海上水平井防砂控水一体化工艺技术研究

海上边底水油藏水平井采用常规控水技术存在地层与筛管间环空封隔难度大、易发生水窜、出砂风险高等问题,针对这些问题,在总结常规控水工艺技术优缺点基础上,研发了在筛管与井壁间环空充填轻质颗粒形成致密充填层,与装有控水阀的防砂控水筛管配合调节水平段产液量、防止地层出砂和环空水窜的防砂控水一体化工艺技术。实验评价表明,环空充填轻质颗粒后窜流量约占驱替总排量的4%,可以达到环空封窜,其防砂性能与常规砾石充填相近,应用该工艺可以实现防砂与控水协同治理。在渤海油田高含水井、出砂老井和边底水发育的新投产水平井进行试验,含水率降低5%~12%,防砂、控水增油效果显著。研究结果可为海上边底水油藏水平井防砂控水提供参考。

水基树脂型化学固砂体系在海上出砂井研究及应用

海上油田具有高孔高渗的储集物性特征,单井日产液量大且因地层埋深浅、欠压实,岩石胶结程度弱,地层中砂粒易被高速流体拖拽进入井筒,造成冲蚀油嘴、停泵,甚至砂埋,严重影响海上油田高效开发。本研究评价一种水基树脂型固砂体系,结果表明:水基树脂化学固砂体系在25℃时、48 h内黏度保持在2~7 mPa·s,充分保证了注入安全性;固结后岩心渗透率保留率为84.6%~91.4%,岩心抗压强度为3.44~6.95 MPa,化学固砂固结后岩心酸化后强度基本不变,满足生产井后期多轮次酸化要求。化学固砂后岩心耐冲刷临界流速为160 mL·min^(-1),满足海上单井大产液量生产特点。该体系应用于海上M1井,作业前日产液量为196.9 m^(3)·d^(-1),日产油23.6 m^(3)·d^(-1)。化学固砂后日产液量为167 m^(3)·d^(-1),日产油量为18.4 m^(3)·d^(-1),井口化验无砂产出,持续稳产。水基树脂型化学固砂体系海上成功应用,对海上出砂井治理具有重要意义。

海上电潜泵井空心杆电加热工艺技术研究

空心杆电加热工艺广泛应用于陆地油田有杆泵井,但不能直接应用于海上油田电潜泵举升。结合陆地油田应用经验,创新研发了专用偏心采油树、抽油杆悬挂器、改造双公短节等关键工具,并配备中频电源等地面控制设备,形成了适合海上油田电潜泵井的空心杆电加热工艺技术。该技术在渤海海上油田成功应用6口井,具有节能、施工作业简单的特点,井口温度达到50℃以上,解决了抽油杆与油管环空之间的井控、抽油杆悬挂、加热电缆投放以及周期性结蜡等问题。本文所研发的海上电潜泵井空心杆电加热工艺技术在海上高含蜡油田和稠油油田具有广阔的推广应用前景。

裂缝性致密砂岩储集层酸压增产机理

水力压裂和基质酸化对裂缝性致密砂岩储集层的增产改造都有很大的局限性。酸化压裂应用于该类储集层,增产效果非常显著。针对具体储集层计算了天然裂缝产生剪切滑移的条件,同时模拟了酸液对钙质充填裂缝以及剪切滑移裂缝的作用效果。研究表明,与常规增产作业相比,酸压主要依靠2种作用获得较高的导流能力:天然裂缝在水力作用下发生剪切滑移,裂缝能依靠其表面的凹凸不平形成自支撑;酸液溶蚀裂缝中充填物、伤害物以及部分岩石基质使得残余裂缝未闭合空间增大,从而增加了裂缝的导流能力。在机理研究的基础上给出了工艺实施建议。

