南海东部底水油藏水平井控水完井技术研究进展

南海东部底水油藏分布广泛,水平井开发方式可大幅度降低底水锥进速度,但由于水平段距离长,储层非均质性和水平井跟趾效应造成的点状见水易导致油井含水率大幅上升,降低生产效益。针对上述问题,南海东部油田采用ICD、AICD、C-AICD等控水工具,结合控水颗粒充填、智能分段分流等控水工艺,开展了底水油藏水平井控水完井技术研究与应用,取得显著效果。围绕南海东部底水油藏水平井控水完井技术研究进展,综合分析了不同控水方式的控水原理、技术特点和不同控水完井工具的特性曲线数学模型,总结了不同生产预测技术的应用规模和不同控水完井技术的应用效果。在此基础上提出了底水油藏水平井控水完井技术挑战和发展趋势,可为南海东部底水油藏水平井控水完井的进一步发展提供参考。

压裂液破胶液对低渗储层伤害机理研究

通过2种压裂液破胶液的岩心伤害、胶团粒径、分子质量、吸附性能等评价,研究了压裂液破胶液对低渗储层伤害的机理。实验结果表明:胍胶压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为27.3%和4.5%,并在岩心端面观察到大量固相残留物;胍胶压裂液破胶液胶团粒径较大,难以进入岩心深部,伤害主要由岩心端面的滤饼引起。聚合物压裂液破胶液在未切除和切除10 mm后的岩心损害率分别为22.2%和15%,在岩心端面和深部均观察到固相残留物;聚合物压裂液破胶液胶团平均粒径较小,易进入岩心深部,在孔喉处吸附滞留,造成低渗储层深部伤害。

全水下开发模式单井动管柱作业水下井口成功回接实践

我国从20世纪60年代开始应用深水水下采油树进行水下油气田开发,涉及水下相关作业复杂且费用高。采用动力定位或半潜式锚泊钻井平台再完井或修井作业中,为满足隔水管段井控需求,水下采油树系统专用设备总成THRT(Tubing Hanger Running Tool)需进行水下采油树油管挂和专用工具总成对接,进行回收堵塞器总成,下入水下油管挂专用隔离套总成等施工作业,其中回接时容易引起电液湿式接头损坏,造成回接失败,导致井下复杂情况。本文重点介绍利用实施一系列井筒清洁或井下措施,有效避免井下复杂情况,提升THRT和TH成功回接率,保护水下及地面设备,成功完成目标井作业,在南海东部某海域,已成功实施多口井作业,形成了一定的规模效应。

南海东部某水下开发油田长效完井液技术

南海东部某水下开发油田由于特殊的作业需求,油田在完井8到20个月才能投产,常用盐水或隐形酸完井液长时间滞留在储层中会因漏失对储层造成严重伤害。通过储层特征分析及敏感性实验评价,分析该油田储层潜在损害因素及敏感性特点,在XX完井液的基础上,开发出高温稳定剂,解决XX完井液井底长时间放置降解难题。经过评价改善后的XX完井液体系120℃放置13个月流变性能稳定,防膨率13个月均保持在90%以上,长效通透性好不会堵塞筛管,同时与地层水配伍性良好。改善后UltraFLO现场应用10口井,现场施工顺利,无井下复杂状况,完井射孔均一次到位,投产反排效果突出,9口井达到甚至超过配产。

