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文23气田地层压力降至15 MPa,压力系数降至0.5,作业过程中大量液体漏失,气层污染严重,作业后返排困难,降低了气井措施效果.该文分析了低压低渗砂岩气层的伤害因素,围绕降低作业过程中的压井液漏失量,开展了泡沫压井液、凝胶暂堵、旋转抽砂泵、不压井作业等一系列工艺技术试验和应用,取得了一定效果,并针对应用中出现的新情况... 相似文献
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《石油化工应用》2015,(10)
气井生产一定时间后储层压力系数低,单井产量低,常规修井作业存在压井液漏失严重,液体返排困难,储层伤害严重等诸多难题,同时高昂的压井材料及排液费用与"低成本"开发思路相悖。带压作业是一种先进的井下作业技术,主要优点是作业过程无需压井,节约了压井成本和时间,能够最大限度地减少对储层的污染,确保气井产能不受影响。2011年起苏里格气田采用带压作业装置顺利实现了井口压力低于15 MPa,管柱结构为光油管、单封及双封的气井修井作业,相比常规修井作业缩短周期40,减低了施工费用近50,避免了储层伤害,为气井带压修井作业积累了经验。本文总结了苏里格气田气井带压修井技术应用情况,分析了存在问题,并结合气田开发实际就带压修井技术应用前景进行了探讨。 相似文献
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靖边气田生产后期修井维护作业中,工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题,将严重破坏和伤害储层,导致排液复产困难,因此优选一种适合靖边气田的修井暂堵液显得尤为重要和紧迫。此科研针对靖边气田储层岩性特征,在对绒囊暂堵液体系理论研究的基础上,进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验,研制出了具有良好的盐稳定性、抗温性、耐腐蚀性、暂堵能力以及对靖边气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系,同时在此基础上对暂堵液体系进行室内小样实验评价和室外模拟地层环境的暂堵和返排实验,最终确定了适合靖边气田修井作业的暂堵液体系配方,为今后靖边气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备,具有一定的指导意义。 相似文献
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塔里木油田牙哈凝析气田的气井经过长期开采,地层压力大幅度下降,有的井储层压力系数已低于1.00,部分井因套管破损,引起高压水层出水,导致修井作业时,压井液密度高达1.20g/cm3才能把高压层压住,致使生产低压层段大量压井液漏失。一方面漏失的压井液会大幅度改变井眼周围的含水饱和度,致使气相的相对渗透率下降,导致完井或修井后气井产量的大幅度下降,同时压井和复产周期较长;另一方面因压井液漏失,出现压井困难,对于高压层和低压漏失层同时存在的井,如果用高密度的盐水修井液压井,会造成低压层的漏失,高压层引起井溢和井涌,反复压井,容易引起井下复杂情况,增加了作业的难度和不安全因素,同时反复漏失和压井,会造成修井后气井产能的大幅度下降,作业周期也大大延长。针对目前低压、多压力层系压井修井难题,塔里木油田引进了固化水压井修井液,有效地阻断了修井液在中低渗储层的渗漏,解决了修井液渗漏的技术难题。 相似文献
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通过对川东气田修井工艺技术的现状以及在修井中遇到的困难的分析 ,指出低压气井和高含硫气井的修井将是近几年川东气田修井的重点和难点 ,同时为川东气田修井工艺发展的方向提出了一些相关思路。 相似文献
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随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为:1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。 相似文献
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随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为:1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。 相似文献
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雅克拉-大涝坝凝析气田油溶暂堵型低伤害修井液 总被引:2,自引:1,他引:1
在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业过程中易发生修井液大量漏失而导致黏土膨胀、速敏、微粒运移以及润湿性改变等问题,引起较严重的储层损害.针对该气田储层特点,研究出了油溶暂堵型低伤害修井液,并利用离心法、页岩防膨法、API堵漏模拟实验以及沉降稳定等实验方法,优选出了适合该区块油溶暂堵型修井液的黏土稳定剂、表面活性剂、堵漏剂和悬浮增黏剂.性能评价结果表明,该修井液具有油溶暂堵功能,适用温度范围广;岩心渗透率恢复率达到85%以上,具有明显的储层保护效果;具有良好的流变性能,能满足现场施工要求. 相似文献
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低压气井暂堵修井工艺技术探讨 总被引:4,自引:0,他引:4
川渝油气田每年修井数多(达300井次),其中近50%为低压油气井,且相当部分井的天然气中含有H2S、CO2等有毒有害气体,造成低压气井修井作业时极为困难。为此,提出应综合考虑修井中的井控安全、储层保护、井下油管腐蚀和作业后复产等工艺技术,并在多个地质构造上应用非选择性堵水剂、可循环暂堵液、液体桥塞等暂堵压井液体系,取得了能压稳井、低伤害和安全作业的应用效果。分析对比暂堵液体系的现场应用情况,其中可循环暂堵液适用性更强,稳定时间长,不但可以满足暂时封隔地层流体的目的,而且在施工结束后可采取破胶水化依靠地层能量将其排出地面,也可采取天然气或者液氮气举的方式排出,减少了对地层的污染,适宜在现场推广应用。 相似文献
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低压气井暂堵修井工艺技术 总被引:3,自引:0,他引:3
对低压气井进行修井作业时 ,要求施工安全又不伤害产层 ,这是一个急待解决的难题。国内外对此已进行了长期的研究和现场试验 ,并形成了很多修井工艺技术。使用非选择性堵水剂作为暂堵剂 ,在 4口井上进行了暂堵修井作业 ,取得了较好的效果 ;综合考虑 ,认为暂堵施工适用于低压气井的修井作业 ,并对低压气井的暂堵修井作业总结了一些经验。 相似文献
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苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。 相似文献
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《油气井测试》2018,(5)
鄂尔多斯下古奥陶系低压气井测试环节地层漏失严重,利用绒囊修井液封堵结构抗温耐酸性突出,暂堵地层后为气井测试提供安全稳定井筒环境。室内利用直径38 mm、长60 mm岩心柱塞中高0.5 mm贯穿型不规则裂缝模拟地层漏失通道,模拟温度110~150℃,连续注入绒囊修井液至驱压达20 MPa后,反向注入H_2S含量0.1%的酸性气体,测定48 h内驱压衰减幅度小于5%,表明高温酸性环境下承压结构稳定。实验测定绒囊流体返排后天然灰岩基质与裂缝渗透率恢复率87.15%、96.52%,储层保护效果良好。现场应用绒囊修井液于S-2X井、S-4Y井套管腐蚀检测暂堵,两口气井H_2S含量约1 000 mg/m~3,反循环泵入绒囊修井液64 m~3、68 m~3后,井口12h检测无气体,暂堵成功。补充清水33 m~3、20 m~3后见液,套管腐蚀检测作业顺利,气井产气效果恢复快速。该暂堵工艺为鄂尔多斯盆地下古奥套系气井安全测试作业提供了技术支撑。 相似文献
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THY修井暂堵剂在稠油井中的试验研究与应用 总被引:3,自引:0,他引:3
THY修井暂堵剂是以油溶性树脂作为桥堵剂,桥堵储层孔道,在井壁形成屏敝层,从而减少修井液的漏失,投产后与原油相遇其桥堵作用自行解除,储层滓透性得以恢复。该修井暂堵剂经实验室试验和辽河油区96口井,112井次现场应用表明,可有效地解决稠油井修井作业液漏失问题,起到了保护储层和辅助增产措施顺利实施的良好作用。 相似文献