損井
- 鄂爾多斯盆地志丹油田套損井治理研究
加，油田的套管破損井數(shù)量也在逐年攀升。但對套損井的治理手段和管理技術(shù)沒有得到優(yōu)化升級(jí)，使得油田的開發(fā)工作難以長期進(jìn)行。這一問題嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)，并對油田造成了較為嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。1 志丹油田套損井現(xiàn)狀志丹油田處于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡的中西部，現(xiàn)今構(gòu)造為一平緩西傾單斜。延長組長6 油層組為志丹油田主力含油層段，以三角洲前緣沉積為主，油藏的主要類型為巖性油藏及構(gòu)造- 巖性油藏，開發(fā)主力油層為上三疊統(tǒng)延長組長6 油層組，次為長2 油層組和侏羅
石油化工建設(shè) 2023年5期2023-11-02
- 低滲透油田套損井壓裂技術(shù)應(yīng)用與效果分析
未進(jìn)行過壓裂的套損井成為了剩余油挖潛的目標(biāo)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，某低滲透油田現(xiàn)有套損修復(fù)井580 余口，其中未進(jìn)行過壓裂的有317 口井，具有壓裂措施潛力。但是，這些套損修復(fù)井的套變修復(fù)處套管內(nèi)徑減小，利用常規(guī)壓裂工具很難實(shí)施壓裂[4-5]。由于低滲透油田儲(chǔ)層砂體特征為射孔層位多、距離小，需要壓裂的層位多，措施改造規(guī)模又要求單層加砂量大。因此，探索低滲透油田套損井壓裂技術(shù)與應(yīng)用效果，對指導(dǎo)低滲透油田剩余油挖潛具有重要意義。1 套損井壓裂技術(shù)現(xiàn)狀套損井壓裂要解決的核心技
石油石化節(jié)能 2023年10期2023-10-23
- 安塞坪南油田套損成因機(jī)理及預(yù)防治理方法
開發(fā)，近年來，套損井逐漸增多，這不僅影響了油井的產(chǎn)量，同時(shí)增加了油田的開發(fā)成本，還將給后期開發(fā)帶來隱患。因此，分析套損成因機(jī)理及治理優(yōu)化方法，形成針對性預(yù)防措施，延長開發(fā)井壽命，對油田效益開采、可持續(xù)發(fā)展具有重要的作用。1 套損現(xiàn)狀及特點(diǎn)1.1 套損現(xiàn)狀坪南油田位于陜西省安塞區(qū)坪橋鎮(zhèn)，屬于典型的黃土高原丘陵溝壑區(qū)，屬于特低滲透油田，研究區(qū)具有滲透率低、油層薄、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜等特點(diǎn)。由于坪南油田開發(fā)時(shí)間早，注水初期井網(wǎng)不完善、注采對應(yīng)率低、注水壓力不穩(wěn)定等因素
- 長慶油田采油十廠打好套損井“預(yù)防針”
，扎實(shí)穩(wěn)步推進(jìn)套損井防治工作。截至5月31 日，這個(gè)廠已治理套損井19 井次，有效率達(dá)94.7%，產(chǎn)能恢復(fù)率由50.3%提升至61.5%。針對油井套管腐蝕，采油十廠引入“全生命周期理念”，全過程精細(xì)管控、全要素問題防控、全方位優(yōu)化配套，總結(jié)形成套損井“432”防治法，堅(jiān)持“侏羅系油井井筒防腐配套全覆蓋”的原則，年新增套管腐蝕井速度得到有效遏制。采油十廠還按照“工藝與地質(zhì)相結(jié)合”原則，以井史、井況研究為基礎(chǔ)，與研究院所積極開展套損井長效治理技術(shù)交流，形成了L
石油化工應(yīng)用 2022年6期2023-01-08
- 胡尖山油田套損機(jī)理分析及防治措施
成本增加。目前套損井使用常規(guī)機(jī)械隔采治理工藝，有效期短、產(chǎn)能恢復(fù)率低等問題，已嚴(yán)重影響油水井正常生產(chǎn)。因此，研究套損機(jī)理，制定切實(shí)有效的防治措施，成為各油田急需解決的問題之一。1 胡尖山油田套損情況1.1 套損井生產(chǎn)情況胡尖山油田自2009 年發(fā)現(xiàn)第1 口套損井，2016年套損井數(shù)量突增，目前每年新增套損井2口，套損形勢嚴(yán)峻。目前全區(qū)套損井60 口（油井57口，水井3口），無剩余利用價(jià)值封井、待核銷10口，剩余50 口按照油水井隱患程度實(shí)施分級(jí)治理（表1）
石油化工應(yīng)用 2022年9期2022-11-06
- 超深稠油井射孔段套損治理工藝技術(shù)
常生產(chǎn)，開展了套損井專項(xiàng)研究治理與實(shí)施。1 油藏地質(zhì)特征及井筒現(xiàn)狀調(diào)查根據(jù)巖心分析資料，儲(chǔ)層膠結(jié)程度弱，巖性疏松，以泥質(zhì)膠結(jié)為主，泥質(zhì)含量為6.53%，碳酸鹽膠結(jié)物為0.99%，泥質(zhì)膠結(jié)物中以高嶺石、綠泥石為主，相對含量分別為42.1%、25.6%，伊/蒙混層含量為20.3%，儲(chǔ)層水敏指數(shù)0.86，屬于強(qiáng)水敏；速敏指數(shù)36.59%，屬于中等偏弱；鹽敏程度中等偏弱，評(píng)價(jià)臨界鹽度為42 708mg/L；酸敏指數(shù)為0.4474，酸敏程度HCl 中等偏弱，土酸無酸
化工設(shè)計(jì)通訊 2022年7期2022-08-11
- 長慶油田生產(chǎn)測井組合找漏技術(shù)在長停套損井中的應(yīng)用
究。本文以長停套損井為研究目標(biāo)，該類套損井的油井液量和含水出現(xiàn)迅速增長，含鹽迅速下降（含鹽變化情況視周邊對應(yīng)水井注入水質(zhì)而定），井筒液面上升較快，最后導(dǎo)致油井關(guān)停，原層剩余油未被有效挖潛。長停套損井不同于正常生產(chǎn)油水井，長期關(guān)停井的井筒液面處于靜止?fàn)顟B(tài)，即井筒壓力與的使用壽命，還對鄰井造成一定影響，破壞了區(qū)域地層壓力基本持平，而正常生產(chǎn)油水井的井筒壓力和地層壓力存在一定差異，導(dǎo)致常規(guī)找漏測井技術(shù)在關(guān)停狀態(tài)下無法達(dá)到測試目的。為此，改變常規(guī)測試技術(shù)和測試思路
石油地質(zhì)與工程 2022年2期2022-04-14
- 大慶油田?100 mm套損井精細(xì)壓裂工藝技術(shù)
