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为解决冀东油田高压油井作业前放压时间长,不压井不放喷无法实现小修检泵,以及超深井、高温高压井探边测试困难等问题,研制了高压油井免带压作业检泵管柱及配套工具。该管柱由JDY455高温高压封隔器、坐封丢手工具及液控开关阀等组成,JDY455高温高压封隔器封堵油套环空,坐封丢手工具实现封隔器的坐封及丢手,液控开关阀调控产油通道开关状态。现场应用结果表明:高压油井免带压作业检泵管柱结构简单,用井下小修作业设备完成油井的带压作业,实现了不压井检泵和洗井。该工艺现场应用4口井,最大井斜达29.3°,最高井口压力达11.7 MPa,最大压力系数1.39,单井缩短占井周期4~6 d,工艺成功率100%。高压油井免带压作业检泵技术有效节约了作业费用,保护了油层,具有良好的推广应用前景。 相似文献
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针对常规不压井工艺在聚合物驱油井作业时 ,存在作业成功率低、施工工序复杂以及对断杆作业井不能压井等问题 ,研制了高强度脱接堵塞器和泵塞活门等新型不压井工具。高强度脱接堵塞器具有脱接器和堵塞器的功能 ,常规作业不增加起下管柱次数 ;它可采用上提抽油杆柱的方式封隔油管通道 ,起到压井的作用 ,从而可避免杆式开关或活门压井中的扭簧失效问题。泵塞活门安装在泵筒与泵固定阀连接处 ,不影响其它配套技术的应用 ,可取代常规的泵上、泵下活门 (或开关 ) ;与油管锚定装置结合使用 ,可替代下丢手管柱加开关的工艺技术 ;在抽油杆断脱的情况下 ,能自动关闭油管通道 ,保证不压井打捞管柱作业 相似文献
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风城油田油藏埋深浅,SAGD先导试验开发前期操作压力高,压井时机判断难度大,经常发生压井时机不合理现象,导致压井效率低及延长作业周期。为了确定SAGD水平井合理压井时机,根据SAGD开采特点及机理,分析影响压井时机主要因素,结合前期水平井压井、修井数据分析计算,推导出一套适合风城双水平井SAGD合理压井时机预测方法。通过现场检验,表明该方法所预测的泄压时间合理、可靠,且方法简单,便于现场操作,适用于不同汽腔发育程度、操作压力等条件的SAGD井组,为SAGD水平井安全、高效修井作业提供重要保障。 相似文献
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沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层,泥质含量高,作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题,对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计,形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明,不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题,作业后储层零污染,无需等待完全泄压结束再下泵投产。 相似文献
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高压区块油井射孔后溢流冒喷,若动用压井液采取压井下泵措施,易造成储层伤害、影响产能; 若动用带压作业整套设备,采取带压下泵措施,会造成工序繁琐、占井时长、作业费用高的问题; 以及厚油层采取油管传输式射孔起枪后再下泵,造成作业周期长。设计了一种可以避免射孔后炮渣卡堵泵阀及管柱进液通道的“防炮渣卡堵可带压下泵”的集成采油管柱,并配套研发了通用型炮弹式泵下堵塞器、炮渣拦截器等工具,形成了“射孔防卡堵带压下泵联作一体化”技术。实现了将油井射孔和下泵两趟管柱合二为一,射孔后可不动管柱带压防喷转机抽联作施工。应用表明,该工艺平均缩短单井起下换管占井时间26 h,平均减少单井作业费用¥1.8万元。可为同类型油井射孔后下泵作业提供联作新模式。 相似文献
