油气井套损风险预测及防控软件研制及应用

针对套损作用机理复杂、主控因素难以厘清、防控措施制定不科学等问题,开展了基于数据驱动的套损风险评价预警防控策略研究。对油气井基本数据和套损样本进行数据预处理和主控因素分析,用机器学习算法进行样本训练,建立“二分类”套损预测模型,预测套损的概率,优化完井和生产参数,制定油气井套损防控策略。开发了基于B/S架构的油气井套损风险评价预警防控软件,并链接了A2数据库,实现了某油田2400井层套损防控的实时预警和优化。研究应用表明:建立的预测模型和软件可以对油气井套损原因及防控策略形成认知,可以实现老井、新井、待补层井套损预防对策的优化。

塔里木油田油水井套损规律及对策

基于对塔里木油田套损现状与规律的分析研究,认为造成油田油水井套损的因素主要有6个方面:①套管外存在塑性地层或高渗透地层;②井身结构不合理;③钻井设计水泥返高不够或固井质量不合格;④套管分级箍存在质量问题(主要是新井);⑤套管腐蚀、作业磨损以及特殊施工对套管造成损坏,使之抗外挤能力下降;⑥开发方式不合理。针对油田套损现状和分布规律,制定多学科协作的套损井综合"防"、"诊"、"治"对策,对于已发生套损的井,采取井下作业坐封打压、工程测井、静温梯度法3种技术综合找漏,找漏结果统计表明,1998—2009年,已有71口油水井发生套损,确认套损点87个。在精确定位套损部位后,择优选取挤水泥、下封隔器、下胀管补贴等措施补漏,对已发生套损的57口井实施了补漏,有46口井恢复了生产,有效率达80.70%。

辽河油田热采井套损机理分析与治理措施

通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查与分析 ,找出了该油田稠油井套管损坏的主要原因 ,针对热采井及中深层套损严重井只能开窗侧钻的现状 ,提出了适用于热采套损井修复复产的治理技术 ,并对其原理进行了深入探讨。其中套损井加固密封工艺 2 0 0 2年度在曙光采油厂、锦州采油厂分别进行了 5口井的现场试验 ,成功率达 10 0 %。

秦家屯油田油水井套损原因分析

随着秦家屯油田大面积开发,油水井套损的趋势逐渐加重。根据研究区15口套损井的情况,从区块分布、岩性、射孔、固井质量、腐蚀情况、注水开发等不同方面进行统计,找出相应的规律。结合秦家屯油田油藏开发概况,得出泥岩吸水膨胀、蠕变及滑动造成套管损坏是秦家屯油田套管损坏的主要原因;其它因素加剧了套管损坏的程度。明确套损原因的,可为后期预防与治理套损井提供了基础。

杏南开发区单井套损开发影响因素分析

油水井套管损坏影响油田生产和开发效益,套损的发生多是由于生产或注入所引起体积变化而导致应力集中作用,确定降低套损发生几率的主要开采指标界限成为难点。采用大数据挖掘的方法,基于开发因素对套损影响的"五个效应"筛选指标及数据,建立主要开发指标与套损相关曲线,确定了套损发生指标界限,利用综合模糊评价方法对单井开发因素套损风险综合评价,特高风险井历史数据验证符合率达到70%以上,划分了单井套损风险级别,使套损防控调整更具针对性。

油田注水井套损的原因及治理优化策略分析

在油田开采过程中可能会因为高压注水、压裂技术使用不当、防腐蚀措施不到位等原因出现井套损现象,这一问题会直接的影响到油田的水驱开发效果。本文在对于油田注水井套损的原因进行分析的同时,探讨了可行的油田注水井套损的治理优化策略。

浅谈油水井套损防腐技术与研究

目前,国内外在开采油田的过程中普遍存在套损的问题。根据近几年的研究,影响油水井套损的因素有很多,其中腐蚀占有最主要的因素。因此,研究油水井套损防腐技术已经迫在眉睫。本文主要将油水井套损管与井下挂片相互结合,并且根据油田的地理位置与自然环境,设计并且实施了油水井套损防腐技术,而且在油水井的套管内添加了缓蚀剂以及有机涂层,这也是成功研制油水井套损防腐技术的关键,从而在整个油田的开采过程中形成了防腐技术的完整网络。

安塞油田XN区油水井套损现状及治理对策

随安塞油田XN区投入开发年限延长，油水井井筒故障频发，尤其是油水井套损问题成为影响XN区块井筒治理的首要问题。本文重点分析了安塞油田XN区套损井分布、套损井常见特征、套损对生产影响以及下步套损问题治理对策，对今后区块开发中井筒套损治理具有一定借鉴意义。

