h1—12井修井作业技术研究

H1—12 井修井作业技术讨论H1—12 井修井作业技术讨论 摘 要：本文针对塔河油田 H1-12 井的实际情况，分析了造成井下事故的原因，并对修井作业过程中可能存在的风险进行了初步评估，最终设计了适合 H1-12 井的修井工艺，选取 XJ750 型及以上修井机、修井液密度为 1.1g/cm3，同时在盐水中加入 0.5%的碱式碳酸锌，并对施工程序进行了精细设计，顺利完成该井的修井任务。 关键词：塔河油田 H1-12 井 修井 一、油井基本情况 H1-12 井是塔河油田阿克库勒艾丁克 5 号构造北部的一口开发井，该井于 2025 年 1 月 7 日开钻，2025 年 5 月 9 日完钻，设计井深6256.00m，完钻井深为 6265.00m。 2025 年 7 月建产，开井生产 7 日高含水关井，累产液 667t，累产油 40t。阶段累计产液 667.4t，累产油 40.4t，累产水 627t。关井后定期泄压。套管泄压为明水，油管泄压可见到稠油，泄压后压力恢复快。恢复后油压 22MPa，套压 20MPa。 二、井下事故分析 2025 年 2 月 26 日测静压过程中发现油管稠油凝堵，稀油处理井筒未能解堵。2025 年 4 月 24 日上修处理井筒，起原井管柱时，上提负荷大（95-105t），硬拔出 17 根（166m）后倒扣，边用稀油处理稠油边倒扣，处理至 2474m，倒扣共倒出 239 根，累计原井油管出井256 根，因稠油频繁上返压井困难，组下光管柱完井，探得鱼顶位置 2474.06m。落鱼为 31/2″油管 372 根+7″水力锚+27/8″油管 18根+5.38″PDP 裸眼封隔器+节流器+31/2″EUE 喇叭口，鱼顶为31/2″BG110S*EUE 油管接箍。作业累计使用稀油 1220 方，累计回收混合油 1560 方，盐水及重浆漏失 52 方。 2025 年 6 月 20 日开井高含水，间开至第 4 轮无水生产。2025 年2 月 1 日，因供液不足上修转抽，组下 70/44*抽稠泵，累计漏失比重 1.14 压井液 229m3，期间探得鱼顶为 2474.93m。机抽生产初期含水，排水 116t 后基本不含水，生产期间液量 13t 左右，动液面下降快，2025 年 9 月 13 日-16 日因供液不足尝试一轮注水，累计注水1330m3，焖井 13 天后开井生产，初期高含水，排水 365m3 后含水逐渐下降，在 20%-40%之间波动。2025 年 2 月 13 日至 20 日第二轮注水2518 方，3 月 8 日开井生产，目前该井日液 63t，日产油 5.9t，含水 90.7%。 三、修井作业风险评估 1.落鱼 在前期作业过程中，起出 17 根油管，表明封隔器已解封...