提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井理念及可行性

穿越型天然气水合物层进行深层油气生产作业时,由于井筒散热导致井周水合物受热分解,对水泥环与套管界面胶结处造成损坏,严重时会造成油气井的报废。针对这一技术难题,提出一种可以提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井理念,提出采用低水化热早强保温隔热水泥浆体系进行水合物层段的封固方法。同时对保温隔热材料提高水泥浆保温隔热性能的可行性进行研究。结果表明:在水泥浆中添加合理的中空微球材料可以使水泥浆在保持合理的水泥石强度的同时具有较低的水泥石热导性,复配材料加量为10%时水泥石的导热系数从0.8 W/(m·K)降低至0.32 W/(m·K),为解决当前深水油气井长效生产提供了新的解决思路。

深水水平井气侵井控临界压井排量研究

在深水水平开发井发生气侵后,气体极易在上翘段聚集形成气塞,如何安全高效地将聚集气体循环出井,对深水钻井井控安全至关重要。在开展不同倾角气体聚集井筒两相流动实验研究基础上,揭示了气体携出机理,阐明了压井液物性、排量对气体携出的影响规律。利用实验数据对现有漂移模型进行优选,结果表明:Bendiksen气体漂移模型在预测临界压井排量时效果较好,并引入钻井液物性无量纲参数对Bendiksen模型进行修正。修正后的新模型预测结果与不同水平倾角(8°~27°)、不同黏度(1~50 mPa·s)下实验数据匹配度较好,能够准确预测排出水平段聚集气体所需的临界压井排量。本文给出的水平段临界压井排量计算方法,可有效指导深水水平段压井设计与施工。

南海某深水高温高压气井SS-15型井口头系统薄弱点安全评价

为应对深水高温高压气井生产过程中井口系统复杂性、井口抬升等对整个井口系统完整性的破坏情况,研究环空压力、上顶力、温度、产量对井口头系统薄弱点的影响。基于数值模拟方法建立井口系统有限元力学模型,分析在不同环空压力与上顶力条件下,井口系统各部件的应力大小变化情况,为井口系统薄弱点位置的确定提供理论依据,进而提出深水高温高压井井口系统完整性的管控图版及方法。研究结果表明:环空密封本体与套管挂、锁环与限位槽的接触部位是薄弱点;同一环空压力下,上顶力越大,套管挂等效应力与锁环变形量越大;当上顶力超过700 t时,不论环空压力是否存在,均达到井口系统薄弱点屈服强度。因此,深水高温高压油气井应制定合理生产制度或管理措施,研究结果对保障井口系统完整性,降低深水高温高压井生产阶段风险具有一定参考意义。

涠西南地区岩石特性及钻井液技术研究

北部湾盆地涠西南油田群是南海西部重要的原油产区,同时油田群紧邻众多国家级自然保护区,属于环境敏感区域。针对北部湾盆地涠西南地区环保要求,以及涠洲组和流沙港组钻井过程经常出现井壁失稳导致的憋卡、起下钻阻卡等问题,开展了涠西南地区地层泥页岩特性及环保钻井液技术研究。通过地层岩石黏土矿物分析、孔喉结构分析以及理化性能评价,明确了涠西南地区泥页岩井壁失稳的机理;提出以类油基的水溶性复合基基液为核心,构建了一套具有油基钻井液工程特性和水基钻井液环保特性的新型环保防塌钻井液技术,并进行了相关的现场应用。现场应用显示:应用井与邻井相比,12-1/4″井段阻卡划眼时间减少,井径扩大率大幅度降低,并且在128 h的长时间浸泡过程中没有复杂情况产生,有效地解决了涠洲组、流沙港组易失稳地层的井壁稳定问题;同时,钻井液环保性能达到一级海域环保要求,可以替代目前应用的油基钻井液体系,解决了海上使用油基钻井液存在配制成本高、含油钻屑需全回收及环境危害隐患大等技术难题。该研究对于涠西南油田环保、井壁失稳和钻井液技术发展具有较高的理论价值和借鉴意义。

