关停井与报废井的井筒完整性

我国发布了废弃井及长停井处置指南与标准;挪威NORSOK D-010 V4标准有4种井:暂停井、暂时报废井、永久报废井、永久报废1个井段;美国加州油气监管局有对长停井、闲置井、遗弃井、报废井的监管法规。通过分析几种不同的分类标准法规,从内涵上梳理归纳为关停井与报废井2大类。研究了关停井与报废井的井筒屏障结构,列举了关停井(暂时报废井)和永久报废井2类井筒屏障的实例图解(共18个)并进行了分析说明。从这些实例中说明关停井与报废井是井筒生命周期内难以完全避免的,必须重视对它们的井筒完整性和井筒屏障及其组件的设计与应用并进行标准化、规范化管理;应根据各个具体井的实际状况设计"量身定制"井筒屏障及其组件并采取有关措施,以确保关停井与报废井的井筒完整性和关停、报废期间的安全,保护油气层、地下水和环境;要特别重视对渗透性地层、储集层、入流源的封隔封堵。每口关停井、报废井都要用多层套管、水泥环封堵环空,用多个水泥塞和机械封隔工具封堵管内;研究了水泥塞的位置、类型、施工方法、质量要求;指出了一些容易发生和忽视的问题,提出了检查、监测、处理意见,并用5个图例予以说明。

稠油蒸汽吞吐后期关停井恢复再生产地质因素正交分析方法

稠油油藏由于原油黏度大、流动性差,多周期吞吐后,近井地带含油饱和度下降幅度大、产量低、连续吞吐效益比较差。但是关停一个时期后,油藏内部再次达到动态平衡,剩余油会在这类井附近再次富集,开井生产仍能获得一定的产量和经济效益。河南稠油油田开展了这方面的矿场试验,并取得了比较好的效果。矿场试验过程中,采用正交试验法,通过数值模拟技术分析了不同地质条件下的剩余油富集程度,利用极差分析法得到了影响蒸汽吞吐关停井剩余油再富集的地质因素排序为原油黏度、渗透率、纯总厚度比、孔隙度、油层厚度、油藏埋深、油藏倾角,并利用方差分析法进一步验证了该结果。依据这一研究成果确定了15口目标井恢复再生产,成功率80.0%。这一研究思路和方法可为东部老油田提高资源利用率提供参考和借鉴。

井楼油田关停井挖潜技术对策研究

井楼油田稠油热采井经过近30a的降压吞吐开发,地层压力下降幅度大。由于热采后备潜力逐年减小、化学辅助多轮次效果差、汽窜及边水内推严重、平剖面动用不均、井况影响等多重因素影响,部分油井产能下降,关停的井层越来越多,严重影响了油田开发效果。以井楼油田关停井层为研究对象,通过对369口地质关停井进行静、动资料收集统计、相关地质图件的绘制,在对油藏地质特征、开发现状总结认识的基础上,开展长停井层井楼油田关停井现状及原因分析、长停井层潜力研究、长停井层挖潜对策研究、现场应用效果评价。形成了高周期吞吐后关停井挖潜技术对策,为其他浅薄层稠油区块高周期吞吐后效益开发提供经验及技术指导。

南3—丁2—丙150关停井压裂治理方法研究

大庆油田现有3200多口油井由于高含水、低产液以及套管损坏等原因处于关停状态,不能正常生产,严重影响了油田持续稳产。南3-丁2-丙150井为南二区一南三区东部一次加密调整井,采用井距为250~270m的四点法三角形注水井网布井,开采萨+葡二组差油层。目前有6口水井与它相连通,注采系统完善,具备治理的潜力。通过油井产液剖面、连通水井吸水剖面、射孔、初次压裂等数据分析研究,确定了合理的压裂层段为SⅠ2、SⅠ3、SⅢ7-81、PⅡ7-8;确定了合理的压裂工艺为多裂缝、大排量、55MPa管柱等措施,取得了较好的压裂效果。日产液量增加64%,日产油量增加84%,综合含水下降7.2%,沿海度增加64%。为下一步制定关停井综合治理界限标准奠定基础。

宁东油田ND26井区长期关停后开发动态特征研究

针对宁东油田ND26井区长期关停后地层能量恢复、压力分布及产能变化等问题,综合运用油藏工程等方法开展关停期间地层能量恢复程度、压力分布规律及试采特征等研究。研究表明,油田关停期间地层压力逐渐恢复,影响压力恢复的主要因素有储层物性、构造部位以及井型;关停期间地层流体重新分布,剩余油向构造高部位富集,油水界面较原始状态已抬升10.0m,构造高部位的复产油井产量恢复快、含水上升幅度小;油井关停再复产不仅能够节能降耗、不改变油田最终采收率,而且有利于地层能量恢复,延长油田的开发寿命。