海上油田不同开发阶段注水井防腐策略研究

注水管柱腐蚀穿孔会严重影响注水开发效果。由于水源变化,海上油田整个生命周期往往经历不同的注入阶段,腐蚀情况也不尽相同,因此有必要找出影响注水管柱腐蚀穿孔的主要因素,同时掌握这些因素在不同注入阶段的变化规律,有助于快速、准确地制定防腐策略。以渤海典型注水油田绥中36-1油田为研究对象,设计高温高压釜失重实验、电化学加速腐蚀实验探究影响注水井管柱腐蚀穿孔的主要因素。研究结果表明,垢下腐蚀是造成注水管柱穿孔的主要原因,表现为注入水结垢趋势较强时,CaCO3晶体之间掺杂有腐蚀产物,导致垢层缺乏致密性,形成了一些微小缝隙,在Cl-的作用下构成大阴极/小阳极的腐蚀电池,当电位差达到一定值时,形成穿孔。防腐策略方面,根据注入水结垢趋势以及所含Cl-对金属的腐蚀倾向划分不同的注入阶段,提出相对应的防腐措施。

注聚油田残酸对储层伤害机理研究

结合扫描电镜、能谱法以及堵塞物形成动态评价、微观可视化、长岩心驱替等实验,进行了注聚油田残酸对储层伤害机理研究。结果表明,残酸对储层的伤害主要是由于聚合物分子链以残酸中Al^(3+)、Fe^(3+)等高价阳离子为交联点,通过聚合物侧基中的羧酸根和高价阳离子之间的配位作用,形成交联网状弹性胶状物,且交联程度随离子质量浓度的增加而增强;生成的弹性胶状物堵塞孔喉边缘和凹坑部位,使孔喉直径逐渐变小,流动过程中包裹缠绕地层微粒、碳酸盐沉淀物等,形成复合堵塞物胶团,造成深部堵塞。长岩心驱替实验表明,残酸对岩心渗透率伤害率高达60%以上。研究结果可为注聚油田解堵液体系研发和解堵工艺优化提供理论参考。

海上注聚油田复合解堵修井液的研究与应用

针对渤海注聚油田聚合物堵塞问题,开发复合解堵修井液体系,利用修井作业窗口期解除近井地带聚合物堵塞,恢复油井产能。复合解堵修井液体系由主剂氧化剂和辅剂高效清洗剂、螯合剂组成。采用垢样静态溶解和动态岩心驱替实验评价复合解堵修井液对聚合物堵塞物溶解能力。室内实验表明,该体系具有良好的聚合物降解、洗油和金属阳离子螯合能力,24小时可完全溶解含油聚合物垢样中的有机组分。动态驱替实验表明,对于聚合物伤害后的岩心,注入复合解堵修井液体系后,岩心渗透率恢复率达96%。该体系已应用于注聚油田油井修井作业,具有明显的提液增油能力,为海上注聚油田利用修井作业窗口期提升油井产能提供了有力支持。

SZ36-1油田某低含CO_2水源井油管材料的选择

模拟SZ36-1油田某低含CO_2水源井生产油管的现场环境,在高温高压釜中对5种油管材料N80钢、3Cr钢、13Cr钢、超级13Cr钢以及钨钢进行72h腐蚀浸泡试验,确定油管材料的腐蚀速率,以比较各钢材的耐蚀性;采用光学显微镜观察试样腐蚀形貌,以评价各钢材的局部腐蚀情况;利用动电位极化曲线和电化学阻抗谱分析待选材料的电化学性能。结果表明:N80钢的腐蚀速率高达0.223mm/a,表面有大量点蚀坑,其电化学腐蚀反应受阳极活化控制,并且阻抗最小,不满足选材要求;钨钢因其较差的耐点蚀性也不满足要求;3Cr钢、13Cr钢和超级13Cr钢的腐蚀速率低,具有显著的阳极钝化特征,耐点蚀性好,电化学阻抗高,可以满足选材要求。

