套损井贴堵治理技术应用及推广.ppt

,套损井贴堵治理技术应用及推广,胜利采油厂 二一七年五月,前 言,随着胜坨油田进入特高含水开发后期，套坏井逐年增多、逐年加剧，且由于层系多、层间差异大，井筒内生产管柱复杂，严重影响油水井的正常生产，致使井网变差，开发形势严峻。 胜采厂针对日益凸显的开发矛盾，转变观念，大力实施技术创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术，各项技术指标均有了新突破，逐步将贴堵技术打造成为特高含水期提高开发质量和效益的新利器。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究背景 第二部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套 第三部分 胜坨油田“贴堵技术”的应用 第四部分 胜坨油田“贴堵技术”取得的效果,2010年以来，我们对老油田井筒恶化的形势进行了认真梳理，主要存在四方面的不适应性：,井筒复杂程度加剧，不适应低成本开发需要 套损状况持续恶化，不适应井网完善需要 井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求 单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足,背景1：老油田井筒复杂程度加剧，不适应精细开发需要,2010年全厂带封生产管柱井达到607口，占生产井数（1900口）的31.9%，其中以封上采下和封下采上管柱最多，合计418口。,2010年油井生产管柱柱状图,2005-2010年带封管柱交大修情况,一是增加了作业交大修风险。2010年油井交大修37口，其中因捞带封管柱交大修22口，占59.46%。,管柱复杂化带来了两方面的影响：,二是井筒状况的不断恶化导致作业施工工序日益复杂： 单井作业层次由2005年2.8次上升到4.7次； 单井作业周期由2005年5.1天上升到10.1天； 单井作业劳务由2005年6.37万元上升到9.7万元。,“十一五”期间，全厂新增套损井808口，其中无法利用井242口，更新井数仅102口。截止2010年，共有套坏井1736口（报废748口，带病生产779口），占总井数的39.2%。 井网指标持续下降，水驱储量控制程度由2006年82.8%下降到2010年的80.2%。,2006-2010年套损井及更新井情况,背景2：老油田套损状况持续恶化，不适应井网完善需要,“十一五”井网指标变化曲线,截止2010年套损井数达59口，占总井数的20.7%，失控储量328104t。,典型单元-胜一区沙二1-3,胜一区沙二1-3单元主力层井网图（2010年调整前）,铅印验证 套管错断,取换套显示 套管漏失,薄壁管验证套管弯曲,多臂井径显示 套漏腐蚀严重,转后续水驱,受套坏影响单元油水井开井数由08年1月的274口下降到2010年年底的245口，减少了29口井，日产液量下降了3316t，日油下降了429.3t。,08年1月,经过近五十年开发，套管老化腐蚀严重，多层系开发，卡封无效或低效高含水井比例达到16%，卡封可靠性差。,背景3：老油田井筒结垢腐蚀严重，不适应精细注采需求,井例：ST3-4X207,存在问题： 卡封段腐蚀严重,2009年6月改层卡封生产，由于卡封段腐蚀，虽采用了可验封管柱，初期生产平稳，但生产一段时间后失效，造成高含水返工2次。,40B显示：套管在2075-2088m多处轻微变形，在2125-2130m变形较严重，多次整形无效，无法卡封分注，改封串管柱保护上部套管合层注水。,原井管柱,完井管柱,井例：ST3-4-844,背景4：老油田单控储量不断下降，依靠增量提效能力不足,2006-2010年单控剩余地质储量变化曲线（万吨）,胜坨油田经过近50年的开发，剩余油以“普遍分布、差异富集”为主，饱和度30%-40%，仍具有进一步挖潜的潜力。但是面临三方面的难题： 一是剩余油高度分散，单控剩余地质储量不断降低。由2006年的13.4万吨，下降到2010年的10.2万吨。