生成片套損區(qū)。套損井由于井筒的不完整性，導(dǎo)致常規(guī)增產(chǎn)增注措施無法實(shí)施，既影響油井產(chǎn)油效果，也破壞注采井網(wǎng)的完整性，給油田開發(fā)帶來了較大影響。針對套損井多層壓裂，國內(nèi)各大油田均開展了相關(guān)研究。新疆吐哈油田采用K341-98封隔器結(jié)合噴砂尾管工藝對套變點(diǎn)以下層段進(jìn)行壓裂，該工藝操作簡單，施工成功率高，但無法精準(zhǔn)分層［1］。華北油田研發(fā)了水力噴射多簇噴槍不動(dòng)管柱分層壓裂工藝，利用滑套控制各級(jí)小直徑噴槍，壓裂時(shí)按順序投入密封球打開對應(yīng)層段滑套，實(shí)施水力噴射壓裂；不
石油鉆采工藝 2022年5期2022-04-13
- 高壓套損區(qū)鉆井井控風(fēng)險(xiǎn)預(yù)防與應(yīng)用
點(diǎn)、難點(diǎn)分析及套損井情況概述1.1 地層地質(zhì)特點(diǎn)D油田N一區(qū)塊位于S構(gòu)造中部西翼。該區(qū)邊界及區(qū)塊內(nèi)部有多條斷層，均為正斷層。依據(jù)S中開發(fā)區(qū)的地質(zhì)分層數(shù)據(jù)、構(gòu)造情況及實(shí)鉆資料，在N二段頂部構(gòu)造海拔-360m（相當(dāng)于N三底510m）范圍內(nèi)發(fā)育淺氣層，易發(fā)生淺氣層井噴。1.2 N區(qū)塊套損區(qū)鉆完井施工難點(diǎn)（1）上部地層成巖性差，膠結(jié)疏松，易井漏，易井塌。（2）N江組發(fā)育大段泥巖，硬夾層較多，易斜易泥包鉆具。（3）N一區(qū)淺氣層發(fā)育，N2頂部深度510m以上都發(fā)育淺氣
西部探礦工程 2022年10期2022-04-07
- 套管組合測井找漏技術(shù)及應(yīng)用
開展了一系列的套損井治理及檢測工作。其中在套損出水井破損點(diǎn)位置確定過程中，考慮井筒流體不流動(dòng)時(shí)，單一的測試手段難以檢測出流量漏失變化情況，層內(nèi)剩余油潛力難以被有效挖潛。通過油井臨時(shí)改注，采用套管組合測井找漏技術(shù)，能準(zhǔn)確判斷并識(shí)別出水點(diǎn)位置，達(dá)到降水出油的效果。以長慶油田套損出水井為實(shí)例，通過生產(chǎn)測井組合技術(shù)進(jìn)行套損井出水位置的精確判識(shí)，并實(shí)施有效綜合治理，從而提高單井產(chǎn)量。該技術(shù)目前應(yīng)用效果較好，具有推廣意義。套損井；找漏；生產(chǎn)測井；綜合治理隨著油田開發(fā)時(shí)
遼寧化工 2021年10期2021-11-04
- 齊40塊蒸汽驅(qū)井況惡化原因研究及控制技術(shù)
1 井況現(xiàn)狀及套損井分布規(guī)律截止2020 年12月， 在齊40塊油井722口中， 井況有問題的各類事故井344口， 占井?dāng)?shù)的47.6% ， 共計(jì)損失控制儲(chǔ)量267.5* 104噸 ， 日均影響液量783噸，影響油量187噸。通過統(tǒng)計(jì)，將我區(qū)塊套損井按套管損壞類型、套損井段最小內(nèi)徑、套損井段井深位置、套損井地層巖性以及套損井的判斷方法等五個(gè)方面，對全區(qū)塊套損井進(jìn)行了分類。1.1按套損類型分類對齊40塊套損井套損類型進(jìn)行分類整理，其中套變井263口，占套損井7
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年8期2021-09-27
- 安塞油田套損治理工藝技術(shù)研究與應(yīng)用
存在嚴(yán)重漏失的套損井；超細(xì)水泥針對堵劑難擠入地層的套損井及多次擠注后吸水量小的套損井；硫鋁磷酸鹽堵劑體系用于嚴(yán)重漏失井；表套反擠時(shí)，低壓差下可快速形成網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。2.1.1 微膨脹水泥體系 配方為：萌生G 級(jí)+早強(qiáng)劑GJ-F（1.5%）+膨脹劑F17D（2%）+減阻劑USZ（0.3%），在40 ℃測試性能為：稠化時(shí)間71 min；早期強(qiáng)度高，48 h 后抗壓強(qiáng)度達(dá)到29.95 MPa；具有微膨脹作用，膨脹率為0.2%（見表4）。表4 早強(qiáng)微膨脹水泥性能（40
石油化工應(yīng)用 2021年8期2021-09-17
- 關(guān)于套損影響及如何恢復(fù)的探討
象越來越嚴(yán)重，套損井呈逐年上升趨勢，造成局部區(qū)域注采不完善，對應(yīng)控制儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，影響了區(qū)塊開發(fā)效果。國內(nèi)外套損問題廣泛存在于各大油田，研究套損影響量及恢復(fù)潛力，是精準(zhǔn)開發(fā)的現(xiàn)實(shí)要求，也是產(chǎn)量運(yùn)行、開發(fā)規(guī)劃以及大修運(yùn)行安排的重要參考依據(jù);該文通過對套損影響量及恢復(fù)潛力的相關(guān)因素進(jìn)行系統(tǒng)分類，力求客觀計(jì)算和預(yù)估，為區(qū)塊動(dòng)態(tài)調(diào)整、產(chǎn)量運(yùn)行及開發(fā)規(guī)劃提供科學(xué)依據(jù)。主題詞：套損防控;套損影響;恢復(fù)潛力1、套損影響的主要因素套損影響中最直觀的影響就是套損井關(guān)停產(chǎn)生
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年7期2021-09-10
- 某油藏套損井綜合治理對策研究及實(shí)施效果
選等方面，提出套損井綜合治理對策，現(xiàn)場應(yīng)用取得較好效果，階段累增油2.5萬噸，低油價(jià)下實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效目的。主題詞：套損井? 綜合治理? 對策研究? 實(shí)施效果1.概況G油藏為受構(gòu)造-巖性雙重控制純油藏，原油性質(zhì)為稠油，平均地面原油密度0.9517g/cG3，粘度2500.3～4500.5 MPa.S，儲(chǔ)層呈現(xiàn)高孔高滲特征，平均孔隙度36.5%，平均滲透率1069.9mD，先后經(jīng)歷天然能量、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)三個(gè)階段，共有油井355口，開井258口，日產(chǎn)油735噸
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年5期2021-09-10
- 套損井綜合治理對策研究及效果