出砂关停煤层气井复产潜力评价方法

为最大程度地开采地下煤层气资源,实现投入产出比最优化,开展出砂煤层气关停井复产潜力的研究尤为重要。综合考虑煤层气藏地质及生产特点,采用科学的量化方法对出砂关停井复产潜力进行分析,确定了关停井复产潜力评价的5个二级评价指标(钻遇地质条件、剩余供给能力、出砂情况、关停井历史生产情况及周边井生产情况)及对应的三级评价参数;优选定义了重点评价指数,并利用归一化处理的方法屏蔽了地质和区域差异对参数界限值的影响;采用层次分析法确定了各指标的权重,并最终建立了出砂煤层气关停井复产潜力量化评价模型。将该模型应用于现场出砂关停井的复产潜力评价中,并根据评价排序结果有针对性的采取复产措施,取得了良好复产效果的同时降低了复产成本。

长期关停套损出水井的找漏技术及应用

套管破损(套损)直接影响油水井正常开采,给油田造成巨大的经济损失。长庆油田每年有几十口井因套损出水导致高含水关停,如何有效治理套损高含水井,提高油田采收率,是长庆油田目前面临的重要工作之一。针对该难题,开展套损井腐蚀机理及判识技术研究,通过油井临时改注,利用相适应的生产测井组合测试技术,进行出水位置的精准判识。通过对长庆油田Z277示范区块多井次的现场应用,利用该技术找到出水位置并处理后,A井日产油2.0 t、含水率33.3%,A井、B井和C井的平均产量达1.97 t/d、平均含水率46.5%。通过采用针对长期关停套损出水井的找漏技术进行综合治理,让长期关停套损出水井再次恢复生产,创收经济效益,对示范区块Z277长期关停高含水井治理具有推广意义。

关停油水井恢复潜力分析

文章基于油区目前油水井关停的现状,按低油价暂时停产井、已废弃处理井、待废弃井和捞油井等梳理分类,针对低油价下关停的油水井综合考虑井下状况、恢复难度、油藏需求、边际效益等因素进行潜力分析与评价,制定恢复方案和恢复运行安排及恢复建议。

关于关停城市自备井工作的几点思考

从城市水资源管理的角度出发,以哈尔滨市停水事件为切入点,阐述关停自备井的必要性,提出关停自备井工作应采取的具体措施,以彻底防范水危机事件的发生,确保城市供水和社会秩序的安全稳定。

基于效益复产的控水采气技术——以磨溪气田嘉陵江组二段气藏为例

高产水气井因低效或无效益关停后,井口压力恢复较高,井控安全风险大。按照原有常规开发模式复产将面临地层水处理成本高、无人值守生产管理难度大等问题。为实现磨溪气田下三叠统嘉陵江组二段气藏安全效益复产,综合考虑气藏生产管理、安全环保和经济效益等因素,提出新型控水采气技术作为高压、高产水、低负效气井复产的工艺措施。通过开展控水采气生产现场试验,分析不同产水量、产气量、生产时长和间开周期条件下油压、产量等动态数据之间的关系,确定合理生产压差、产水规模和间开周期;同时结合气藏生产组织、生产管理等综合因素确定开关井制度,通过安装智能间开系统等配套工艺,进一步提升控水采气技术措施效果。研究结果表明:(1)该技术确保气藏关停井整体成功复产,有效降低了井控风险;(2)通过现场试验和推广应用,验证了选井标准和工艺参数计算方法的科学性;(3)“智能间开系统”等配套工艺进一步提升了现场运用效果。该技术为关停井复产、高压井管控、精细生产管理及提高气藏采收率提供了有力的技术支撑,在同类气藏中具有较强的推广应用价值。

沧州市区关停自备井实践经验及效果分析

对沧州市关停深层地下水自备井实施过程进行了总结和回顾，从地下水水力学角度对关停自备井后地下水水位回升的原因做了分析，提出了深层地下水水资源保护措施与建议。

天然气压缩机故障停机选井关停设计改造

某气田有5台天然气压缩机组,每台机组有独立的控制系统,机组控制系统之间无直接逻辑控制,整个天然气处理流程从井口采气树到外输上下游没有闭环控制,整套天然气系统抗压力波动能力较弱。分析认为系统中干扰较大的因素是机组异常停机,因此根据机组停机信号,触发在过程控制系统预先设置好的关闭天然气井组合的逻辑,输出到紧急关断系统,关闭气井的井上安全阀,实现选井关停的功能,尽可能地解决由于机组停机时引起的生产关停,确保气田群生产时效,提高天然气外输量。

