辽河油田井下作业工程技术总结.docx
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辽河油田井下作业工程技术总结
辽河油田井下作业工程技术总结
“十一五”三年来,辽河油田井下作业系统全面落实集团公司、股份公司和油田公司的各项工作部署,按照集团公司领导提出建设“四个基地”、实现“三大目标”的要求,认真贯彻“5553”发展思路,努力做好“五篇大文章”,持续推进“六项战略举措”,以技术创新、提高效率、井控安全为中心,以保障油气产量和降本增效为目标,圆满地完成本系统的各项生产经营指标,为油田的勘探开发和原油稳产上产做出了贡献。
一、辽河油田基本概况
截止2008年12月末,辽河油田共探明油气田39个,投入开发32个油田,动用原油地质储量187522.6×104t,可采储量46923.8×104t。
共有各类井22492口,其中,采油井18897口,开井12299口,其中机采井18739口,开井12197口;自喷井158口,开井102口;注水井2637口,开井1572口;注汽井229口,开井204口;采气井606口,开井194口;观察井361口;完井未建、未投入井597口。
辽河油田油、水井情况分类表见附表1.
(一)原油生产情况
2008年油田公司生产原油1193.0×104t,生产天然气82254.36×104m3,完成注水3431×104m3,注汽2427.1982×104t,全面完成了上级下达的任务指标。
其中全年稠油生产740.6561×104t,稀油生产371.1×104t,高凝油生产81.25×104t。
(二)作业工作量完成情况
“十一五”前三年完成作业总工作量90774井次,其中油(气)井88451井次,注水井2323井次。
其中措施总工作量为55895井次,维护性作业工作量30146井次,大修侧钻总工作量为2250口,其他2483井次。
平均年措施作业18630井次,年维护性作业100000井次,大修侧钻750口。
2008年试油测试累计完成试油油区内74层,海拉尔27层,吉林试气20井次,油区内作业27井次,水力泵排液17口,常规测试60层,裸眼测试36口,测压27口。
“十一五”后两年计划作业总工作量63500井次,其中措施工作量38055井次,维护性作业工作量21830井次,大修侧钻1840井次。
平均年作业总工作量31750井次,其中年措施作业190000井次,年维护性作业11000井次,大修侧钻920口。
2006~2010年的作业工作量情况详见附表2。
(三)井下作业队伍、人员及主要设备状况
目前辽河油田公司共有修井队伍327支,其中侧钻1支,大修36支,小修244支,试油22支,带压作业21支,压裂酸化2支。
作业系统在册员工9674人。
共有修(通)井机462台,其中轮式通井机221台,占总数的47.8%,履带式通井机176台,占总数的38.1%,车载修井机50台,占总数的10.8%;拥有压裂车组8套,配套车124台;不压井作业装置25套,连续油管车4台。
二、“十一五”三年来完成的主要工作总结
(一)管理工作
2008年,油田公司重组整合后,明确了采油工艺处为井下作业的管理部门。
主要负责编制作业系统的发展规划和年度计划,作业系统日常生产技术管理,作业系统新工艺新技术新产品的论证与评价及其试验与推广等技术管理工作,井下作业方案与设计的审批,石油专用管材、三抽设备管理,作业系统专业市场管理、队伍资质审查与管理、认定及准入预审工作,捞油市场的规范和管理,队伍资质审查与管理、认定及准入审定工作,捞油生产的组织、协调、服务和监督,作业系统综合信息管理工作,组织制定和审查作业系统的操作规程、技术规范与标准,油气水(汽)井的增产增注措施的技术管理与效果后评价,试井、测试、计量的工艺技术管理工作,井控应急办公室的管理等。
(二)新工艺新技术的研发推广与应用
