不压井作业技术发展方向探讨

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。     

高气液比抽油井不压井作业技术的开发与应用

吐哈主要为低渗、弱挥发性稀油油藏，油层埋藏深，地层原油低粘、低密、原始气油比高，有杆泵采油占产量的73．4％。经过十五年的高速开发，地层压力普遍下降，出现了大批的低压、高气液比抽油井。作业易造成作业液倒灌污染地层，作业后产量大幅下降，产量恢复周期长。实践证明，不压并作业技术是解决这一难题的有效工艺。该文介绍了吐哈油田抽油并不压并作业技术路线、对策和应用情况。     

低压油气井不压井作业技术的开发与应用

吐哈油田的油气井存在低压、高气液比，易导致压井作业“一压就死”、“一动就喷”，造成地层严重伤害，并影响油田产量。油田开展了低压油气井不压井作业技术攻关，开发了系列工具，形成了“杆式泵不压井检泵技术”、“射孔一完井一体化管柱技术”、“自喷井转抽不压井作业技术”，并配套了捞砂、防砂、防气等技术，成功解决了常规作业造成的地层污染和潜在风险问题。现场试验并推广应用156井次，取得了较好的经济效益和社会效益，为国内其他深井油田开展不压井作业提供了较好的经验，应用前景广阔。     

双卡脱堵型不压井作业管柱试验

大庆油田采用注水保持地层压力分注开采,抽油井都具有一定自喷能力,因此抽油井检泵作业时都必须压井。压井作业不但施工时间长,有损泵的使用寿命,而且往往污染油层,降低油层生产能力。"双卡脱堵型不压井作业管柱"就是为了克服压井作业存在的各种弊病而设计的。     

不压井补层与转抽一体化管柱技术实践与应用

吐哈“三大”油田属低压低渗和高气油比油田,经过高速开发,低压、高气液比特征更为突出,造成油井补层后转抽作业压井液倒灌而严重污染地层,无效甚至返效。针对以上难题,吐哈油田开展了补层一转抽不压井一体化管柱技术实践和应用,在S3-231井现场试验一次成功并推广应用25井次,实现了补层和转抽的全过程不压井作业,作业后无需产量恢复期,应用前景广阔。     

抽油井变流量测压技术在江汉油田的应用

在抽油井正常生产时,利用交流变频率调速器改变电机转数,从而改变抽油井的抽吸速度和产液量,同时测取第一流量和第二流量,连续测取动液面随时间的变化资料。根据不稳定试井分析理论,结合江汉油田的实际情况,编制了解释软件,计算出油层流压,平均地层压力、平均渗透率、表皮系数等参数。通过变流量测压,代替原来抽油井测压需要关井停产或者起泵作业的方法,而且测试时间短,有效地解决因测压影响产量的问题。     

补层-转抽不压井一体化管柱技术

吐哈油田属低压、低渗和高气油比油田。经过前期高速开发，低压、高气油比特征更为突出，造成油井在进行作业时压井液倒灌而严重污染地层，使措施无效甚至返效。针对以上难题，通过补层一转抽不压井一体化管柱技术的研究，研制了井下控制工具、芯筒打捞工具、螺旋式防砂气锚，改进了射孔工艺。成功解决了油套环空和油管内部的密封、射孔和不压井作业一体化等问题。现场试验取得成功。实现了补层和转抽全过程的不压井作业，作业后无需产量恢复期，效果显著，并在油田推广应用。     

高凝低能油井测液面恢复间开技术

低能低产油井由于地层能量差、产量低、泵效低，在连续生产的情况下带来电量消耗大，油管杆磨损严重等问题，使得电费高、作业费用高，投入产出比低，影响了开发效益。文章针对河南东庄杨坡油田油井高凝低能的特点，采用测液面恢复实现间开技术，能够较好地确定油井的供液能力，从而根据井下供液能力确定油井的开抽、停抽时段，在应用中取得了良好的效果。该技术也适合其他能量差、液量低的油井。在低产低能井的应用上，具有很好的推广应用价值。．     

射孔下泵不压井作业一体化管柱

针对抽油井射孔后压井下泵作业存在的地层损害问题,研制了抽油机射孔下泵不压井作业一体化管柱。该管柱由双级油管柱、定位校深短节、泵座、封泵器、气锚、点火头、射孔枪和油管鞋等组成,特别适用于油田低压、敏感性储层油井补层作业需要。对于层间差异大、作业时易发生井涌甚至井喷的井,可有效保护低压层,并保证作业安全。这种管柱实现了射孔后不起管柱、不压井下泵作业,施工成功率100%,单井节省工时26h,温米油田12口井的现场试验均取得明显效果。     

