分层注水管柱技术分析

目前,江汉油田使用过的分层注水工艺管柱主要有油套保护分层注水管柱、锚定式分层注水管柱、高压注水管柱一和高压注水管柱二。这四种注水管柱在现场使用中常常会出现套管压力上升、油压波动大而套压波动小、油压套压同时波动大、起管柱困难和注入压力长期上升等问题。通过分析,注水压力、压力波动、层间压差、温度变化这4个因素是对注水管柱造成不利影响的主要因素。经研究,在注水层上部使用顶级封隔器的分层注水管柱,大多数情况下,压力变化所产生的总体作用力是向上的,即对管柱是上顶力;分层注水管柱的受力是不平衡的,而且在各种效应的共同作用下,管柱一定会发生蠕动和变形,所以需要对管柱进行锚定,以保持管柱的总体受力平衡。     

浅析提高超高压注水工艺质量的技术对策

江汉油田低渗透油藏注水开发面临着储层物性差、注水压力高、注水有效期短等问题。针对这类问题,专门研制了Y241封隔器超高压注水管柱。经过十几年的发展与优化,提高了超高压注水管柱的可靠性和长期稳定性;经过在实践中不断完善,总结了提高超高压注水施工质量的要点,即油管及管柱的可靠连接、完善的施工工序、合格的作业质量、质量可靠的井下工具和精细注水管理等。     

江汉油田不压井作业技术引进探讨

对江汉油田高压注水井关井后压力扩散情况和部分注水井作业时套管溢流情况进行了调查,分析了油田引进不压井作业技术的必要性和可行性,介绍了油田在注水井不压井作业配套管柱、工具及施工工艺方面的研究成果。     

江汉油区超高压注水井下管柱优化设计研究

低渗透油藏开发中,超高压注水被广泛应用,但由于压力高,管柱失效较快,套管保护得不到有效保障,很大程度上制约了低渗透油藏的注水开发效果。通过开展超高压注水井下管柱优化设计研究,高压井下入小套管,采用光油管管柱,可取消保护套管的封隔器,有效解决了超高压注水井下管柱频繁失效的问题。     

广华作业区超高压、高压管柱失效分析

超高压、高压井管柱的频繁失效对广华油田注水造成了严重的影响,通过对管柱失效原因进行调查分析,针对高压井,必须提高验管、坐封、验封压力,优化高压井管柱结构,加大新油管投入力度。针对超高压井,必须改进管柱试压、坐封施工设计规范,同时开展降压增注研究以保护井下管柱。     

红台气田五层分压管柱研究与实践

红台气田属低孔、特低渗气藏,具有非均质性强,纵向含气砂体叠置率高的特点,如采用前期成熟分压2层压裂管柱,完成5层压裂,需多次压井,施工周期长、储层伤害大,增产幅度有限问题,为此开展了一趟管柱分压5层先导性试验,即采用3级Y241＋1级Y221封隔器组合,采用投球打开喷砂器凡事进行加砂施工,放喷结束后,逐级解封封隔器,分段解封管柱,下入生产管柱。该管柱在红台2-52井开展了先导性试验,顺利完成施工,增产效果良好。     

渤海油田测调一体分注关键技术改进及应用

针对渤海油田常规测调一体分层注水工艺测调效率偏低、无法实现分层静压测试等问题,开展了测调一体分注工艺关键技术改进.通过合理优化管柱结构,实现注水压力平衡,减小大排量注水造成的管柱蠕动;配水器采用桥式通道设计,大幅度增加过流面积,降低层间干扰,进一步提高测调效率;同时在配水器本体增设传压孔,建立地层-油管传压通道,并配套...     

裸眼井措施管柱关键技术及对策

裸眼井措施管柱设计需要考虑管柱锚定、管柱强度、井壁保护、安全起出、大斜度井坐封,长裸眼均匀布酸、压后返排等7个方面的具体问题。在实践中对高压措施管柱、常压措施管柱和长井段水平井措施管柱三种裸眼井措施管柱的运用应掌握其技术要点,同时还要弄清K341型裸眼封隔器、KDB型水力锚、ZF94-SP水平井坐封工具和KTH-114配酸器等4种主要配套井下工具的性能及主要技术要求。     

水平井分段注水管柱技术探讨

低渗透、薄层油藏由于天然能量不足,存在地层压力下降快、启动压力和注水压力高等问题,直井注水技术在其开发过程中逐渐暴露出一些不足。水平井相对直井注水具有注水压力低、注入量大、波及效率高等优点,但水平井笼统注水时,水平段上渗透率的差异会导致高渗段超注与低渗段欠注。针对上述问题,江汉油田提出了一种针对水平井的分段注水管柱,可实现水平井有效分段注水,保证注入水均匀推进,达到更好的注水效果。     

抽油井新型掺水装置的研制与应用

江汉油田目前已进入开采后期,开采时地层水矿化度高,易结盐卡泵或堵塞管柱。在油井地面安装掺水装置,掺入清水经过油管套管环空与井液混合可达到稀释井液、降低矿化度的目的。然而目前地面安装的掺水装置自动化程度低、管理难度大。中国石化江汉油田分公司江汉采油厂研制出的新型掺水装置是由密封式玻璃钢水箱、Y型过滤器、全自动水位控制阀、浮子流量计掺水水嘴五个部分组成,可以有效降低劳动工作量,提高劳动效率;提高掺水水质,精细调整掺水量;减少成本消耗,保证安全生产。     