經(jīng)驗(yàn)。主題詞：套損井 ?綜合治理 ?對策研究 實(shí)施效果1.前言L區(qū)塊為復(fù)雜斷塊稠油油藏，采用蒸汽吞吐熱采開發(fā)，共有油井255口，開井145口，開井率56.9%。受儲(chǔ)層物性、開發(fā)方式以及套管質(zhì)量等因素影響，2015年以來，區(qū)塊套損井數(shù)逐年呈上升趨勢，具體見圖1，至2019年底，共有套損油井?dāng)?shù)95口，占總井?dāng)?shù)37.3%，其中套管變形35口，套管破裂38口，套管錯(cuò)斷22口，影響日產(chǎn)油量180噸，同時(shí)油井套損關(guān)井停產(chǎn)后，影響生產(chǎn)井網(wǎng)完善程度，導(dǎo)致儲(chǔ)量動(dòng)用不均，為此
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年6期2021-09-10
- γ油田嫩二底套損成因及防控措施研究
大慶1. 引言套損井在油田生產(chǎn)中時(shí)有發(fā)生，套損后常常伴隨油水井生產(chǎn)的長時(shí)間中斷或者終止，后續(xù)各項(xiàng)油水井措施施工也無法推進(jìn)，對油田生產(chǎn)造成影響[1] [2]。隨開發(fā)的深入，對油水井套損的預(yù)防、發(fā)現(xiàn)和及時(shí)治理成為工作焦點(diǎn)。γ 油田嫩二段位于油層上部，易發(fā)生成片套損，潛在危害較大，套損多以錯(cuò)斷為主，發(fā)生套損后各種增產(chǎn)增注措施不能順利執(zhí)行，對開發(fā)的后續(xù)影響較大。關(guān)于嫩二段的套損成因目前主要有兩種論點(diǎn)：有學(xué)者將嫩二段的套損原因歸結(jié)為嫩二段進(jìn)水后，泥巖吸水膨脹和蠕變，
石油天然氣學(xué)報(bào) 2021年2期2021-07-31
- 套損井小直徑分層壓裂技術(shù)
使其變形，成為套損井[1-5]，其顯著特征是套管遭地層剪切力損壞，通徑變小，起下油管管柱遇阻，無法繼續(xù)維持生產(chǎn)。套損后，一部分井只能報(bào)廢或通過側(cè)鉆、更新處理，另一部分套損井經(jīng)大修找通道、縮徑整形處理后可恢復(fù)生產(chǎn)[6]，大修后套管通徑一般可整形至φ108～112 mm。1 現(xiàn)狀隨油田產(chǎn)量衰減日益嚴(yán)重，除新井投產(chǎn)外，對老井進(jìn)行措施增產(chǎn)是保證穩(wěn)產(chǎn)十分重要的舉措。A油田為保證持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)自2008 年后加大了油水井措施壓裂力度，壓裂井次逐年增加，已逐步增至年壓 裂 施
石油石化節(jié)能 2021年7期2021-07-19
- 長慶油田套損井綜合防治技術(shù)
解決。本文針對套損井的具體情況,提出了一套套損井綜合防治技術(shù),對油田穩(wěn)產(chǎn)和長期高效開發(fā)具有重要意義。1 長慶油田套損現(xiàn)狀及危害1.1 套損井現(xiàn)狀從1978年長慶油田出現(xiàn)了第1口套損井嶺1井以來,截止2018年,共有套損井2 455口,其中套破采油井2 047口,套破注水井408口。目前新增套損井約100口/年,主要集中在20世紀(jì)90年代中期以后投產(chǎn)的安塞油田和隴東油田,套損井壽命短的不足2年,壽命長的超過10年,套管平均腐蝕率約0.9 mm/年。1.2 套
測井技術(shù) 2021年2期2021-06-17
- 勝坨油田套損井分層注水及測調(diào)技術(shù)
4%。對油層段套損井，下入內(nèi)徑102.0mm或90.0mm的貼補(bǔ)管，配合二次循環(huán)固井，再造井壁，簡稱油層貼堵。對淺層段套損井，采用水泥封堵漏失點(diǎn)，簡稱淺層堵漏；或下入內(nèi)徑108.0mm的貼補(bǔ)管，配合二次循環(huán)固井，再造井壁，簡稱淺層貼堵[1]。套損注水井治理后由于缺少分層注水手段，無法滿足油藏開發(fā)需求。目前，國內(nèi)外套損井分層注水主要有油套分注、套變井分注和簡單卡封分注等3種方式。油套分注方式只能兩段分注，但套注會(huì)加劇套管的腐蝕，造成套管漏失，不適宜長期注水；
石油鉆探技術(shù) 2021年2期2021-04-20
- 取換套工藝在長慶油田的探索
環(huán)境不斷惡化，套損井數(shù)量逐年增加，且座封生產(chǎn)無法開展日常的加藥、熱洗等工作，井筒環(huán)境差，修井作業(yè)頻繁，已成為制約油田開發(fā)的一大難題，為加大套損井治理，恢復(fù)油井產(chǎn)能，需探索新型的套損井治理工藝。關(guān)鍵詞：套損井治理;取換套工藝前言長慶油田套損油井治理主要采用封隔器隔采、套管堵漏、套管補(bǔ)貼、水泥封堵、側(cè)鉆更新等技術(shù)，而水井治理主要采用側(cè)鉆更新、封井等技術(shù)，存在治理費(fèi)用高、方法單一、有效期短、改變了井底坐標(biāo)等問題，急需探索新型的套損水井治理工藝。通過了解各大油田套
科技信息·學(xué)術(shù)版 2021年6期2021-02-14
- 榆樹林油田套損原因分析及預(yù)防方法
突出。20%的套損井影響到50%的生產(chǎn)井，嚴(yán)重影響了油田開發(fā)規(guī)劃的正常運(yùn)行，不利于油田可持續(xù)開發(fā)。注采井套損后需要采取大修措施，每年大修作業(yè)費(fèi)高達(dá)3 000多萬元，導(dǎo)致開采成本上升。因此，分析套損成因及規(guī)律[1-3]，形成針對性預(yù)防措施，延長開發(fā)井壽命，是油田效益開采、可持續(xù)發(fā)展的主要手段之一。針對已確定套損井，采取“點(diǎn)面結(jié)合”的方法，先點(diǎn)后面有序進(jìn)行分析、統(tǒng)計(jì)，“點(diǎn)”即逐井分析套損成因機(jī)理；“面”即整體統(tǒng)計(jì)套損發(fā)生規(guī)律。為套損防控指明方向，為防控措施提供
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2021年1期2021-02-01
- 低成本套損治理技術(shù)研究與應(yīng)用
于套管完好井，套損井主要存在以下三方面的開發(fā)難題：一是補(bǔ)貼加固后，“陪綁”潛力小層問題突顯。補(bǔ)貼加固是治理套損井的主要技術(shù)，當(dāng)嚴(yán)重套損點(diǎn)接近射孔層段時(shí)，為加固套管往往需要犧牲部分未發(fā)生套損的油層。近年來，平均每年治理套損井115口，套損后加固治理的15口井，由于受套損位置及相鄰小層距離的限制，其中有37%會(huì)損失未套變小層，井、層的開發(fā)利用率受到影響。二是高含水及出砂套損井治理難度大，維護(hù)成本高。高含水套損井存在較嚴(yán)重的低效無效水循環(huán)，影響非主產(chǎn)層剩余油開發(fā)
環(huán)球市場 2021年34期2021-01-17
- 斷層密集區(qū)塊注水井注入壓力界限研究