,二区9-10沙二103层剩余油饱和度图,平衡油价与经济极限初产关系曲线,单井投资：600万 递减率：12%,二是老油田综合开发效益越来越差。部分整体矢量调整单元（27个）需配套地面系统改造方可实施，从而造成平衡油价达到70 $/bbl 以上； 三是低油价对单井产能要求越来越高。50美元单井产能需5吨以上，新井井数大幅减少，增量创效能力大幅下降。,仅仅依靠新井完善井网的难度越来越大，需要最大程度的挖掘存量潜力，盘活老井资源完善井网，不断延长老油田经济寿命期。,基于以上分析，为进一步提高老油田综合调整效益，针对老井多、井况复杂的现状，探索研究了一种封堵可靠性高、施工工艺简单且有效期长的贴堵工艺技术，再造新井壁，盘活老井资源，恢复油田水驱动用储量，为构筑有效井网提供有力支撑。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究背景 第二部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套 第三部分 胜坨油田“贴堵技术”的应用 第四部分 胜坨油田“贴堵技术”取得的效果,针对日益凸显的开发矛盾，胜采厂及时转变观念，立足自主创新，探索形成了以套管贴堵为主导的井筒治理技术。 经过6年的研究与发展，配套技术日益完善，现场适应性及各项技术指标均有了新突破，逐步将其打造成为低油价时期提高开发质量、减少施工成本、盘活老井资源的有效手段。,二、胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套,创新1：创新井筒治理新思路,水泥封堵,取换套,膨胀管补贴,常规套损治理技术,套损,封堵有效率及有效期低 施工后承压低（5MPa） 套损处套变程度加剧，后期处理难度大,油层,缺点：,仅适用浅部套损 需上大修，井场和作业动力受限 成本高（56万元）周期长（30天）,缺点：,成本高（1.7万/米） 无法解决套管内壁沟槽及腐蚀点的窜槽问题,缺点：,四项创新,创新思路： 研究集管外封固、管内贴堵、可靠性高、有效期长、施工简易、后期处理方便的井筒治理技术，实现井筒再造。,原理： 将贴堵管材下到井下设计位置，循环注入水泥堵剂至套管与贴堵管环形空间中，通过水泥胶结将贴堵管牢牢的贴在套损井壁上，达到对腐蚀、漏失段的封堵。,漏点,油层,贴堵后管柱,贴堵前管柱,贴堵管,封固堵剂,因套变导致固井水泥环缺失,贴堵管参数统计,贴堵管材在应用上分为后期可处理（可钻）与永久（不可钻）两种。 不可钻管材：根据井况选择适宜的钢级，包括N80、J55、P110等; 可钻管材：根据抗压、抗拉强度及耐腐蚀性等性能要求，优选合金材料作为管材的基础材料，并通过在冶炼过程加入si等元素及后期表面处理技术提高管材的综合性能。,创新2：创新贴堵应用管材,一是开展管材强度的研究；,根据施工要求，贴堵管在井内承受压力15MPa，抗拉抗压200KN。选取尺寸114/108mm（壁厚为3mm），合金材质为40CrNiMo。利用ANSYS软件所建立的模型，对其抗内外压进行计算。,贴堵管管材模型,带螺纹的管材模型,对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加48.097MPa的外压，得到应力分布云图：,管材施加外压应力分布云图,带螺纹的管材施加外压应力分布云图,最大值 1320MPa,最大值 982MPa,大于 40CrNiMo的屈服强度835MPa,改变所施加的外压大小，使最大值满足强度要求，最后确定管材的抗外压强度为30MPa,管材应力分布云图,带螺纹管材应力分布云图,最大值612MPa,最大值824MPa,管材抗外压试验,对贴堵管管材及带螺纹的管材分别施加38.454MPa的内压，得到应力分布云图。,管材施加外压应力分布云图,管材抗内压试验,带螺纹的管材施加外压应力分布云图,最大值 764MPa,最大值 1040MPa,改变施加的内压大小，使得螺纹管材求解最大值满足屈服强度，确定管材的抗内压强度30MPa。,835MPa,835MPa,内压为30MPa 求解最大值809MPa,内压为31MPa 求解最大值为836MPa,不同壁厚下满足强度要求所选管材材质及抗拉、抗压的应力大小,二是开展管材耐腐蚀性能研究；,为提高贴堵管的耐腐蚀性，对其表面实施钝化镀层处理，并对处理前后挂片样本，进行交流阻抗谱测试和极化曲线测试。