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[摘 要] 不压井作业是利用一套带压作业装备，在保持井筒内带压状态下，实施不压井、不放喷修井施工的一项特种作业技术。有着很好的发展前景。但在使用中也存在油管投堵塞效果差、选井问题、工艺存在局限性、防喷器维修、检测与试压不方便等问题。下一步我们得加大不压井的井控管理，有效利用不压井装置，提高修井能力。
[关键词] 不压井作业 存在问题 修井能力
一、有关不压井作业
1.国内外不压井作业概述
国内对于油井而言，不压井作业可以保护和维持地层的原始产能，避免对油层的污染，为油气田的长期开发和稳定增产提供良好的条件。对注水井而言，无需放喷降压，可以节约压井费用，缩短施工周期，减少污染，保护环境。在美国、加拿大及南美洲等国家，由于其带压修井机技术起步较早，设备具有结构简便，安全可靠，综合效益较高，短冲程密封性能好等优势，所以在陆地和海洋平台上应用越来越广泛，并形成了较为完善的配套技术体系，且应用了计算机辅助带压修井作业，通过遥控操纵和自动起下作业。目前国外90%的高压油气井实施带压作业，每年作业15000井次。国内华北荣盛、通化石油机械厂等厂家均生产不压井作业装置，在吉林、大庆、辽河、华北油田应用较好。其作业井深大多在1000米左右。由于胜利油田井深大都在1500～3500米之间，个别超过4500米，水井结垢严重，因此施工难度较大，目前，应用的不压井作业装备主要有自主研发的带压能力14MPa和7 MPa两种。
2.开展不压井作业的目的意义
目前胜利油田已进入中、后期开发阶段，受自然递减规律的影响，产量逐年下降，油水井检修越来越频繁，油气生产成本呈上升趋势。油气井作业时，压井液固相颗粒污染油气层，造成油井减产，据国外资料统计，每次压井可造成20%的产量损失；一些品相较差的井则出现不压则喷，一压就死的困境。而高压低渗透油藏更是因压不住井而停产停注，直接影响区块开发效果。为充分利用目前已有不压井作装备和掌握的不压井作业技术，解决油田开发过程中的技术难题，各采油厂均配备了SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置和SLBYJJK50-21/07-186-0型不压井作业装置两种装置实施不压井作业特种修井施工任务。
3. SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置修井能力
（1）SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置结构：（自下而上）
下固定卡管器+3〞半封闸板+闸板防喷器（2 1/2〞油管半封闸板、剪切闸板、全封闸板）+环形防喷器+防喷管（带放压阀）+环形防喷器+自封封井器+游动卡管器
防喷器承压级别为35MPa，组合总高度为5.3m，液缸行程2.5m。
举井系统举升力大于600KN, 最大下压力不小于300KN。起下工具最大长度1200mm
工作平台面积长×宽: 4.3m×3.1m.
修井机提供液压动力，整个控制系统的压力8-16MPa, 流量约为80l/min 。
安装在钻台的液压控制台实施所有作业动作。
配件：油管卡子一套、油管旋塞阀两套。
（2）提升动力：采用XJ-350修井机，井架高29m，井架大钩载荷600KN
（3）油管内堵塞工具
油管堵塞器主要由：芯轴、胶筒、锥体、卡瓦套组成，根据输送形式有三种：一种是直接投送，另一种是毛细管输送，均为机械坐封。
4. SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置整体功能：
（1）自封、环形防喷器能够密封起下油管和外表光滑的井下工具；
（2）防喷管与环形防喷器组合，能够密封起下井下工具和卸堵塞器，确保实施分段堵塞；
（3）在井内无管柱时，全封能全封闭井口；井内有油管时，可通过剪管器器剪管后全封封井；
（4）带压起下管柱动密封失效时，半封可封闭环空。
（5）游动卡管器可实施加压下管柱或强拔作业。
5．不压井作业具体施工步骤
以作业内容为水井冲砂换管柱为例，施工工序包括：油管投堵→安装带压作业装置→带压装置及井控管汇试压→带压起油管悬挂器→正常带压起管柱→加压起管柱→二次投堵塞器→带压对扣→加压下油管带压→正常下油管→探冲砂施工→带压座悬挂器完井等。
6.井控设备检测情况
不压井作业井口装置除在现场进行日常维护保养外，应定期进行检测，并出具相应检测报告和合格证。检测周期分为三月期检测、一年期检测和三年期检测，检测周期可要据使用情况提前进行，以保证在用设备使用性能。
7.不压井作业施工能力及作业时效