金县1-1水源井缓蚀阻垢剂筛选的实验研究

目的解决金县1-1油田井下管柱腐蚀结垢问题。方法结合金县1-1油田水源井A1W井的实际工况,运用高温高压动态腐蚀测试仪对N80钢进行模拟井筒条件实验,明确A1W井含H2S的水对N80钢的腐蚀性和结垢性。运用室内实验分别对三种缓蚀剂和五种阻垢剂的单剂进行优选,结合扫描电镜对试片表面进行微观形貌分析,筛选出合适的缓蚀剂和阻垢剂的单剂。然后开展缓蚀剂和阻垢剂的单剂配伍性实验,明确缓蚀剂和阻垢剂二者混合后的配伍性以及得出缓蚀剂和阻垢剂的最佳配比。结果筛选出的AA/AMPS阻垢剂的阻垢率可达84.2%,HS-3缓蚀剂的缓蚀率达到87.3%。缓蚀剂和阻垢剂配伍性和配比实验结果表明,HS-3缓蚀剂和AA/AMPS配伍性较好,当缓蚀剂和阻垢剂按照11:1的配比时,缓蚀率可达87.7%,阻垢率可达94%。结论优选出的复合缓蚀阻垢剂的防腐阻垢性能,可满足油田腐蚀防垢控制指标。

配气相位对汽油机动力性影响的仿真研究

基于AVLBOOST软件对某轻型车用废气涡轮增压GDI发动机的工作过程进行模拟仿真,并使用台架实验数据对模型进行了验证。在此基础上进行发动机配气相位的优化工作,得到全负荷与部分负荷工况时不同转速下发动机动力性能随配气相位的变化规律:适当增大进气提前角可以提高发动机低转速下的输出扭矩并提高动力性,增大进气迟闭角会导致输出扭矩的降低与动力性的恶化,改变排气相位均会导致全转速下输出扭矩的减少,经过分析后求得最佳的配气相位。仿真结果表明,优化后的配气相位令发动机低转速下输出扭矩及整体扭矩储备系数显著增大,工作更为稳定,动力性提升明显。

海上高含蜡油田井筒清蜡周期预测图版建立及应用

渤海部分高含蜡油井投产后面临比较严重的井筒结蜡问题,现场作业人员一般根据生产经验确定清蜡周期,导致准确度低、清蜡作业成功率有限。根据海上油井生产管柱特征,以Ramey温度场计算数学模型为基础,结合井筒结蜡速率模型计算得到了井筒结蜡剖面,推导建立了电潜泵井清蜡周期预测方法,并进一步绘制了某油田A区块清蜡周期和清蜡深度预测图版。结果表明,清蜡周期随产液量的下降呈幂函数形式变短,随含水率增加呈指数函数形式增加。根据清蜡周期预测图版,预测3口井的清蜡周期分别为11 d、15 d、46 d,实际清蜡周期分别为8 d、12 d、39 d,预测结果与实际基本吻合。该方法同样适用于陆地油田自喷井确定清蜡周期和清蜡深度,对高含蜡电潜泵井、自喷井及时制定清防蜡措施具有借鉴意义。

SZ36-1油田注聚井和聚驱受益油井堵塞物的组成及成因对比分析

随着注聚开发的进行,SZ36-1油田的部分受益油井中出现了含聚堵塞物,导致了产能下降。采用多种表征手段对比分析了注聚井和受益油井堵塞物的组成,发现在所采集到的样品中,受益油井堵塞物以无机垢为主,无机垢/有机垢质量比为4.0~5.5,远大于注聚井的0.25~0.75,受益油井和注聚井中无机垢分别主要为Fe2O3和CaCO3,有机垢则均为部分水解聚丙烯酰胺。对比分析了注聚井和受益井中无机垢和有机垢的成因,重点分析了受益油井堵塞物的成因:在受益油井的近井地带,酸化作业后的残酸含有大量Fe^3+,与聚合物驱替液相遇后,液体pH值上升,形成Fe(OH)3沉淀,氧化后即形成Fe2O3无机垢;驱替液中降解后的聚合物在酸性条件下会选择性地与Fe^3+通过配位作用,形成水不溶的聚合物交联物,即形成有机垢。分析结果可为注聚井和注聚受益油井的针对性解堵以及预防注聚受益油井堵塞提供依据。