结果表明：贴堵刮片耐蚀性有明显提高。,从交流阻抗谱测试获得的Nyquist图可以明显看出，处理后的挂片样本的低阻抗值明显增大，也就是说，贴堵挂片表面电子转移阻力大，不易失电子发生腐蚀，耐蚀性明显提高。,通过极化曲线测试对所得的数据进行处理，获得两种挂片的腐蚀电位和腐蚀电流密度, 由拟合数据可看出，贴堵挂片样本的耐蚀性更好，腐蚀速度更低。,挂片极化曲线测试结果,挂片交流阻抗谱测试结果,同时用动态腐蚀仪测试，常压90油田地层水，将J55套管材料与贴堵挂片样本充分反应72h，由于贴堵管材进行了表面处理，与套管挂片样本基本不发生电化学反应，贴堵管挂片的腐蚀速率仅为0.0409mm/a。,试片的表面积测量,贴堵管材料挂片示意图,FS-高温高压动态腐蚀仪,高温高压动态腐蚀仪原理图,根据强度及密封性要求，选取尺寸114/108mm管材，贴堵管施加200KN轴向拉力，对贴堵管不同螺纹扣型进行模拟计算应力分布云图。,三是开展丝扣结构强度研究；,当贴堵管壁厚一定时，选用不同的螺纹连接方式，FOX型特殊螺纹求解得到的最大值最小。 FOX型特殊螺纹连接，螺纹接触面载荷分布较为均匀无明显变形，优先选用FOX型特殊螺纹。,不同螺纹连接应力分布云图及强度,FOX结构及有限元模型,无变形,创新3：创新套贴堵工艺堵剂体系,堵剂体系研究目标,由于贴堵管与套管环空仅5mm间隔，因此，除达到固井水泥浆的性能外，贴堵堵剂还需较强的流变性、低失水和低滤失等特征，为此需要建立适合贴堵施工的堵剂体系，满足施工需求。,堵剂研究思路： G级水泥（使用广泛、成本低）+添加剂,一是开展分散剂的筛选；,各类分散剂对流变性的作用影响,USZ是阴离子型表面活性剂，使用温度可达150，是目前国内外较好的水泥分散剂。通过实验可以看出0.3%的USZ比其它分散剂能更好地提高水泥浆的流变性。,二是开展降失水剂的筛选；,主要降失水剂类型： 微粒材料 天然高分子材料及衍生物 人工合成聚合物 a.阴离子型聚合物 b.阳离子型聚合物 c.非离子降失水剂（LT-2）,降失水能力是有限,增加水泥浆的稠度，有较强的缓凝作用,存在的主要缺点,存在缓凝副作用,国内未见使用,通过研究，优选出了一种适用于较宽温度范围的糖类缓凝剂SN-3。,三是开展缓凝剂的筛选；,SN-3对温度敏感性较小，固定缓凝剂用量后，温度的变化对水泥浆稠化时间的影响不大；根据实验最终确定缓凝剂的加量为0.5%。,四是开展膨胀剂的研究；,通过对无机盐类、金属氧化物类等各种膨胀剂的研究，优选性能稳定、适应性强，价格适中的复合镁钙膨胀剂（MC-E）。,MC-E膨胀剂加量对水泥石体积膨胀率的影响,不同温度下MC-E对水泥石体积膨胀率的影响,通过室内对MC-E型膨胀剂的加量及不同温度的膨胀率实验，最终确定膨胀剂的加量为3.2%。,为提高水泥石的抗拉、抗冲击强度及抗破裂性能的等，需在体系中加入纤维材料增加其韧性。优选出易分散、水溶性纤维，水溶分散性与高性能弹性颗粒材料复配，开发出新型水泥石增韧剂FS-T。 纤维材料能够提高水泥石的韧性和弹性，提高水泥石抑制裂缝发生的能力； 胶乳、橡胶粉等弹性颗粒材料能提高水泥石塑性变形能力。,五是开展增韧剂的研究；,优选纤维材料,高性能弹性颗粒材料,FS-T,增韧剂浓度与抗折抗压强度关系,增韧剂浓度与胶结强度的关系,综合考虑水泥的抗压抗折强度和胶结强度，增韧剂的加量确定为0.75%。,经过一系列的室内实验测试，最终研究形成具有强度高、微膨、低失水、低滤失、低摩阻的高性能堵剂体系。,贴堵堵剂体系的性能指标,堵剂添加剂的选择,堵剂体系稠化实验曲线,堵剂性能指标,该堵剂体系同时具有缓凝时间可控、后期直角稠化的特点，可防止堵剂回吐，保证固井质量和施工安全。 其抗压强度15MPa，能够满足井深3500m、井温120 的施工要求。,范围：贴堵段短及浅部的井 优点：无需砂面或塞面支撑 缺点：塞面控制难度大、风险系数较高,范围：贴堵间距小于200m的井 优点：可以控制留塞厚度，适用各种井深 缺点：底部需要支撑,范围：贴堵间距大于200m的井 优点：可以控制留塞厚度，施工安全性高 缺点：无法下返至深于贴堵段层位,创新4：创新贴堵施工工艺,一是开展工艺管柱的研究。