单动力月施工能力，以水井冲砂换管柱为例，平均交井数4口左右。据相关生产日报显示，C14-5井原井口压力为12.5MPa降压至3MPa施工，C22-63井原井口压力为12.5MPa降压至5MPa施工，E3-7-6井带压3MPa施工，E11-19井带压6.5MPa施工。
二、不压井作业施工过程中仍存在问题及改进建议
（一）存在问题
1.油管投堵塞效果差：当油管漏失、油管内结垢堵塞时成功率不高，化学堵塞仍在探索起步阶段，现场应用效果较差，因而严重制约了不压井修井作业。
2.因环形防喷器胶芯更换工序繁琐，成本较高，因而不压作业大多采用自封封井器密封油套环形空间。由于自封芯子承压能力低，且水井管柱较为粗糙，每起下100根油管即需更换密封胶芯，损耗大。
3.防喷器维修、检测与试压不方便。根据规定，防喷器使用满6个月需检测一次，由于防喷器组与钻台固定在一起，如果检测需全部拆开。防喷器试压，由于全封闸板采用顶密封，因此需从下部加压，而设备泄压口在全封上面，所以不能从泄压口试压，只能從防喷器组底部加压，需要加装法兰及专门的变径接头，很不方便。
4.选井问题。鉴于带压装备对井场条件要求较高，加之自身仍存在一些不足，为确保施工安全，带压不宜超过7MPa。选井过程中，仅通过地质台帐不能真实反映地层压力，所以很多井降压或压井减压后仍无法施工
5.完井后因管柱带堵塞器，给后续测吸水剖面等水井测试工作带来困难；
6.工艺存在局限性。目前油井不压井作业由于配套工具及工艺技术限制，尚处于探索阶段。
（二）下步井控管理工作要点及改进建议
1. 开展油管堵塞技术研究，提高油管投堵成功率和投堵深度，减少投堵次数。研究出不对油水井后续生产带来负面影响，且能应对各种特殊情况下油管堵塞工艺技术和工具。
2.提高井控培训和实战演练
认真落实管理局培训计划，组织各级井控管理人员、现场操作人员的井控知识培训，提高各级管理人员与现场操作人员井控水平，达到培训取证率。进一步完善应急演练机制，以班组为井控管理的重点、上级部门、甲方及监督部门、社会相关机构共同参与，做好井喷应急抢险演练工作，促进井控应急能力的稳步提高。
3.立足做好一级井控，熟练掌握二级井控，杜绝井喷失控事故的发生。牢固树立“大井控”的意识和“安全第一、预防为主”的思想，狠反“三违”行为，消除井喷事故隐患，努力提高井控水平，为油田安全和谐发展做贡献。
[关键词] 不压井作业 存在问题 修井能力
一、有关不压井作业
1.国内外不压井作业概述
国内对于油井而言，不压井作业可以保护和维持地层的原始产能，避免对油层的污染，为油气田的长期开发和稳定增产提供良好的条件。对注水井而言，无需放喷降压，可以节约压井费用，缩短施工周期，减少污染，保护环境。在美国、加拿大及南美洲等国家，由于其带压修井机技术起步较早，设备具有结构简便，安全可靠，综合效益较高，短冲程密封性能好等优势，所以在陆地和海洋平台上应用越来越广泛，并形成了较为完善的配套技术体系，且应用了计算机辅助带压修井作业，通过遥控操纵和自动起下作业。目前国外90%的高压油气井实施带压作业，每年作业15000井次。国内华北荣盛、通化石油机械厂等厂家均生产不压井作业装置，在吉林、大庆、辽河、华北油田应用较好。其作业井深大多在1000米左右。由于胜利油田井深大都在1500～3500米之间，个别超过4500米，水井结垢严重，因此施工难度较大，目前，应用的不压井作业装备主要有自主研发的带压能力14MPa和7 MPa两种。
2.开展不压井作业的目的意义
目前胜利油田已进入中、后期开发阶段，受自然递减规律的影响，产量逐年下降，油水井检修越来越频繁，油气生产成本呈上升趋势。油气井作业时，压井液固相颗粒污染油气层，造成油井减产，据国外资料统计，每次压井可造成20%的产量损失；一些品相较差的井则出现不压则喷，一压就死的困境。而高压低渗透油藏更是因压不住井而停产停注，直接影响区块开发效果。为充分利用目前已有不压井作装备和掌握的不压井作业技术，解决油田开发过程中的技术难题，各采油厂均配备了SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置和SLBYJJK50-21/07-186-0型不压井作业装置两种装置实施不压井作业特种修井施工任务。
3. SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置修井能力
（1）SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置结构：（自下而上）
下固定卡管器+3〞半封闸板+闸板防喷器（2 1/2〞油管半封闸板、剪切闸板、全封闸板）+环形防喷器+防喷管（带放压阀）+环形防喷器+自封封井器+游动卡管器
防喷器承压级别为35MPa，组合总高度为5.3m，液缸行程2.5m。
举井系统举升力大于600KN, 最大下压力不小于300KN。起下工具最大长度1200mm
工作平台面积长×宽: 4.3m×3.1m.
