

8月3日起钻完，发现第161根油管严重变形，并断裂，为了进一步确定鱼头的位置和形状，决定下铅印验证。

8月4日下钻161根油管和一个铅印，探鱼头位置1 532.26 m，起钻观察铅印痕迹和起出的油管断裂处一样，断面长度为102 mm，厚30 mm。

8月7日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.26 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣，起钻检查母锥，断裂油管并未打捞起来，只是打捞出一截严重变形的鱼头断面。

8月8日～8月10日下反扣钻杆159根，外径120 mm×内径80 mm×长度0.6 m的反扣母锥1个，下至1 532.68 m处遇到鱼头，用液压钳反转造扣2次，确定抓住鱼头并造扣成功，起钻检查母锥，成功打捞出断裂油管。

8月11日～10月13日，多次用双滑块打捞矛打捞出完整油管60根，用套铣筒和反扣母锥先后倒出KFZ-115水力锚，2个K344-115封隔器，一个导压喷砂器和球座。

此次处理事故复杂历时97 d，严重影响了生产进度，造成大量的资源浪费。

4 事故复杂原因分析

长庆油田油井老井试油中复杂事故的发生，研究后发现事故发生的主要原因有以下几点：

①入井管具不合格。由于油井试油求产必须要进行抽汲作业，因此钢丝绳对油管内壁有一定的磨损，长期不检测油管壁厚度，势必会发生井下事故复杂。

②没有制定合理的压裂施工钻具结构。由于老井长期的采收作业，致使储层亏空严重，产生一定的负压，底部封隔器的型号不应该采取压差式的，应该选用Y221封隔器或打可捞式电缆桥塞封隔下段。

③在正循环洗井油管畅通，反循环洗井套管蹩压的情况下，由于油管均为旧油管，应该控制泵压不超过15 MPa。

④老井试油井井筒由于多年的油气侵蚀，井壁会附着大量的胶结物质，通过压裂后井壁上的胶结物质会松动并掉落至大直径钻具处，容易形成卡钻。

⑤由于施工目的层储层物性较差，压裂之后返排会携带出一部分支撑剂进入井筒，掉落至大直径钻具处，形成卡钻。

5 结 语

①长庆油田大发展过程中，为了实现增产的目的，不断拓宽勘探开发领域，为了增产和稳产，老井试油必将成为今后的一项重要业务，前景十分广阔。

②老井试油由于经过多年的采收，井筒会发生一些变化，比如井筒变形和井壁结蜡以及腐蚀，因此，验证老井井筒的畅通性和清洁性尤为重要。

③加强入井材料的管理，开工前必须对施工队伍油管进行检测，对于不合格的管材予以及时更换。

④严格筛选施工队伍，老井试油要选择质量管理好、技术素质相对高的施工队伍作业，把住关键环节，防患于未然。

⑤由于老井试油的特殊性，必须选用适当的压裂入井工具，之前的常规压裂管柱结构已经不能够满足现场的施工要求，大直径封隔器的选择尤为重要，推荐老井试油选用Y221封隔器来实现封隔效果。

参考文献：

[1] 蒋廷学.影响重复压裂效果的因素分析[J].低渗透油气田，1999，（3）.

[2] 黄玉平.老井重新试油工艺分析与技术改造[J].油气田地面工程，2010，（5）.

[3] 张玉立.井下作业过程中油层保护技术研究和认识[J].科协论坛（下半月），2008，（7）.

[4] 朱东明.试油井筒状况分析与试油安全评价技术研究[D].成都：西南石油大学，2007.