套管修复技术在锦州油田的应用

套损井修复是修井工艺中一项关键技术也是一个难题,目前套管轻微变形井(内通径大于100mm),通过胀管整形、磨铣打通道,可基本修复,但对套变严重井、套管错断井修复成功率较低。文章阐述了锦州油田套损井状况、锦州油田套损井修复技术状况及套管检测技术在套损井修复中的应用,介绍了锦州油田套损井修复状况。     

大庆油田套损原因及治理对策探讨

结合大庆油田套损形势变化及修井技术发展,从地质和开发角度分析油田套损成因,发现剪切变形和层间压力矛盾是导致油水井套损的主要原因。统计大庆油田累计发现的18000多口套损井,确定了大庆油田主要的三种套损形式:浅部套损、嫩二段区域性套损以及油层部位套损。根据油田套损类型及安全环保作业需求,制定了大庆油田套损井的有效修复原则,提出了相应修井技术的发展方向。     

大庆油田萨中开发区套管防控与大修施工的实践与认识

本文系统地介绍了大庆长垣萨尔图中部油田开发50多年来油水井套管损坏的基本情况、分布特点,分析了油水井套管损坏的主要原因及对标准层套损、油层部位套损防控对策,并对套损井的修井施工的修复能力及如何优化修井运行进行了阐述,提出了不同类井的修井运行原则,经过近几年的实施见到了显著效果,本文研究成果对砂岩油藏套管防护及大修工作运行有一定的借鉴作用。     

取套换套技术在韦2-101井的应用

油田进入开发后期,老区调整井、丛式井不断增加,丛式井组之间的井眼防碰问题日益突出,造成临井套管被钻穿。取套换套技术利用管外套铣、倒出损坏套管或上部小直径套管,重新更换新套管,从而恢复油水井的正常生产。     

光谱检测技术在修井磨铣中的应用

油田套管内修井磨铣作业,由于受井斜、钻具组合等影响,易发生套管被偏磨甚至开窗问题,常规的防偏磨技术虽能起到一定作用,但在套管防偏磨监测上仍缺乏有效手段。通过室内研究和现场应用,Niton XL2光谱分析仪能对现场磨铣返出铁屑的主要化学成分进行检测和分析,可以达到修井监测套磨的目的。该技术的应用,填补了国内修井套磨无监测的空白。     

提高磁性定位器测量信号信噪比的方法

油田开采步入开发后期,由于受复杂断层、异常地应力、盐膏层、高矿化度地层水、增产增注措施等因素的影响,油水井套管出现不同程度的损坏,众多的套损井严重地影响着油田的生存和发展。为解决上述矛盾,油田多年来经过深入研究,并进行现场实践,在采用4″套管完井修复套损井技术方面,取得了长足的进展。由于油田有着其复杂的地质特征,在修复套损井方面主要采用了以下小套管二次固井完井工艺,其中以5″套管内全井下4″套管,4″套管悬挂和开窗侧钻悬挂4″套管为主。     

油田套损井裸眼侧钻修井技术探析

套管在高度含水后期开采过程中的受损情况发生了新的变化,套损程度不仅加剧了,还延伸到了更深的深度。以往的修复方式工期长且修复率低,无法满足需求。针对套损井的裸眼修复,使用侧钻修井方式能够起到良好的修缮作用。这种方法能够延长套损井的使用年限,为油田的可持续发展提供技术保障。传统的修复方式往往需要长时间的修复工期,且修复后的成功率较低。而采用侧钻修井方式可以通过侧钻钻进套管内部,运用钻井工具处理套损问题。这种方式不仅操作简便,且修复效果显著,能够有效修复套损,延长套损井的使用寿命。基于此,本文对油田套损裸眼侧钻修井技术相关内容进行了详细概述。     

小套管固井技术在吐哈油田套损井中的应用

吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,并且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施进行开采,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。吐哈油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了对深井长变段、多点变形无法修复的难题,现场应用较好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。     

小套管固井技术在吐哈油田套损井中应用

吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,并且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施进行开采,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。吐哈油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了对深井长变段、多点变形无法修复的难题,现场应用较好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。     

电磁探伤测井技术在中原油田的应用

由于井下管柱受到外力,化学腐蚀等因素的作用而引起套管变形、损坏,直接影响油田油、气产量、油水井的使用寿命和注水效果。且随着油田开发不断深入,套损现象日益加重,及时了解井下油套管技术状况,进行套损井综合治理和预防具有重要意义。本文介绍了可过油管检查套管损坏的电磁探伤测井技术,分析了其在中原油田套损检查及其指导修井作业中应用效果,阐明了电磁探伤测井在中原油田油套状况监测和预防中的重要作用。     

新型油水井修井技术研究

近几年来,随着各种套管检测技术的发展,新工艺、新材料相继出现,人们对套损机理认识不断深入,国内出现了一系列修井新技术．从打通道技术到密封加固技术,以及水泥报废技术直至利用原井场实施的侧斜修井技术,同时这些技术还在不断发展和完善。这些新技术的应用,提高了套损井修复的成功率,缩短了施工周期,降低了施工成本。     