辽河油田井下作业新技术的研究以增储降本和解决油田生产中的实际难题为科研攻关方向,以降本增效为工作目标;始终坚持以转换稠油开采方式、动用难采储量、提高采收率研究为重点,即以汽驱、SAGD、水平井、海上(葵东)开采技术为重点,以特色技术,创新技术,优质服务开拓外部市场,为辽河油田公司稳产上产提供强有力的技术支持。
1、水力压裂技术
近些年来,随着油田勘探开发的不断深入,形成了一整套适合辽河油田的成熟压裂工艺技术,如控制缝高压裂技术、破岩启裂技术、压裂液降滤失技术、区块整体压裂技术、控制支撑剂返吐技术、大型水力压裂技术、胶囊过破胶技术、压裂液快速破胶技术、生物酶破胶技术、防砂堵技术、低温破胶技术、抗高温压裂技术及裂缝测试技术等,2008年通过这些成熟技术的现场应用,很好地解决了辽河油田油层改造的诸多问题。
如特殊岩性、外围低压低孔低渗油藏、压裂辅助勘探试油、深层气井压裂改造、注水井压裂引效、稠油热压裂辅助注汽、奈曼油田开发压裂等效果显著。
通过对油藏的分析,结合区块开发的方案,使设计更具有针对性,施工的成功率和有效率都得到了大幅度的提高。
平均年累计压裂施工300井次,累计增油18万吨左右。
1.1、针对油层特点研究配套技术,提高探井压裂试油效果
2008年,勘探前期研究项目所取得的攻关成果主要在西部凹陷双南-双台子、中央凸起潜山带、西部凹陷曙光潜山带、外围张强凹陷等油田公司重点探区进行了应用,累计进行现场试验12井次,施工成功率100%,设计符合率92%,辅助落实探明储量1800万吨,取得了良好的勘探增储效果。
针对张强凹陷强埋藏较浅、压裂液伤害敏感和返排困难的问题,研究试验低伤害压裂液、低温生物酶破胶剂、支撑剂组合加砂等技术,使强1井压后初期日产油19t/d,后期稳产油4-5t/d,预测石油地质储量1800×104t。
针对西部凹陷双南-双台子地区井深超过4000m的深层气井压裂,研究了耐温160℃的压裂液、设计双阀门千型压裂井口、耐压差70MPa的PHP-2-SR压裂封隔器、30-50目Carbo陶粒等技术,加砂60m3,平均砂比19.0%,用液581.2m3,成功完成了深层气井的大规模压裂改造。
针对中央凸起潜山带,打破了传统理念,采用压裂液降滤失、变排量加砂、支撑剂段塞等技术成果,在冷127井进行了成功的现场试验,累计加砂89m3,施工排量5.0m3/min,压裂液730.8m3,平均砂比21.0%。
1.2、深层气井压裂改造在工艺上取得重大进展
2008年以来,油田公司相继钻探了目的层超过4000米,最深达到4700米的双225和牛609井,储层特性为低压低渗特低渗气藏,压裂设计采用了加砂测试压裂、双阀门设计的压裂井口、耐高温高压封隔器、耐高温气井压裂液、原胶与冻胶交替注入、微胶囊破胶等技术措施,保证了施工的成功。
通过以上成熟技术的合理配套和应用,使辽河油田深层气井压裂技术进入了现场试验并取得了重大突破。
1.3、稠油热压裂辅助注汽尝试取得阶段性成果
在西部凹陷曙光潜山带稠油油藏曙古158井进行了热压裂现场试验,采用热压裂液技术和压裂增注技术,排量4.0m3/min,加砂30m3,平均砂比25.1%,施工用液229.4m3,为稠油增注提供了有力的工艺技术保障。
1.4、奈曼油田开发压裂效果显著
奈曼油区地处内蒙古地区奈曼凹陷,储层为低孔、低渗—特低渗透储层,原油为普通稠油,开发难度系数大,油井均需要压裂投产。
根据奈曼油田区块开发压裂方案的规划,结合单井储层特点,进行了优化设计、压裂液配方及支撑剂的研究,为区块的开发做出了重要的贡献。
2、酸化酸压技术
针对水平井在钻井过程中,钻井泥浆污染影响原油产量问题,研究开发了转向剂酸化、变粘酸酸化、泥浆酶酸化、水平井段分段酸化等工艺技术。
现已实施的转向剂酸化工艺、变粘酸酸化工艺已取得显著效果,从根本上解决了水平井改造难这一技术难题。
2008年累计酸化11井次,其中,水平井4井次,直井7井次,年累计增油0.66万吨。
雷52-杜H301井是一口八分支水平井,井深3706.00米,水平段915.1m,8个分支井段总长1288.88m,杜Ⅲ2层主要储集岩为泥质白云岩、和白云质灰岩。
