气井带压作业技术研究与应用

针对气井带压作业技术在油管内堵塞、起下大直径管串、尾管悬挂等带压作业难题,并采用S-9带压作业装置,对配套工具进行研发,施工流程进行优化,在长庆气田成功进行了4口井的气井带压作业试验,为下一步开展气井带压作业奠定了良好的基础。     

苏里格气田气井数字一体化管理技术

为更有效地管理好苏里格气田的产水气井和间歇生产气井,分析了现有数字化管理技术存在的高压气井无法远程控制开井及自动加药排水采气无法等效于人工作业等问题,阐述了气井数字一体化管理技术及应用情况,即以高压气井远程控制开井技术为基础建立的气井远程控制开井、自动加药、远程自动间歇等一体化远程操作技术.该公司通过建立气井生产自诊断分析系统,对气井生产动态进行智能分析和诊断,实现对气井生产动态特征的智能化“体检”和“医治”,在集成气井生产状况诊断数据库后建立气井生产综合管理系统,最终将技术人员从繁杂的人工气井分析管理工作中解放出来.     

不压井修井作业技术在苏东气田的应用评价

针对苏东气田地质"三低"特征,过去采用压井作业技术治理隐患井,压井液对储层伤害较大,造成气井减产或停产,因此,寻找一种更安全可靠的技术势在必行。不压井(带压)做业技术首次在苏东气田试验,3口井的顺利完成证明该技术可在苏东气田推广。     

天然气压缩机气举工艺在苏里格气田的应用

针对苏里格气田部分气井井底积液严重导致无法正常生产的现状,研发了排量达6×10~4m~3/d的车载式天然气压缩机,设计了全封闭式的增压气举工艺流程。现场应用表明:该设备操作方便、安全环保、施工费用低;有效实现了7口水淹井复产,为低压低产气井提高采收率探索了一条新途径。     

气井带压作业关键技术与展望

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术,可避免常规压井作业造成的储层伤害,具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题,通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究,研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具,建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈,形成了气井带压作业关键技术,在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次,极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率,增产效果明显。研究认为,形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。     

带压作业井筒双向封堵技术研究

针对海上油田带压作业井筒尺寸大、需要封堵力大、部分措施作业存在双向封堵需求,而常规陆地可溶桥塞封堵尺寸小,且仅能单向封堵的问题,进行海上油田带压作业井筒双向封堵技术研究。通过开展双向封堵结构创新设计、可溶材料优选及模拟计算分析,形成了7″可溶性双向封堵桥塞。室内封堵试验验证结果表明：带压作业井筒双向封堵技术可实现7″井筒70 MPa高压封堵,满足7″带压作业井筒双向封堵需求,能够为带压作业技术开发提供有效的技术支撑。     

带压作业修井装置的研制

介绍了国内外带压作业装置的技术现状，叙述了国内自主开发的带压作业修井装置的基本设计原理、部件设计、操作规程和目前涉及到的主要力学问题，为我国带压作业装置的研究和设计提供借鉴。     

气井大修作业理论探讨与技术实践

吉林油田气井在大修以前因生产时间较长，井下管柱腐蚀比较严重。在借鉴其它油田气井大修经验基础上，将井控工艺技术与大修工艺技术科学地结合在一起，通过实践作业，成功实施气井大修作业8口，为以后气井大修积累了丰富的技术经验，在本探区有一定的推广意义。     

带压作业技术研究与应用

带压作业技术是在不压井、不泄压的状态下起下油管和油杆的井下作业技术,主要包括管柱内堵塞技术、油套管环形空间密封技术、管柱加力控制技术和系列配套技术。介绍了带压作业装置的结构、性能特点及带压作业堵井工艺。阐述了带压作业技术在扶余、新民和新木等采油厂956口油水井的应用情况,结果表明,截至目前应用带压作业技术少放水200万m3,节约注水成本2 000多万元,多产油20万t,产值超过6亿元。最后指出带压作业技术可保护油气藏、维持地层能量、减轻对地面的污染。     