未成年人权利保护主体地位探讨

未成年人是权利保护的主体,赋予未成年人主体地位,是未成年人保护的核心所在。赋予未成年人话语权和参与权,正视、承认未成年人保护的主体地位,需要确立未成年人保护的"最大利益"原则,坚持最大利益与合理管教并行,提高未成年人保护的法律刚性,使未成年人保护工作发挥实效,落到实处。

南海西部浅层大位移水平井钻井关键技术与实践

南海西部海域莺歌海盆地油气资源丰富,具有埋深浅、成岩性差、资源分布零散特点。现多采用大位移水平井方式挖潜老油气田周边剩余油气,作业中存在表层桩管鞋窜漏、浅层泥岩段出泥球憋漏地层、目的层压力亏空易漏导致储层伤害、技术套管下入摩阻大及固井压力作业窗口窄易漏失等难题。结合前期区域钻井作业经验,通过加深表层桩管下深至入泥95 m,降低桩管鞋窜漏风险;分段优化技术井段钻井液体系,解决浅层泥岩段起泥球、憋漏地层难题;优选液体润滑剂复配组合,配合漂浮接箍下套管工艺,确保技术套管顺利下入到位;优化无固相有机盐钻井液体系暂堵剂粒径复配,提供良好封堵承压能力,解决压力亏空易漏导致储层伤害难题;通过加深表层套管下深,使用动态当量循环密度控制固井技术,提高固井作业安全及质量,最终形成了一套浅层大位移水平井钻井关键技术。该技术成功应用于莺歌海盆地5口浅层大位移水平井,整个作业过程未发生起泥球、井漏及井下复杂情况,技术套管下入顺利,气井生产测试中的表皮系数为0.5。该系列技术为区块类似油气田的高效开发提供了技术支持。

异形PDC齿切削破碎非均质花岗岩机理研究

为了进一步明晰难钻地层(如花岗岩地层)中异形PDC齿的破岩机理,采用有限元建立了含不同矿物组分的细观非均质花岗岩模型,同时还建立了10种常见的异形PDC齿在不同围压条件下的切削破岩模型,并对其破岩机理进行了分析。研究结果表明:鞍形齿和双曲面齿的破岩效率最高,其原因为这两种齿形能在实现移除区的脆性破碎的同时减少影响区的纵向破碎;围压对钻齿的破岩效率和攻击性有抑制作用,其原因为围压的增加使得移除区以塑性破碎为主,且锥形齿的破岩效率对围压变化最敏感,而围压的增加对双曲面齿和鞍形齿的破岩效率抑制作用最不显著;研究的10种PDC齿形被分为曲面齿、平面齿和凸刃齿3类,且这3类齿的应力集中状态依次增大。研究结果可为钻齿的选择、钻头的设计优化以及钻井参数的优选提供依据。

高温高压下G3镍基合金油管酸化腐蚀的力学性能

低渗透“三高”(高温、高压、高酸气含量)油气田开发过程中,普遍都会实施一体化管柱酸化增产作业,但其中一些油气井在酸化、生产过程中频繁出现管柱失效的问题。为了探究相关管材在酸液环境中的腐蚀行为和力学性能下降的原因,采用高温高压循环流动测试仪并辅以金相显微镜、SEM、EDS及力学性能测试技术,采用高温高压釜失重实验、力学性能测试对现场常用的P110管材、G3镍基合金管材进行了腐蚀评价及拉伸力学性能实验,评价其在生产及不同注酸工况下的腐蚀状况、腐蚀行为以及力学性能的变化规律。研究结果表明:①在生产和酸化工况下,镍基合金钢的腐蚀速率远小于碳钢;②随着注酸强度的增加,镍基合金钢和碳钢腐蚀速率增大,并且均大于NACE RP0775-2005标准规定的0.076mm/a;③随着注酸强度的增加,镍基合金钢表面点蚀坑增多,腐蚀产物膜变厚,并且在10%、20%浓度酸液中的试样表面出现了腐蚀产物膜剥落的现象;④酸化后碳钢及镍基合金钢的力学性能降低,降低程度随酸液浓度、酸化时间的增加而趋于显著,并且镍基合金钢降低程度比碳钢更明显。结论认为:①酸化施工应采用酸化管柱和生产管柱分开的方式进行酸化作业,也可采用合理控制酸化时间的方式进行防护;②开采过程中推荐使用镍基合金油管材料。

