固化水低伤害压井液体系在苏里格气田的试验及效果评价

苏里格气田为低孔、低渗、低压气藏,气井修井时采用常规压井液体系会出现压井液大量漏失,从而不同程度地伤害储层降低气井产能。针对此项技术难题,苏里格气田引进了一种新型压井液体系—固化水低伤害压井液体系。目前,在苏里格气田成功试验2井次,通过试验表明固化水低伤害压井液体系施工工艺简单,成本低,安全性高,无（低）渗漏,无污染,易反排,气井产能恢复能达到修井作业前正常生产的水平,可推广和应用。     

浅谈长庆气田不压井作业技术应用

长庆气田属低压、低产气藏,现许多生产井处于开采中后期,由于气层压力下降,产量降低,水量增加,气井携液能力变差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产。常规的修井作业,低产井改造极易给气层造成二次污染,而利用不压井作业既能有效的提高井筒的携液能力,又能避免气层的二次污染,具有节能、环保、减少储层伤害的效果。本文主要通过对长庆气田不压井作业的介绍,让大家了解了该项工艺的优势,同时看到了该项工艺在长庆气田区块应用的广阔前景。     

塔河油田高压气井压井技术探讨

塔河油田九区东油藏埋藏深,属高含硫化氢和二氧化碳的高压气井,压力敏感性强,在压井时不能用常规的压井方法进行压井作业,需要综合考虑压井液的类型、压井液密度、压井方法等,采用非常规压井方法的综合应用手段,可以有效解决高含硫压力敏感性地层的压井作业。     

氮气泡沫压井液冲砂工艺技术

中原油田随着气田的开发,气层压力逐渐降低,在修井过程中压并液漏失非常严重,甚至根本无法建立循环,压并液的漏失对气层的污染加重.为了降低压井液对气层的伤害,开发了氮气泡沫压井液技术,其密度可以在0.25～0.98g/cm,之间根据需要调整,现场施工工艺简便,该技术首次在部1～31井应用取得了成功,有效地降低了对低压油气层伤害.     

油气井可控不压井作业技术在吐哈油田研究与应用

目前吐哈油田低压井、漏失井较多,压井作业时压井液漏入储层造成污染,导致含水上升和产量下降,部分井停产的严重后果。压井后生产井恢复周期长(平均12天),造成资源浪费。利用井控设备与地面和井下工具配套形成的可控不压井作业技术,避免了压井液漏入储层伤害储层的问题,降低了修井成本,修井作业后不需排液,满足安全作业和保护储层的需求,实现节能省耗,为油田整体开发提供了技术保障,应用前景广泛。     

普光气田高含硫气井投产作业井控安全技术

普光气田天然气井高压、高产、高含硫,投产工程面临安全风险大、有毒有害气体泄漏等风险。气井投产作业过程应用气层酸溶性屏蔽暂堵、气窜速度录井监测、压井工艺优化等技术,使高含硫气井投产作业过程,井控始终处于一级井控状态,对类似普光高含硫气田安全顺利投产和环境保护具有重要意义。本文就普光气田投产作业实践,介绍高含硫气井作业过程的井控安全技术。     

不压井起下管柱作业技术推广应用前景分析探讨

在油田生产过程中,几乎所有的油层在从勘探到开发及后期的维护过程中都会受到不同程度的损害.在中国现有的油气层保护技术中,大都从优化压井液或井筒液方面来尽量减少对油气层的损害,还没有一种技术完全实现真正意义上的油气层保护.但不压井作业技术的引进,为实现真正意义上的油气层保护提供了可能.     

修井作业中保护储层的低伤害压井液

为减少新疆莫北气田在修井作业过程中常规压井液对储层的损害,因此通过敏感性评价、抑制剂优选、降滤失剂优选等室内实验研制出了适合修井作业的低伤害压井液配方。该低伤害压井液具有无固相、低滤失、抑制性强及高矿化度等特性,并在新疆莫北气田莫003井、莫2104井的修井作业中得到了成功应用,具有优良的储层保护效果,值得进一步推广应用。     

高强度弹性凝胶暂堵剂在低压气井W23-4井中的应用

随着W23气田的多年开采,储层能量不断降低,大部分产层压力系数已下降至0.3以下,在对该区块低压气井进行修井、作业等工序中发生压井液漏失,无法满足正常修井作业对压井液的要求,为了减少低压气井严重漏失以及保护油气层,研究设计了一种高强度弹性凝胶暂堵技术,并在多口低压气井中成功应用,暂堵成功率100%,节约了施工周期,保证了井筒处理顺利。     

苏48井区排水采气工艺探讨

地层出水及各类井下作业均有可能造成气井井筒积液,对气层产生了严重的污染和伤害。导致部分气井间歇生产,严重制约了气井的产能发挥。因此,快速有效地排液生产就成为了保障这部分气井持续、高效生产的关键。通过对目前苏48区块积液井现状进行分析总结,归纳对比了目前试验的各种积液井排水采气工艺效果。     

苏48井区排水采气工艺探讨

地层出水及各类井下作业均有可能造成气井井筒积液,对气层产生了严重的污染和伤害.导致部分气井间歇生产,严重制约了气井的产能发挥.因此,快速有效地排液生产就成为了保障这部分气井持续、高效生产的关键.通过对目前苏48区块积液井现状进行分析总结,归纳对比了目前试验的各种积液井排水采气工艺效果.     

