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为监测大斜度井的生产情况,原应用的爬行器生产测试工艺对测试仪器的输送动力相对较小、对井筒技术条件要求较高、施工风险较大;连续油管生产测试工艺施工简单、对井筒条件要求较低,但使用的堵塞器仅国外公司拥有,其配套的密封筒和连续油管尺寸以及堵塞器功能实现方式均不适合国内油田。为完善国内连续油管生产测试工艺,研制了适用于国内油田密封筒尺寸的生产测试用堵塞器。现场试验表明:该堵塞器可为外径31.75mm的连续油管配套,采用依次上提的方式,成功实现与连续油管的脱离和锚定机构的解锁,解决了小直径连续油管无法有效传递下压力的问题。该堵塞器配套的密封筒内径为61.0mm和58.75mm,满足国内连续油管生产测试工艺要求。 相似文献
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为了解决渤海油田常规分层注水中单井测调占用平台时间长、测调效率低,以及水平井和大斜度井适应性差等问题,研究了分层注水井电缆永置智能测调技术。将温度、压力、流量等测试单元集成于智能测调工作筒中,以电缆为传输电能和数据的介质,实现地面控制多口井、多层水嘴的连续开关,实时监测井下数据,形成了一套适用于海上油田的智能测调技术。38口井的应用实践表明,采用分层注水井电缆永置智能测调技术可大幅提高测调效率,缩短作业时间和减小作业空间,解决海上大斜度井、水平井测调难题。研究认为,该技术可为渤海油田经济、高效开发提供支持。 相似文献
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气井出水影响气井的正常生产,堵水是治理出水问题的有效方法。对出水层位不明确的井,准确找到出水层位才能提高堵水成功率。而对于大斜度多层合采井或者水平井,常规电缆/钢丝测试找水的方法存在一定困难。该文介绍的方法可解决大斜度多层合采井电缆测试找水存在局限性的问题。主要是利用连续油管技术,配合暂堵体系封堵不同生产层位,同时结合地面生产数据的变化,以此判断出水层位。优选堵剂体系后,利用连续油管实施定点封堵,达到精确堵水的目的。室内实验和现场应用情况表明,该技术对大斜度井及水平井找水、堵水施工有一定借鉴意义。 相似文献
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为了满足海上水平井和大斜度井分层开采控制需求,实现远程智能分采和不动管柱分层调配、酸化、测试测压等目的,通过多级智能流量控制阀、多孔穿越过电缆封隔器、可穿越式定位密封、可穿越式隔离密封、多线缆保护器及地面控制系统等关键工具研发或优化,创新形成了液控智能分采工艺管柱和技术。该技术通过地面控制系统远程控制N+1根液控管线,实现井下N个生产层位的生产调节和控制,适用于垂深4 000 m、分层数6层以内的油井分采控制,满足水平井、大斜度井和深井不动管柱调配需求。渤海C油田C19井的现场应用结果表明,该技术解决了C19井3个开发层位之间流体性质差异大、层间矛盾突出等问题,投产产量达到配产要求。该技术实现了水平井和大斜度井的分层开采与控制,为渤海油田剩余油挖潜提供了更多的技术手段。 相似文献
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针对目前海上单管测调注水存在封隔器分层可靠性较低、测调遇卡遇阻以及反洗通道较小造成反洗井困难等问题,开发了适合海上油田的长效精细分注技术。该技术采用小直径双活塞液控压缩封隔器,实现了室内动态补压和直观控制;研制了电控智能配水器,通过外置电缆实现供电以及水量的准确控制,借助井口流量计实现各层流量调节;配套的清砂解堵反洗装置能够及时彻底清除油管底部油泥和沉砂。该技术不受井斜影响,分注层数不受限制,单层流量测试精度1. 5%以内,现场15井次的应用中,施工一次性成功率100%,层段合格率95%。现场应用结果表明,长效精细分注技术可较好地满足海上油田大斜度井和大压差分注井的精细分注需求,具有较高的推广应用价值。 相似文献
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《石油机械》2020,(8):43-49
为解决渤海油田大斜度注水井无法分注测调的问题,研发了注水井高效测调一体化技术,实现了注水管柱分层注水与测试、调配功能的集成一体化,分层注水测试与调配无需额外的钢丝电缆投捞作业,且不受井斜的影响,彻底解决了大斜度井和水平井分层注水测试与调配的难题。该技术中的主要设备包括井下分注自动测调配水器、钢管电缆和地面测调控制器,它们共同构成一个分层注水集散式测调系统。分注测试调配时,仅需地面测调控制器向井下各自动测调配水器发送控制指令,即可实时监测分层注水动态、快速调整分层注水量。该技术目前已在渤海油田成功实施82口井,最大井斜87.62°,实现了大斜度井和水平井的分层注水高效测调一体化。注水井高效测调一体化技术的开发成功为井下注水安全和油藏注水动态监测提供了技术支持。 相似文献
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水平井测井是对水平井实施动态监测、储层评价及套损检测的重要手段,是水平井持续高效开发的一项主要工作。为了解决水平井测井时仪器输送难的问题,开发了以连续油管为工具的测井输送技术。技术的关键是将测试电缆穿入连续油管内,测井时将测试仪与连续油管末端内的电缆相连后接于连续油管上,连续油管将测试仪输送至水平井待测试井段的底端,以一定的测速上提连续油管完成不同井况水平井的测井。利用该工艺及配套技术,完成了江苏油田3 500 m连续油管的内穿电缆及H88P3井的PNN测井找水,完成了涪陵页岩气田5 000 m连续油管内的内穿电缆及JY9HF井的井下成像测井找漏。 相似文献