南京钢厂R5．25m方坯连铸机控制系统改造

Ｒ５．２５ｍ小方坯连铸机控制系统改造成功，大大提高了装机自动化水平及系统的可靠性，为其他同类小方坯连铸机的改造提供了借鉴．

页岩气井压裂过程中套管损坏的机理

页岩气井大排量压裂过后,在近井筒地带会形成局部圈闭,由于温差较大局部圈闭热膨胀产生轴向力,对套管产生附加应力,有可能引起套管屈曲或变形,甚至诱发套管损坏。为了研究该类套管损伤,以热力学原理、能量守恒定律及流体瞬态传热机理为理论指导,建立局部圈闭附加压力模型,研究了压裂排量和总的注液量对井筒温度场的影响,并通过计算压裂导致的产层段局部圈闭附加压力,开展了油层套管抗挤安全状态评价。研究结果表明:①在大排量压裂条件下,井筒的温度随注液量和排量的变化而改变,排量越大井筒的温度降低的幅度越大;②排量一定时,注液量越大、注入时间越长,井筒温度会逐渐降低,但是变化量逐渐减小;③随着压裂液的注入,在0.5 h内井底温度快速降低,其后井底温度稳定在某一值附近;④流体的热膨胀系数和等温压缩系数也是影响热膨胀压力大小的重要因素。结论认为,对于特定材料套管,如果压裂作业时温差达到某一阈值,会导致考虑局部圈闭的外挤载荷大于套管的抗外挤强度,产生安全隐患,建议提高套管钢级或增加套管壁厚。

注水井井筒完整性设计方法

注水井服役工况复杂,管柱腐蚀、疲劳断裂、密封失效等情况时有发生,给井筒完整性管理带来巨大挑战。现行的井筒完整性标准并未对生产井与注水井严格区分,注水井的井筒屏障划分方法尚有诸多缺陷。参考挪威NORSOK D-010标准,结合注水开发现状分析了注水井井筒工作状态的特殊性,探讨了井筒屏障失效原因,明确了应重点关注的井屏障部件。建立了注水井的井筒屏障系统,将井下安全阀从第一级屏障划出,将井口至井下安全阀之间的油管柱及部件、采油树二号主阀纳入第一级屏障范畴。讨论了关键部件的验收标准,从井屏障设置、腐蚀控制、寿命预测、作业参数控制及井资料记录五个方面探讨了注水井井筒完整性设计内容。最终形成了注水井井筒完整性设计流程,对各油田维持注水开发的安全稳定、经济高效具有重要指导意义。

深水油气井非稳态测试环空压力预测模型

为了解决深水油气井测试时各环空压力上升而破坏井筒完整性的问题,针对气井测试的短期非稳态过程,建立了井筒非稳态传热模型;然后,根据流体等压膨胀系数、等温压缩系数与密度的函数关系,建立考虑流体性质非线性变化的环空压力预测模型;在此基础上,以南海西部某深水高温高压气井为例,采用所建立的模型预测了不同测试制度下的环空温度与压力,根据最小安全系数对井筒管柱强度进行校核,进而确定井筒各环空最大允许压力,并且绘制出不同测试制度下的安全诊断图版。研究结果表明:①环空温度随着测试产量和测试时间的增加而升高,但井口和井底的温度差减小,在同一测试产量和测试时间下,环空2温度始终高于环空3,并且环空之间的温度差较大;②环空2、3的压力随着测试产量和测试时间的增加而升高,但上升的趋势变缓,并且在同一测试产量和测试时间条件下,环空2的压力大于环空3;③若不考虑流体性质非线性变化的影响,将会低估环空压力值,并且随着测试产量和测试时间增加,相对误差会继续增大;④随着测试产量和时间的增加,环空2的压力值会率先超过环空最大允许压力,因而在深水高温高压井测试作业中应重点关注不同测试制度下环空2的压力变化情况。结论认为,基于所绘制的诊断图版,可以方便、快捷地判断深水气井测试制度的设计是否合理,最大限度地保证测试过程中的井筒完整性。

