稠油井连续油管解堵工艺应用

塔河油田稠油开发以掺稀降粘工艺为主,掺稀降粘工艺更适合高粘度、低含水稠油井,掺入深度越深,掺稀效果越好,塔河油田掺稀降粘过程中掺稀比调配不合适,稠油在井筒内上升过程中会堵塞井筒,产生稠油凝管现象,堵塞油管无法进行掺稀生产。连续油管下入油管内注热油进行掺稀降粘,逐步加深循环解堵,产生稠油井连续油管解堵工艺。     

出砂井原因分析及治理工艺

在渗透率低,地层压力高的油田,由于出砂严重导致油井无法生产,影响油田产量,现有的机械固砂工艺成功率低,适用范围小,而水泥封堵固砂工艺存在压力高注不进去或注入后返吐留塞的风险。因此,为解决油井出砂问题,应深入剖析出砂井原因,根据不同的出砂机理,采用不同的治理方法,优化固砂工艺,提升固砂的成功率,确保油井正常生产。     

气大溢流敞井口老井注灰永久封固工艺实践

KAR 299井为一口报废产水井,该井无采油树、油管头,套管头损坏严重,敞井口空井筒溢流十多年,且含气量较大。在该井的注灰永久封固施工作业中,通过采取一系列合理的工艺技术措施,成功实现了无井口装置下的注灰施工,对同类井施工具有一定的指导意义。     

四吋套井带压注灰工艺的研究与应用

针对以往4吋套注灰封堵存在注灰一次成功率低、小夹层注灰需钻塞和污染油层等难题,研究应用了4吋套带压注灰工艺,配套完善了4吋套封堵技术。该工艺具有注灰准确率高、耐压高、便于解封等优点,确保工艺成功并保证了安全施工,同时变径胶塞解决了Φ60 mm油管不足造成等停的难题。     

深层低渗油藏分酸工艺的研究与应用

长期的油田开发过程中,深层低渗油藏的油水井在生产过程中因种种因素易导致地层堵塞,致使油井产量下降、注水井注水量降低或注不进,以疏通地层为目的的解堵措施逐年递增。为提高措施效果,对深层低渗油水井地层堵塞机理和特征进行研究,并采取配套、适应性强的解堵工艺,降低储层伤害,提高解堵措施现场应用效果,达到增产增注目的。     

超高压储层封层上返工艺在深井试油中的应用

中浅层试油工艺中,注灰、桥塞封堵工艺均能满足施工要求,而对于超深、超高压储层,桥塞封堵若不认真分析桥塞受力状况,容易造成桥塞上移,封堵失败的情况。井深伴随着高温,对注灰水泥浆性能要求更高,随着施工时间延长,施工风险变得更大。而桥塞封堵上返工艺有其施工周期短、操作简便、风险小的优点而被广泛应用。而在实践中发现超高压储层单桥塞封堵工艺存在一定的缺陷,针对新疆准葛尔盆地的两口超深井试油施工中,遇到的问题,采取的措施,总结出一套适用于超高压储层的封层工艺。     

大牛地气田气井注醇管线解堵工艺标准探讨

大牛地气田冬季平均气温低,最低达到-30℃以下,气井生产受气温影响大,随着气温的降低管线堵塞频繁发生,严重影响到气井的正常生产~([1])。尤其是近年来频繁出现的注醇管线堵塞情况,导致堵塞井无法通过站内注醇泵泵注甲醇、泡排剂等各类药剂,被动的采取井口排水及预防措施,大幅增加了人员日常工作量。目前大牛地气田出现的注醇管线堵塞井,多为各种药剂通过站内注醇泵混注后经过注醇管线在管内结垢所致,解堵困难。常用的解堵方法有注醇解堵和降压解堵。     

塔河原油井筒沥青堵塞与防治技术研究

塔河油田于奇西区、八区和十区存在部分典型油井胶质沥青质含量高达50%以上,随着油藏开发的深入,地层压力等参数的逐渐下降影响,胶质沥青质随之在原油举升过程中不断析出,在井筒内堆积造成堵塞,影响油井正常生产。通过对塔河油田井筒堵塞物性质分析及结构研究,找到塔河油田井筒发生沥青质沉积的原因,并依据沉积机理和堵塞物主要组分,研制了JD-1系列分散解堵剂,对其溶解性能性能和抑制性能进行了评价:在适合温度和加量下解堵率可达100%,不稳定原油中加入质量分数1%的JD-1剂可有效抑制沥青质沉积,采用SARA方法计算出每100 g堵塞物中至少加入40 g JD-1剂才能使体系稳定。JD-1剂有望应用于沥青质堵塞井筒的分散解堵。     

注入井溢流实时等量自动回注系统改进研究

应用注入井溢流实时等量自动回注系统能够减少注入剖面测井过程中的井口溢流量、减少井口压力损耗,可以大幅度提高注入剖面测井质量、也可以降低溢出液体对环境的污染。大庆油田近几年广泛应用的注入井溢流回注系统的回注泵受溢出液体含油杂质较多影响故障率较高、维修难度较大;冬季施工时溢流回注系统的柱塞泵常常因结冰而发生堵塞。针对上述问题,将原有溢流回注系统采用的单一柱塞泵结构改进为采用柱塞泵驱动的增压单元结构,并进行了增压单元和柱塞泵的工作参数校核。现场应用表明:改进后的注入井溢流回注系统避免了溢流液与柱塞泵的直接接触,解决了溢流液携带的杂质导致的回注泵故障率高及冬季施工结冻问题,改进后的设备仍旧能够保证溢流液回注环节所需的回注压力与注入量。     