胜利油田油水井套损原因分析

油田开发中后期,套损问题日益突出,对储量控制及可持续稳产构成威胁。套损原因研究一般着眼于油藏类型及开发方式,套损的产生是生产周期、套管质量、固井质量、增产措施、油藏地质条件等多种因素综合作用的结果。

热采水平井套损原因分析及延寿技术

本文针对稠油热采水平井套损现象日益严重的问题,从水平井套损特点入手,结合理论研究及数值模拟技术,对引起套损井的原因进行了相关分析。在此基础上,提出了延长热采井套管寿命的相关工艺技术,从而实现提高稠油井高效经济开发的目的。

胜利油田改进胀管器解决水平井套损难题

为解决水平井套变、套损井治理难题,胜利油田对传统的分瓣式胀管器进行了改进,提高了胀头表面强度和关键部位的韧性,并研发出适合水平井的φ156.0,φ152.0和φ145.0mm液压分瓣式胀管器,

秦家屯油田油水井套损原因分析

根据秦家屯油田的开发情况和秦家屯油田储层的分析,认为套管损坏是由吸水膨胀、蠕变和滑动引起的;同时,其他因素也会加剧套管损坏。一旦发生油井套管破损,应根据油水井套损情况,相应地提高泥岩段套管强度的等级是新投产井防治套损井发生的主要方法,及时切断注入水窜入软弱夹层、提高注入水水质等措施是防治水井发生套变的有效措施。

浅析套损井套损机制及处理方法在青海油田的应用

青海油田位于喜马拉雅构造运动带之上,成藏环境复杂,构造运动频繁,岩性差异较大,生产过程中套管易受地质运动造成套损,使得油气生产效益下降。套管损坏的主要原因为:地层出砂、完井质量、地质情况与构造运动、生产过程及井下作业等5个主要方面。因柴达木盆地为陆相湖泊沉积,储集层岩性为砂岩,渗透性较好,胶结疏松;故在生产作业过程中易形成“空洞”产生切线应力区作用于套管上造成套损。套管钢级选取需以P110型为主,而普通盆地适用于J55/N80型;可加大抗内压强度,减少套管变形程度。完井质量中最关键因素为固井质量情况,若固井泥浆未达标准与固井水泥凝固时间不达标均会影响完井质量。盆地内断层发育频繁,以盆地内N1-N21油藏为例,油藏内存在4条逆断层,地层倾角较大,且地层以伊利石、蒙脱石及伊蒙混层为主,该类岩层具有较强的吸水性,易在生产过程中引发水敏及砂敏使断层活动或地层滑动造成套损。 盆地内地层水型以CaCl2型为主,弱酸性水质;在注水过程中加快套管腐蚀造成套管壁变薄产生套损;同时如进行注气热采、蒸汽吞吐套管易收到反复冷热交替造成套损。井下作业使用工具时选择不当或大吨位进行解卡作业也是造成套损的原因之一。对于套管损坏的检测方法主要有以下几种:多臂井段测试技术、超声波彩色成像测试技术、电磁探伤测井技术施工过程中的直接反馈等;其中目前主要以电磁探伤测井技术为主具有较高的精准度,也可通过测井解释判断套管壁上存在的孔,缝,洞情况。青海油田对于套损井的治理方法主要有以下两类。一是在原套管上对套损点进行套管整形扩径至生产需求,二是利用新的套管进行替换、补贴以恢复通道。常用的修复方法为:液压整形技术、套管爆炸整形技术、膨胀管套管补贴技术、取换套技术、套管内侧钻技术等。例:2010年XX井因井深789m-790m处油层套管内径由159.40mm缩径至144.00mm导致堵水工具下放困难。故采用液压整形技术,依次使用规格为146mm、154mm、155mm整形工具共整形7次整形成功,2011年XX井因固井过程中套管脱扣使用膨胀管套管补贴技术使之恢复成功,恢复后套管通径达107mm能够满足正常施工要求。套损仅产生了原因多种多样,我们应分析产生原因并结合套损过程制定修复措施以及后期预防方法才能最大限度的提高经济效益,实现技术井下。

套损井腐蚀机理分析及防治技术研究

油田套损井是由于套管腐蚀、机械损伤等原因导致的套管失效现象。通过深入分析油田套损井的腐蚀机理及其对油田生产的影响,探讨了相应的防治技术。研究发现,套管腐蚀主要包括均匀腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀,其形成机制复杂,受环境因素、材料因素和操作因素的多重影响。通过电化学检测和无损检测技术,可以有效评估腐蚀程度,制定针对性的防腐措施。同时,还介绍了材料选择、阴极保护技术和缓蚀剂应用等防治技术,并通过实际案例验证了其有效性。研究表明,科学合理的腐蚀防治技术能显著延长套管的使用寿命,确保油田的安全稳定生产。