形成循环式、双管式、无内管式三种贴堵工艺施工管柱，满足不用井况的需求。,堵剂在贴堵管外驱替过程示意图,不同泵速堵剂在贴堵管外驱替示意图,以哈利伯顿固井泵速模拟实验为依据，对堵剂进行模拟实验，确定堵剂的驱替泵速在0.23-0.28m/min时，固井质量较好。,二是开展工艺参数的研究；,紊流顶替是提高注水泥顶替效率的有效措施之一，如果在条件允许下水泥浆能达到紊流则最好，水泥浆在环空中的流态通过施工排量控制。,优化1：优化井筒识别技术,40臂测试仪,通过40臂测井来识别井筒腐蚀和套损形态，确定贴堵井段范围，满足油藏不同层系的开发需求。,2005-2016年40臂测井应用情况,两项技术优化,腐蚀,变形,错断,利用40臂测井直观识别套管腐蚀、变形、错断、套破等形态，从而指导贴堵措施的制定。,贴堵措施： 腐蚀：将腐蚀严重无法卡封段进行贴堵，若井段过长，在试压合格下可暂缓，后期对接贴堵修复； 变形：对变形段上下富余10m贴堵加固，防止情况继续恶化导致报废； 套破错段：对套破及错断段上下富余15-20m贴堵封堵加固，封堵漏失处，恢复正常生产；,套破,该井对油层贴堵后分两段注水；,油层40B,按照贴堵井贴堵管上界为油层以上30-50米选取原则，该井贴堵上界为2000米，贴堵长度63米。,40B显示该井1820-1960米有腐蚀，为避免该段套管以后套损，确定贴堵管上界为1800米，贴堵长度263米。,典型井例ST2-6-31,油层以上35米40B,优化2：优化井筒处理技术,液压胀套技术。完善液压胀套技术体系，通过模拟通井确定贴堵管型号。 高效井壁清洁技术。“通、刮、套、捞”将套管刮削、高压液流冲洗、通井、套铣四位一体；通过多种工具组合应用，实现一趟施工管柱满足多种施工目的，降低施工成本。,变径液压整形修套示意图,通、刮、套、捞工具示意图,经过6年多的持续优化改进，形成了两种材料、五种类型的工艺配套模式，满足了不同贴堵井段、不同井况的开发需求。,贴堵工艺技术,40臂测井,套管变形,地层漏失,套管整形,地层暂堵,三大技术优势,贴堵管与水泥环双重保障； 可在套管段任意位置实施贴堵； 小修即可施工，施工成本低。,获国家专利授权7项，其中发明专利2项，实用型专利5项。 获国家级优秀QC1项，局科学技术进步三等奖。 相关论文发表于油气田地面工程、石油钻采工艺等刊物。,汇报提纲,第一部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究背景 第二部分 胜坨油田“贴堵技术”的研究与配套 第三部分 胜坨油田“贴堵技术”的应用 第四部分 胜坨油田“贴堵技术”取得的效果,贴堵技术成为提高方案调整效果的有效手段； 贴堵技术成为细分层系注水的有效手段； 贴堵技术成为复杂井况井治理的有效手段；,第三部分 胜坨油田“贴堵技术”的应用,贴堵技术由采油厂自主研发，主要治理各类复杂井况井。在目前低油价的形势下，已成为老油田井筒治理的成熟低成本技术，并成为方案调整、细分注水、复杂井况井治理的有效手段。,一、贴堵技术成为提高方案调整效果的有效手段,“十二五”期间，胜采厂以“稳液、控水、调结构”为指导，创新矢量井网调整技术，在16个单元推广实施，投产新井304口，建产能25.7万吨，平衡油价66.1美元，开发成本13.2$/bbl ； 矢量调整单元开发效果大幅提升，新增可采储量362.6万吨，提高采收率2.6%。,老区产能建设平衡油价和开发成本变化趋势,覆盖地质储量1.4亿吨,低油价下，胜采厂及时转变思路，将调整重心由整体矢量调整转向高效井网完善调整。,五位一体优化,地质：聚焦经济可采储量； 工程：最低投入满足油藏需求； 计划：最大程度盘活旧设备； 运行：全过程保障； 财务：全节点评价。,一个准确，两个“极致”,剩余油精准定向，明确调整潜力点 “五位一体”优化，实现增量创效 统筹优化到极致，投资节点全覆盖 精细挖潜到极致，提升每个效益点,高效注采完善方案的核心是精准定向富集剩余油为基础， 通过“五位一体”优化，最大程度盘活存量资产，实现控投入、控成本，多产效益油、多增可采储量的目标。