小型解堵压裂在定边油田的应用

油田在开发过程中,储层会出现不同程度的伤害,低产低效油井日渐增多,欠注井也逐渐增加,堵塞现象严重,影响了正常生产。为有效实施解堵,就堵塞机理、原因进行深入分析和诊断,并探讨了几种新型解堵工艺。     

综合解堵技术在锦州采油厂的发展与应用

针对目前锦州采油厂油井堵塞类型和堵塞原因趋于复杂化和多样化,原有的解堵技术和配方已无法解决现今的油井堵塞问题。为解决锦州采油厂新、老井油层堵塞问题,决定对原有解堵技术进行了改进研究。通过室内实验和现场试验对药剂配方进行了确定与性能评价。使改进后解堵技术为采油厂解决油井堵塞问题开辟了一条新途径。     

埕东油田堵水工艺现状及展望

本文主要对埕东油田近几年应用的堵水工艺进行总结。其中层间堵水主要推广应用了填砂注灰、机械卡封、打悬空灰帽、打桥塞等四种工艺,并对这四种工艺(特别是对2011年新引进的可插入桥塞挤水泥封堵工艺和电缆水泥塞封层新工艺)的工艺特点和实施情况做一介绍;层内堵水主要介绍了2011年研究推广的氮气泡沫压底水工艺、地下合成层内选择性堵水工艺、打隔板技术三种封堵边底水工艺试验的情况。最后对2012年封堵水技术进行展望,指出封堵边底水是今后堵水的主攻方向。     

免污染注灰技术的研究和应用

随着油田注水开发时间的延长,层间矛盾日益突出。主力层采出程度高,是主出水层也是主吸水层,非主力层有效挖潜力度有待进一步提高。注灰封层是油田开发中实现换层生产、挖掘二、三类储层潜力常用的一种工艺手段。由于注灰时井口经常出现溢流,常规注灰需要泥浆压井,注灰一次成功率较低,并且压井液会对油层造成二次伤害。为了解决该难题,设计并创新应用了免污染注灰工艺。该技术最大的优越性在于利用胶塞顶替碰压并自锁的原理,准确将灰浆顶替至设计深度,保证有溢流井注灰的一次成功。     

东仁沟油田长2油层化学解堵效果分析研究

随着东仁沟油田开发程度的推移,大量的油井在开发过程中由于各种原因导致了井筒和油层的堵塞、污染,致使油井不上液,产液、产油量下降,这篇论文针对东仁沟油田的储层条件和油井堵塞原因,对东仁沟油田长2油层化学解堵的42井次做了详细分析,对比了各种解堵技术在实际应用中的效果,为油田后期的化学解堵选井和技改挖潜提供了一定的依据。     

优化工艺措施实现低产区块稳产

针对锦92块稠油生产中后期地质措施选井难度大措施潜力小问题,优化实施工艺措施,利用解堵、氮气隔热调剖助排、微生物冷采、分层注汽、投(收)球选注及配套工艺措施,很好的解决油层低产能、动用不均及油井出砂问题,为区决稳产奠定了基础.     

超稠油油藏油井溢流原因分析与对策研究

随着曙一区杜84区块产能建设油井向区块边部扩展,溢流油井逐步增多,溢流使油井生产初期无法正常作业下泵生产,影响油井生产时率及周期生产效果。储层间物性差异和层内非均质性引起的压力异常高是导致油井溢流的根本原因。采用带泵注蒸汽、优化注汽及焖井参数、辅助化学药剂与机械措施和直平组合整体注汽是解决油井溢流矛盾的有效方法,从而改善油井周期生产效果。     

注聚井解堵技术及解堵机理研究进展

聚合物驱在油田提高采收率方面具有显著成效,但聚合物的长期注入容易造成注聚井和地层堵塞,导致注入困难、注入压力升高等问题,从而严重影响了开采效果和油井正常生产。因此,对注聚井和地层进行有效解堵非常重要。本文在总结了注聚井的堵塞机理的基础上,对注聚井解堵技术及机理进行了综合分析,对比分析了各技术的优缺点,并对其发展趋势进行了展望。     

酸化冲击解堵技术的改进与应用

油井堵塞问题一直制约着油井的正常生产,锦州采油厂从建厂以来一直使用机械解堵类技术对中低渗稀油油藏进行解堵,解除近井地带污染,恢复油井产能。经过多年现场试验,根据投入产出对比现场应用效果,优选和改进适合锦州采油厂的解堵技术,从而实现油层改造,解决油层污染,恢复油井产能。     

A&S油田井筒清防蜡新技术研究

针对PDVSA AS油田在开发过程中存在油井井筒结蜡,蜡沉积在油管内壁上,致使井筒变窄、油井产量降低、堵塞油管,造成油井停产,而传统的井口液体加热与投加改性剂技术在实际应用中存在投资大、管理不便等问题,本文提出了热气举这一新的清防蜡工艺。通过使用HYSYS和Pipephase软件对热气举过程中节流嘴前后温度、井筒环空气体温度进行计算,验证热气举法的可行性。结果表明:注入气体温度为80℃时,节流后无水合物生成且能维持油套环空温度高于60℃,能有效做到井筒清防蜡。本研究为油田解决井筒结蜡问题提供了新思路,具有广阔的应用前景。     

特殊井注灰打塞工艺研究应用

针对负压井、溢流井、套破井及夹层小于3米的特殊井打水泥塞存在的问题,分别研制负压打塞新型工具、新型桥式分流装置、可钻式球墨铸铁水泥承留器,并对打塞工艺流程进行优化完善,解决特殊井注灰打塞塞面不准确和不密封的难题,实施36口井,工艺成功率100%,减少作业劳务25.2万元;累计节约作业用时1902小时,累计增油2873吨,应用效果明显。