沧州市区关停自备井实践经验及效果分析

对沧州市关停深层地下水自备井实施过程进行了总结和回顾,从地下水水力学角度对关停自备井后地下水水位回升的原因做了分析,提出了深层地下水水资源保护措施与建议。

气顶边底水油藏开发后期见水规律分析及对策

气顶边底水油藏在注水开发后期,由于气窜、边底水、注入水、套损等多重因素的影响,造成的高含水关停井不断增加,本次研究中主要对油藏天然能量重新评价、对关停井原因分类分析、剩余潜力分布再认识,通过注水开发井网调整、注水参数优化、关停井治理等方面研究,制定出不同见水类型针对性治理对策,提高了注水波及体积,见到了一定的增油降水效果。在研究过程中首次对优势通道类型甄别及治理对策进行了总结归纳,为今后同类型油藏调驱堵水及综合治理提供了技术参考。

彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

彩南油田彩9井区西山窑组属于低渗-特低渗油藏,非均质性强,注采井网适应性差,储量动用程度低,水驱开发效果极差。准确的判断注采井间动态连通性,是改善油田开发效果的关键。针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏,建立井间动态连通性模型。利用油田注采动态数据反演得到井间动态连通系数,绘制全区注采井间连通图。对比分析示踪剂和微地震解释结果,验证方法的准确性,并且分析表明该油田西部连通性存在明显的方向性,呈西北-东南方向。

渤海某凝析气田气井井筒积液分析及处理措施

针对凝析气藏开发过程中存在产量递减、气井高含水及井筒积液等问题,以渤海某凝析气田关停气井为研究对象,利用气井生产动态分析方法,结合气井的系统测试资料,明确了关停气井井筒中的积液段,利用经验公式法及Pipesim软件计算了临界携液气量、优化了气井生产管柱。为保证关停气井复产后正常生产,提出气举、涡流排液、泡排、小直径管等排液采气措施建议及实施步骤。对E4、E5、E6井井筒积液进行分析,其中E6井根据建议措施复产后,初期日产气2.3×10^4 m^3,日产油15 m^3。根据前期生产动态,预测五年累产气约584×10^4 m^3。该方法可为海上凝析气田井筒积液分析及关停井复产措施提供借鉴。

延长油田注水项目区综合治理实现效益开发方案

延长油田第一批8个注水项目区在前三年基本没打新井的情况下,实现净增油24. 92万吨。2019年新成立第二批18个注水项目区,随着油田区块注采井网逐步完善,油田对提升开发质量实现效益开发提出了更高的要求。围绕关停井排查恢复、套损井治理、措施改造制定下阶段综合治理开发方案,确保千万吨油田稳产一百年。

基于主成分及熵权法的松树林东区关停油井潜力评价

为了对南泥湾松树林东区关停井潜力进行评价,以101口油井为研究对象,选取了总油层厚度、平均单层有效厚度、水驱控制程度、单井剩余储量、含油饱和度、月产液量6个评价指标,利用主成分分析法,在6个评价指标中提取3个主成分并得到其分值,再通过熵权法赋权,求取101口油井潜力综合得分,从而建立关停油井再利用潜力评价模型。现场实施效果表明,基于主成分分析和熵权值建立的关停油井再利用潜力评价模型具有可靠性和适用性,符合油田生产实际。该方法为南泥湾采油厂关停井治理提供一定的理论基础和依据,为延长油田关停井潜力评价研究提供参考和借鉴。

古冶采煤塌陷区综合治理方案

在古冶区在开滦范各庄矿东北侧有一采煤塌陷坑,为减少采煤塌陷坑的危害,解决古冶区水资源紧张的现状,拟对此塌陷区进行综合治理,将规划范围内水面连通,建立南范平原水库,集蓄沙河雨洪水和河道径流资源,为古冶区工业企业关停自备井提供替代水源。

沧州市实施地下水压采措施效果简析

沧州市属于资源性缺水城市,但是城市的发展又不能缺少水资源,因此开采地下水成为唯一的手段。毫无节制地开采与利用地下水,导致一系列问题的发生。为了实现城市的可持续发展,沧州市积极实施地下水压采措施,这些措施缓解了地下水位持续下降的问题,为今后有关部门的决策部署提供参考。