139.7 mm套管井热采桥塞封堵工艺

采用 139.7 mm套管完井的中、浅薄层低品位复杂小断块稠油油藏,由于油水关系复杂,存在热采井生产见水早,含水上升快,边水突进迅猛的问题。研究开发了139.7 mm套管井热采桥塞封堵工艺,对2套堵水工艺管柱进行了介绍,并重点介绍了其中的关键工具——热采丢手接头和集丢手、坐卡、坐封、解封功能于一体的新型 139.7 mm套管井热采桥塞的结构、工作原理及技术特点。现场应用表明,该技术可以实现小尺寸套管稠油热采井的高温堵水作业,为低品位稠油油藏的经济有效开发提供了技术支撑。     

新庄稠油油藏隔热注采工艺技术及应用

针对中浅薄层低品位稠油油藏特点开发研究了隔热注采工艺技术。该技术采用139.7mm套管完井和普通油管环空气体隔热注采,解决了稠油蒸汽吞吐生产中光油管注汽时热损失大影响开发效果,注汽时固井水泥环易受到破坏造成管外窜等问题。首次在139.7mm套管井内成功实现多轮次不动管柱隔热、注汽、采油一体化作业,减少了作业工作量和作业占产时间,充分利用了蒸汽热能。目前该技术已在中浅薄层稠油油田全面推广应用,成为中浅层稠油开发的一项主导技术。     

河南稠油热采井φ139.7mm套管完井探讨

为节约稠油热采成本,从套管尺寸变化对钻井、固井的影响,完井、注汽工艺、举升工艺及采油工艺措施等多方面对套管尺寸的要求,分别对Φ139.7mm、Φ177.8mm套管井进行了计算对比分析,阐述了Φ139.7mm套管井生产的可行性。研究成果和现场应用表明Φ139.7mm套管完井可满足热采生产需要。     

热采稠油蒸驱用隔热管断裂分析

针对某油田热采蒸汽驱用隔热管连续发生管柱断裂事故，做了现场调查和试验分析，主要包括材料化学成分分析、显微断口观察、讷部透射同镜金相组织检查及管材机械测定。分析结果认为，隔热管断裂均发生在经过返修的内管和外管焊接部位，由于焊接不当，形成各种形式的初始裂纹，成为发生断裂的断裂源．另外，用普通碳同管制造的隔热管体（风管和外管）经过长时间在３００℃以上温度下工作，其显微组织汲力学性能已经退化，极易发生脆性     

一套井网分注合采采油工艺技术可行性研究

大庆外围油田部分地区存在着葡萄花和扶余油层的叠加含油区,这两类油层埋藏深度、地层压力、渗透率存在较大差异,储量丰度低,各自单独作为一套系开发经济效益不明显。但叠加起来储量丰度增加,合采具有明显的效益,若采用简单的合层开采工艺,油水井层间干扰大,影响开发效果,大庆油田经过近四年的试验、研究,形成了一套长跨距油层的分注、合采采油工艺技术,基本苦闷了层间跨距大、油层物性和产能差异较大的油层的合采工艺,提高了外围低渗透油的开发效果。     

江汉特稠油藏注采工艺技术

根据潭口稠油的物性，决定了它是特稠油藏，用常规方法无法进行开采，经论证采用蒸气吞吐热力开采，并报中国石油天然气总公司批准，开展江汉特稠油藏注采工艺技术研究。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

渤海稠油热采隔热管优选和注氮工艺优化

渤海油田热采井已进行多轮次蒸汽吞吐,优化井筒隔热技术已成为热采井注汽中关键的技术之一。目前渤海油田L油田A23井已进行了三轮次的蒸汽吞吐现场作业,其中第三轮次注汽管柱在第二轮次注汽基础上进行了优化改进,采用了4-1/2″气凝胶隔热油管注汽工艺,较A23井二轮次使用的高真空隔热油管,有效降低隔热油管每千米的热损失由14.24%降为10.21%;同时采用了环空井筒间歇注氮工艺,降低井筒环空热损,较上一轮次有效地降低了11.86%的总注氮量。通过使用气凝胶隔热油管及环空间歇注氮工艺,降低了注汽井筒热损失,有效地节约了海上热采井注汽成本。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术探讨

在执行海上油田稠油热采工作中,构建出一套相对完备的海上稠油热采井注采一体化技术体系,在很大程度上帮助实现海上油田稠油的大规模热采开发,具有较好的经济效益和社会效益.     

稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低,达不到方案设计要求,同时注汽管柱自身无长效测试功能。 为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能,开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。 通过模拟计算,明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素,研制了气凝胶隔热管＋隔热接箍组合管柱,提升了注汽效果;以高温光纤测试技术为基础,结合海上热采井特点和测试需求,优化设计了长效测试工艺。 现场试验表明,高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试,可满足海上热采井长效测试技术需求;通过高温监测数据进行拟合计算,应用高效注汽工艺后,井底干度可达 0.50 以上,注汽效果大幅提升。 配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。     

稠油热采井套损防治措施及计算理论

研究了稠油热采井套损机理,给出了管柱提拉预应力和下入套管热力补偿器两种套损防治措施计算理论。模拟计算表明:设置提拉预应力时,管柱需提拉的最小预应力和最小拉伸长度随管柱温度的升高而先升高后降低;下入套管热应力补偿器时,管柱需要的最小补偿伸长量随管柱温度和长度的增加而增加,但增加趋势变缓。该计算理论可用于指导热采井套损防治的方案设计和施工作业。     

隔热型注汽管柱优化设计

通过对注汽管柱的热损失分析、计算,设计完成新型隔热型注汽管柱,并通过计算注汽管柱的伸长量,优化设计了伸缩管的长度及封隔器的安装位置,使由注汽管柱伸缩造成的封隔器与套管壁之间的相对滑动摩擦运动给封隔器密封件造成的损害降低到最小,从而提高注汽管柱的隔热效果,减少热量损失,最终达到提高注入蒸汽到达井底的温度和干度、提高油井的油气比、降低采油成本的目的.     

大庆油田φ139.7 mm套管井深部取换套技术

取换套技术是目前最彻底的修井技术.系统介绍了套铣套管封隔器和管外扶正器技术、小通径套损井的套铣引入防丢鱼技术、新旧套管补接及固井技术、过油层取套保护油层技术、套具防卡技术等新技术.研究应用以上技术,大庆油田深部取换套成功率达到94%,取套深度达到1000 m,卡套铣钻具事故发生率降低到1%以下.通过介绍1口典型取套井的施工过程,说明了取换套技术在大庆油田的具体应用情况.     

克拉玛依油田三3区360井区克上组稠油油藏注蒸汽吴吐采油工艺研究

针对克拉玛依油田３区克上组注水砾岩稠油油藏的地质情况,进行数模拟综合研究,选择了注汽参数。在该区原注水开发工艺模式的基础上对其原井下的结构及井口工艺在蒸汽吞吐开采中的适应性进行了研究。     

稠油热采注汽管线高效保温材料及结构的研制及应用

本文针对稠油热采注蒸汽管线保温的特殊需求及存在的问题，研制带有发展方向的高效保温绝热材料超轻憎永微孔硅酸钙保温材料及低辐射传热结构，轻工程应用表明，保温效果良好，使用寿命长，综合经济效益高。     

?193.68mm套管井注采一体化工艺技术研究

提出了一种套管井注采一体化工艺技术。该工艺技术先通过?193.68mm套管进行完井,再通过注采一体化工艺进行油田开发;?193.68mm套管能降低钻完井成本,注采一体化工艺能降低油田开发中修井成本。注采一体化工艺由分采工艺和分注工艺组成,分采工艺可实现油井大排量分层开采和动态监测的需求;分注工艺可实现不同产层的分注需求。井下模拟试验结果表明,井下工具性能良好;工艺管柱起下顺利、无遇卡;分采工艺和分注工艺的转换顺畅。?193.68mm套管井注采一体化工艺扩展了现有分注和分采技术,实现油田开发的降本增效。