斷層發(fā)育地區(qū)，套損井點(diǎn)相對密集，數(shù)量較多，套損井數(shù)達(dá)2 375口，占套損總井?dāng)?shù)的57.13%。套損受斷層、地層傾角構(gòu)造因素影響大[3-4]。根據(jù)油水井鉆遇斷層情況，劃定每一斷層直接影響區(qū)域，區(qū)域邊界外擴(kuò)200 m構(gòu)成新區(qū)域,定義為斷塊區(qū)，其它區(qū)域?yàn)榉菙鄩K區(qū)。斷塊區(qū)累計(jì)投產(chǎn)井?dāng)?shù)7 382口，套損井數(shù)2 121口，套損率28.73%，高于非斷塊區(qū)5.48%。針對斷塊區(qū)，分析油水井套損與斷層距離的關(guān)系，當(dāng)與斷層距離在100 m以內(nèi)，鉆遇斷層套損井數(shù)占斷塊區(qū)套損井
鉆采工藝 2020年4期2020-10-29
- SD油田套損井原因分析及治理對策研究
預(yù)防套損措施和套損井修復(fù)工藝。1 套損井現(xiàn)狀及特點(diǎn)2016年11月至2019年3月， 累計(jì)有12口井出現(xiàn)套損。 12口套損井完井時(shí)間介于2011年1月與2015年12月之間，生產(chǎn)時(shí)間3～8年（見表1）。表1 SD油田套損井概況SD油田套損井具有以下幾個(gè)特點(diǎn)：（1）套損井均為生產(chǎn)戴南組油藏油井。 在生產(chǎn)阜寧組油藏和戴南組油藏注水井中均未出現(xiàn)套損的情況。（2）套損井主要表現(xiàn)為腐蝕套漏，未出現(xiàn)套管縮徑、變形等現(xiàn)象。利用?116 mm通井規(guī)對套漏井通井，均能順利通
復(fù)雜油氣藏 2020年1期2020-06-19
- 長慶油田434 口套損井成為上產(chǎn)“新軍”
田2020 年套損井防治方案》，計(jì)劃長效治理600 口、套損預(yù)防1 150 口油水井，并利用長效隔采、高強(qiáng)化學(xué)堵漏、大段復(fù)合貼堵等成熟技術(shù)進(jìn)行“集中診治”，確保套損井治理有序推進(jìn)。目前，已修復(fù)治理套損井434 口，有效率90.1 %，平均單井日增油1.03 噸，日增油水平406 噸，累計(jì)增油4.2 萬噸。在具體實(shí)施過程中，針對鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277 區(qū)套管破漏、井筒腐蝕等原因，通過長效隔采、化學(xué)堵漏、貼堵修復(fù)等治理工藝，目前已完成油水井治理78 口，產(chǎn)能恢復(fù)率提
石油化工應(yīng)用 2020年8期2020-01-02
- 測井技術(shù)在套損井修復(fù)及報(bào)廢中的應(yīng)用
套管損壞現(xiàn)象。套損井出現(xiàn)后,若不及時(shí)修復(fù),就會(huì)給油田帶來嚴(yán)重危害:①套損井所控制儲(chǔ)量無法動(dòng)用,造成資源閑置浪費(fèi);②套損井就像一顆“毒瘤”,其繼續(xù)存在將影響井網(wǎng)的注采關(guān)系,造成成片套損;③套損形勢繼續(xù)惡化,治理難度會(huì)越來越大,注采關(guān)系的不平衡無法得到解決,會(huì)嚴(yán)重影響區(qū)塊的整體開發(fā)[1]。近年來,大慶油田每年新增套損井數(shù)1 000口左右,而修井工作量在2 000口以上。從套管檢測資料和修井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)看,套損井類型以套管變形和錯(cuò)斷為主,約占套損井總數(shù)的80%。修井
測井技術(shù) 2019年3期2019-10-21
- 鎮(zhèn)北油田鎮(zhèn)277井區(qū)水驅(qū)特征及剩余油研究
從工程測井顯示套損井74口，整體呈現(xiàn)出多處穿孔特征。通過對74口工測資料對比分析，發(fā)現(xiàn)隨生產(chǎn)時(shí)間增加，井筒腐蝕加劇，穿孔段數(shù)逐年增加，隔采恢復(fù)率逐年降低，其中套損后生產(chǎn)5年以上井，平均隔采4.0次，產(chǎn)能恢復(fù)率僅11.2%，穿孔段數(shù)16處以上的10口井，產(chǎn)能恢復(fù)率僅12.2%。研究區(qū)套損井平均隔采周期4.1年，平均單井隔采2.3次，產(chǎn)能恢復(fù)率僅23.7%，套損井單井采出程度僅11.6%，平均采油半徑76 m，導(dǎo)致注采井網(wǎng)失衡，井間剩余油富集，區(qū)域儲(chǔ)量失控11
石油化工應(yīng)用 2019年6期2019-07-10
- 微膨脹封堵技術(shù)在套損井治理中的研究與應(yīng)用
影響，各種類型套損井日益增多，截止2017年底，各種原因造成的套損井數(shù)達(dá)800多口，其中，套管破裂和套管腐蝕、穿孔的井占總套損井的50%以上[1]。因井內(nèi)套管變形、錯(cuò)斷造成原井生產(chǎn)管柱卡死，常規(guī)解卡打撈技術(shù)無法處理，長期關(guān)停；高含水或無產(chǎn)量的油井因油層上部套管錯(cuò)斷嚴(yán)重，無法進(jìn)行封層地質(zhì)關(guān)井，影響井網(wǎng)注采平衡；尤其是注水注聚井，因?qū)娱g壓力系數(shù)差異大，套外水泥環(huán)嚴(yán)重?fù)p壞，使得相當(dāng)一部分套損井出現(xiàn)套管彎曲和套管多級(jí)錯(cuò)斷，導(dǎo)致油井無法正常生產(chǎn)[2]。套損井的存在制
鉆采工藝 2019年2期2019-04-25
- 大慶油田修井工藝技術(shù)回顧及展望
86年左右，年套損井數(shù)為600多口；第二次是1999年前后，年套損井數(shù)700口左右；第三次是2013年左右，年套損井數(shù)1 200口左右。截至2017年底，已累計(jì)發(fā)現(xiàn)套管問題井27 561口，占已投產(chǎn)油水井總數(shù)的21.96%。平面上，套損區(qū)域逐步擴(kuò)大，喇嘛甸、薩爾圖、杏樹崗油田出現(xiàn)集中套損區(qū)；縱向上，由嫩二段非油層部位套損向油層部位轉(zhuǎn)移。套損井主要特征由變形、錯(cuò)斷、穿孔直井轉(zhuǎn)變?yōu)閲?yán)重錯(cuò)斷（通徑小于50 mm或無通徑）、大段彎曲變形、吐砂直井、工藝管柱卡阻和斷
油氣與新能源 2019年1期2019-02-28
- 大慶油田套損井大規(guī)模壓裂工藝及配套工具
隊(duì)大慶油田累計(jì)套損井近萬口，套損率為15.4%。在壓裂選井難度越來越大、可選壓裂井層越來越少的情況下，套損井由于壓裂程度低、剩余油相對富集，反而成為了地質(zhì)條件較好的壓裂潛力井。初步調(diào)查，目前有883口套損井具有較大的壓裂地質(zhì)潛力，其中套管內(nèi)徑在?108 mm以上的井占比40%，而?104 mm以上的井占比70%。2006年，大慶油田探索過套損井壓裂技術(shù)，取得了一定的效果。但現(xiàn)存套損井中，套損點(diǎn)位于油層部位以上的井占比67%。這些井補(bǔ)貼或整形后通徑變小，壓裂
