连续油管冲砂解堵工艺在超高压深井中的应用

连续油管带压冲砂解堵工艺,具有作业工序简单、周期短、成本低、减少地层伤害等优点,目前,塔里木油田连续油管冲砂解堵工艺大多应用于低压井。技术人员创新性的首次应用在迪那3超高压深井,通过综合分析、精细设计,攻克多重难点,现场施工结果表明,连续油管带压冲砂解堵工艺在超高压深井中应用效果尤为显著。

塔里木油田高压气井油管气密封问题探析

塔里木油田天然气随2000年10月牙哈23凝析气田投产之后,到目前为止,先后投产了克拉2气田、桑吉气田、英买力气田群,其中克拉2气田、迪那凝析气田均属异常超高压气藏,原始压力系数超过2.0MPa/100m。部份井在完井放喷过程中出现了套压异常升高的现象,少数井出现了技术套压、表层套压异常情况,引起了中国石油高层高度关注,及时提出了评估及治理相关要求。已与哈里伯顿公司合作对克拉2气田的16口井从方案设计、钻井、完井、工具准备、完井工艺、生产历史、生产管理等进行了深入分析,进行了风险评估,并制定了应急预案,目前已投产井生产正常。

异常高压高产气井修井工艺技术在KL203井的应用

KL203井是一口异常高压、高产气井,作业风险极大,尤其是井控风险。通过引进带压切割井口控制系统、合理选择压井液体系和压井工艺等,使工艺获得成功,为超高压、超高产气田的井下作业积累了经验。

电缆地面直读试井工艺在迪那202井的应用浅析

介绍电缆直读试井工艺技术在塔里木油田迪那地区高温高压凝析气井迪那202井的应用情况。该井是目前国内第一口比较成功应用这种技术的超高压凝析气井。由于在这种井上应用这项技术在理论上目前还尚不成熟,受压力、温度、地层流动介质、流体流态等影响因素很大;但为了加快西气东输项目建设,尽快落实迪那2构造的开发方案,进一步精确描述气藏,在该区域进行了大胆的尝试。经过试验应用,获取了准确的储层参数,并积累了大量经验,开创了国内高温高压凝析气井试井工艺的先河,并为今后该类井试井作业打下了良好基础。

连续油管热洗解堵清蜡工艺在YM17-1井的应用

针对英买力区块多口油气井因管柱内结蜡而导致油压、产量降低甚至停喷的情况,选用连续油管热洗解堵清蜡工艺。该工艺通过连续油管在油气井生产管柱内建立液体循环的通道,通过循环加热不断地将热油所携带的热量传递到生产管柱内堵塞段的上端面,将生产管柱内凝固的堵塞物融化、溶解并随着原油返出地面。边循环边加深连续油管,最终解除油气井生产管柱内的堵塞。经YM17-1井的成功实施,证实其清蜡效果良好,是一种安全、经济、实用的技术。

碳酸盐岩缝洞型油藏深井裸眼段堵水工艺探讨

塔里木英买力油田缝洞型碳酸盐岩深井裸眼段挤水泥是技术难题。井径不规则,大裂缝、大溶洞发育,漏失严重,高温、超深等均给挤水泥带来困难。为提高挤水泥成功率及降低成本,技术人员根据油田特有的地质特点和生产实践,总结出平推注水泥浆、桥塞暂堵打塞等工艺,取得了很好的堵水效果,进一步挖掘了油气井潜力。

连续油管冲砂技术在高压高产深井中的应用

油田上冲砂作业大多采用常规冲砂,其作业工序复杂、周期长、成本高、易污染地层。国内油田采用连续油管冲砂规避常规冲砂技术弱点,不过多为浅井、低压井。塔里木油田引进并首次在高压高产深井应用成功,取得了很好的效果。

大宛齐地区浅层MFE测试工艺

塔里木盆地大宛齐地区含油构造埋藏浅 ,一般不超过 80 0 m,完井后大多需要 139.7mm套管测试。针对浅井套管测试封隔器密封困难且易提松、测试阀不易打开、抽汲作业时方余选择困难等测试难点 ,采用了 70 # - 70 # - 70 # 胶筒组合、 4 .4 mm剪销、A3封隔器、混合液压油及合理的方余计算方法等改进措施 。

深井超深井中途测试工艺技术在塔里木盆地的应用

针对塔里木盆地深井、超深井中途测试工艺的实际情况，提出了保证深井、超深井裸眼中途测试成功的关键技术措施，并对测试管柱的受力、封隔器胶筒的受力情况进行了分析，对测试压差的取值进行了讨论，提出了对曼德利膨胀式测试器的改进意见。列举了裸眼测试的4个典型实例并对其进行了较为详尽的分析。

耐温抗盐封窜堵水技术在塔里木油田的应用

YM35-A井于2006年11月自喷投产,2008年7月转电泵生产,当年12月因含水高达98%而关井。该区块固井普遍差,本井因管外窜而产水。根据该井井底温度高,地层矿化度高,常规水泥封窜效果不好的情况,决定引入新型耐温抗盐封窜微膨胀堵剂进行封窜作业,成功补救了5480-5565米井段和喇叭口套管固井质量,实现了增油降水的目的。同时为该区块方案调整指明了方向。

