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卢华鑫 《中国石油和化工标准与质量》2012,33(Z1):163
本文主要对埕东油田近几年应用的堵水工艺进行总结。其中层间堵水主要推广应用了填砂注灰、机械卡封、打悬空灰帽、打桥塞等四种工艺,并对这四种工艺(特别是对2011年新引进的可插入桥塞挤水泥封堵工艺和电缆水泥塞封层新工艺)的工艺特点和实施情况做一介绍;层内堵水主要介绍了2011年研究推广的氮气泡沫压底水工艺、地下合成层内选择性堵水工艺、打隔板技术三种封堵边底水工艺试验的情况。最后对2012年封堵水技术进行展望,指出封堵边底水是今后堵水的主攻方向。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2018,(22)
在陕xx井的打捞桥塞作业中,针对桥塞的结构特点,通过打捞套铣修井工艺,采用了斜尖冲砂、打钢丝铅印、油管铅模、桥塞打捞筒、套铣等多种修井工具和工艺技术。顺利地处理7"可捞式油管桥塞,使封堵气层段的天然气成功开采出来,达到修井目的。该井的施工方案为以后老井改造大修作业提供较高的参考价值。 相似文献
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王金东 《中国石油和化工标准与质量》2013,(5):164
南苏丹3/7区从初期勘探逐步转向勘探开放共同进行时期,并且分布于Palouge地区附近的1300m的浅油区是重点开采区域。经过几年的开采,该油区开发井陆续出现原油层段大量产水,影响了原油产量。因此甲方从经济利益考虑,对此类开发井采用在水层上3-5m下承钻器分隔产水层,并利用挤水泥作业,达到封堵水层,保护其余产油层,达到稳产目的;而另一类勘探井在电测解释时井下通常存在一或多层可能含水层(或者可能为油层),射孔后如确认为水层则也需要进行挤水泥封堵水层的作业; 相似文献
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《化工设计通讯》2017,(10)
文留油田进入开发后期,由于断层多,油层埋藏深,同时具有高温(80-130℃)、高压、高矿化度(15×10~4~35×10~4mg/L)的地质特点,导致油水井套管腐蚀、损坏严重,造成大量油水井报废封井。今年以来,对全厂报废井进行了现场调查,根据调查我厂目前共有长期报废井48口,经与地质结合,急需下步封井治理的井有26口。以前一般都采取井口安装套管帽、注灰打灰塞封井,由于受长期周围注水井注水影响,油层压力越来越高,灰塞失效导致井口油水冒出,不但造成环境污染,而且影响了邻井的有效注水。因此,必须优化报废处理工艺,采取挤堵封井工艺,实现对油层射孔段的永久性封堵。 相似文献
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LH-1型液体桥塞,是一种用于封堵油层下部的井筒化学工作液,用于井筒内的下层封隔及封堵,尤其是对于隔层小、座封困难的井、先期防砂井、尾管井、利用机械封隔器和机械桥塞难以实施的井,该桥塞具有更好的优越性。现场应用证明,LH-1型液体桥塞具有封堵层位可靠,施工简便,可节省两次起下作业,不需要打捞等优点。 相似文献
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Y445桥塞封堵管柱可实现上返封堵和长停井平衡封井的功能,但在井下长期工作会受到落物、杂质或机构腐蚀等因素影响,导致打捞难度大,大修磨铣解封时间长。因此,采用Y453可钻式桥塞封堵封井工艺进行替代试验和评价。实现了下返封堵和长停井封井措施长效密封承压的技术要求,并大幅缩短磨铣解封时间,减少对套管的磨铣伤害。 相似文献
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由于小井眼井井身结构复杂、井眼尺寸小等特殊性,挤水泥封堵窜层、挤水泥封堵水层、机械卡封水层等常规修井工艺和增产措施变得异常复杂,成功率低,成本高。主要表现在:工具难配套,修井工艺复杂、不易控制等特点。为了解决这一难题,近年来通过研究和现场实验,在成功研制了小井眼系列小桥塞基础上,发展了小直径插管采油技术。 相似文献
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吴清辉 《精细与专用化学品》2019,27(2)