石油鉆采工藝 2018年4期2018-11-21
- 大數(shù)據(jù)技術(shù)在油田套損井防治中的應(yīng)用研究
數(shù)據(jù)，在正常和套損井構(gòu)成的大量數(shù)據(jù)樣本中，利用大數(shù)據(jù)技術(shù)了解大港油田套損井分布、套損井發(fā)生規(guī)律、套損井主控因素，進(jìn)而預(yù)測套損井發(fā)生概率，為油田公司套損井的防治工作提供建議和指導(dǎo)，以更好的實(shí)現(xiàn)對套損井的防治。2 大數(shù)據(jù)技術(shù)基本概述數(shù)據(jù)挖掘是大數(shù)據(jù)技術(shù)數(shù)據(jù)分析、處理的核心，是規(guī)律發(fā)現(xiàn)及預(yù)測的主要技術(shù)，隨著科技的發(fā)展，數(shù)據(jù)挖掘不再僅僅依賴在線分析等傳統(tǒng)的分析方法。它結(jié)合了多種學(xué)科知識(shí)，并把這些復(fù)雜的技術(shù)封裝起來，使人們不用自己掌握這些技術(shù)也能完成同樣的功能，從而
數(shù)字通信世界 2018年9期2018-10-19
- 坪北油田深化井筒管理措施效果及認(rèn)識(shí)
井筒管理上加大套損井治理研究，通過深化井筒管理，完善了油水井管理制度，健全了各項(xiàng)基礎(chǔ)臺(tái)賬，建立了油井管理預(yù)警機(jī)制，實(shí)現(xiàn)了五個(gè)優(yōu)化。即油井參數(shù)優(yōu)化、工作制度優(yōu)化、井下管柱優(yōu)化、動(dòng)態(tài)調(diào)水優(yōu)化、措施方案優(yōu)化。井筒狀況得到有效改善，泵效上升3.0%，作業(yè)頻次控制在0.2，措施增油效果明顯，年增油3000噸，自然遞減7.0%，優(yōu)于計(jì)劃指標(biāo)，實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)。1 .井筒管理現(xiàn)狀1.1 套漏井逐年上升通過地下、地面大調(diào)查分析，坪北油田油水井套漏井?dāng)?shù)逐年上升，套漏井從200
炎黃地理 2018年12期2018-09-10
- 大慶油田修井工藝技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展方向
撈及整形技術(shù)、套損井打通道技術(shù)、密封加固技術(shù)、報(bào)廢技術(shù)、取換套技術(shù)、側(cè)斜修井技術(shù)和水平井修井技術(shù)、氣井修井技術(shù)8大類修井工藝技術(shù)，不斷增強(qiáng)大修工藝技術(shù)的適應(yīng)性，各類修井技術(shù)水平得到了大幅度的提高，其中，油水井直井5-1/2″套管解卡打撈、整形打通道、取換套、側(cè)斜、油水井報(bào)廢技術(shù)發(fā)展及應(yīng)用具有油田特色，且國際先進(jìn)。修復(fù)率從1996年的57.07%提高到2008年的91.7%，“十二五”以來始終保持較高水平80%以上。各類修井技術(shù)應(yīng)用規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大，年修井能力
非常規(guī)油氣 2018年4期2018-03-30
- S 油田套損井治理技術(shù)探討
6）1 S油田套損井現(xiàn)狀目前S油田套損油井75口，日損失產(chǎn)能84 t（由115 t下降到31 t），目前在生產(chǎn)55口，無潛力關(guān)井20口。2002年大規(guī)模開發(fā)以來，隨著開發(fā)年限的增加，綜合含水的上升，套管腐蝕程度逐漸加劇，套損油井?dāng)?shù)量逐年增加，近三年來增加46口。S油田套損井典型生產(chǎn)特征：（1）含水突升或是直接上升至100%；（2）含鹽突降；（3）液面突升至一定液面后保持穩(wěn)定。套損后對油田造成的危害：（1）產(chǎn)能損失大；（2）洛河層套損后，地層水倒灌污染生產(chǎn)層
石油化工應(yīng)用 2018年1期2018-02-01
- 化學(xué)堵漏工藝技術(shù)優(yōu)化及推廣
8500）通過套損井地質(zhì)特征研究，優(yōu)化化學(xué)堵漏封堵液體系及化學(xué)堵漏施工工藝，延長套損井產(chǎn)能恢復(fù)有效期，形成適應(yīng)不同區(qū)塊套損井化學(xué)堵漏工藝技術(shù)。主要包括，（1）套損段地質(zhì)特征研究，分析套損井化學(xué)堵漏難點(diǎn)及應(yīng)對技術(shù)措施；（2）針對不同區(qū)塊，開展套損井化學(xué)堵漏封堵液體系性能優(yōu)化研究，提高化學(xué)堵漏封堵效果；（3）施工工藝及施工參數(shù)優(yōu)化。化學(xué)堵漏；地質(zhì)特征；技術(shù)難點(diǎn)；工藝參數(shù)優(yōu)化自2012年，靖安油田白于山區(qū)塊開始出現(xiàn)套破現(xiàn)象，套破后日產(chǎn)液明顯增加，日產(chǎn)油迅速降低，
石油化工應(yīng)用 2017年12期2018-01-02
- 一種新型封隔器的研究與應(yīng)用
06）本文針對套損井常規(guī)封隔器隔采周期較短的這一難題，在原有封隔器的基礎(chǔ)上開展技術(shù)研究，從封隔器的坐封原理和采油生產(chǎn)需要出發(fā)，研究設(shè)計(jì)出了一種新型封隔器，并通過開展現(xiàn)場技術(shù)試驗(yàn)，形成了新的采油工藝。隔采周期；新型封隔器；采油工藝；技術(shù)試驗(yàn)截止2015年底，采油三廠共有套損井142口，在用套損井116口，關(guān)停井29口，套破后日損失產(chǎn)能208.89 t，在用套損井的平均隔采周期僅119 d，以油房莊老區(qū)為主。隨著油田開發(fā)年限的延長，油井套管嚴(yán)重腐蝕，導(dǎo)致采油難
石油化工應(yīng)用 2017年8期2017-09-12
- 套損井與取心井相似井段識(shí)別及其巖石力學(xué)參數(shù)確定方法
)?鉆井完井?套損井與取心井相似井段識(shí)別及其巖石力學(xué)參數(shù)確定方法邢岳堃， 張廣清， 李世遠(yuǎn)， 王元元， 楊 瀟(中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)為了確定老油田巖心樣本嚴(yán)重匱乏的高套損率區(qū)塊巖石靜態(tài)彈性力學(xué)參數(shù)(靜態(tài)彈性模量與泊松比)，研究了套損井與取心井相似井段識(shí)別及其巖石靜態(tài)彈性力學(xué)參數(shù)確定方法。對取心井段的巖心進(jìn)行巖石力學(xué)試驗(yàn)，通過分析該井段測井?dāng)?shù)據(jù)與巖石靜態(tài)彈性力學(xué)參數(shù)的相關(guān)性，提出了基于組合模量確定靜態(tài)彈性力學(xué)參數(shù)的模型；通過
