乍得基岩注气井膨胀管悬挂二次完井技术

乍得油田潜山基岩油藏面临油井低压低产的问题,需要开展注气补充地层能量以提高油井产量,但裸眼开发井转投注气井后,出现上部层系出砂填埋储层的问题。为此,下入膨胀管悬挂器结合裸眼封隔器等组成的下部完井管柱,在乍得BX20井进行二次完井技术先导试验。现场试验结果表明:设计的二次完井管柱一次入井到位,整个作业周期为10 d,较传统二次完井平均施工作业周期减少7 d,节省修井作业费用超20万美元;该井完井后能够有效地封固和保护套管免受注气高压的破坏,有效解决裸眼注气井井筒完整性问题,试注气压力达到20 MPa,注气量达到2000 m^(3)/h。该完井工艺的成功实施解决了乍得油田注气井完井问题,对同类油田的开发具有先导示范作用。

复杂井况下高含硫气井二次完井技术应用

LJ11H等5口高含硫气井在前期开发中因井筒完整性、油套管材质选择、人居环境等问题,存在一定的安全隐患。通过对5口井井史的认真分析,结合雪佛龙公司在高含硫钻完井方面的成功经验,制定了畅通井筒空间、增加耐蚀合金复合油层套管(气密封扣)并固井、下入带井下安全阀及封隔器的耐蚀合金油管(气密封扣)完井、关键泄露部位封堵的二次完井方案。通过现场实践,二次完井作业的5口井均达到了高含硫气井的安全生产要求,所形成的高含硫气井二次完井配套技术,对类似高含硫气井的二次完井工作具有指导意义。

定向井小套管二次完井及配套技术

老油田经过多年开采,部分油藏整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散,稳产难度大,同时,油井纵向上油层均经历多次补孔、封层重射等措施作业,导致井筒状况复杂,不能满足单井措施要求,严重影响了油藏井网重构效果。为完善井筒条件,满足CO_(2)协同吞吐、调堵+吞吐等逐层上返开发的措施需要,开展了定向井小套管二次完井矿场试验。针对施工过程中管串下入难度大、固井质量难以保证等技术难点,形成了高效打通道、液压滚珠整形、小套管固井等系列定向井小套管二次完井技术,达到了复杂井长井段封堵、耐CO_(2)腐蚀、井筒承压高等效果,实现了井筒重塑,为油田井网完善、提高可采储量提供了技术支持。

海上油田水平井二次完井防砂产能预测模型

现有水平井产能预测模型较多,但均未考虑二次完井的防砂方式,则在预测中存在一定的误差。鉴于此,以常规完井防砂产能Joshi模拟为基础,考虑海上油田地层参数和完井方式等因素,修正了钻、完、修井作业过程地层伤害的表皮系数,建立了考虑不同二次完井防砂方式的海上油田水平井产能预测模型。对南海番禺区块示例油田的计算结果表明:老筛管射孔后二次筛管完井产能比最小,砾石充填完井次之,独立筛管完井最大;影响油井产能的因素由强到弱依次是穿深、孔密、孔径,并推荐了适合于示例油田的最优射孔参数为穿深800 mm,孔密12孔/m,孔径14 mm。研究结果对海上油田二次完井防砂方式的选择及参数优化具有一定的现场指导意义。

利用川中—254封隔器实施二次完井的实例

XC152井井况及问题的提出 XC152井是XC构造上的一口详探井,完钻井深2800m,采用139.7mm套管后期完井。2718～2742m井段为主要气显示层段(目的层)。地压系数1.9。该井射孔前替浆时发生严重井涌现象,替浆后间歇放喷6次排尽井内积液,共产气2.7万m^3。

页岩气井水平井二次完井固井技术研究

页岩气早期投产的水平井随着长时间的开发,产能进入快速递减期,与此同时,这些井由于前期技术及设备的局限性,储层改造程度较低,储量二次开采潜力较大。为了继续保持经济性,目前主要通过暂堵转向压裂工艺、阶段投球暂堵重复压裂等技术恢复产能,但复采效果一般。二次完井技术通过“套中固套、重复压裂”的方式可以最大限度挖掘储层潜能;“套中固套”作为二次完井技术中最关键的一环,对于二次完井的成败起到确定性的作用。本文详细研究了二次完井中固井技术措施,现场应用效果表明该技术措施能够很好的提升页岩气水平井二次完井的固井质量,对实际生产有一定的借鉴意义。

渤海油田小筛管二次防砂井堵塞的动态分析及措施建议

文章通过归纳分析多口小筛管二次防砂井堵塞动态规律,对堵塞源、堵塞机理及堵塞位置进行分析。分析结果表明:二次防砂系统过流面积管理、储层保护、原筛管外环空充填率、原完井系统内的堵塞物处理是小筛管二次防砂完井油井堵塞管理关键。以上结论为小筛管二次防砂井生产异常问题分析提供思路。