异常高压低渗透地层测试工艺技术

东秋5井是一口典型的异常高压低渗透地层预探井。由于测试井段深（最深段5160．0～5165．0m）、系统压力高（最高压力系数2．27），常规电缆射孔无法实施。以东秋5井测试为例，并针对本井特点，大胆采用了打破常规的施工工艺：①采用清水中射孔测试联作工艺；②测试管柱组配水力锚，克服地层上顶力；③关井时环空加压平衡封隔器胶筒压差；④双桥塞封堵上返测试；⑤采用不压井作业。此套工艺节约勘探费用上亿元。测试结果，7个地质层均未获工业油气流，原因是地层渗透性差、地层水活跃、含油饱和度低。

油管内涂层防腐技术应用

2006年下半年天然气事业部采气工程部开始了油管防腐调研,经过深入的调查研究后确定使用3SB扣内涂层普通油管来替代进口的13Cr油管的方案,并组织了油管内涂层防腐技术抗腐蚀实验和3SB扣密封效果的实验。为今年YH23-1-22井和YH23-1-10井使用3SB扣内涂层普通油管提供了理论和事实依据。实验检测情况和现场应用情况都证明使用3SB扣内涂层普通油管来代替进口的13Cr油管是完全可行的,这一技术的成功应用不但可以节约采油、采气成本,也可以降低对进口13Cr油管的依赖程度。

某井完井管柱常闭阀穿孔原因分析

对某井完井管柱常闭阀穿孔原因进行了调查研究和失效分析,认为常闭阀穿孔属于冲刷腐蚀失效,常闭阀冲刷腐蚀穿孔的主要原因是其结构不合理所致,也与完井管柱里的腐蚀介质有关。为有效地防止常闭阀发生失效事故,建议改进常闭阀结构,制定常闭阀技术标准,并采取措施贯彻落实技术标准。

东河1油田套损研究与防治

东河1油田曾经作为国内陆上油田的样板获得了许多成功,但是随着开发的进行也出现了一些问题,近几年出现的套损问题严重影响了东河油田的顺利开发。文章通过对东河1油田油水井套损问题的研究分析找出套损原因,为东河油田和其他油田解决类似套损问题提供一些值得借鉴的经验。

井口安全控制系统自控部分现状分析及优化

井口安全控制系统的稳定可靠是油田气井安全生产的保障。现场应用表明,基于电-液工作原理的井口安全控制系统故障多源于自控部分,为了从本质上提高系统的可靠性,需对现有系统的自控部分进行分析和优化。分析了塔里木油田井口安全控制系统的工作原理及特点;针对系统自控部分现状,从自动化架构、安装接线、运行环境等因素,指出了系统自控部分现存的问题;提出了自控部分优化方案和整改建议。控制柜应进行通风散热、减振等设计,采用改进型高度集成化的自动化架构(冗余控制器)等研究结果可为油田高压油气井井口安全控制系统优化改造和后续采购提供参考依据。

某气井井口管线计量阀刺漏原因

针对某高产气井单井管线的计量阀发生剌漏,进行了现场失效情况和相关生产参数的调研,并进行了金相组织、能谱和化学成分分析。结果表明,阀体铸铁的金相组织和化学成分符合标准要求,内表面镀层、密封环和压盖材质化学成分也符合标准要求。计量阀本体和上游存在严重的冲刷腐蚀;计量阀阀球压盖上的环形沟槽的腐蚀是冲刷腐蚀与缝隙腐蚀的结果,这与压盖留有一环形缝隙结构缺陷有关。压盖与球体间暴露出来的铸铁是形成腐蚀坑槽的起因,但腐蚀沟槽的最终形成则是由冲蚀、气蚀和电偶腐蚀共同作用的结果。阀室内表面的腐蚀沟槽起因在于阀室内表面粗糙不均匀而受到冲蚀和气蚀作用,而后由冲蚀、气蚀和电偶腐蚀共同作用。

C-22井内涂层油管腐蚀穿孔原因分析

针对C-22井涂层油管腐蚀穿孔原因进行了系统调查研究,对井内起出的涂层油管的内涂层逐根进行检查,发现大部分油管公、母扣端内涂层存在较大面积的损伤。分析认为C-22井涂层油管的腐蚀穿孔,是由于油管内壁涂层本身存在微观缺陷,再加上该井在生产过程中进行了酸化施工,导致涂层起泡破损及脱落而失效后,在井下的CO2、Cl-和凝析水等介质的共同作用下,油管内壁涂层脱落处发生局部腐蚀所致。

超高压气井套铣打捞THT封隔器工艺探讨

迪那气田是塔里木油田的超高压、高产凝析气田。大部分井使用THT永久式封隔器完井。此类气井大修作业时,套铣、打捞封隔器为施工重点及难点,直接关系到作业的成本及效益。文章根据迪那气田3口气井套铣、打捞THT封隔器过程及结果,比较分析,总结经验,优化工艺、套铣参数及工具,成功提高了作业效率,对类似井况的修井作业具有极大的参考价值。