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保-平10水平分支井原采用有杆泵排采工艺,泵挂深度处在水平分支主井眼水平段,在生产中杆管偏磨问题较为突出,排采效率低,能耗高,经济效益差。该井前期生产中,杆管偏磨及煤粉堵塞等导致频繁检泵,检泵周期短,泵效低。经过反复论证,在上下行程换向、井口限压、煤粉自清洁、自携液举升4个方面进行创新设计。采用井口限压产生液力反馈驱动无杆泵下行程,避免水平井杆管偏磨; 推导出不同内层管自喷携液所需最小产气量,在后期产气量上升,产水量下降后实现向自产气携液举升的转换; 充分利用地层能量实现速度管携液自喷,降低能耗,降低生产运行成本,提高煤层气井生产的经济效益。 相似文献
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胜利油田蒸汽驱生产井产液温度高、H2S含量高、出砂、结垢,导致举升系统腐蚀、泵效低、卡泵等问题突出,针对这一现状,开展了蒸汽驱生产井高效举升配套技术研究。通过结构改进和参数的优化设计提高了抽油泵及井口密封装置的适应性,通过有限元模拟分析优化了抽油泵泵筒及柱塞间的密封间隙,运用高温高压试验优选了抽油泵阀副的材质,以适应高温条件下柱塞泵筒的密封需求。通过优化结构、优选密封盘根材质和耐高温防腐光杆,形成了耐高温防腐光杆密封技术。室内试验证明,研发的有杆泵举升配套工具在泵挂处温度200℃、井口温度170℃时仍能保持良好的性能;现场应用58井次,最长生产896 d且持续有效,检泵周期平均延长207 d,减少换盘根82次,泵效平均提高9.2%,单井平均日增油0.7 t。研究结果表明,蒸汽驱生产井高效举升配套技术能够有效解决蒸汽驱油井的腐蚀、卡泵等问题,提效增油效果明显,应用前景广阔。 相似文献
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不压井作业技术发展方向探讨 总被引:2,自引:0,他引:2
不压井作业技术是解决低压油井由于作业过程井漏造成产量恢复周期长的有效工艺。吐哈油田先前重点攻关解决了杆式泵抽油井不压井作业和自喷井转抽的不压井作业问题。针对管式泵不压井作业、气井不压井作业、水井带压不压井作业技术等问题,提出了针对低压油层的系列的不压井作业技术工艺思路和对策,阐述了吐哈油田不压井作业技术的存在问题和技术发展方向。 相似文献
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按照含聚浓度分级统计,当聚驱电泵井采出液不含聚时,其检测泵周期与水驱基本持平,为1576d;当采出液含聚达到50mg/L以上时,检泵周期便降至1000d左右;当含聚浓度超过500mg/L时,检泵周期便降至600d左右。聚驱电泵井采出液含聚浓度对其检泵周期有较大影响,随着含聚浓度升高,检泵周期逐步缩短。在水驱油井中,电泵井的生产运行状态是相对平稳的,单井排量效率平均稳定在105%左右,排量效率低于60%的井的比例只在10%以下。采井排量效率曲线说明,合采井的排 量效率在整个聚驱生产过程中变化不大。在聚驱不同生产阶段,应该根据电泵井排量效率的变化特点,运用不同的管理方法,采取相应的整治措施,以改善机组的运行状况。 相似文献
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随着胜利油田八区、七区中、六区东南部等区块相继进入聚合物驱开发,出现了窜聚井,抽油机井偏磨问题日益突出,造成检泵周期缩短,井下作业工作量及待作业井数增加,生产成本上升,严重影响了油田的正常生产。统计2004年胜利油田165口窜聚抽油机井中,当年发生偏磨64口,占窜聚井总数的38.8%,与窜聚前2003年对比偏磨井数增加55口,偏磨比例增加33.3个百分点;偏磨原因检泵井占总检泵井比例由2003年的3.2%上升到27.1%,成为检泵作业的最主要原因。为此,自2004年起开展了窜聚抽油机井杆管偏磨治理技术研究。 相似文献
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《钻采工艺》2017,(1)
煤层气井顺利投产需要前期合理有序的降压,文章依据产气时间、产气量、产水量以及储层压力、废气压力五个指标划分煤层气井生产阶段:排水降压至产气前阶段、气液两相流阶段、稳产气阶段和气井衰竭阶段;第一阶段以稳定降压为主,结合动态预测模型、考虑煤层气井产气滞后现象,确定每日降液面值,在排采工艺上井下管柱安装防砂筛管;第二阶段以控制排液速度为主,结合最小携带煤粉的排液速度,确定每日最小降液面,在排采工艺上采用高压软管通过油套环空向井下注入水稀释煤粉浓度;第三第四阶段以控制套压满足集输为主。通过现场试验分析得出,调整排采制度和工艺措施后,煤层气井产量提高,检泵周期延长,对于煤层气井开发具有一定的指导意义。 相似文献