石油鉆探技術(shù) 2017年4期2017-09-03
- 嫩二段層系套損原因分析與對策
套損率降低使得套損井數(shù)減少，大修總費(fèi)用、更新井費(fèi)用以及維護(hù)費(fèi)用得到降低，從而綜合費(fèi)用下降，因此推薦應(yīng)用高強(qiáng)度P110套管代替N80套管。嫩二段；地層；套損；套保以往的研究結(jié)果表明，嫩二段地層水浸后引起地層穩(wěn)定性下降，是造成成片區(qū)域套損的主要原因。截至到2015年12月，某廠總井?dāng)?shù)5 082口，其中發(fā)現(xiàn)嫩二段套損井312口，占總井?dāng)?shù)的6.14%。1 嫩二段層套損的成因嫩二化石層是指視電阻率具有6個(gè)特征峰值的特定地質(zhì)層位，長期以來人們將其解釋為一套油頁巖。從目
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2017年3期2017-04-08
- 勝凱采油管理區(qū)水平井套損井原因分析及治理
措施，及時(shí)恢復(fù)套損井正常生產(chǎn)已成為一個(gè)重要課題。二、套管損壞情況統(tǒng)計(jì)1、分區(qū)塊套損井統(tǒng)計(jì)分析對勝凱有限公司五個(gè)區(qū)塊已投產(chǎn)井和套損井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，經(jīng)資料證實(shí)，投產(chǎn)的202口井中有49口發(fā)生套損，其中鄭411區(qū)塊正常井?dāng)?shù)43口，套損井數(shù)27口，坨826區(qū)塊正常井?dāng)?shù)25口，套損井數(shù)15口，套損比例均較大。鄭32區(qū)塊正常井?dāng)?shù)49口，套損井數(shù)6口，坨154區(qū)塊20口水平井僅有1口發(fā)生套損，利93區(qū)塊沒有套損情況。2、稠油井套管損壞監(jiān)測技術(shù)（1）通井打印現(xiàn)場是利用管柱下接
科學(xué)與財(cái)富 2017年1期2017-03-17
- 關(guān)于套損井測斜修井技術(shù)的分析
0600）關(guān)于套損井測斜修井技術(shù)的分析馬勁松1王敏2(1.大港油田石油工程研究院，天津 300280； 2.大港油田第二采油廠，河北 黃驊 061100）對于我國石油工業(yè)來說，套損井修井技術(shù)直接關(guān)系著油田開發(fā)領(lǐng)域的工作開展，這主要是由于石油工業(yè)油田開發(fā)中套損井的出現(xiàn)是不可避免的，雖然一般的套損井修復(fù)并不復(fù)雜，但對于一些損壞程度較為嚴(yán)重的套損井來說，常規(guī)的修井技術(shù)往往難以發(fā)揮預(yù)期效果，這時(shí)套損井測斜修井技術(shù)的應(yīng)用就顯得很有必要，為此本文就套損井測斜修井技術(shù)展
化工管理 2017年19期2017-03-07
- 套損井原因分析及治理措施
◎李新斌套損井原因分析及治理措施◎李新斌在社會(huì)經(jīng)濟(jì)現(xiàn)代化發(fā)展的新時(shí)期，我國油田開發(fā)范圍不斷擴(kuò)大，為了更好地滿足油田開發(fā)的多元化需求，開發(fā)時(shí)間的延長成為必然。由此，油水井套損問題越發(fā)嚴(yán)重，對于油田開發(fā)的穩(wěn)定性和效率具有著不容忽視的負(fù)面影響。本文將以此為出發(fā)點(diǎn)，淺談套損井的原因與治理措施，以期能夠?yàn)橥袑W(xué)者進(jìn)一步深入此領(lǐng)域的研究提供些許有價(jià)值的參考。近些年來，油田開發(fā)效率和穩(wěn)定性均被提出了越來越高的要求，我國很多的老油田區(qū)塊更加劇了油田開發(fā)的難度。井套損對于油
環(huán)球市場信息導(dǎo)報(bào) 2016年25期2016-12-29
- 遼河油田高效液壓套管整形工具的研制與應(yīng)用
遼河油田13口套損井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，順利完成了12口井的套管修復(fù)，成功率92.3%。研究與應(yīng)用表明，液壓套管整形工具適用于套管縮徑井的修復(fù)作業(yè)，能基本滿足遼河油田套損井套管整形的需要。套管損壞；套管整形；杜80-30-58井；遼河油田目前,遼河油田共有停產(chǎn)井近2 800 口，并且以平均每年10%的比例上升。其中因套管損壞而停產(chǎn)的井約占35%，現(xiàn)有套損井1 000 多口，每年還會(huì)增加200多口新套損井。截至2015年底，僅修復(fù)套損井306口，大部分套損井亟待
石油鉆探技術(shù) 2016年3期2016-12-02
- F油區(qū)套管損壞機(jī)理分析及治理措施
斷增加，F(xiàn)油區(qū)套損井數(shù)目不斷增加。截至2015年底，套管損壞井達(dá)到了98口，并呈逐年上升趨勢。通過分析研究，認(rèn)識(shí)到套損的原因，并針對性地提出了F油區(qū)套損井預(yù)防與治理措施，延長了油水井的生產(chǎn)壽命。套管損壞；機(jī)理分析；治理措施前言F油區(qū)屬低滲透油藏，隨著采油和注水時(shí)間的延長，油區(qū)套損井數(shù)目不斷增加。套管損壞現(xiàn)象不僅會(huì)導(dǎo)致油井減產(chǎn)、水驅(qū)效果差，還會(huì)造成油井措施難度加大，修井費(fèi)用增加。油區(qū)開發(fā)方案的不斷調(diào)整，套管工作狀況變差，甚至損壞，破壞正常的注采井網(wǎng)系統(tǒng)，造成
當(dāng)代化工研究 2016年4期2016-04-18
- 應(yīng)用測試資料診斷喇嘛甸油田套損井方法
文對喇嘛甸油田套損井基本情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，歸納出具體指導(dǎo)方案及方法流程，并以喇4-P2635井為例，利用多種測井方法進(jìn)行詳盡說明。喇嘛甸油田套損特征及基本情況喇嘛甸油田共有油水井8479口，截至目前，全油田套管損壞1154口井，占投產(chǎn)總井?dāng)?shù)的13.61%。其中，注水井套管損壞655口，占注水井總數(shù)的17.6%；生產(chǎn)井套管損壞499口，占生產(chǎn)井總數(shù)的10.49%。從縱向上看套損井主要集中在深部油層、薩零～薩Ⅱ4油層段和嫩二段，分別占套損井總數(shù)的28.9%、27.