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为了使连续油管作业技术在我国油田得到更广泛的推广应用,借助中石油集团重大推广专项连续管新技术推广平台,青海油田充分利用连续油管作业设备,开展了钻井、完井、采油、修井等27个作业技术领域的试验应用,积极发挥了连续管作业周期短、事故率低、地层伤害小和重入性好等优势,取得了显著的综合经济效益。在应用的基础上,总结了连续管作业技术在青海油田的使用经验,重点包括:推广应用中坚持企业文化引导观念转变、立足油田需求持续技术创新、促进规模应用、借助专项平台转变发展方式;建立高水平的专业化技术服务队伍,形成了低压气井连续管氮气泡沫冲砂作业、连续管通洗井一体化作业、连续管注水井除垢等特色工艺,实现高原井下作业由低端劳务型向现代井下作业技术服务模式的转变。最后,对青海油田连续管技术的应用进行了展望,指出下一步应继续拓展连续管在投产维护、大修、压裂酸化等方面的应用。 相似文献
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重庆相国寺地下储气库的注采井以大斜度井和水平井为主,完井管柱复杂且单井注采气量大,常规的测试工具、仪器和工艺都无法满足气井注采能力测试的需要,亟需研发与之相适应的测试技术。为此,通过工具配套、仪器改进、工艺优化,形成了适用于该储气库大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术,在现场成功进行了10口井12井次的注采能力测试,并对测试结果进行了对比分析。研究结果表明:①所形成的技术能够满足大注采气量水平井注采能力测试的要求,测试获得的气井最大注气量为260×10~4 m~3/d,最大采气量为225×10~4 m~3/d;②同一口井的注采能力存在着差异,因而有必要针对每口井在不同注采周期进行注采能力的测试与评价;③大注气量情况下,近井地带呈现高速非达西渗流状态,对注采安全有可能形成威胁,周期注气后近井地带储层温度降低将影响库容大小。结论认为,所形成的连续油管测试技术录取的数据真实可靠,为储气库注采井的注采能力评价、单井注采计划安排和库容盘点等提供了技术支撑。 相似文献
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为有效补充地层能量、大幅提高采收率,保持油田高效开发和持续稳产,国内外油田陆续开展了气驱试验。气驱技术在保持油田高效开发和持续稳产的同时,也延长了油田生命周期,但井筒完整性是制约气驱技术发展的关键因素之一。通过分析气驱井油套管失效情况,从全生命周期角度,提出了保证井筒完整性措施以及气驱工艺下油套管选材思路,并指出在注气井或采出井采用耐蚀合金连续油管和非金属连续油管,可兼顾防腐和气密封功能,将是气驱工艺的发展方向。 相似文献
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在大牛地气田致密气藏开发中,常规水平井预置管柱分段压裂为其主体技术,但该技术存在分级滑套逐级缩径、不能全部返出的分级球滞留井底的问题,不利于压后排水采气、地层测试及后期措施改造等作业。预置管柱与连续油管带底封压裂相结合的完井压裂工艺可以达到全通径的工程技术要求,通过压裂材料优选和压裂施工参数优化,在A井进行了现场试验,压后获得无阻流量6.07×104m3/d。同邻井应用效果对比来看,采用预置管柱完井与连续油管带底封分段压裂工艺施工效果明显好于固井完井压裂效果,与采用常规预置管柱裸眼封隔器压裂工艺效果持平,可进一步推广应用。 相似文献
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多级封隔器分段酸压技术在和田河气田得到成功的推广和应用。但该工艺分段数受到一定的限制,同时完井管串不能满足后期分层产能测试评价等要求。针对水平井多级封隔器分段酸压工艺局限性,首次引入连续油管拖动喷射酸压工艺并在现场应用,采用66.7mm连续油管和8孔×5.5mm喷嘴组合,最多分段数达到16段,工艺成功率100%,提高效率和安全性,增产效果显著。连续油管拖动喷射酸压工艺在和田河气田的成功应用,为气田水平井增产改造提供了有力的技术支撑。 相似文献
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针对磨溪气田水平井段长度大、有效储层分散及非均质的特点,提出了水平井连续油管拖动解堵及大型空井酸化工艺技术,即先将连续油管下到水平段末端,根据水平井段储层分布规律,在连续油管注酸的同时按设计的速度提升连续油管,直到酸液覆盖整个水平储层段。采用这种方法,可以让每个射孔段都能接触到地面原始浓度的鲜酸,解决了由于水平井段长,部分射孔段难以接触到鲜酸的难题。此外,还可以将水平井段中的压井液替出井底和进行酸后液氮排液,提高了残酸的返排效率,减少了增产作业中的二次损害。大型空井酸化对连续油管酸化后的井进行彻底解堵和改造。该工艺技术在M75—H、M38H及M50井实施了水平井连续油管酸化工艺试验。3口先导试验水平井累计增加井口产能37.86×104m3/d,是该地区同类直井平均产量的4~7倍,获得了显著的增产效果和经济效益。 相似文献