苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术

苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。     

青海油田带压作业技术的应用

带压作业技术是指在井筒有压力的情况下,通过带压作业装置进行起下管串作业,不降低地层压力的井下作业新工艺,是解决低压油(气)水井由于作业过程井漏造成产量恢复周期长的有效方法。带压作业技术解决了修井作业过程中由于压井工序带来的油层污染及产量下降问题;解决了注水井作业过程中,放喷影响注水实效,造成油藏泄压问题。它能有效保护地层压力,减少资源浪费,保护环境,降低生产成本,提高经济效益。     

SYD系列溶性暂堵剂在油田入井液中的应用

针对孤东油田油层厚度大，渗透率差异大，注采比高，低压层漏失，高压层所需压井液密度大，同井不同层之间压力差异大的问题开展了SYD系列溶性屏蔽暂堵技术研究，开发了可在原油和地层水中溶解的系列油层暂堵剂。经在孤东油田29口井上的试验表明，暂堵成功率达到100％，解决了孤东油田作业压井困难、污染地层的问题。     

不压井防喷带压作业装置在长庆油田的应用

长庆油田广泛应用注水工艺,注水井井下作业较频繁。在注水井检串作业之前,必须停注检串井及周围的注水井,然后放喷,待水井压力下降到0.5 MPa以下时才能进行检串作业。为了减少水井停注次数,避免放喷降低区块地层压力,减轻环境污染,引进了不压井防喷带压作业装置。现场应用情况表明,该装置可降低油水井维护费用,减轻对油气层的伤害及对地面的污染,延长油气层寿命,为油气藏评价提供准确数据。最后分析了不压井防喷带压作业装置存在的问题,指出了该装置今后的研究方向。     

作业入井液中暂堵剂的研究与应用

孤东油田的油层厚度大 ,渗透率差异大 ,注采比高 ,作业压井困难 ,低压层漏失严重 ,污染地层。高压层所需压井液密度大 ,致使同井不同层之间的压力差异变得更大。针对这一问题研究了一种新型油层暂堵剂SYD系列 ,经孤东油田 2 9口井的试验表明 ,暂堵成功率达到 1 0 0 %     

徐深气田深层气井储层保护技术

徐深气田深层气井进行作业时压井液漏失比较严重,施工周期长,作业后产能、压力都有明显下降,甚至无法正常生产,部分气井在压裂试气结束后压井更换生产完井管柱导致气井受到二次污染,大大影响了开发效果。从储层保护的角度出发,对机械暂堵、水平井不压井作业、屏蔽暂堵技术进行研究并应用,针对储层的特点引进了甲酸盐压井液体系,对3种压井液体系与储层的配伍性进行评价及优选。研究认为,在必须进行压井作业施工的情况下,应优先考虑应用储层暂堵工艺技术,推广固化水压井工艺,同时配合使用甲酸盐压井液,达到保护储层的目的。     

高含硫喷漏同存气井钻井与完井工艺技术研究

天东109高含硫天然气井喷漏同存，需要实施堵漏压井技术对气层漏失进行暂堵，但该井属高含硫大产量天然气井，既没有安全钻井液密度窗口，又不具备完井条件，情况复杂，为此研究了固井技术与完井工艺及应急预案，通过认真组织施工，并取得了成功经验。并指明了应用放喷泄压技术从安全的角度考虑应注意的主要问题：①对长裸眼层段存在多压力系统发生井漏与溢流，应分析各层段的地层压力与承压能力，确定漏失层与气层，为制定堵漏与压井施工方案提供科学依据；②在钻井施工中进行堵漏作业，应认真分析漏失层岩性特征、漏失原因与机理，针对性地选择堵漏材料与堵漏工艺；③对喷漏同存的井，应将堵漏与压井进行综合考虑和有机结合，保持井内动态液柱压力始终高于漏层压力，即气层发生井漏实施吊灌技术；④若漏失层为非产层，在不构成伤害油气层前提下，可选择堵漏固化后强度高的永久性堵漏材料；若漏层为产层，确需堵漏则选择能最大限度保护产层的暂堵材料；⑤高含硫气井喷漏同存复杂条件下，固井与完井工艺选择既要符合气田采气技术要求，又要有利于安全施工。     

低渗砂岩气田低压储层保护技术研究及应用

文23气田地层压力降至15 MPa,压力系数降至0.5,作业过程中大量液体漏失,气层污染严重,作业后返排困难,降低了气井措施效果.该文分析了低压低渗砂岩气层的伤害因素,围绕降低作业过程中的压井液漏失量,开展了泡沫压井液、凝胶暂堵、旋转抽砂泵、不压井作业等一系列工艺技术试验和应用,取得了一定效果,并针对应用中出现的新情况...     