针对该井及区块的特点进行了大量的试验研究和分析,经过反复讨论、分析,突破局限,首次应用最大的液量进行酸化施工并采用08年研制的新工艺—多级滑套均匀酸化技术,通过井口投送不同型号尾翼球,打掉上一级滑套,封堵下一级,一趟管柱3次投球分4段处理,实现水平井段分段处理,增大酸液处理面积,提高了酸化效果。
08年12月17日施工,一级注入液量130m3,压力34-46-45-46MPa,排量2.4-3.1-3.2m3/min;二级注入液量160m3,压力48-46-48-46MPa,排量3.2m3/min;三级注入液量190m3,压力48-42-46MPa,排量3.1-3.5-3.2m3/min;四级注入液量240m3,压力44-48-45-47MPa,排量3.1-3.2m3/min。
3、防排砂技术
辽河油田开发区块复杂多样,油水井出砂特点千变万化,防砂技术根据井况作到一井一法、一井一策,保证施工成功率和有效率。
2008年共实施252井次,累计增油14.2万吨,取得较好效果。
1.1、机械防砂技术
2008年累计完成机械防砂施工152井次,其中复合射孔防砂技术完成施工63井次;筛管防砂施工89井次,包括水平井防砂施工39井次。
(1)水平井弹性筛管防砂技术
水平井弹性筛管防砂技术在洼60、欢127、冷41块、杜212、欢623、欢616、海外河得到了有效的推广应用,解决了出细粉砂油藏水平井防砂完井难题。
到目前为止,累计实施了39井次。
洼60区块作为辽河油田二次开发重点实验区块,该区块为超稠油区块,为深入挖潜目前采用新钻水平井配合蒸汽吞吐开采。
该块出砂严重,特别是出细粉砂。
针对该块出细粉砂严重的问题,我们采用了高强度、大过流面积、抗堵塞能力强的水平井弹性筛管防砂完井,区块累计实施了14井次,取得了令人满意的防砂效果。
截止10月31日,该区块14口水平井已全部投产,累计产液44731t,累计产油17325.9t,平均日产油13.2t。
(2)海上油井防砂技术
为了满足辽河油田海上油井高产稳产的需要,2008年我们开展海上油井防砂技术研究,优化应用了Ф114割缝筛管,应用于51/2″油井2井次;研制并应用了抗冲蚀、过流面积大的Ф146螺旋筛管,应用于7″油井7井次,取得了海上油井高产量的应用效果。
应用井号:
海南17-更9、葵东101、葵东1、海南24-1、葵东1-22-16等。
葵东1-10-18井为该块新井,针对以往海上防砂的不足,该井采用了新的防砂筛管—螺旋式防砂筛管,于2008年7月12日下入该筛管30m。
该井于7月26日投产,截至11月26日,平均日产液40.1t,平均日产油33.1t,平均日产气7354.7m3,累计产油4312.3t,防砂效果良好,成功解决了海上高产、高含气等防砂难题。
(3)复合射孔防砂技术
复合射孔防砂技术2008年在辽河油田的大平房、荣兴屯、黄金带、杜84块、锦16块、锦45块、齐40块、锦7块、杜212块等现场共计实施了63口井,其中气井17井次,油井46井次,施工成功率100%。
主要解决新井、调层老井、气井出砂问题,目前63口井基本全部投产,防砂和生产效果良好。
1.2、化学防砂技术
采用压裂人工井壁防砂技术、高温人工井壁防砂技术、压裂防砂技术、新型网状复合防砂技术等化学防砂技术,在全油田实施100井次。
针对曙光采油厂超稠油井如杜813块出砂严重等问题,我们在技术上做了改进,增加了树脂砂的强度及用量,取得了非常好的效果。
到目前为止,所有防砂井开井后均正常生产,没有砂卡现象,解决了因出砂不能生产频繁检泵问题,减轻了套管损坏问题,也具有调剖作用。
同时对于出油效果一直不好的井,采取了压裂防砂技术,效果非常好,该举措也是对稠油井压裂的一种尝试。
大11-116井,2007年9月14日调层到1245.0~1249.6m,2007年11月后反复检泵,因出砂卡泵关井。
通过油井的基本情况分析认为本井有产能,但出砂严重,影响油井正常生产。