抽油井不压井作业装置及抽油泵底阀设计

江苏油田的部分油井存在油管短路、地层高压低渗、漏失严重等问题,这些问题造成压井作业困难,并且压井作业过程中的井控与环境污染风险较大。为了进行不压井检泵作业,同时缩短检泵之后的产量恢复周期,进行了不压井作业技术研究,并研制了不压井作业装置。为解决起下抽油杆过程中的防喷问题,改进了抽油泵底阀结构,该结构可实现起下抽油杆过程中油管不带压、无溢流,并保障起下油管过程中的井控安全。该技术在江苏油田现场应用9井次,效果良好。     

切11井、切602井试油测试分析

对切11井Ⅱ层试油、切602井Ⅱ层组试油、测试工作中存在的问题进行了分析总结,为今后试油、测试工作中防止类似问题发生起到借鉴作用。     

高压深井测试前的井筒评价

在高压深井测试前，对套管强度、固井质量、井口及钻井或固井期间的漏失情况等多项因素进行全面分析和评估，以确保测试工作在井筒安全的前提下实施。     

深水井控工艺技术探讨

海洋深水钻井中的井控,面临着海底低温、气体水合物、地层孔隙压力和破裂压力之间的安全窗口比较窄、井控余量比较小、压井/阻流管线较长导致循环压耗较大、深水地层比较脆弱等诸多挑战。针对深水井控中面临的难点,调研了深水钻井中井控设备的要求与配置,详细介绍了深水钻井中早期监测溢流的方法、深水井控的关井方式及压井方法、深水压井后防喷器"圈闭气"与隔水管气的处理,以及在深水钻井中预防水合物形成的措施,以保证深水钻井的施工安全。      

考虑井筒积液的凝析气井试井分析

在凝析气井生产中，井筒会出现积液，导致试井资料出现异常，用以前的试井理论图版无法进行拟合解释。从数学模型表达方法上看，带积液的气井试井模型与井筒相态重新分布的气井试井模型类似，都是在井底增加了一个附加压力。从此入手，建立了带积液的凝析气井试井分析模型，加以求解，画出了其特征曲线，并对其各个阶段的流动特征进行了分析。实例分析证明，利用该试井分析模型和相应的理论图版进行凝析气藏解释，可得到较好效果。     

压裂水平井多裂缝系统的试井分析

压裂水平井技术是实现油气田经济开发的重要手段之一,而试井分析技术是压裂水平井的关键技术。在分析国内外压裂水平井试井模型和试井解释方法发展现状基础上,研究了压裂水平井多裂缝系统试并模型和解释方法,并分析了其压力动态特征。采用解析解与数值解相结合的半解析法构造渗流数学模型,并针对边界复杂情况,在模型中引入裂缝离散化机制。     

试井工艺中的井筒效应

经过多种流行于我国试井行业的、具有行业代表性的试井专业解释书刊中的范例进行统计，得出表皮系数S值和井筒储集系数C值的正常分布范围分别为－7－20和10^-3－2。对于砂岩油气藏表皮系数数值和井筒储集系数值则分别为－3－10和10^-3－1。为现场试井解释人员提供了判断测试井井筒附近地层情况的一个量化依据。     

高温高压井测试工艺技术与装备

由于地层及井况复杂,高温高压井测试施工成功率低.根据实践经验,总结出一系列适合高温高压井的测试配套技术.在测试前做好压力预测、井筒评价、井筒漏失评价,进行管柱力学分析、优化施工设计等,有助于提高测试成功率;通过选择好的压井液、射孔液,改进管柱结构、地面测试工艺、井口控制工艺、射孔工艺,以及改善配套设施,均有助于高温高压井的作业.     

水平连通井——黄盐平1井井眼轨迹技术

黄盐平1井是江汉油田第一口中曲率半径水平连通井,同时也是江汉油田首次运用无线随钻仪器组成的导向钻具系统,实施水平井与一口采卤井水平连通的成功尝试。黄盐平1水平井的成功对接,实现了一井注,一井采卤水的目的,提高了采卤井的产量和采卤效率。由于施工要求精度高,井眼轨迹控制难度较大,文章首先介绍了黄盐平1井连通老井的概况,简述了该井的地质情况与井眼轨道设计,详细讨论了在轨道控制方面的特点、难点, 在此基础上,对着陆控制和水平控制过程做了进一步的介绍,在水平钻进过程中,轨迹控制良好,实现了真正意义上的两井水平连通。     

XQ90气井分支井完井技术

XQ90井是我国在川西地区所钻成的第一口气井分支井组，该井在完井工艺上采用了先进的完井管柱和加砂压裂管柱，达到了主、分支井分层压裂，分层开采的目的；其自行研制的双管采气井口可以分别控制主、分支井井口油压，为后期的采气作业提供了可靠的保障。该井的完井工艺达到国际TAML分类5级水平。     

大72井试井资料的解释

大72井是在沙三段火成岩酸化后出油的高产井。为进一步弄清油藏边界和范围，进行了电子压力计系统试井。分别选用四种试井解释模型对试井资料进行计算机模拟分析，结合本井沙三段火成岩地质特征及静态资料，优选出一种符合实际情况的最佳解释模型及解释结果，对油藏进行正确评价。认为该类储层易受污染，酸化效果好。