套管内开窗侧钻轨迹控制新技术

套管内开窗侧钻是挖掘老区潜力,提高原油采收率的有效方法。然而随着油藏认识的不断深化、老区防碰绕障、套损、重复侧钻等原因,导致侧钻井裸眼长度越来越长。如今江苏油田侧钻井的平均裸眼长度达到640m以上,侧钻井的稳斜钻具结构受原井眼尺寸的限制,结构简单,稳斜效果不好,增斜、扭方位的次数较多,延长钻井周期。通过采用高效优质钻头配合单弯螺杆造斜钻具,并根据钻具结构的受力分析情况和施工技术要求,合理优选单弯螺杆的弯曲度数及上下稳定器的尺寸,匹配合适的钻井参数确保井身质量。     

苏东15-36H井大斜度段开窗侧钻技术

随着各油田深入开采,套管开窗侧钻已经成为老井再利用和处理复杂事故必不可少的工艺技术。本文以苏东15-36H水平井在7"套管内76°井斜段进行开窗侧钻并成功钻进1023米水平段的成功经验为例,主要从现场应用出发,在侧钻点选择,侧钻前准备,侧钻过程等方面来对套管开窗侧钻进行详细了介绍。     

浅析跃3527井修井施工及悬挂小套管工艺

随油田开发的深入,套损井越来越多,套变位置不单一,修井工序呈现复杂化趋势,下小套管完井呈现一种趋势。     

冀东南堡油田开窗侧钻完井难点及技术对策

套管开窗侧钻定向井技术可望获得较好的经济效益和社会效益,侧钻完井方式的优化选择和成功直接影响整个侧钻效果。冀东油田储层埋藏深、地质条件复杂、出砂情况严重,严重影响到侧钻完井的成功。针对冀东油田储层情况对套管固井射孔完井、筛管+封隔器完井、筛管+封隔器上部固井完井技术及难点进行了研究,提出了解决对策。并成功应用14次,取得了良好的经济效益与社会效益。     

南堡油田套损原因及对策研究

南堡油田是典型的复杂断块油田,断块小、岩相变化大,开发方案频繁调整,受地质和工程多重因素影响,套管损坏现象日趋严重,截止2021年底,套损井占全部油水井比例的5.6%,由于套管损坏导致年产能下降近1.7万吨,套管损坏增加了油田稳产难度,减少油田开发效益,已成为制约油田发展的一大难题。因此,有必要认真分析套管损坏机理,研究不同类型套损井的治理对策,提高套损井治理成功率。运用统计分析法,确定了非均质地应力、泥岩蠕变、地层出砂是造成南堡油田套损的主要原因,提出在完井过程、作业工程、生产过程的套损预防措施,总结了机械整形、取换套、膨胀管补贴等几项关键的套损井治理技术,对于油田后续套损井防治具有重要的指导意义。     

套损井机理研究及治理措施

纯梁采油一矿纯化油田除C62以外的10个区块以及梁家楼油田的5个区块C47、C56、C41、T84和梁南s2,目前共开油水井437口。统计1982—2009年5年期间,套管损坏油水井238井次。套损形式十分严峻,套管损坏不仅造成注采失衡,而且大大降低了套损区井的措施增油效果,通过不断完善套损井治理措施和防治对策,提高了修井质量,对套损井增产增注措施提供了技术保障。     

套损井修井工艺探讨

随着油田开发的不断深化,地层流体场和压力场发生了显著的变化,各种因素导致套管的技术状况逐渐劣化,造成变形、破裂、穿孔、错断等套管破坏问题。而套管损坏会引起注采井网失调、剩余储量难以采出等问题,影响油田的开发效果。为此本文对引起套管损坏的原因进行了分析,对套损井的修井工艺技术进行了总结,并展望套损井修复技术的发展方向。     

老油田套损井治理实践及技术探讨

长期以来油田开发伴随着套管损坏问题。套损井造成注采井网失调,水驱动用程度低,剩余储量无法采出,导致动态监测资料录取困难,措施难度加大,修井频繁,甚至打更新井,增加了措施费及管理费,严重影响油田稳产及开发效果。截止2012年底,长庆油田累计套损井1700余口,主要分布在陇东老区、安塞油田和宁夏老油田,套损井最短寿命不足2年,较长寿命10年以上,套管平均腐蚀率约0.9mm/a。     

安22—2X大斜度双靶井防碰绕障技术

安22—2X井是华北油田廊固凹陷河西务构造安22断块的一口大斜度、变方位、双靶、三维绕障定向井施工中最大井斜48．6°,两靶间垂深差值小且受地质因素的影响,必须穿越安22—1X井,和两口井存在防碰绕障,最近的实际绕障距离小于10m,造斜段长达541．38m,钻井施工难度大。从地质设计、工程设计、剖面优选、钻具组合和防碰绕障施工、井下安全等方面采取了严格的工艺技术和优化方案,保证了钻探任务的完成,实现了地质目的。