2008年1月13日进行地层深部纤维防砂,共加入石英砂和纤维胶结砂17m3,压力18-17-22-18MPa,平均砂比在15%,该井1月17日投产,截止到11月26日共增产原油1693t,增产天然气31771m3。
4、不压井带压作业工艺技术
不压井带压作业工艺技术是依靠油管内堵塞与专用井控装置相配合,在加压装置的控制下所进行的不压井、不放喷情下进行作业的一项工艺技术。
该套装置由五大部分组成:
井口密封系统、加压动力系统、放压/平衡系统、附属配套系统及配套工艺技术。
不压井带压作业工艺技术是辽河油田自主研发的具有独立知识产权的技术,填补了我国修井行业的多项技术空白,在国内处于行业领先地位。
辽河油田不压井带压作业技术已应用到油水井施工的各个领域,是集团公司唯一具有不压井带压作业资质的单位,成为了辽河油田的特色技术,形成了带压作业产业。
目前辽河油田拥有21支不压井作业队伍,已经在吉林、大庆、中原、辽河、江苏、冀东及长庆等各大油田多家采油厂得到了良好的应用,施工井最高水井压力达到19.8MPa,注二氧化碳井7.8MPa,气井9.5MPa,油井8.3MPa,共进行了带压冲砂、通井、刮套、打捞、解卡、换井口、找窜、射孔、打桥塞、磨铣、堵水、气举、酸化等施工工序。
至2008年底共施工2058井次,施工一次成功率达99.5%,无任何质量安全环保事故,为多项工艺措施的实施提供了有力的保障,应用效果显著,提高了油田开采效果,具有十分广阔的市场前景。
5、水平井技术
辽河油田自1992年钻成第一口水平井冷平1井以来,水平井技术在辽河油田持续发展,先后发展了侧钻水平井、分支水平井、鱼骨水平井等技术。
经过近几年的科研攻关,辽河油田形成了水平井(防砂)完井技术、水平井完井-替泥浆一体化管柱、水平井注采工程设计技术、水平井同心双管注汽和多点均匀注汽技术、水平井有杆泵举升工艺技术、水平井负压冲砂技术、水平井酸化技术、水平井随油管全井段温度压力监测技术、水平井修井工艺技术等配套工艺技术。
到目前为止,辽河油田的水平井总数已经超过800口,为辽河油田增储上产做出了重要贡献。
5.1水平井压裂工艺技术
由于受配套技术、投资成本等方面限制,水平井压裂技术一直没能在水平井段有效实施,已经成为制约油田水平井采油快速发展的技术瓶颈。
为了尽快掌握国外先进的水平井压裂技术,2008年,油田公司将水平井压裂技术列为重点试验项目,成立专门项目组,采取国际合作与自主研发齐头并进的技术路线。
自主研发方面,确定了水力喷射分段压裂技术、管内封分段压裂技术和管外封完井压裂一体化技术的研究内容。
完成了水力喷嘴的筛选工作,确定了4种水力喷嘴材质,完成了本体设计及防反溅表面处理设计,并选择了一种成功地进行了现场试验,试验主要目的为测试水力喷嘴磨损情况、防反溅情况和水力喷砂射孔情况。
现场过砂10m3,最高砂比25%,过砂时间80min,喷嘴基本无磨损,从工具角度来说,目前已经具备了水力喷射分段压裂的技术能力。
完成水平井压裂工艺管柱的优化设计以及相关配套的工具设计,该工艺管柱由多级扩张式压裂封隔器、滑套喷砂器滑套密封器、底部球座等工具组成,通过自下而上的处理方式可以实现不动管柱酸化压裂三层或对其中任意一层进行施工造。
其中,水力输送坐封球塞改变了原来的投球方式,依靠水力输送坐封球塞至球座,从而可以实现坐封。
该工艺施工方便,避免了水击,解决了水平段封隔器坐封钢球投球困难的问题,坐封前可以实现洗井工艺。
完成工艺管柱的整体结构方案设计。
该管柱由悬挂器、插入密封器、多级封隔器、多级滑套、端部循环阀等工具组成,管柱下入预定位置后,坐封悬挂器,实现丢手;插入密封器随油管从新插入悬挂器回接桶内,依次投球,即可实现水平井分段压裂工艺。
目前,已完成配套的工具整体结构设计,正积极组织加工样机,优选封隔器密封元件,优选水平井使用的低密高强球,尽早进行室内评价实验。
5.2水平井连续冲砂技术
水平井在磨铣、冲砂作业过程中,砂子和碎屑不易携带上来,易造成卡钻事故。