科技與企業(yè) 2015年7期2015-05-30
- 套管損壞的危害及修復(fù)工藝
來許多問題:①套損井報(bào)廢后，導(dǎo)致總生產(chǎn)井?dāng)?shù)減少，使原油產(chǎn)量下降；②套損井報(bào)廢后，導(dǎo)致井網(wǎng)不完整，水驅(qū)控制程度下降，影響最終采收率；③套損井可能使得水井無法分注，導(dǎo)致層間矛盾加大，降低采收率；④套損井可能使油田增產(chǎn)措施(壓裂、分層酸化)無法進(jìn)行；⑤套管破裂或錯(cuò)斷的井可能使許多水注到非目的層，降低了注入水的有效利用率；⑥套損井因發(fā)現(xiàn)不及時(shí)或修復(fù)不及時(shí)，可能使一些水注到泥巖層，導(dǎo)致套損大面積發(fā)生；⑦有的套損井可能出現(xiàn)地面跑冒現(xiàn)象，造成環(huán)境污染。隨著油田規(guī)模的擴(kuò)大
西部探礦工程 2015年2期2015-02-23
- 塔里木油田11項(xiàng)特色修井技術(shù)治理復(fù)雜井
水階段，高含水套損井損壞程度嚴(yán)重，套損井成為盤活資產(chǎn)、完善井網(wǎng)和老井挖潛的一大障礙，年均影響原油產(chǎn)量6.17萬噸。為此，開發(fā)事業(yè)部圍繞“科技保上產(chǎn)”的目標(biāo)，加大了套損井、躺井等復(fù)雜井治理技術(shù)攻關(guān)和措施挖潛力度，形成了一系列具有塔里木特色的套損井修井、水平井修井及高壓氣井等11項(xiàng)修井技術(shù)。套管錯(cuò)斷、變形、外漏，需要把舊套管取出，再下新套管，既花工費(fèi)時(shí)，又影響生產(chǎn)。為此，開發(fā)事業(yè)部技術(shù)人員對套損井進(jìn)行分級(jí)治理，根據(jù)套損井機(jī)理和目前潛力，結(jié)合井況，采取不同的治理
石油知識(shí) 2014年3期2014-07-16
- 大慶油田南一區(qū)西部套損防控方法研究
廠第五油礦發(fā)生套損井533口(包括67口拔不動(dòng)井),共有4次套損高峰期:①1998年乙塊成片套損;②2002年乙塊套損區(qū)向北外擴(kuò);③2008年122-124斷層附近套損;④2009年甲塊成片套損及與乙塊斷層區(qū)的套損。套損類型主要以錯(cuò)斷為主,占已證實(shí)套損井的56.1%。作業(yè)套損率也成逐年攀升的趨勢,套損形勢非常嚴(yán)峻。2013年已證實(shí)套損井202口,作業(yè)套損井率27.79%。1.2 套損形勢不穩(wěn)定近2年,該礦套損井主要集中在南一區(qū)甲塊及乙塊2個(gè)開發(fā)區(qū)塊。統(tǒng)計(jì)2
長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) 2014年26期2014-06-27
- 大慶油田套損井評(píng)價(jià)技術(shù)研究
）共有1萬余口套損井（包含多次重復(fù)套損井），成片套損區(qū)不斷出現(xiàn)，重復(fù)套損井逐漸增多，每年還以1 200余口的速度遞增。大量套損井的存在，嚴(yán)重干擾油田正常開發(fā)和注水井（注聚井）配注要求。套損類型的多樣性、套損程度的復(fù)雜性、重復(fù)套損井的反復(fù)性和套損深度的廣泛性，說明油田套損形勢嚴(yán)峻，套損井分析、管理和治理難度較大。油田地層壓力監(jiān)測井主要測的是平均地層壓力，很少對單層進(jìn)行系統(tǒng)測壓力。具體到油田某個(gè)區(qū)塊，存在壓力監(jiān)測井時(shí)間性滯后、陳舊、缺失、可信度差和個(gè)別區(qū)塊無監(jiān)
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2014年4期2014-05-02
- 稠油熱采井小套管修套技術(shù)
備條件下提高了套損井修復(fù)率；應(yīng)用化學(xué)堵劑固井，提高了固井質(zhì)量；通過優(yōu)化小套管下入深度，實(shí)現(xiàn)套損治理、預(yù)防、層段封堵一體化，提高了套損井修復(fù)率，降低了套損井修復(fù)費(fèi)用。該油田現(xiàn)場應(yīng)用小套管修復(fù)套損井62口，工藝成功率100%，階段累計(jì)產(chǎn)油38223t。稠油油田；熱采井；套損；小套管；修復(fù)技術(shù)河南稠油油田蒸汽吞吐開發(fā)是主要的開發(fā)方式，經(jīng)多輪次蒸汽吞吐后，油井套管損壞嚴(yán)重。套管損壞類型主要有錯(cuò)斷、漏失、變形三種，其中套管錯(cuò)斷井約占套損井總數(shù)的60%。針對熱采井套管
油氣田地面工程 2014年11期2014-03-22
- XX開發(fā)區(qū)薩Ⅱ1～4油層恢復(fù)注水可行性研究
底，該油層共有套損井398口，占全區(qū)套損井總數(shù)的14.9%?；A(chǔ)井網(wǎng)和一次加密井網(wǎng)的套損井為355口，占該油層套損井總數(shù)的89.2%。2.2 薩Ⅱ1～4油層套損井空間分布特點(diǎn)1）平面上 套損井主要分布在構(gòu)造軸部地層傾角較大的地區(qū)，共219口井，占該油層套損井數(shù)的55.1%；另外在純油區(qū)與過渡帶交界處有60口井，占15.1%。2）縱向上 薩Ⅱ1～4油層由上至下逐漸減少，薩Ⅱ1層套損井相對較多，有159口，占薩Ⅱ1～4層位套損井數(shù)的40.0%；薩Ⅱ4層套損井相
長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) 2013年14期2013-12-01
- 坪北油田套管損壞井治理技術(shù)研究
長，坪北油田的套損井數(shù)量呈現(xiàn)快速增長勢頭。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2009年－2012 年新增套漏井31 口，占套漏井總數(shù)的86.1%。目前坪北油田套管破損類型以套管破漏為主，占套損井總數(shù)比例高達(dá)94.6%。套管破漏井的表現(xiàn)特征明顯：套漏段全部集中在固井水泥返高之上的洛河層附近。套漏井?dāng)?shù)量的增加不僅損失可采儲(chǔ)量、影響注采調(diào)整，而且嚴(yán)重威脅洛河層水源的保護(hù)，對生產(chǎn)生活造成嚴(yán)重影響。1 坪北油田套損井治理技術(shù)現(xiàn)狀及存在問題目前坪北油田套損井的治理技術(shù)包括：膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)和封隔
江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào) 2013年3期2013-10-21
- 油水井高效修井技術(shù)探索
m以下的小通徑套損井打通道技術(shù)的成功率很低，分析原因是Φ70mm的通徑已經(jīng)達(dá)到井眼直徑的一半，找通道工具及找到通道后的后續(xù)整形擴(kuò)徑工具和工藝不配套。針對小通徑套損井數(shù)逐年增加，而大修工具和大修工藝不配套，以致于使擴(kuò)徑成功率很低的問題，從1999年開始，開發(fā)研制了偏心脹管器、頓擊器、活動(dòng)肘節(jié)、活動(dòng)式導(dǎo)引磨鞋、探針式銑錐、復(fù)式磨銑筒、滾動(dòng)扶正器、鉆壓控制器和滾珠整形器9種小通徑套損井整形擴(kuò)徑工具，以及6種鉆具組合和相應(yīng)的施工工藝。在現(xiàn)場應(yīng)用中，通過不斷完善找通
中國新技術(shù)新產(chǎn)品 2012年19期2012-12-28
- 吐哈油田膨脹管套管補(bǔ)貼技術(shù)應(yīng)用