带压作业过油管电缆桥塞工艺探讨与应用

带压打油管电缆桥塞技术是长庆井下技术作业公司推广的不压井作业的重要支撑技术,本文对公司引进的四机赛瓦公司(SJS LIMITED)生产的1-11/16"多级电缆压力坐封工具及美普(MAP)WBM桥塞工具的原理及结构进行介绍,并对桥塞投放动力火药理论药量、工程修正药量、产品批次药量进行综合考虑,结合现场施工数据,最后计算出准确的动力火药药量。     

油水井管杆一体化带压作业机的研发与应用

根据油气田带压作业对施工过程高效、节能环保和可靠性等需求的逐步提升,研发了一套高集成度的油水井管杆一体化带压作业机。该带压作业机分为基础模块和功能模块两部分,修井过程中,只需在基础模块上更换3～5个功能零件,即可实现抽油杆带压作业功能和油管带压作业功能的双向切换。此外,对作业机的井口结构形式、防喷系统、夹持系统和油路系统等进行了结构改进,使得抽油杆带压作业机和油管带压作业机实现了有机融合,避免了在油井检泵过程中频繁带压调换井口所带来的安全风险,降低了设备成本。该作业机已在江苏油田应用15井次,单井次的施工总时间缩短了6 h以上,缩短占井周期1 d,综合时效提高了40%以上,指标完成率达到100%,单井次的施工总成本降低了27.5%。作业机可同时满足21 MPa以内水井和14 MPa以内油井的带压作业需求,在油田环保作业和修井领域具有较高的推广应用价值。     

苏里格气田老井侧钻水平井开发技术与应用

为提高老井侧钻的有效储集层钻遇率,以苏里格气田苏中某区块为例,结合气田地质特征及开发现状,从优化部署和地质导向2方面总结了老井侧钻水平井配套关键地质技术,以此为基础;再从钻探效果、生产指标、效益评价等方面,研究老井侧钻水平井开发效果,综合分析各因素对侧钻井实施效果的影响。研究结果表明：心滩坝边部、辫状河道及主河道砂带内的心滩坝中部和底部为剩余气富集区;基于经济评价建立了侧钻井井位优选标准,即纵向上可动用有效厚度下限为4 m,平面上剩余储量的丰度下限为0.42×10⁸ m³/km²;利用三维地质模型、地层倾角评价、导眼井信息及随钻数据,多手段协作形成侧钻水平井地质导向技术,并总结了3种水平段导向模式。研究区内23口侧钻水平井有效储集层平均钻遇率为59.7%,平均初期日产气量为2.9×10⁴ m³,累计增产3.13×10⁸ m³。     

苏里格气田水平井段内精细分簇压裂技术研究与应用

暂堵压裂作为一项实现封堵老缝、造新缝、增大泄流面积的关键技术,已成为长庆油田老井稳产、新井提产的主体技术,具有效率高、成本低、见效快等技术优势。借鉴油井直井、定向井暂堵转向压裂的技术优势,结合长庆苏里格气田水平井固井完井桥塞分段压裂工艺技术特点,开发一种满足长庆苏里格气田储层特点及工艺需求的自降解暂堵剂,形成水平井段内无工具精细分簇改造技术。通过对段内已改造簇的人工裂缝及缝口进行封堵,使井筒升压,开启新簇裂缝,且在新簇的改造过程中,暂堵材料必须保证足够的强度对已改造簇持续封堵,待单段改造结束后暂堵材料开始自降解,提高了簇的开启和改造程度,实现簇间暂堵无工具精细化改造的目的。该技术现场试验效果显著,测试无阻流量是常规直井、定向井的９倍左右,是水平井平均无阻流量的 ２倍以上,单井产量明显提高。     

苏里格气田试气地面流程改进历程及应用

选择苏里格气田苏14区块为研究对象,对该区块试气地面流程改进的三个阶段以及各阶段的优缺点进行了论述。实践认为,目前各区块使用第三阶段设计的T型油嘴套精简阶段地面流程,选择KQ65/70带针阀的六阀井口,通过井口针阀、地面针阀、油嘴套实现三级节流控制。该阶段流程组装容易,安装精简,配合相应措施,可降低成本,适合在苏里格气田同等压力环境下推广应用。     