实践证明连续冲砂是目前水平井冲砂的最好方式,具有以下技术特点:
1)对提高冲砂施工效果和施工效率、延长油井生产周期、增加原油产量有重要作用,还可进行冲砂收油;
2)冲砂过程中不停泵,可以有效避免因为接单根停泵而造成的砂卡管柱事故;
3)冲砂管上部不用接冲砂活动弯头和高压水龙带,能够降低工人的劳动强度,提高施工效率,同时有利于安全生产;
4)冲砂液自动换向,不需要任何控制,施工简单。
锦45-平1井是锦45块利用水平井开发稠油的试验井,2004年底完钻,水平段长140m,井斜角变化较大(最大井斜角位置1072/100度),钻遇油层101.5m(油层87.9m/2层+低产油层13.6m/2层),2005年3月投产后,下Φ56泵深度850m,最高日产液52T(油31T,产水21T),正常生产周期不到20天,产量逐渐下降5T,动液面由130m下降到750m。
分析油层砂埋,决定冲砂检泵。
冲砂情况如下:
5月22日,普通冲砂遇阻卡多次,经过活动后冲砂到1100m,地层漏失比较严重,由于继续加深冲砂困难。
2007年5月23日下入旋流冲砂笔尖+无接箍油管+挠性接头+常规冲砂管,采用套管内换向连续冲砂,地面配套应用车载密闭除砂收油装置冲砂方式。
从965m砂面开始连续冲砂,顺利冲至1151.4m,没有发生管柱阻卡现象,冲砂进尺186.4m,冲砂返出效果较好,分离出泥砂1.8m3,冲砂一次成功。
投产后日产油28t,累计生产68天,产油近1900t,后改稠油注汽。
5.3水平井双管、多点注汽工艺技术
为解决稠油水平井吞吐注汽时水平段动用不均以及SAGD水平井注汽问题,近年来研究成功了水平井双管/多点注汽技术。
完成加工1.9"无接箍油管22000m,加工2"无接箍油管6000m,基本满足了注汽要求。
加工制造等干度分配装置10台套,其中智能调节等干度分配装置1台套。
研制1.9"无接箍油管作业工具,基本保证了正常作业操作。
截至2008年12月末,辽河油田水平井双管/多点注汽技术共实施134井次,其中水平井双管注汽、多点注汽技术各67井次(包括4口SAGD双管注汽井),现已转抽生产水平井83口,目前双管、多点注汽技术分别有5口井和7口井周期结束,经现场测试,有效改善了水平井吸汽效果,提高了水平段动用程度,生产井平均日产油15.4t,与上周期同期对比阶段累计增油6.2×104t。
5.5水平井大修技术
5.5.1水平井落物打捞技术
针对水平井自身结构的复杂性和特点,研制了水平井套管破损检测装置、水平井小件落物液压打捞器、水平井钻柱轴向、径向降摩阻扶正装置、水平井井下增力装置等工具,解决了落物打捞难题。
5.5.2水平井井筒清理技术
水平井井筒清理技术就是对该井筒的疑难(或小件)落物磨、套铣配套工艺技术,在水平井磨、套铣中极易造成套管的损伤,给下步修井工作带来复杂问题。
为此,研制了保护套管的磨鞋、套铣头,解决了这个问题。
5.5.3水平井套(筛)管修复、更换、再造井底技术
水平井中造斜段曲率较大,在套铣中套铣头很容易将套管磨穿,形成不规则的鱼顶或者使套铣无进尺,给下步打捞带来困难。
为此,研制了专用的套铣工具。
在水平井水平段套管损坏无法捞出的情况下,在原井眼打通道、扩孔重新植入小套管可使水平井重获新生。
该技术关键两方面,一个是钻具在水平段的传动问题,机械传动要克服摩阻和反扭矩障碍。
二个是钻铣工具防卡和效率问题。
套管断铣工具用于分段打捞套管、筛管,将被捞管变形处断铣掉,用打捞工具取出。
5.5.4水平井套管打通道下衬管技术
该技术是在直井套管打通道技术下的延伸和发展,主要利用降摩阻接头和特制铣锥的组合,该技术主要在钻具科学合理组合、受力分析上的研究。
5.6稠油水平井分段完井与分段注汽技术
从完井开始着手,从根源抓起,解决水平井段动用不均问题。
即在完井时使用套管外封隔器将水平井段分成若干段,注汽时使用蒸汽伞将各段分开,然后通过分段注汽阀对各段进行注汽。