渤海稠油油田油井乳化伤害含水率区间预测方法研究及应用

原油乳化伤害在稠油开发生产中较为普遍,但影响原油乳化的因素较多,乳化伤害的预测和预防难度较大。通过室内实验测定渤海J油田原油乳化反相点,并利用回归分析得出了原油乳化反相点与脱水原油黏度之间的函数关系式。在此基础上对J油田发生乳化伤害的典型油井生产动态进行统计,得到了脱水原油粘度与反相区之间的关系式,进而建立了将实验数据与现场生产动态相结合的原油乳化伤害含水率区间预测方法。本文建立的原油乳化伤害区间预测方法计算结果与现场实际吻合较好,目前已在J油田A2H、A25H井进行成功应用,修井作业后产能恢复效果较好,具有较好的推广应用价值。

J油田水源井油管的腐蚀原因及防治措施

J油田某水源井投产3a后,油管频繁出现腐蚀穿孔现象。分析了现场实际工况和油管腐蚀情况,并通过腐蚀动态模拟试验研究了油管腐蚀穿孔的机理,最后提出对应的腐蚀防护措施。结果表明:该井产出水自身具有一定的结垢能力和腐蚀性,使渗氮N80油管钢发生轻微的结垢和腐蚀;酸性气体的存在和流速的增大使得井下油管发生严重的不均匀结垢和垢下腐蚀,随着生产的进行,油管内部结垢和垢下腐蚀不断加剧,最终导致了油管穿孔失效。建议将油管材料更换为3Cr钢,使用牺牲阳极短节,并且定期清除井下的垢和腐蚀产物,以延长油管的服役寿命。

油井清防蜡工艺在渤海油田的应用

渤海部分油田原油含蜡量高,井筒结蜡严重,影响了油井的正常生产。分析了影响油井结蜡的主要因素,总结了目前渤海油田应用的清防蜡工艺的作用原理、适用条件和应用效果。现场应用结果表明,目前渤海油田所采用的防蜡措施主要以化学防蜡工艺为主,所采用的清蜡措施中钢丝清蜡工艺应用最为广泛。较为单一的清防蜡工艺在一定程度上限制了渤海油田的清防蜡效果,因此需要进一步研究适合海上油田的新型清防蜡工艺措施。

沥青质沉积风险预测方法研究及应用

沥青质的沉积会发生在油气生产过程的各个环节中,在油藏内的沥青质沉积会增大油气开釆难度,影响产量,在井筒内的沉积会导致井筒堵塞,增加修井难度。目前,沥青质沉积的预测采用的是实验的方法,往往耗时长、效率低、成本高。本文针对目前沥青质沉积预测的研究不足,在大量调研国内外研究现状的基础上,通过模拟井筒的温度压力场以及沥青质沉积相图,建立了一套沥青质沉积预测模拟及风险等级评定方法。针对渤海油田的一口单井,进行了实例计算。此方法快速方便,准确性高且无需实验研究,节省投入,可作为沥青质沉积的一种快速预测手段,为油田投产前及油田开发生产过程中的沥青质伤害预防、伤害判断及伤害解除提供参考依据。