低渗透油藏套损井非金属大段贴堵技术研究

对于低渗透油藏φ139.7 mm套管因腐蚀发生大段连续套损问题,通常采用φ88.9 mm小套管进行二次固井,但治理后依然存在二次套损隐患,同时其76 mm的内径也不便于后期生产维护。为此,开展玻璃纤维增强树脂基非金属大段贴堵管的结构设计、实物静水压试验及窄间隙高强韧性固井材料优选。研究结果表明:试验管在不同温度下的承压性能、管体和螺纹接头的密封性均能够满足现场需求,设计的固井材料抗压强度达到62 MPa,同时配套贴堵施工作业保障措施,形成了一套完善的非金属大段贴堵工艺技术体系;现场应用7口井,固井成功率100%,固井质量合格率99%以上,平均单井日增油3.2 t,效果显著。研究成果不仅提高了低渗透油藏开发效益,也进一步丰富了套损井治理技术手段。

侏罗系油藏套损井防治技术

油井套损已成为油田稳产的一项重要影响因素,套损会造成不可估量的损失。针对该问题,研究分析了套损现状、套损原因,确定了套损井防治应始终围绕“以防为主、防治结合”的原则,通过缓蚀剂投加、井下工艺配套、加深眼管、固体颗粒缓蚀剂应用四个方面对油井前端形成全方位预防,降低套损井增量。根据“产量分级、效益排队、井筒完整性”三大要素,依据井筒腐蚀状况及治理工艺适应性,形成了3类6项套损井治理技术体系,可减少套损井存量,提高产能恢复率。

套损井的原因分析与整形修复方法

探讨了引发套损井问题的主要工程和地质因素,并深入分析了机械式修复和液压变径滚压套管整形工艺在油田套损井修复中的应用。通过评估不当的施工方法、材料选择以及油田设备的使用与维护问题对油井结构完整性的影响,强调了采用正确技术和材料对于预防套损井的重要性。详述了机械式修复工具—高效领眼铣锥和高效短节铣锥的原理与应用,以及液压变径滚压技术的工作原理、操作步骤和适用条件,展示了这些先进技术在恢复套管原始状态和功能方面的高效性和可靠性。

套损井成因及综合治理对策研究

近年来,随着油田开发时间的增长,在地质环境、工程因素和材料因素的共同作用下,套损井的出现是不可避免的情况,进而导致产量下降,甚至严重套损可能会导致油水井直接报废,严重影响了油田开发效果和经济效益。对套损井研判和综合治理是目前各个油田攻关的一个技术难题。本文综合了套损井类型和治理方案的研究进展,简述了套损井研判方法和修复治理方案,同时介绍了常见套损井的发生因素和层位,并分析了油层部位套损井的治理方法、断层面上套损井的治理方法、泥岩段套损井的治理方法,以期为套损井治理方案提供依据,为探究套损井综合修复治理的可能性提供理论支撑。

延长油田套损井化学封堵凝胶制备与应用

针对延长油田套损井日益增多的问题,通过室内实验自制了适用于延长油田套损井的封堵凝胶体系,并优化了聚合物和交联剂,进一步通过填砂管驱替实验评价了凝胶封堵性能,并将凝胶体系进行了矿场套损井治理试验。结果表明,聚合物GX-ZSD-04具有良好的耐温和耐盐性能,优化的体系配方为:3000 mg/L聚合物GX-ZSD-04+200 mg/L交联剂XT-5-ZSD-01;制备的凝胶体系突破压力为5.02 MPa,突破压力梯度为18.59 MPa/m。优化的凝胶体系封堵后套损试验井含水率由100%降至81.01%,封堵效果良好。该研究可为延长油田和同类油田在套损井凝胶封堵技术的应用与推广提供依据。

套管内保径钻塞技术在海上套损井治理中的应用

随着海上油气田大规模开发调整,套损井数量剧增,受地质和工程影响,渤海湾内有多口井发生过套管剐蹭或碰撞事故。挤注水泥浆封堵套损井,钻塞过程极易造成套管开窗或井眼丢失,且施工难度大,成为制约套损井修复的技术难题。结合保径导向扩孔技术和套损井导向打通道技术的特点,提出了套管内保径钻塞技术,能有效解决上述难题。以X97井为例,通过理论计算,确定了钻塞工艺管柱的组合形式、钻头/磨鞋的规格、钻铤/扶正器长度、施工参数等,并在现场得以应用,避免了钻塞开窗或对套管破损段二次损伤的风险,解决了套损井段钻塞的难题,验证了套管内保径钻塞技术的可行性,也为其他套损井的钻塞施工提供了参考。