为满足超高温高盐油田油藏调剖堵水苛刻要求,以0.3%~0.8%(质量分数,下同)耐温耐盐聚合物PAM-2为主剂、0.5%~1.0%水溶性酚醛树脂SG-3为交联剂,辅以0.1%~0.3%有机稳定剂WL-2,反应研制出高温高盐凝胶调堵剂WTT-202。研究了各组分浓度、pH值、矿化度/硬度对WTT-202成胶性能的影响,考察了WTT-202的长期热稳定性、封堵性、动态成胶性,并在南海油田进行了现场应用。结果表明,WTT-202在pH值为1~9范围内均可成胶,矿化度对体系成胶强度和封堵性能的影响较小;WTT-202的长期稳定性良好,120℃下储存60d后的黏度降幅小于10%;WTT-202封堵性能良好,对单管填砂管的封堵率大于90%,可选择性封堵高渗透层;WTT-202在震荡条件下亦可成胶,满足现场注入要求;在南海油田A9井采用WTT-202调驱,增油降水效果明显,适用于高温高盐油藏调剖、堵水作业。 相似文献
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本文研制了一种延迟凝胶的DG-01硅酸堵水剂,凝胶时间达到13.5h以上.针对水平井堵水成功率低、封堵效果差的问题,研究DG-01堵水剂对水平井的堵水效果,考察了油藏条件对DG-01堵水剂性能的影响,结果表明,随温度和矿化度的升高,DG-01堵水剂的凝胶时间缩短,凝胶强度增大,乙二胺四乙酸二钠(EDTA-2Na)可削弱矿化度对凝胶时间的影响.岩心封堵实验表明封堵率大于96%,DG-01堵水剂对高渗透岩心具有更好的封堵效果,200℃高温老化24h导致封堵率小幅度下降.孤岛GD1-17P410水平井使用DG-01堵水剂实施堵水后,出水量下降,产油量大幅升高,封堵有效期达180d以上,累积增油320t. 相似文献
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王东 《中国石油和化工标准与质量》2013,(9):57
文章介绍了组合式堵水技术,针对大孔道高渗透油井高含水问题,创新应用暂堵理论来实现选择性堵水过程中对富集油层的有效保护,最大限度发挥油井产能,现场采用多段塞方式注入,凝胶强度适中,该技术可较好地实现对高渗透大孔道水层进行有效封堵的同时,防止强凝胶堵剂对非目的油层的堵塞污染,延长堵水有效期,对挖掘老区高含水井潜力提供了新技术支持,为"双高期"水驱老油田提高采收率开辟了一条新的途径。 相似文献
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长庆油田X区块长8层是低压低渗油层,开发模式为超前注水和压裂后投产,然而部分油井投产后短时间内便出现见水和高含水问题,严重制约了油田高效开发。本文首先剖析了区块堵水难点并提出相应对策;通过室内实验手段,参照行业标准SY/T 5811,研制并评价了相变堵水剂;通过现场试验方法,结合行业标准SY/T5874,检验了相变堵水技术的有效性。研究结果表明:油井多为裂缝性见水,且来水强度大;研制的相变堵水剂具有注入性好(相变前是低黏液体)、相变时间可控(15 h~2 min)、封堵强度高、适用温度范围广、性能稳定的特点;结合相变堵水剂特征,提出了先注入前置液张开裂缝和过顶替相变堵水剂的相变堵水工艺;现场试验结果显示P312油井含水从98.5%降至10.3%,降水增油效果显著;7井次现场试验表明技术成功率为85.7%,证实相变堵水技术是可行的,可在同类见水油井推广应用。 相似文献
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本文主要阐述了库车山前超高温高压深井克深XX井采用双机械桥塞进行地层封闭发生的桥塞失封情况,以及后续问题的验证和分析,通过问题分析找出双机械桥塞地层封闭施工中的缺陷,改进今后超高温高压深井地层封闭施工。 相似文献
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吕振宁 《中国石油和化工标准与质量》2014,(13)
中原油田通过多年的生产开发,针对部分油水井套管老化腐蚀问题,主要采取补贴管技术,但是补贴后长时间在高温、高压的条件下受高矿化度地层水的腐蚀、套管蠕动等因素的影响,密封失效,失去原有的封堵效果。根据地质要求及油田开发生产的需要扩铣补贴管,恢复原来的套管通道,进行二次封堵以恢复生产。因此,针对扩铣补贴管技术就显得尤为重要。卫229-2井是一口典型的补贴管失效损坏井。2007年9月验套找漏进行套管补贴,补贴井段:1122.6m-1210.6m,长88m,1654.23m-1680.13m,长25.9m。补贴管总长113.9m,在近四年的生产过程中,补贴管失去封堵效果,出水现象严重,导致该井停产。为了恢复该井的正常采油求产,要求扩铣补贴管,悬挂4"套管,恢复生产。 相似文献