含蜡油气水合物生成特性及其浆液黏度影响因素

蜡、水合物及其耦合沉积是海洋油气多相混输工艺潜在风险问题。以天然气、去离子水、3#工业白油和石蜡为实验介质,依托可视化高压反应釜,基于正交实验设计的方法,分别选用L9(34)和L16(45)正交表设计并开展了无蜡和含蜡2种体系下天然气水合物生成实验;以流体当量黏度为评价指标,分析了含蜡量、搅拌速率、流体平衡温度、含水率、起始压力对水合物浆液当量黏度的影响显著程度。实验结果表明:黏度值恒定并不能判断反应釜中水合物生成是否结束,因为在剪切稳定阶段,脱离搅拌中心区域的水合物与搅拌区域新生成的水合物存在一种“动态平衡”状态;含蜡量越高,水合物生长诱导期越长;在含蜡量2%与3%水合物的快速生长阶段,扭矩与转速会发生2次突变,第1次突变原因是蜡晶的大量析出导致搅拌中心区域油相胶凝结构增强,第2次突变原因是水合物大量生成并与析出的蜡晶相互吸附形成了蜡-水合物聚集体,在离心作用下脱离了搅拌中心区域;各因素对于无蜡和含蜡体系水合物浆液当量黏度的影响显著程度相似,搅拌速率均为主要影响因素。研究结果对深水油气管道的安全运行具有重要的理论意义和实用价值。

基于ABAQUS的抗磨补芯套筒断裂过程分析

以抗磨补芯套筒为对象,基于ABAQUS中的断裂力学判断准则-最大主应力准则,对抗磨补芯套筒台阶断裂过程进行仿真研究,并对多功能工具从抗磨补芯套筒解锁所需提升力进行计算。从理论上分析断裂力学中最大主应力判断准则;对抗磨补芯套筒进行有限元分析建模;针对抗磨补芯套筒选取413075K、45#钢和8630MODI等3种不同材料进行仿真分析;对比分析3种不同材料的抗磨补芯套筒裂纹附近应力强度因子、提升力、应力应变的影响以及随时间的变化规律,最终选择4130 75K材料作为抗磨补芯套筒材料。研究结果可为工程应用提供参考。

永久式光纤监测技术在海上首口二氧化碳回注井的应用

近期南海东部海域恩平油田我国海上首口二氧化碳回注井正式投产,采油分离出来的二氧化碳气体被烘干压缩后回注至储层进行封存。为确保注入期间的安全性需要实时掌握注入参数判断井下情况,采用永久式分布式光纤监测技术,实现了全井筒温度剖面及井底压力的实时动态监测。现场应用结果表明:分布式光纤温度监测剖面与地层梯度测试温度剖面误差0.1%,光纤压力计监测结果与注入压力、地层压力误差0.05%,根据光纤数据监测的分布解释结果可反演二氧化碳回注剖面,从而指导注气参数动态调整。

海上稠油探井测试排液工艺适应性研究

随着石油资源的不断开发,常规石油资源已难以满足需求,人们把目光转向海上稠油。测试是油气勘探开发的关键步骤,通过测试可以得到地层流体的黏度、密度和组分等物性参数,为油田开发提供参考依据。本文对常见的海上人工举升工艺进行了介绍:螺杆泵电缆加热举升、多级气举阀气举、连续油管气举、电潜泵举升和射流泵举升。通过对各种人工举升的优缺点进行分析,针对海上稠油举升的特点,优选出一种组合人工举升工艺。

深水气田开发清井返排水合物风险评估与防控

针对海上深水气井清井返排过程中,生产系统在泥线附近易形成水合物影响正常生产问题。以海上深水气井气藏地质、工程及井内产出流体组分数据和环境参数为模拟条件,基于P-R状态方程、多相流理论,运用OLGA软件建立热力水力学模型,对高产气井在清井返排过程中水合物生成条件及防控进行了研究。研究结果表明:在750 m的深水条件下气井在清井返排过程中,均有水合物生成风险,泥线至平台管段是水合物生成的高风险段;气井产量越高越有利于防止水合物生成;当以不同产量稳产后关井,很快在泥线附近形成水合物,约1 h后,泥线温度降至环境温度;不同阶段、不同含水率时以不同速率注入甲醇(水合物抑制剂)可有效防止水合物生成。