,共应用于15个综合调整单元，实施贴堵工作量74口井，其中油井53口，水井21口。,应用贴堵技术调整方案统计表,15个调整单元恢复失控地质储量228万吨，提高注采对应率0.53%。,韵律层细分、转流线先导示范区,坨11南沙二8,坨11南沙二8砂组储量表,探索将“高油价下，新、老井并重矢量调整模式”转换成“低油价下，立足老井重构井网调整模式”，利用贴堵技术充分利用老井大角度转变流线；优选坨11南沙二8砂组为示范区，单元储量411万吨，目前一套层系开发，含水97.9%，采出程度48.3%。,单元开发现状表,目前已实施贴堵工作量：油井实施4口，水井4口。,方案工作量实施进度表,10-32,8X249,9XN258,方案工作量实施进度（81、83）,注采井距： 350m550m,注采井距：350m,10X34,10-31,9-272,9-269,9-230,8XN912,8XN209,10-281,9-250,9XN238,8X242,9-264,9N247,10C288,9XN218,8-200,8J215,方案工作量实施进度（82）,8XN219,水井3-8XN219井套管197.49-202.89m漏失，封窜管柱有效期仅为5个月。2016年11月浅部换套、油层部位贴堵后扶停，井区日增油1.4吨，恢复水驱储量12.9万吨。,一是贴堵技术恢复水驱储量；,3-8XN219井贴堵后管柱图 （2016.11）,811,812,834,831-33,贴堵后扶停水井,内部小断层不封闭,3-8XN219井区83层井网图,3-8XN219井40臂测井成果图（2016.6）,3-8XN219井区开发生产曲线,3-8XN219井区81层井网图,内部小断层不封闭,3-8XN219贴堵扶停,主要应用方向：,3-9XN238井原为注水井，由于82层水淹程度较高，设计水转油生产81、83层。因2192-2231m处套管严重变形，卡封难度大。为此，贴堵后二补81、83层生产。,二是贴堵技术提高卡封成功率；,3-9XN238井测井图 （2003.10）,3-9XN238井40臂测井成果图（2015.1）,3-9XN238井区81层井网图,3-9XN238井下管柱图 （2015.1）,812,已射层,待贴堵后二补层,812,82,831-33,834,存在问题： 层间渗透率级差3.9，82层严重干扰81层吸水。 83层层内渗透率级差3.1，措施前大段射开，层内干扰严重。 治理对策： 贴堵81-83层，二补81、83层，82层停注； 对83层实施细分韵律射孔，提高韵律层动用程度。,三是贴堵技术加强潜力层注水；,典型井例：3-8X242井,贴堵井段：2132.08-2237.20m,812,813,831,82（已贴堵）,832-34,3-8X242井措施前后注水情况对比表,目前已有两个井区初见成效，日增油1.9t。 动态注采对应率、水驱动用程度、分注率指标均大幅提高。 相较于新井+老井调整模式，本方案节省费用669万元。,实施效果,调整前后指标对比表,不同方案费用对比表,二、贴堵技术成为细分层系注水的有效手段,2009年以来水井套损显著增长，与2001-2008年对比，年均新增套损40口。套损水井开井498口，占水井开井数的50.2%。,2001-2011年套损水井统计柱状图,注水层段腐蚀结垢严重,油层套破照片及地层冲出水泥块,小直径分注有效期短原因分析： 卡封段套管粗糙（严重影响封隔器密封性能）。 小直径封隔器在大套管座封，胶筒耐压差能力降低。为通过套损井段，需下入小直径封隔器(105mm)，但卡封段一般为常规大套管(139.7mm)。 套损后继续注水导致套损加剧，再次作业时封隔器难以提出，导致管柱遇卡。,一是套损井分层注水效益低、风险高、难度大。为保证分注率，研制了小直径封隔器（K344-105型），实现过套损段分层注水。但平均有效期仅1年2个月，再次作业遇卡率高达90.5%，交大修率达82.9%，套损水井被迫改光管或关井。