国内利用冷冻暂堵技术更换光杆首获成功

<正>近日,风城油田重32井区传来喜讯,新疆油田工程技术公司首次利用冷冻暂堵技术成功为FHW106井更换光杆。FHW106井是风城SAGD开发项目的一口热采井。由于光杆磨损严重,需要立即更换。若按常规先压井再换光杆的方法,将直接破坏地层压力及油层温度,影响这口井生产。冷冻暂堵技术属于带压修井新技术,主要工作原     

“带压开孔+冷冻暂堵”技术在井控应急中的应用

冷冻暂堵技术成功应用于高压气井,缩短了作业时间,减少了对产层的伤害,且作业成本较低,在油气田修井施工中具有极大的推广应用价值;带压开孔是是一种安全、环保、经济、高效的在役管线维抢修技术。"冷冻暂堵+带压开孔"也可用于井控应急作业中的压力隔离、带压维修等作业,此文分析了A井、B井两口井的工况,A井取得了积极效果。"带压钻孔+冷冻暂堵"作业对于隔离压力、完成对冷冻点以上部分设备进行更换或维护是安全、有效、经济的,后续若有类似作业可以考虑借鉴使用。     

膨化水暂堵剂在海上油田修井中的应用

渤海某油田经过多年注水开发,储层压力高,层间压力差异大,修井作业往往需要较高密度的修井液来平衡地层压力.为减少修井液漏失,保护储层,一般会采取堵漏措施.该油田近年来引进了膨化水暂堵剂,室内研究表明,膨化水暂堵剂与该油田常用压井盐水配伍性较好,堵塞筛管及解堵效果良好.经油田现场实际应用,有较好的暂堵效果.     

用于CCUS油藏压井的环境响应型暂堵剂研制与应用

目前我国CCUS技术正在各油田大规模推广应用。由于CO₂对井筒腐蚀十分严重,修井工作量逐年增大,亟需研发压井暂堵剂,对井筒目标层段油气进行暂堵,以有效压井,保障顺利完成修井,修井后暂堵剂自动解堵,快速恢复生产。文中提出环境响应型暂堵剂的研究思路,暂堵剂由聚丙烯酰胺(HPAM)、有机铬交联剂A、活性交联剂B、GB-01破胶剂组成,在复合交联剂作用下快速成胶,并保持3 d左右的高强度和稳定性,实现有效暂堵压井。修井完成后,暂堵剂在微量破胶剂作用下迅速实现环境响应破胶(高温、高矿化度、高CO₂含量),2～5 d内完全解堵,从而快速恢复生产。该暂堵剂在吉林油田某井进行了现场试验,效果较好。环境响应型暂堵剂的研究思路具有可行性,也为我国CCUS油藏压井暂堵技术的现场应用提供了参考。     

冷冻暂堵技术在灌31井的应用

采用冷冻技术可以同时暂堵多层套管环空和油管内径,最大工作压力可以达到70MPa。采用该项技术在西南油气田川东北气矿灌31井进行冷冻暂堵带压换采气井口闸阀取得成功,为国内带压修井作业提供了又一项新的技术,填补了国内带压修井冷冻暂堵技术的空白。为老井、隐患井的整治增添了新的途径,特别是为高含硫化氢气井的修井提供了安全、可靠的技术保证。     

火烧驱油高压注气井修井作业实践

郑408-试1井由于长期注气，井下管柱腐蚀严重，堵塞了注气通道，导致注气速度达不到注气提速的要求，须进行换管作业。由于该井最高注气压力为23MPa，井底压力系数达到2．0，作业风险极大。在没有中外先例的情况下，通过优化压井泥浆设计、运用井口控制压力压井技术成功实施压井，并运用屏蔽暂堵技术，解决了地层的压井液漏失问题，在最短的时间内完成换管、冲砂作业，使该井恢复了注气。     