2008年,完成总体方案设计与优选,设计采用耐高温管外封隔器实现三段完井。
重点开展高温管外封隔器和蒸汽伞室内实验,同时设计投捞式注汽阀。
目前工作还停留在高温管外封隔器关键零部件---密封件的结构设计和材料优选的改进上。
5.7水平井化学找堵水工艺技术
在直井用液体桥塞的基础上,通过调整液体桥塞的配方、比重、粘度、固化时间等,解决了液体桥塞在井筒内重力分异和水平段内均匀驱替的问题。
通过研究新的破胶剂配方,拟实现快速冲洗分段破胶;结合矿机所注采一次泵技术,实现分段试采找水工艺。
2008年开发了双激发无机堵水剂和液体桥塞的配方。
8月12日运用液体桥塞找水工艺技术在冷家油田冷41-平5实施1井次,试验效果不理想。
目前正在完善双激发无机堵水剂和液体桥塞的性能,以达到进入现场的目的。
5.8多分支水平井采油技术
为了避免多分支井开采过程中各支互相影响,提高多分支井的各支动用程度,解决各支间的生产矛盾,以双管工艺管柱开采两分支为基础进行技术攻关。
目前双管井口、双管封隔器(Y441)、分支井封隔器(Y341)、分支井扶正器、导向器等其它配套工具已加工完成,12月能够完成样机加工进行中试。
设计的双管井口可以同时悬挂双27/8油管;设计的导向器分为两类,一是直接把导向器做成弯引鞋,当下到分支后旋转导向。
二是导向器在下井过程中,不发生弯曲,当快接近分支时,加压,使导向器发生弯曲,完成导向。
初步确定小35-H1水平分支井分采工艺方案,因该井还具备一定的产气量,等待作业施工。
6、中深层稠油蒸汽驱配套技术
6.1偏心式分层蒸汽驱技术
进一步改进完善,在两层分层汽驱规模实施的基础上,扩大了三层汽驱试验研究的规模,并完善了分层蒸汽驱配注量与配汽喷嘴设计软件,重点改进了偏心配汽阀投捞技术。
截至2008年11月末,分层蒸汽驱工艺技术在齐40块、锦45块规模应用127井次,施工成功率100%,井下分层配汽合格率达到90.7%。
但是投捞分层配汽阀成功率低的问题一直困扰着我们,2007年对钢丝绳投捞绞车进行改造,采用了ф6的耐高温钢丝绳,上提拉力到达2.2吨,并且成功解决了钢丝绳密封的问题。
2008年又重新设计加工了一套新型投捞器。
经模拟井常温和高温投捞试验,投捞成功率达100%。
在齐40-20-k029井打捞和投送上层配汽阀均取得一次性成功,而打捞下层配汽阀三次均告失败。
另外,在齐40-13-k030井和锦45-023-k260井投捞器均卡在27/8″油管内,因此解决投捞器在27/8″油管内遇阻的问题是投捞问题的首要任务。
6.2汽驱井有杆泵过油层深抽技术
解决了由于出砂造成砂埋管柱导致油井大修的问题。
其结构设计上采用上置固定阀无接箍抽油泵和锥型尾管,最大限度降低井液进泵所需的沉没度,提高排液效率、减小排液终止后的沉砂量;采用无接箍泵降低砂埋管柱后的拔出阻力,泵下挂外表面为锥形的吸入尾管,彻底消除砂埋拔出阻力,在泵上设安全短接。
目前已完成技术方案研究及样机研制,预计年底进入现场试验。
6.3蒸汽驱防砂与堵水技术
针对锦45块油井出砂,存在边底水,以及油层井段长,非均质性较严重,油藏工程方案设计分层汽驱的要求开展了分层防砂和堵水技术研究。
目前该课题主要完成分层防砂堵水(采油)一体化管柱方案设计、完成分层防砂封隔器图纸设计,包括PZY245-152悬挂器、分层封隔器(105mm)、座封工具;完成了滑套式筛管和滑套开关工具的结构设计。
样机加工已经完毕,力争12月进行现场试验1口井。
6.4蒸汽驱高温调剖技术
针对多层稠油油藏蒸汽驱开采动用不均的问题,开发应用新的调剖剂材料和调剖工艺,通过实施高温调剖堵水,达到缓解纵向动用不均的矛盾。
目前该项目确定了以无机凝胶为主体的调剖方案。
研制了耐温性好的聚丙烯酰胺共聚体系和特种水泥高温调剖剂,为进入现场做好了准备。
6.5蒸汽驱高温环空产液剖面测试技术
光纤井温法产液剖面测试技术是依靠温度来计算
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