深水钻井增压管线开启判别及参数优化研究

深水钻井过程中钻井液从套管环空返至隔水管段时,由于隔水管段环空尺寸突然增大,钻井液流速降低,携岩效率下降,从而导致钻井事故的产生,而深水区域目的层压力窗口非常小,难以通过增大海上平台钻井泵排量的方法来提高隔水管段携岩效率。鉴于此,基于井筒流动与传热理论,考虑钻井液流变性随温度变化特性,提出了深水钻井增压管线开启判别方法及流程,给出了主井筒内钻井液排量上、下限的计算方法和增压管线排量参数的优化方法。以南海LS-x深水井为例,分析了增压管线开启判别流程及主井筒和隔水管段排量优选计算过程。研究结果表明:深水窄密度窗口目的层一般需要开启增压管线辅助携岩,深水钻井常用的HEM水基钻井液体系在低温下具有较高黏度,有利于隔水管内携岩;增压管线开启后隔水管流动摩阻增大,导致井底ECD略增大,但影响程度非常低,通常情况下增压管线排量在额定排量范围内只需考虑其携岩效率即可。研究成果可为深水钻井水力参数优化和作业安全提供理论参考。

钻齿侵入破碎非均质花岗岩机理研究

钻齿侵入破岩是钻头破岩的主要方式之一。为了探究不同齿形侵入破碎非均质硬岩的效率差异,基于Voronoi细分方法建立了2种花岗岩(灰白色和浅红色花岗岩)的有限元模型。该模型参数的标定相对误差在7%以内,能够较好地反应花岗岩的非均质特性。建立5种不同钻齿侵入破碎花岗岩的仿真模型,对比分析钻齿在特定侵入载荷下的侵入力、侵入深度和花岗岩破碎程度等参数。研究结果表明:侵入力恒定时,侵入位移迅速增大至峰值,随后在岩石内弹性能的释放和外侵入载荷的共同作用下,在最大位移附近波动;随着侵入力增大,最大侵入位移也增大,当侵入力为1~4 kN时,最大位移在0.15 mm内;增大侵入力更能损伤岩石,载荷为3~4 kN时破岩效率相对较高;5种齿中,侵入性能最好的是CS型齿,最差的是CB型齿。该研究既可为利用有限元研究“岩石-刀具”的破岩机理提供一种新思路,也可为牙轮钻头和冲击钻头等钻具的选齿提供参考。

油井用复合低温早强剂的制备与性能研究

针对低温环境导致水泥浆强度发展缓慢难题,本文合成了C-S-H早强晶种,并将其与Li_(2) CO_(3)、Na_(2)SO_(4)、NaAlO_(2)共混制备了一种适用于深水低温环境的油井水泥早强剂。首先,采用FT-IR、XRD、EDS与SEM分析了C-S-H早强晶种的化学组成、结构与微观形貌;其次,对复合低温早强剂的早强性能进行了研究。结果表明:5℃下,低温早强剂早强效果显著,将水泥石8 h、12 h、24 h的抗压强度由0 MPa提升至0.6、0.8、1.4 MPa。早强机理分析结果表明:低温早强剂中的C-S-H早强晶种的成核作用与Na_(2)SO_(4)、NaAlO_(2)、Li_(2) CO_(3)共同作用,加速了水化诱导期水化颗粒表面不渗透膜的破裂,使水泥浆水化诱导期提前结束进入加速阶段,从而提高低温下水泥石的早期抗压强度。