水下控制系统技术在采油树先导试验中的应用

为增加国产化水下采油树控制系统的可靠性和可操作性,对水下控制系统方式进行比较分析,选择电液复合控制方式作为先导试验的控制方法。目标油田流花11-1采用直接液压控制系统,需要在直接液压控制方式的基础上对其进行适应性改造。对目标油田直接液压控制系统进行调研,在充分利用原设备的基础上,在尽可能减少半潜式平台改造和施工的前提下,对国产水下采油树电液复合控制系统新增的电气系统、通信系统、液压系统、化学药剂系统等进行设计研究分析,通过4个专项计算分析,分析结果满足电液复合控制系统要求,从而论证了设计方案的可行性。

礁灰岩油藏水平井过饱和充填自适应控水技术

针对底水能量充足、裂缝高度发育的礁灰岩油藏,在使用水平井开发的过程中出现含水上升快、开发效果差的问题。在现有控水工艺适应性和应用效果分析基础上,研究形成了包括采用配套研发的充填管柱实现裂缝过饱和充填、优选选择性控水颗粒对水平井筒与井眼之间环空进行封隔和使用电动流入控制装置(Automatic Inflow Control Device,AICD)控水工具实现水平井分段自适应控水的水平井过饱和充填自适应控水技术。通过数值模拟软件形成控水工具优化设计方案并进行现场试验,现场试验表明该技术控水效果明显。该控水技术对裂缝型底水油藏的高效开发具有借鉴意义。

水下井口生产热膨胀力分析与井口环空密封完整性评估

基于南海东部某海域的钻井资料,运用热力、结构力学理论,建立水下井口的热-结构力学轴对称有限元模型,运用ANSYS软件对海床以上井口的轴向热膨胀力进行计算。采用经典理论计算套管串由于热膨胀在井口产生的力,对环空密封总成的长期密封完整性进行评估。结果表明,在4285 m井深和正常温度压力条件下,由于流体热循环在套管挂处产生向上的力为2811 kN,而环空密封总成锁环工作能力为3247 kN,因此,环空密封总成锁环可抵抗热膨胀产生的向上的力。为确保油井生命周期的井口安全,提出在套管挂顶部下入锁紧补芯,以限制套管挂和密封总成在生产过程中由于热膨胀而向上移动。上述评估方法及措施为水下井口在生产过程中的密封完整性评估提供参考。

珠江口浅层稠油油藏高效射孔工艺研究与应用

针对珠江口某稠油油藏面临储层浅、疏松砂岩、高泥质等开采难题,本文通过射孔优化设计、工艺研究等方法,得到孔密、孔径、相位等射孔参数与表皮系数及压降评价指标的关系,优选出产能高、压降低的射孔参数,形成与稠油油藏开采相配套的射孔技术和工艺。通过现场应用,取得良好效果。

深水油气井关井期间井筒含天然气水合物相变的气泡上升规律研究

深水油气井关井期间天然气水合物的生成会导致气泡迁移滞后,影响钻井安全作业周期,为此利用室内垂直圆筒模拟深水井筒环境,实验研究了甲烷气泡表面水合物膜生长特性,提出了考虑自然对流传热的水合物横向生长模型及水合物膜厚度预测方法;分析了水合物气泡变形率与莫顿数、拖曳力系数及雷诺数之间的相关性,据此建立了关井条件下井筒中含水合物相变的气泡上升速度综合预测模型,并对南海某井的安全作业周期进行了预测和分析.通过实验和模拟分析发现,建立的自然对流传热模型对水合物膜横向生长速率和厚度具有较高的预测精度;水合物气泡的变形率随莫顿数增大而减小,拖曳力系数随雷诺数增大先减小然后逐渐增大,并拟合得到了气泡变形率、拖曳力系数计算公式.研究表明,气泡表面水合物的生成显著降低了气泡的上升速度,延长了安全作业周期,但气体到达海底井口后水合物堵塞风险增加,现场应根据关井时间采取针对性的井控措施.

