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依托套损井综合管理平台,经过长期探索和技术实践,建立了油田相应的套损井分析模式,从工程服务的视野,结合异常井信息,对油田套损井和成片套损区域,从历史、构造、开发经历、时空和井网等进行分析,探索套损井产生的根源。对油田套损井预防和管理提出建议,达到减少新增套损井和重复套损的目的,适应油田长远发展对套损井管理的要求。 相似文献
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文章综合分析了方兴油田套损井的影响因素,总结归纳了各区块套损井的不同特点,近年来通过优化施工参数有效减少了大修作业对套损井的伤害,提高了套损修复率。并有针对性的对现有的套损井提出了治理对策和治理计划。 相似文献
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张维维 《石油工业技术监督》2021,(1):1-3,14
分析了地质构造因素、注水因素、井身因素及固井质量对套损的影响,指出了套损主要发生在累计注水量多、注采比高的一类区块,且J55钢级套损比例高,形成了套损预防措施.从钻井源头上提高套管抗压强度,提高固井质量;在开发过程中注重注水管理,加强压裂方案优化及作业质量监督,实现全过程有效防控,降低了套损发生几率. 相似文献
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钻井工程是探明地下资源情况及开采油气等资源的基础性工程,只有保障钻井工程处于安全状态,才能够为天然资源的顺利开采提供条件。一旦钻井工程中出现事故,则会对井下作业人员的生命安全造成影响,并由此导致石油开采工作无法继续进行。本文分析了钻井工程中常见的事故,同时探讨了常见事故的处理方法,包括卡钻事故的处理方法,井漏与井喷事故的处理方法,井下落物事故的处理方法。 相似文献
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随着油田开采时间的延长,油水井服役年限随之增加,各类井下卡钻落物事故频繁发生。加之超深井、侧钻开窗井、水平井等特殊井身结构井增多,使井下作业环境日益复杂。安塞油田现有的井下作业设备、技术、作业工具远远不能满足生产现场的要求。引进新设备、新技术、新的作业工具、提高作业人员技术水平,是提高井下作业质量,有效解除事故的最好方式。 相似文献
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油田井下打捞作业技术探讨 总被引:3,自引:0,他引:3
在油田开采作业中,油田井下打捞作业技术是针对油田油井开采作业过程中出现的井筒堵塞等井下事故,对于油井出油以及注水能力造成影响,为恢复油田油井的正常出油、注水等正常作业能力而应用的一种技术手段,通常情况下,油田井下打捞作业的难易程度与油井井身结构情况有着很大的联系。本文将结合油田井下打捞作业具体情况,从油田井下打捞工具的选择以及井下打捞方案的制定等方面,对于油田井下普通落物打捞作业工艺以及油田井下落物增力打捞原理、油田井下落物预防管理等进行分析论述,以减少油田井下落物打捞的工作量,提高油田井下落物打捞作业效率。 相似文献
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吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了深井套管变形段长,多点变形而无法修复的难题,现场应用效果好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。 相似文献
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随着油田步入高含水开发期,由于受到地质和工程因素影响,井筒条件日益恶化,套管易发生变形、破裂和腐蚀等现象,从而影响油水井的使用寿命和注水效果,进而给油田开发带来诸多问题。且随着油田开发力度加大,套损现象日益增加,部分套损井已在带病工作,因此,及时了解井身套管状况,进行套损井综合治理和预防具有重要意义。 相似文献
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杨文敏 《石油工业技术监督》2023,(7):63-67
针对低渗透油田压裂选井、选层困难,压裂效果变差的问题,以提高剩余油措施挖潜为目标,对套损修复井、小井眼井等小直径井压裂技术进行了研究。研究得出:小直径封隔器、喷砂器与压裂管柱的配置适用套管内径大于Φ102 mm、井温小于120℃的套管修复井及小井眼井的压裂,可一趟管柱坐压4层,并根据套损点位置限制设计了4种管柱结构,实现小直径大砂量多层压裂;套损修复井压裂后,初期平均单井日增液2.6 t,日增油2.2 t,增油强度1.3 t/(d·m),含水下降26.0%;小井眼井压裂后,初期平均单井日增液1.8 t,日增油1.6 t,增油强度1.1 t/(d·m),含水下降29.9%;套损修复井与小井眼井所在区域的剩余油分布较重复压裂、转向压裂井所在区域的剩余油更加丰富,措施潜力更为突出。小直径大砂量多层压裂工艺技术拓宽了压裂选井、选层的空间,为大庆长垣外围油田剩余油挖潜提供了有效的技术支撑。 相似文献
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《石油工业技术监督》2017,(3)
嫩二段硬岩性中存在具有渗透性且易启开的化石薄弱面,进水后为层面滑动创造条件,在进水、构造和地应力作用下产生滑动而发生套损。针对套损成因,采取了提高嫩二段套管强度来预防套损、根据套压检查验证套保封隔器使用情况、风险井下入双卡套保封隔器以及投死嘴定期验封并控制注水压力的技术措施,实现了防治套损的目标。指出,提高套管钢级在预防套损方面虽然一次性投入增加,但是由于套损率降低使得套损井数减少,大修总费用、更新井费用以及维护费用得到降低,从而综合费用下降,因此推荐应用高强度P110套管代替N80套管。 相似文献
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熊雪 《石油工业技术监督》2023,(12):60-65
针对W油田套损井组压裂工艺不成熟,受非均质性强和注采关系不完善等因素影响导致井组难以有效动用的问题,建立了套损井组精细控制压裂治理技术。在层位优选卡段优化、裂缝参数优化、加大加砂规模基础上,完善形成了套损井双封单卡精控压裂工艺,单趟管柱压裂段数由4段升至9段,单层加砂量由80 m3升至200 m3,满足了修复后井径100 mm以上低产油井的压裂需求。在Y开发区A井组开展试验评价,水井压裂后吸水量增加了56 m3/d,动用比例增加42.9%,砂岩厚度动用比例增加45%。A井组周围3口油井压裂后,平均日产液量增加了32.5 t,日产油量增加了8.2 t,增液强度为8.1 t/(d·m)。该井组投入产出比为1∶3.4,累计产生经济效益1 362.2万元。该技术实现了从套损井组工艺管柱、压裂方案优化和油水井配套调整等方面地质工程一体化设计,取得了较好的试验效果,为油田套损井组高效开发提供了重要借鉴。 相似文献
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