江汉油田酸化快速排酸一体化管柱研究及应用

针对江汉油田负压排酸工艺的工艺成功率和返排率低的问题,研制出了一套适应江汉油田井况的酸化快速排酸一体化管柱工艺。该工艺能实现排酸工具与酸化管柱一趟管柱下入,可配套使用多种封隔器,满足多种工艺及复杂井况条件;配合地面优化工艺,实现分层酸化或多层的任意一层酸化后的快速排酸,有效提高残酸的返排率和工艺成功率。江汉油区7井次的成功应用,验证了该一体化管柱工艺的先进性、实用性和经济性。     

酸压气举排液一趟管柱在玉门油田的应用

玉门油田根据其低压、高气液比的裂缝性油藏特征,设计出一种酸压气举排液完井一趟管柱。该管柱在常规压裂管柱上安装气举阀,在油井压裂施工结束后不起出压裂管柱,采用这趟管柱实现酸压、连续气举排液及完井生产等功能。36口井的应用表明,该管柱承受压力高,排液速度快,不动管柱可实现连续气举生产,既简化了作业程序,又能达到增产增效的目的,在油田具有广阔的应用前景。     

浩口油田注水开发配套的实践与认识

浩口油田具有含油层系多、层间差异大、地层水矿化度高等特点。在注水开发中,注入水水质差、达标率低;分层注水调配难度大;难注井层注水压力高,管柱有效期短;注水系统能耗大,不符合新形势下油田效益开发要求。为此,采用了调储技术、旋转刮排泥技术和量子环防腐、防垢、杀菌技术以提高注水水质技术;配套完善了分层注水技术,采用了注水井智能遥控分层配水技术和免投捞测调一体化技术;配套完善了插管超高压注水管柱技术;进行了分压注水,降低注水系统能耗。     

涪陵页岩气井井下安全控制技术探讨

目前国内常规气藏,主要采用酸压、完井一趟管柱完井,管柱配套有井下安全阀,地面配套控制系统,更换管柱时多采用压井作业实施。涪陵页岩气田完井方式与常规气田不同,主要采用水平井桥塞分段压裂完井,不能实现压裂、完井一趟管柱工艺。涪陵页岩气田所选用的套管规格限制了井下安全阀可选用的规格,将会影响测试、井下节流等技术的应用,需要研制适合涪陵页岩气井的较大通径井下安全控制管柱。     

一种新型免投捞周期性注水技术研制及应用

渤中25⁃1油田X井上返补孔后分两层注水,面临两大难题：首先是分层注入压力差达18 MPa,其次调换层位应用钢丝或连续油管作业周期长、费用高。为解决以上难题,应用一种新型免投捞周期性注水技术,采用地面液压控制调节井下注水层位和注水量的办法,配套防砂管柱和注水管柱优化设计,代替反复钢丝作业。问题得到解决,保障了大压差分层注水作业安全,并100％的节省钢丝调配作业时间及作业费用。     

水平井分段酸压管柱技术研究

针对建南气田水平井层段的非均质性差异和破裂压力高的特点,需要采取分段高压酸化压裂措施改造。设计水平井分段高压酸化压裂管柱,通过管柱受力分析,达到优化管柱设计,工艺可行,耐高压,易解封的目的,为水平井分段高压酸化压裂措施施工提供一种有效的管柱工艺技术。     

易喷易漏井试油完井一体化管柱工艺

易喷易漏井试油完井一体化管柱主要由井下安全阀、伸缩管、封隔器、循环滑套、开关滑套等主要工具组成,在井内因压力和温度变化会产生活塞效应、温度效应、鼓胀效应及螺旋弯曲效应。伸缩管的加入,补偿了管柱收缩量,将安全系数从1.3~1.5提升到1.5以上,让管柱整体安全系数达到了安全管柱标准(安全系数1.5)。应用表明,该技术能实现一趟管柱完成测试、改造、封堵、回采等作业,可解决以往碳酸盐岩储层试油完井作业需进行多次起下管柱、压井困难及二次污染等作业问题,同时节省了试油完井费用,缩短了施工周期,减少了井控风险。     

大通径压裂封隔器及管柱研究

大通径压裂管柱能明显减少管柱摩阻,降低施工泵压,以及提高压裂作业效能。根据江汉油田的油井生产状况和地层特点研制的大通径压裂封隔器及管柱,能很好地与井下Ф88．9mrn油管（内通径76mrn）相配套,无须球座封。     

江汉油田分层注水技术现状及改进方向

随着江汉油区进入中后期开发阶段,分层注水技术得到了广泛应用。常规偏心分层注水是目前应用最为普遍的注水技术,分层注水新工艺如桥式偏心分注、同心集成分注、恒流分注以及智能分注等也在江汉油田得到了应用。分层注水测调技术及配水器的改进应围绕解决投捞调配效率低、工作强度大、测调效果差、层段合格率低等问题进行。     

高压玻璃钢管漏失原因、处理方法及防治措施

玻璃钢管具有质量轻、承受压力高、耐腐蚀、不易结垢、施工简便、使用寿命长的优点。从2000年起,江汉油田将高压玻璃钢管线广泛应用于注水系统和污水处理系统,收到了良好的效果。在生产过程中,由于受外部损伤、施工质量、玻璃性能等因素的影响,漏失现象时有发生。针对这种情况,可采取切割造锥,利用钢制转换接头连接、管沟回填等措施进行解决,以规范施工工艺,保证质量和安全生产。