海洋石油完井技术现状及发展趋势

合理选择最佳的完井方式是充分发挥油井潜力、有效开发油田的一项重要工作。介绍了海上油气田在完井防砂和智能完井等几个方面先进技术的应用现状,并根据海上勘探开发的需求,提出海上完井技术应针对边际油田、高温高压和深水开发以及稠油开采等课题开展研究和先导性试验。同时,结合完井技术的现场推广情况,建议开展完井工具自主创新和消化吸收,实现工具的自主产权化。

水平井颗粒充填调流控水完井技术及试验

研究了颗粒充填ICD调流控水完井技术,分析了颗粒充填ICD调流控水完井技术原理,并建立了ICD节流压降的计算模型,论证了颗粒充填调流控水完井工艺的关键技术。颗粒充填ICD调流控水技术在塔里木油田塔中油田TZ10-XX井开展现场试验,颗粒充填调流控水工具提供了1.43~3.23 MPa的附加压差,并且该井产液指数较产油指数明显降低,表明水平井颗粒充填调流控水筛管完井技术可有效实现稳油控水的目的,该技术的应用可将大量长停井救活,可将大量高含水井变为中低含水井,极大地延长无水采油期和低含水期。

海上油田水平井大修再完井新工艺研究与应用

海上油田大多采用水平井完井的方式进行开发,但对高泥质疏松砂岩储层以大液量开采的生产制度采油时,容易出现大量出砂和出泥堵塞、高含水等一系列问题。长水平井的老筛管一般都无法起出,而在老筛管内开展有效的防砂控水再完井工艺相对困难。综合水力喷砂射孔、砾石充填及控水筛管分段控水等多个技术方向,经过长期探索试验研究并开展现场实践,逐渐形成了一套“井筒改造防砂控水二次完井”工艺,切实解决了老水平井低产低效开发问题。

海洋石油完井技术现状及发展趋势

随着工业水平的不断提高,新的技术也在不断应用。合理选择最佳的方法,以完成油井开发是石油部门的一项重要工作。先进技术在海上油气田的先进应用,应服从完井、出砂、智能化的要求,并且成本比传统技术低。本文根据课题研究及试点研究,研究了海洋石油完井技术现状以及发展趋势,并且进行了总结,提出了建议。我们需要不断创新海洋石油完井技术,提高工作效率。

聚驱条件下高含水井层合理打开时机

聚合物井网投产初期，对特高含水油井采取暂时关井、高含水饱和度油层实施分步射孔的措施，以获得良好的驱油 效果和最佳的经济效益。本文根据聚合物流体性质和在油层中的渗流特征，考虑了油层中聚合物溶液浓度随时间和位置 的变化，及聚合物粘度、油层渗透率的变化，建立了非均质不规则井冈条件下聚合物前缘位置和油水井动态预测模型，定 量分析了高含水井开井和高含水层补孔时机对聚合物前缘推进速度、水井注入压力、聚合物驱油效果的影响，给出了聚驱 条件下高含水井层的合理打开时机；在大庆采油－厂北－区ＰＩ组油层聚驱井网进行了实际验证和应用。

人工井壁防砂工艺在海上油田的研究及应用

渤海油田储层多为疏松砂岩,目前部分油水井出现了筛管破损出砂的现象。针对上述问题,本文开展了筛管破损修复方面的研究,开发出了一套二次防砂工艺。该工艺采用挤注的方式将涂覆砂通过筛管破损口挤入出砂亏空地层,通过循环加热,塑造一层具有防砂功能的高渗透率人工井壁。现场试验证明,无需筛管漏点确认即可完成二次完井修复,且防砂效果良好。人工井壁防砂技术避免了筛管破损大修或者侧钻作业,显著提高了出砂井治理作业效率,节省作业成本。

老井控水开发有了新妙招

近日,中国石化西北油田分公司在塔河油田TK 7218 H井实施调流控水筛管＋封隔器充填颗粒二次完井新工艺先导试验取得成功,这是国内首次通过非机械工具实现管内封隔,也是塔河油田首次将调流控水筛管下入老井,对大底水油藏水平井老井控水开发具有里程碑意义。

中国石油西南油气田公司高效有序推进龙王庙组气藏产能建设

2016年9月1日,安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏磨溪9井二次完井后顺利复产,目前日产天然气55×10^4 m^3;9月1日,磨溪009-3-X3井成功投产,目前日产天然气40×10^4 m^3。截至9月6日,气藏累计投产单井40口,建成地面配套日生产天然气能力3 125×10^4 m^3,产能建设工作稳步有序推进。

BP公司评价、开发北坡油藏

BP公司在对现有井二次完井、建立三维随机油藏模型和运行VIP（地下体积）模拟并评价了潜力之后，正在开发普鲁德霍湾（Prudhoe Bay）油田的一个次要砂岩油藏。BP公司于2006年下半年开始开采Putuligayuk（PUT）河的南舌部位。