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大庆萨尔图油田一些分层注入井的油管口袋浅,传统注入剖面五参数组合测井经常不能录取到下部所有层位的资料.为此采取多项措施:制定了洗井规范;改进了组合测井仪结构,把过芯加重杆和伽马磁性定位短接分别设计到仪器串上部和下部,伽马探头到仪器底端距离缩短到0.3 m;测井施工中,采取先挂接空释放器测量基线、再挂接装同位素释放器的测... 相似文献
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桥式偏心分层注水技术现场试验研究 总被引:4,自引:2,他引:2
长庆油田安塞区块对14口井进行桥式偏心分层注水试验表明,Y341型可反洗井封隔器解封力偏小,在定向井上应用存在有效期短、集注流量测试仪器串遇卡、用平衡式集流流量测试密封段在井斜段内有较严重的磨损导致测试精度及效率偏低等问题。将Y341型可反洗井封隔器由单液缸坐封改为双液缸坐封,增大坐封力以提高其可靠性;测试仪器串由硬连接改为软连接,减小投捞力降低卡钻风险;平衡式测试密封段改为压缩式,消除磨损。改进后封隔器稳定性提高,没有出现卡钻情况,测试密封段无磨损现象,测试精度及效率提高。 相似文献
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针对渤海油田氧活化水流测井面临的困难及难点提出了仪器组合选择方法、测量点选取的优化原则等测井工艺;研究了管内外水流活化峰相叠加时的解释方法,改善了氧活化水流测井的测量效果。针对油管内高流速超出原有仪器测量范围的问题,采用在原有仪器串中增加短采集短节的方法,实现了高注入井注水剖面的测量,最高流速能测到230 m/min;采用改进的双峰重叠测量工艺及解释方法解决了复杂管柱多股水流同时测井问题。海上应用表明,小直径(Φ38 mm)氧活化水流测井仪能应用到高注入量井,能验证封隔器密封性、探测管外漏点、高产水稠油井找出水层位,能够解决渤海油田防砂井的分层注水剖面的测量。 相似文献
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红9-1浅层大位移定向井钻井技术实践 总被引:1,自引:0,他引:1
红9-1井是一口浅层大位移定向井,位于大港油田北大港构造带北翼的红湖构造上,设计垂深1150m,位移1668m,委深位移比为1:1.45。剖面为三开四段制,造斜点260m,655m时造斜结束,最大井斜76.22°,稳科至1392m,然后降斜至井底2300.58m,井斜角61°,是国内陆地上第一口浅层大位移井。由于地层浅,井斜角大,斜井段长,井眼轨迹控制、套管下入及测井都有很大难度,通过优化设计与施工,仅用16d14h的钻井周期钻定设计井深并加深82.58m,现已顺利交井。文中主要介绍了施工过程及钻井技术。 相似文献
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针对 C B 油田多目标、小靶区、大斜度定向井的特点,从定向井剖面类型、造斜点的选择、方位提前角的确定、井眼轨迹控制技术、防碰绕障技术等方面的具体措施和工艺要求入手,详细描述其操作要领和施工步骤。认为:确定合适方位提前角是方位控制的关键;而双增双稳剖面定向井,控制好第一稳斜段井斜变化和第二增斜段钻进前调整方位,对准确命中多目标、小靶区很重要;钻头处使用外径215 双母螺旋稳定器的增斜钻具组合,可明显提高增斜率;简化钻具组合,减少钻铤数量,增加加重钻杆数量,使用螺旋钻铤并在钻井液中加足润滑剂,可减少摩阻及扭矩。该工艺技术对其他复杂小断块油田的开发有一定的指导意义。 相似文献
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在常规电泵采油井中,由于井下仪器无法通过电泵和封隔器而进入生产层位,因此无法得到电泵以下生产层位的产出剖面。文章给出了采油管柱下端的Y型接头、测试堵塞器及测井仪器串的特殊下入工具的结构设计方案及适用于电泵采油井产出剖面测井的现场施工工艺,从而使产出剖面测井成为可能。该技术的应用结果表明所测的压力、流量、井温、持水率、伽马、密度和磁定位等资料是准确的。 相似文献
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定向井各向异性地层交流电测井响应模拟 总被引:7,自引:2,他引:7
定向井 ,尤其是大斜度井和水平井是目前油气田生产的重要手段 ,电阻率各向异性成为必须考虑的重要因素。主要研究定向井中考虑电阻率各向异性时的交流电测井响应计算问题 ,用到的数值模拟方法为快速Fourier Hankel变换 ;根据模拟响应结果 ,讨论了交流电测井的响应特征及影响因素。总体看来 ,计算速度较快 ,计算结果正确 ,结论合理 ,为实际讨论倾斜井测井响应和利用各向异性电阻率求解饱和度奠定了理论基础。 相似文献
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中原油田高压注水井越来越多,其注水剖面测井技术的完善是亟待解决的技术难题,而地面油套分层注水井测井新技术能够解决这一问题?该技术对井口进行优化设计,安装活塞式同位素投放器,根据油套分注情况给出不同的施工工艺及相应的资料解释方法,并在中原油田进行了13口井的测试,其中测试成功11口井,测井成功率达85%,资料合格率为100%,解决了高压油套分层注水井注水剖面测井难的问题。 相似文献
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New technology has enabled operators to drill an increasing number of extended reach, lateral, and horizontal wells. In these highly deviated or horizontal wells, conventional production logging sensors can be ambiguous in resolving multiphase flows. The successful diagnosis and treatment of water or gas production problems requires the identification of these specific influx zones. Providing reliable production logging solutions in this difficult environment has led to the development of new sensors which can measure both the holdup and velocity of each fluid phase. A novel tool string combination has evolved which incorporates sensors especially targeted at the stratified flow regimes encountered in horizontal wells. Independent, redundant methods are used to measure the flow parameters and enhance the accuracy of the interpreted solution. This paper reviews new integrated production logging methods of evaluating multiphase flow in horizontal wells. Examples are shown illustrating the location and quantification of the flow profiles and fluid distribution in producing wells. This information allows effective treatment of unwanted wellbore fluid entries. 相似文献