渤海L油田油井生产管柱腐蚀失效原因分析及对策

目的渤海L油田部分油井管柱频繁发生腐蚀失效穿孔,严重影响油田正常生产,为了延长井下管柱服役时间,对管柱腐蚀失效原因和防护对策进行分析。方法采用形貌观察、金相分析和扫描电镜等手段对失效管柱及腐蚀产物进行研究,同时从油田水离子组成、腐蚀性气体、细菌含量和管柱冲蚀等方面开展腐蚀原因分析。结果失效油井管柱主要为局部穿孔和断裂,管柱内表面呈溃疡状,颜色主要为黄褐色、黑色。失效管段的金相组织与基体的金相组织均为珠光体+铁素体,呈蜂窝状腐蚀特征。腐蚀产物主要为Fe、O和C。结论L油田油井管柱腐蚀的关键原因为油田水中溶解氧含量超标9倍以上,而氯离子质量浓度>3500 mg/L,硫酸盐还原菌超标4倍,促进了管柱的局部腐蚀。油井潜油电泵分离器入口处流体的流态变为旋流,流速大幅提升,引起冲蚀,加剧了分离器的腐蚀失效。建议L油田加强油田水中溶解氧和氯离子含量的监测和控制,腐蚀油井更换防腐油管和防腐电泵,提升分离器抗冲蚀性能。

渤海油田浓变凝胶防砂控水技术研究与应用

针对渤海油田高含水易出砂油井防砂、控水技术需求及目前机械防砂控水一体化技术的局限性,提出应用浓变凝胶实现防砂控水一体化的技术路线。通过开展浓变凝胶控砂性能与控水性能测试,验证选择性控水与防砂一体化技术实施可行性,基于浓变凝胶对储层条件与生产条件适应性评价明确浓变凝胶防砂控水的适应范围,最终形成浓变凝胶防砂控水一体化技术。结果表明,浓变凝胶控砂可将储层渗透率损害和出砂率分别控制在13%和0.03%以内,且能够实现油层与水层的选择性封堵;适应性评价结果表明,浓变凝胶耐温超过80℃,耐矿化度45 000 mg/L,可承受最大采液强度257.6 m^(3)/(d·m)。渤海Z油田应用浓变凝胶防砂控水一体化技术后,防砂有效期达到13~16个月,且持续有效,含水较措施前下降3%~5%,日产油量平均提高88.48%,提液幅度达到50%以上。浓变凝胶防砂控水一体化技术为海上油田高含水出砂井提液增油提供了思路。

“黑脸”连长成名记

“这次考核能过连长设定的及格线吗?”“上次模拟考核结果怎么样?”“90分及格也太高了吧,人伍前我们可都是60分万岁的。”……连队例行业务考核前,几名战士七嘴八舌地议论着,此刻他们的心里,更多的是紧张。如果业务考核成绩不理想,他们将要面对最看重业务能力的连长的那张“黑脸”。

海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构差异——以川南龙马溪组、鄂尔多斯延长组为例

目前工业化开采的页岩气资源主要来自海相沉积地层,但是陆相页岩气的勘探开发也已取得了重要突破。而海相页岩与陆相页岩的沉积环境不同,其对应的岩石孔隙结构也会存在一定的差异。因此以川南下志留统龙马溪组海相页岩和鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段陆相页岩为研究对象,采用聚焦离子束扫描电镜定性观察页岩微观孔隙结构,结合低压氮气吸附法和高压压汞法定量表征页岩微观孔隙结构,对比海相页岩与陆相页岩微观孔隙结构及其影响因素。结果表明:(1)龙马溪组海相页岩基质中粒间孔隙主要以颗粒边缘孔的形式存在,可见少量粒内溶孔和晶间孔,发育大量气泡状和线状纳米级有机孔;(2)长7段陆相页岩内部含较多的片状黏土和云母片间的狭缝型孔隙,有机孔发育较少,且多为干酪根演化生烃后残留的数百纳米到数微米的宏孔;(3)3~30 nm的孔隙对总孔隙体积贡献最大;(4)龙马溪组页岩微孔、细中孔和微米级宏孔占比远高于长7段页岩。分析认为:龙马溪组海相页岩由于脆性矿物含量、热成熟度和有机质丰度都较长7段陆相页岩高,整体上龙马溪组页岩的孔隙度和氮气吸附孔体积均远远大于长7段页岩。