气井井底积液特征分析

在气井生产过程中,通常会形成井底积液,如果井底积液未能及时发现,液体会在井筒或近井地带积聚,可能会对气井或气藏造成伤害.本文研究了井底积液的典型特征,有助于及时发现井底积液,从而避免产量损失以及对气藏造成的伤害.     

不同复杂井况条件下压井方式探讨

对于不同井侵类型、井型的油井,压井期间井口压力变化有所不同,本文针对气大井及水平井压井过程压力变化情况进行了探讨,指导上述两种较复杂井况压井方式及压井液的选择,做到合理压井,减少地层伤害。     

大庆油田二氧化碳驱压井技术研究

针对CO2试验区常规无机盐压井液高腐蚀、固相压井液储层伤害大的问题,研发出高密度、抗气侵、无固相、环境友好型压井液体系,最高密度2.0g/cm3,腐蚀速率小于0.076mm/a(在80℃、CO2分压5MPa下),抗气侵附加压力小于0.4MPa。该体系可回收再利用,作业过程中不影响储层产能。     

应用标准化提升气井带压作业安全性

气井带压作业技术可避免常规压井作业造成的储层伤害,具有保护油气层、提速提效、降低作业成本等突出优势,但因其带压施工且气体具有易燃易爆的特性,导致带压作业施工风险极高,如何采取有效的措施保证气井带压作业安全性是国内外同行高度关注的问题,标准化的推广、应用及执行是保证带压作业安全性的重要手段。本文从技术标准化与现场标准化出发,将标准化落实到带压作业安全管控中并进行应用,为气井带压作业技术推广应用奠定了良好的基础。     

稠油油井作业压井工艺技术研究

针对稠油井的高粘度、高油气比等特点,在作业施工中,我们采取的压井方式与其他井作业有所区别,本文通过对稠油井作业压井工艺进行总结分析,对稠油井作业压井的工艺进行研究,分析选择压井方式应考虑的主要因素以及压井液用量的计算方法,真正应用到实际生产实践,使得作业效率得到很大提高,同时,保证了作业井及时开井恢复生产。     

涩北气田压井液工艺研究

涩北气田随着开发的深入,出水、出砂加剧,地层压力下降,部分产层亏空,修井作业压井液的漏失严重。通过历年陆续在涩北气田开展固化水类、暂堵类、泡沫类等3类体系压井液的试验工作,不断优化改进,形成低伤害无固相压井液,同时又引进并试验采油用冲砂暂堵剂压井液。结合两种主体压井液体系性能参数,针对不同气井压力系数、水侵程度、地层水矿化度,建立压井液优选方案。研究表明：低伤害无固相压井液随着黄原胶质量配比的增加,压井液的黏度逐渐上升,为方便现场使用,黏度须小于200s,黄原胶集增黏、悬浮性能于一体,达到增加压井液黏度、降低流动性、提高携砂能力的目的,从而减小压井液的漏失。冲砂暂堵剂压井液抗盐性差,遇盐水易破胶,因此仅能用淡水作为基液,不适用于压力系数高的盐水基液井。涩北气田储层保护工艺的研究进一步丰富涩北气田压井液工艺技术系列,为涩北气田低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。     

浅谈靖边南气田气井排液技术

长庆气田储层属于"三低"储层,因压裂酸化等改造措施进入地层及井筒的液体,返排非常困难,长期滞留不仅对储层造成伤害,而且直接影响试气速度和资料的准确录取。对于致密地层的气井,由于气藏的渗透率较低,流通性差,导致天然气的生产速度较低;另外,大量气井在生产过程中因种种因素导致地层堵塞,造成气井产量下降,对于低压气井,返排压井液就成为问题。     

降低压井液漏失率暂堵方法及应用

为减少压井液用量,采用二阶段压井和暂堵剂对气层进行暂堵方法。应用结果表明,该方法能够满足大庆油田深层压裂后压井的需要,可在大庆油田深层天然气勘探开发中推广应用。     

苏里格气田储层解水锁复产技术应用研究

苏里格气田开发中后期气井地层能量不断下降,部分老井存在井底积液引起近井储层水锁伤害,气井产量大幅下降,严重影响气田高效开发。通过分析储层孔隙水产出、水锁伤害机理,结合致密砂岩气藏储集特征,明确气井在生产过程中出现水锁伤害特征及气井动态响应特征,选取研究区块4口低产低效井开展储层解水锁工艺技术应用,现场应用表明,4口试验井实施解水锁工艺后单井日均增产气量5 573方、累计增产气量91万方,增产效果明显。