修井机提供液压动力，整个控制系统的压力8-16MPa, 流量约为80l/min 。
安装在钻台的液压控制台实施所有作业动作。
配件：油管卡子一套、油管旋塞阀两套。
（2）提升动力：采用XJ-350修井机，井架高29m，井架大钩载荷600KN
（3）油管内堵塞工具
油管堵塞器主要由：芯轴、胶筒、锥体、卡瓦套组成，根据输送形式有三种：一种是直接投送，另一种是毛细管输送，均为机械坐封。
4. SLBYJJK60-35/14-185-0型 不压井作业井口装置整体功能：
（1）自封、环形防喷器能够密封起下油管和外表光滑的井下工具；
（2）防喷管与环形防喷器组合，能够密封起下井下工具和卸堵塞器，确保实施分段堵塞；
（3）在井内无管柱时，全封能全封闭井口；井内有油管时，可通过剪管器器剪管后全封封井；
（4）带压起下管柱动密封失效时，半封可封闭环空。
（5）游动卡管器可实施加压下管柱或强拔作业。
5．不压井作业具体施工步骤
以作业内容为水井冲砂换管柱为例，施工工序包括：油管投堵→安装带压作业装置→带压装置及井控管汇试压→带压起油管悬挂器→正常带压起管柱→加压起管柱→二次投堵塞器→带压对扣→加压下油管带压→正常下油管→探冲砂施工→带压座悬挂器完井等。
6.井控设备检测情况
不压井作业井口装置除在现场进行日常维护保养外，应定期进行检测，并出具相应检测报告和合格证。检测周期分为三月期检测、一年期检测和三年期检测，检测周期可要据使用情况提前进行，以保证在用设备使用性能。
7.不压井作业施工能力及作业时效
单动力月施工能力，以水井冲砂换管柱为例，平均交井数4口左右。据相关生产日报显示，C14-5井原井口压力为12.5MPa降压至3MPa施工，C22-63井原井口压力为12.5MPa降压至5MPa施工，E3-7-6井带压3MPa施工，E11-19井带压6.5MPa施工。
二、不压井作业施工过程中仍存在问题及改进建议
（一）存在问题
1.油管投堵塞效果差：当油管漏失、油管内结垢堵塞时成功率不高，化学堵塞仍在探索起步阶段，现场应用效果较差，因而严重制约了不压井修井作业。
2.因环形防喷器胶芯更换工序繁琐，成本较高，因而不压作业大多采用自封封井器密封油套环形空间。由于自封芯子承压能力低，且水井管柱较为粗糙，每起下100根油管即需更换密封胶芯，损耗大。
3.防喷器维修、检测与试压不方便。根据规定，防喷器使用满6个月需检测一次，由于防喷器组与钻台固定在一起，如果检测需全部拆开。防喷器试压，由于全封闸板采用顶密封，因此需从下部加压，而设备泄压口在全封上面，所以不能从泄压口试压，只能從防喷器组底部加压，需要加装法兰及专门的变径接头，很不方便。
4.选井问题。鉴于带压装备对井场条件要求较高，加之自身仍存在一些不足，为确保施工安全，带压不宜超过7MPa。选井过程中，仅通过地质台帐不能真实反映地层压力，所以很多井降压或压井减压后仍无法施工
5.完井后因管柱带堵塞器，给后续测吸水剖面等水井测试工作带来困难；
6.工艺存在局限性。目前油井不压井作业由于配套工具及工艺技术限制，尚处于探索阶段。
（二）下步井控管理工作要点及改进建议
1. 开展油管堵塞技术研究，提高油管投堵成功率和投堵深度，减少投堵次数。研究出不对油水井后续生产带来负面影响，且能应对各种特殊情况下油管堵塞工艺技术和工具。
2.提高井控培训和实战演练
认真落实管理局培训计划，组织各级井控管理人员、现场操作人员的井控知识培训，提高各级管理人员与现场操作人员井控水平，达到培训取证率。进一步完善应急演练机制，以班组为井控管理的重点、上级部门、甲方及监督部门、社会相关机构共同参与，做好井喷应急抢险演练工作，促进井控应急能力的稳步提高。
3.立足做好一级井控，熟练掌握二级井控，杜绝井喷失控事故的发生。牢固树立“大井控”的意识和“安全第一、预防为主”的思想，狠反“三违”行为，消除井喷事故隐患，努力提高井控水平，为油田安全和谐发展做贡献。