热采井不压井作业技术研究及应用

为了解决稠油油藏采用注蒸汽开采方式存在的不足,在常规油水井不压井作业技术的基础上,研究开发了热采井不压井作业工艺技术。该技术主要由热采井不压井作业设备、井下封控技术和循环降温配套技术组成,通过封控技术实现井内注汽、循环降温和油层保护功能,减轻循环洗井冷却降温对地层造成的伤害;地面通过热采井不压井作业设备控制隔热管起下,提高施工的安全性。5口井的现场试验结果表明,采用该技术平均缩短注汽焖井转抽时间10 d,减少注汽损失10%,最大限度地保护了油气层。     

苏里格气田压裂气井产能影响因素分析

针对苏里格气田生产井压裂后,影响气井的产能因素,研究了测试时间、测试回压和储层渗透率非均质对气井产能的影响。结果表明,要想获得可靠的气井绝对无阻流量,必须保证足够长的测试时间;随着测试回压的降低,计算所产生的误差减小;井外圈半径越大,无阻流量越小,对产能影响程度越大;当井外圈半径一定时,变差程度越大,无阻流量越低,对产能影响越严重。这类问题的解决具有实际意义,能够直接指导油田生产。     

四川不压井起下井内管串工艺技术的研究与应用

近年来随着欠平衡钻井技术的广泛应用和老井不断挖潜、开发，不压井起下钻作业的应用也越来越广泛。为此，通过认真分析总结过去的经验，并调研了国外的技术水平和发展趋势，开展了不压井起下井内管串工艺技术的研究，在23口井进行了成功试验与应用。介绍了不压井起下井内管串工艺技术原理、井口密封问题、工艺技术措施、不压井起下井内管串作业的适用条件及应用情况等。     

苏里格低渗气井合理分类与配产研究

苏里格气田是一个地质条件非常复杂的低压、低渗透、低丰度岩性气藏,单井产量低,地层压力下降快。为延长低渗气井的稳产时间,提高累计采出量和最终采收率,需要对气井进行分类管理、配产。原有的储层静态物性和气井无阻流量分类法只考虑了气井产能的一个方面,生产过程中发现多口井与其同类井的生产特征不一致,需要重新划分井型。把地层系数、试气无阻流量等参数,采用模糊数学方法处理成一个综合分类因子,既考虑静态资料又考虑动态特征,对井区各井进行了重新分类并根据分类给出了各类井配产图。生产实践表明,综合分类法能够准确地根据产能对气井进行分类,对应的配产图有利于苏里格低渗气井的配产和管理。     

苏里格气田直井细分层压裂工艺管柱研究

苏里格地区老井数量多,需要进行储层改造。采用的直井压裂工艺管柱存在压裂段数少、性能不稳定等问题。对原有的K344型压裂工艺管柱进行改进;设计了Y241型压裂工艺管柱;研制了Y342型压裂工艺管柱。现场应用表明:前2种管柱可分5层压裂,Y342型压裂工艺管柱可分12层压裂,促进老井增产。     

几种静校正方法在苏里格气田的应用

苏里格气田地表条件复杂,北部为沙漠、草原区,南部为黄土塬地貌,沟壑纵横、梁峁交错。如何解决不同地表类型的静校正问题是地震资料处理的关键。探讨和分析了折射波静校正、走时层析反演静校正和初至波线性拟合静校正等方法在该气田多个工区的应用效果。结果表明,折射波静校正方法对于具有稳定折射层的地区,应用效果较好;走时层析反演静校正是一种非线性反演近地表速度模型的方法,可以有效地解决复杂地区的静校正问题;初至波线性拟合静校正是一种剩余静校正方法,可以进一步解决残余的静校正。因此,解决苏里格气田复杂地表的静校正问题必须根据实际地表地质条件,采用组合静校正,实现多种静校正方法的优势互补和有机组合。