作业入井液中暂堵剂的研究与应用

孤东油田的油层厚度大,渗透率差异大,注采比高,作业压井困难,低压层漏失严重,污染地层。高压层所需压井液密度大,致命同井不同层之间的压力差异变得更大。针对这一问题研究了一种新型油层暂堵剂ＳＹＤ系列,经孤东油田２９口井的试验表明,暂堵成功率达到１００％。     

暂堵作业技术在高压水井应用可行性探讨

目前大庆某地区水井平均注入压力达11.34 MPa、关井降压时间超过70d,严重影响了该区块整体开发效果,特别是部分井溢出70℃高温水,存在较大的安全隐患.文章针对上述问题本问题出了高压暂堵作业技术,该技术利用暂堵剂成胶后对地层进行暂堵,正常作业完后破胶水化,破胶时间在60h以上,暂堵剂的低费用和高强度封堵,减少了带压作业费用和作业时间.     

井口隐患治理关键技术研究与应用

传统治理井口隐患的压井方式对储层伤害严重,机械封堵又受客观因素影响较大。冷冻暂堵技术不受管柱尺寸、背压阀结构等条件限制,可对冷冻暂堵桥塞反向试压,实现泄漏井口装置的带压更换,已逐步成为国内井口隐患治理作业的主流技术手段。然而冷冻暂堵技术在施工过程中,暂堵剂配方、冷冻时间等关键技术参数均由工程师经验决定,往往不能给出准确的参数取值,存在安全隐患。结合室内实验及现场施工,研究了影响冷冻暂堵作业能否顺利实施的关键技术,包括暂堵剂配方、暂堵剂注入量、冷冻温度及冷冻时间。结果表明,暂堵剂最佳配方为水、黏土、增黏剂的体积比为2∶1∶1;计算暂堵剂注入量需附加1.2~1.4的修正系数;?20 ℃为形成冷冻暂堵桥塞的临界温度;井口压力降至最小值后开始上升时的时间点为冷冻时间的临界点。研究成果现场应用效果良好,对于优化施工设计、降低作业成本及人员劳动强度具有重要意义。     

暂堵工艺在川东地区低压井修井作业中的应用

川东油气田每年修井多达３００余井次,其中近一半以上的措施作业井为低压油气井。这些气井压力系数多小于０．５（部分甚至在０．３以下）,且开采年限均较长,井深一般在４０００ｍ以上,地层压力系数低,修井过程中压井液漏失量严重,返排也较困难;同时由于天然气中含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２等有毒气体和少量的地层水,井下油管腐蚀情况严重,这样给低压气井试修作业带来了较大困难。针对川东气田低压老井常规修井和挖潜改造作业难度大、压井液漏失严重、易造成产层伤害,从而导致产能降低、复产困难等问题,引入暂堵压井工艺用于低压井措施作业。２０１１年重庆气矿应用暂堵体系成功进行了６井次施工作业,为有效地保护储层,减少对地层的伤害,提高川东地区老气田单井产量和气藏采收率做出了贡献。     

冷冻暂堵带压换阀技术及应用前景

为了安全地解决井口隐患,在川东沙罐坪气田罐31井首次采用四川油气灭火中心引进的最新技术--冷冻暂堵技术来实施暂堵带压换阀。该技术是将特殊的暂堵剂逐层注入各层套管环空和油管内部,冷冻后可同时将各环空和油管水眼暂堵,达到以不压井方式来更换井口1、2、3号闸阀的目的。此项技术在国内属首次成功应用,并且为保护油气层而需要进行带压整改井口又找到了一项新的技术途径。     

注水井不泄压修井作业工艺技术研究

低产、低渗油田注水开发过程中,注水井修井作业放喷降压会造成地层压力下降、水资源浪费、污染环境等问题.注水井不泄压修井作业技术解决了注水井注水层段调整、更换管柱及配件等一系列井下作业施工难题.该技术既实现注水井作业小修不泄压作业,又能进行大修解卡、打捞、套铣、磨铣、贴补等工艺,对注水开发油田提供了更好的技术支持.