预防气体水合物堵塞的深水油气井测试安全阀下入位置研究

深水油气井测试过程中,容易发生气体水合物堵塞井下安全阀的问题,为避免出现该问题,研究了安全阀合理下入位置的确定方法。利用气体水合物相平衡微观试验装置,在室内模拟了地层水矿化度下多组分气体水合物在水中的相变过程,得到了温度和压力对气体水合物相平衡的影响规律;分析了气体组分、水深、地温梯度和井口压力对生成气体水合物的影响,预测了气体水合物的生成区域,从安全和成本2方面考虑给出了安全阀最小下入深度的确定方法。研究发现,气体组分、水深、地温梯度、井口压力均会影响安全阀的下入位置,产出气中乙烷、丙烷和丁烷含量增加更易生成气体水合物;同时,水深越深,地温梯度越小,井口压力越大,生成气体水合物的区域越大,安全阀需要下入到更深的位置。研究认为,上述研究成果可为深水油气井测试中安全阀下入位置的确定提供参考。

基于FTA定性的简易水下井口设计可靠性分析

水下井口作为水下生产系统的核心装备,下端连接导管和套管,上端支撑防喷器组和水下采油树等水下装备,是整个水下生产系统的重要组成部分。特别是在浅海作业环境中,外部易受到风浪影响,一旦发生失效,将会造成严重的后果。基于浅水水下井口的结构特点,建立了水下井口失效事故树模型(FTA),划分了基本事件和最小割集,分析了基本事件结构重要度,对水下井口装置关键部件的风险程度进行了评估。结果表明:低压井口头、环形密封总成、高压井口头、套管悬挂器、防磨补芯装置和导向基座是水下井口设备发生失效的关键部件。针对失效关键部件提出设计优化建议,从而提高海洋油气生产的整体安全可靠性。为建立一套适用于浅水简易水下井口及采油树风险评估与安全可靠性技术体系提供了重要参考依据。

浅水水下采油树风险评估方法适应性分析

调研水下采油树国内外可靠性分析的研究现状,指出可靠性分析中存在的不足之处。详细介绍几种典型的风险评估方法并对浅水水下采油树的适应性进行分析。针对渤海浅水水下采油树建立事故树分析模型,得出关键结构重要度排序,根据分析结果,结合实际渤海油气田特点,对油管悬挂器、采油树保护装置和生产阀组在设计方面提出一些实际工程建议,为形成一套适用于浅水油气田的水下采油树风险评估和可靠性分析体系提供理论基础,同时也对我国浅水水下采油树进行自主研发、优化设计和安全运行提供重要参考。

RDH封隔器打捞技术在海上油田的首次成功应用

RDH过电缆生产封隔器是西江油田常用的电泵生产管柱过电缆生产封隔器。其主要卡钻原因为水力锚或封隔器卡瓦不回缩，造成回收困难，其次是砂卡、硬物卡等。采用该封隔器的井。本身具有井深、地层压力较高、井况复杂的特点，再加上该类井停产时间较长，井况复杂，打捞施工难度大。根据RDH封隔器自身结构，采用特制套铣工具先期套铣，然后选用偏心打捞钻具打捞落鱼，xJ24—3一A9、xJ30—2-B14井的应用表明，这项打捞工艺技术可应用于各种水平井、斜井的RDH过电缆生产封隔器的电泵生产管柱的打捞。为今后RDH封隔器卡钻事故处理提供了参考。

带旁通管电泵打捞技术在南海东部首次成功实践

带旁通管的电泵生产管柱是南海东部常用的电泵生产管柱。其主要卡钻原因为电缆卡子等小件落物起钻过程中掉落导致卡钻等。由于电泵本身外径尺寸大,外加旁通管,无合适打捞工具进行打捞的特点,打捞施工难度大。根据带旁通管的电泵生产管柱自身结构,采用旁通管和电泵鱼头哪个鱼头更高,就先打捞哪个鱼头的方案,避免套铣所带来的不确定性以及风险的增加。LF13-1-6井的应用表明,该项打捞技术可应用于类似带旁通管的电泵生产管柱的打捞,为今后该类卡钻事故处理提供了参考。