,套变井下入小直径分注管柱及对应井径测试图,有效期平均1年2个月 再次作业遇卡率90.5% 再次作业交大修率82.9% 套变程度增大100%,2010年统计35口井,带来两方面问题：,ST2-0-309分注管柱示意图,补偿器,反扣接头,Y341 封隔器,404配水器,丝堵,沉砂底球,封隔器有效期6个月,典型井区-20309井区,管柱失效后，对应油井含水上升，日产油量下降。,卡封段腐蚀结垢严重,二是套损井改光管严重影响分注率。分注率由2009年的55.2%降至2012年底的45.1%，尽管采取了转注、扶停等工作，但分注井总数净减少100口。,分注率%,分注井数口,减量：套损停注126口、改光管井110口。 增量：新投转注扶停增加136口。,将贴堵工艺应用于套损水井治理： 再造新井壁，实现套损部位的彻底治理，保证卡封段光滑，提高卡封可靠性； 配套研发小直径分注工具，实现了套损水井贴堵后有效分注，保证了分注率。,典型井例：ST3-11-176井贴堵后分注,存在问题： 套管在油层部位腐蚀结垢严重，无法有效卡封，被迫改光管注水； 层间差异大，对坨21沙二下8砂组的5口受效油井影响严重。 治理对策： 对油层部位贴堵后，下入小直径分注管柱，实施分注。,治理效果：注水油压11.2MPa，日注水量220方，层段合格率100%，其有效注水时间9个月，累注5.8万方，仍继续有效。,胜三区坨21单元3-11-176井区81层井网图,ST3-11-176井贴堵重分层后，恢复水驱储量9.3万吨，对应井区含水下降0.3%，已增油750吨。,光管,贴堵重分层,120/110,100/95,对应井区开发效果明显改善,胜坨油田贴堵水井分类统计表,共实施套损水井贴堵161井次，其中贴堵后分层注水41井次，各项指标明显提高： 开井率提高5.2%； 分注率提高2.9%； 增加注水层段52个，贴堵井分注井层段合格率达80.8%。,水井贴堵治理效果显著,三、贴堵技术成为套损井治理的有效手段,胜坨油田开发时间长，井筒状况复杂。每年新增套损井100口以上，且套损呈现套漏+出砂、大跨度套变等复杂形态。为此，采油厂针对不同的套损类型制定了一系列治理对策，满足各类井况需求。,大跨度套变,1439-1772套变，跨度达到333米。,多臂曲线,立体图,井径成像图,强度满足注水压力需求（15MPAa）,1、薄壁管补贴工艺技术,因套管补贴后内径变小，限制了举升系统应用，尤其是浅部套管贴堵的油水井，很多泵和油管无法通过（常规贴堵内径90mm）。 采用114/108mm大通径薄壁贴堵管后，满足了44、50、56泵的下入需求。,通径满足27/8油管通过,贴堵后油（水）井管柱示意图,技术优势：螺纹与本体通过焊接连接，丝扣加厚，抗拉强度提高近10倍；,典型井例：ST2-0-320,井况：2012年杆断长停。2015年地质要求捞筛管、验套、打塞上返东三41-42层、防砂生产。 存在问题：验套结果显示在249-298米存在漏失，影响后续扶停工序。 采取措施：应用薄壁管补贴工艺对漏失段进行治理后防砂。,贴堵后50泵生产，2016.5月开井，日油14.5吨，目前正常生产304天，累产油4575.7吨，平均日产油15.1吨。,贴堵前,贴堵后,措施前后效果对比,2、贴堵管内防砂工艺,由于贴堵管内径尺寸变小，常规防砂工具不适应，同时贴堵管与绕丝筛管环空间隙小，填砂过程容易成桥。采用小直径套管内防砂工艺对长停套漏防砂井进行治理。 防砂工艺上采用反循环充填工艺，应用弹片扶正器，保证筛管居中。,措施前后效果对比,贴堵后防砂管柱图,原始管柱图,114/100,2015年至今，小直径防砂共实施油井17口，其中扶长停井8口。,典型井例：STN2-19井,40B显示1636-1641m漏失导致高含水长停。漏失段腐蚀严重。,3、长井段贴堵工艺,扶正器处速度流场,旋流扶正器,固井车,剪切力与粘度曲线,针对多处漏点、长井段腐蚀井，实施长井段贴堵工艺，全井套管井壁再造，恢复注采井网，减少储量损失。,采用措施： 固井车：保证连续供浆，降低地层滤失； 前置液：防止堵剂与泥浆发生提前稠化，提高顶替效率； 旋流扶正器：保证套管居中、固井质量，改变流体流向。,堵剂200min流动性测试,典型井例：STT123X6,全井段腐蚀严重,多处套破、缩径严重,截止目前，胜采厂共实施长井段（大于1000m）贴堵井31口，成功率100%。,井况：40B显示全井套管腐