性論證2.1 套損井現(xiàn)狀吐哈已開發(fā)油田套損井統(tǒng)計(jì)表2.2 套管補(bǔ)貼的技術(shù)適應(yīng)性論證2.2.1 套管修復(fù)的技術(shù)難點(diǎn)及技術(shù)對策(1)地層情況復(fù)雜，套管變形形式、變形量確定困難，采取多臂井徑儀測井法、鉛模打印等套管診斷技術(shù)進(jìn)行分析；(2)套損井井下情況比較復(fù)雜，處理井筒方式（打通道等）施工難度大、風(fēng)險(xiǎn)高，針對地層出砂嚴(yán)重、水泥環(huán)固結(jié)破壞等情況，配套多類打通道管柱結(jié)構(gòu)和各類磨銑專用工具；(3)套變井治理后通徑必然變小，后期增產(chǎn)措施實(shí)施困難，應(yīng)用小直徑封隔器等工藝技
中國新技術(shù)新產(chǎn)品 2012年20期2012-11-17
- 新型偏心配注器在聚驅(qū)套損井分注工藝中的應(yīng)用
心配注器在聚驅(qū)套損井分注工藝中的應(yīng)用李先龍（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）喇嘛甸油田套損注聚井實(shí)施套管加固作業(yè)后,偏心配注器下入時(shí)無法通過加固井段,為解決這一問題，在梭形桿偏心配注器的基礎(chǔ)上研制出新型小直徑偏心配注器。該工具與小直徑封隔器配套使用，可以順利通過加固井段，實(shí)現(xiàn)對聚驅(qū)套損井的分層注入。新型偏心配注器的使用完善了套損井井網(wǎng)注采關(guān)系，減少了無效注入，節(jié)約了聚合物用量，降低了生產(chǎn)成本，應(yīng)用前景廣闊。聚驅(qū)分注 套損井 偏心配注器 小直徑隨著喇嘛甸油田
石油石化節(jié)能 2012年6期2012-11-07
- 河南油田熱采井套損分析及下步建議
用情況，從熱采套損井的套管螺紋、投產(chǎn)時(shí)間、井深、隔熱方式、生產(chǎn)服役年限等方面進(jìn)行系統(tǒng)分析。特別分析了河南油田大規(guī)模使用的偏梯螺紋套管套損情況。通過研究，提出了加大偏梯螺紋套管使用力度、中深井注汽采取隔熱措施、提高油層段套管強(qiáng)度等建議。對河南油田及同類型油藏?zé)岵删a(chǎn)套管選型具有指導(dǎo)意義。熱采井；套損；分析；建議；河南油田前言河南油田稠油油藏?cái)鄬影l(fā)育，主要油藏地質(zhì)特點(diǎn)為：①油藏埋藏淺，小于600m占85%以上。②油層厚度薄，一般1-4m。③原油粘度高：特超稠
職業(yè)技術(shù) 2011年8期2011-10-28
- 井樓油田套損機(jī)理研究與防治對策
態(tài)特征井樓油田套損井集中發(fā)育在井樓一區(qū),即井樓背斜東南部構(gòu)造高點(diǎn)部位,井樓背斜構(gòu)造走向受斷層控制呈NWW向,東北翼構(gòu)造先平緩、規(guī)則,而在靠近西南部的斷層附近地層較陡,構(gòu)造線密集。井樓一區(qū)共有套損井27口,占總井?dāng)?shù)的11%,套損的主要類型有錯(cuò)斷、斷脫、剪切變形等類型,其中錯(cuò)斷井19口,斷脫井5口,變形井2口,套管破裂井1口。1.2 套損井的分布規(guī)律(1)套損點(diǎn)在深度上分布規(guī)律。套損井的套損點(diǎn)在深度上多分布在100～140m之間,在27口套損井中有19口井分布
石油地質(zhì)與工程 2011年1期2011-09-29
- 套損區(qū)注采系統(tǒng)完善方法研究
致使1999年套損井數(shù)達(dá)到了第三次高峰期。針對套損對注采系統(tǒng)造成的破壞，1992年以來，先后對三個(gè)套損嚴(yán)重區(qū)塊的注采系統(tǒng)進(jìn)行了完善，在恢復(fù)油層壓力、增加可采儲(chǔ)量、減緩產(chǎn)量遞減和控制含水上升速度等方面取得了較好的調(diào)整效果，為高含水后期A開發(fā)區(qū)進(jìn)行注采系統(tǒng)完善工作提供了成熟的經(jīng)驗(yàn)。1 套管損壞成因、特點(diǎn)及對油田開發(fā)的影響1.1 套管損壞成因和特點(diǎn)1.1.1 非油層部位套管損壞成因及特點(diǎn)非油層部位套損主要集中在嫩二段底部油頁巖（簡稱嫩二底）。該層套損主要原因：①
職業(yè)技術(shù) 2011年1期2011-08-15
- 基于VB的套損井管理系統(tǒng)開發(fā)研究
此，筆者開發(fā)了套損井管理系統(tǒng)，利用該系統(tǒng)可以使套損數(shù)據(jù)管理更加科學(xué)化和規(guī)范化。1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)該系統(tǒng)設(shè)計(jì)的基本原則是以系統(tǒng)目標(biāo)為宗旨，為用戶提供一個(gè)技術(shù)先進(jìn)、靈活適用的套損數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)。該系統(tǒng)對于套損統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果以直觀的柱狀圖、散點(diǎn)圖和餅狀圖顯示。按套損井井號(hào)遠(yuǎn)程調(diào)用總服務(wù)器上的Oracle數(shù)據(jù)庫中套損井的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，如果每次使用數(shù)據(jù)時(shí)遠(yuǎn)程訪問一次，會(huì)造成總服務(wù)器運(yùn)行慢甚至影響其他系統(tǒng)的使用。因此，將調(diào)用的井基本數(shù)據(jù)信息保存在本地庫中可大大提高工作效率。該系
長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) 2011年34期2011-04-10
- 套損井噴砂器改進(jìn)與現(xiàn)場試驗(yàn)
163112)套損井噴砂器改進(jìn)與現(xiàn)場試驗(yàn)李 才,王彥興,趙亞芬,胡振江(大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司工具廠,黑龍江大慶163112)原套損井噴砂器不適用于規(guī)模較大的壓裂。分析了原套損井噴砂器在壓裂過程中出現(xiàn)的問題、原因及實(shí)例。對套損井噴砂器進(jìn)行了結(jié)構(gòu)改進(jìn),通過對7口井的試驗(yàn),能夠滿足通徑>?108 mm套變井和加固井的壓裂要求。套損井;噴砂器;改進(jìn);壓裂試驗(yàn)針對常規(guī)壓裂管柱無法通過套管變形點(diǎn)和加固管導(dǎo)致的變形點(diǎn)、加固管以下油層無法分層壓裂改造的問題,
石油礦場機(jī)械 2010年1期2010-12-11
- 小套管固井技術(shù)在吐哈油田套損井中的應(yīng)用
技術(shù)在吐哈油田套損井中的應(yīng)用王志平1何 鋒1陳 平1馬 立2石明江31.吐哈油田分公司 井下技術(shù)作業(yè)公司 （新疆 鄯善 838200）2.吐哈油田 鄯善采油廠 （新疆 鄯善 838200）3.西南石油大學(xué) 電子信息工程學(xué)院 （四川 成都 610500）吐哈油田分公司丘陵油田地層復(fù)雜，且普遍采用高壓注水、壓裂、酸化等增產(chǎn)措施，導(dǎo)致套管變形較嚴(yán)重，并且部分套損井變形點(diǎn)較多、變形段較長，嚴(yán)重影響了油田的開發(fā)。油田采用小套管懸掛固井技術(shù)成功解決了深井套管變形段長，
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2010年11期2010-09-14