考虑环空压力的生产套管CO2腐蚀速率预测

目的预测考虑环空压力条件下不同产量、温度变化碳钢套管的腐蚀速率。方法利用优化的经典半经验模型对碳钢套管的腐蚀速率进行预测。明确海洋环境碳钢套管CO2腐蚀的机理,找出海水中生产套管发生腐蚀的主要影响因素及腐蚀机理,通过CO2溶解度模型优化腐蚀速率预测模型,考虑温度、环空压力、产量等变化对腐蚀的影响规律,预测生产套管的腐蚀速率。结果计算了产量变化后环空的压力分布,产量越大,环空压力相对越大,但产量增大到一定值后,环空压力的增加不再明显。产量会影响环空的温度分布,而温度的变化又关系着热膨胀压力,影响套管的腐蚀速率。通过高温高压室内腐蚀实验验证了腐蚀预测模型的可靠性,对比实验结果,模型的预测误差在10%以内,满足现场腐蚀预测需要。结论产量、温度、CO2溶解度、环空压力等因素均对腐蚀有较大影响,考虑环空压力变化条件下生产套管总体的腐蚀速率远超NACE标准中度腐蚀的0.125 mm/a,需要采取一定的缓蚀措施。

CO2吞吐井油管柱不同生产制度下的腐蚀规律研究

针对CO2吞吐井油管柱生产阶段腐蚀严重的现状,为了分析受生产制度影响的井下管柱腐蚀规律,参考适用于CO2吞吐井的典型腐蚀预测模型,建立了考虑生产制度与井筒温度压力改变共同作用下的井下管柱腐蚀速率预测方法。对典型CO2吞吐井进行实例计算,分析了不同油气水配产情况下的油管柱腐蚀规律。计算结果表明:仅改变产油量,典型CO2吞吐井油管柱腐蚀速率随产油量的增加而降低;仅改变产气量或产水量,油管柱腐蚀速率随之增加而增大;油管柱受采出流体含水率影响较为明显,腐蚀速率随含水率升高而增大,建议现场做好生产过程中的控水管理。

南海西部陵水区块超深水井喷射下导管技术

南海西部陵水区块平均水深1 710.00m,区域海况恶劣,为了提高导管下入作业效率,保证水下井口的稳定性,采用喷射钻井技术下导管。对陵水区块海底浅层土壤进行取样分析,得到了导管承载力曲线;对导管载荷进行分析,确定了区域导管安全入泥深度;在综合分析喷射钻井技术与钻具组合特点的基础上,对钻头伸出量、钻头直径、钻压和水力参数进行了优选,确定了导管入泥深度。陵水区块5口井应用了喷射下导管技术,结果表明,井口稳定性均较好,导管下入过程顺利,没有出现导管下沉或倾斜的问题。陵水区块超深水井喷射下导管技术的成功应用,为以后类似超深水井的钻井作业提供了技术参考。

集合预报在深水钻井平台避台气象保障中的可行性探讨

热带气旋在夏、秋两季对我国南海海域钻井平台的袭扰,往往影响了海上油气勘探开发的正常进度,因此准确有效的避台气象预报显得十分必要。本文以南海某深水钻井平台针对热带风暴“海葵”的数值预报为例,对比分析集合预报与确定性预报在不同避台阶段的预报路径和强度,并在此基础上探讨热带气旋长期和中长期集合预报在深水钻井平台避台预报中的可行性。研究结果表明,热带气旋中长期集合预报在路径和强度方面比确定性预报都更为接近实测情况,对深水钻井平台的避台决策有较好的参考价值;热带气旋长期集合预报在预报路径和强度方面都存在一定的规律性误差,但预警台风产生的概率值大于中长期预报结果;通过对长期集合预报结果的修正,以及与中长期集合预报结果的结合等方式,长期集合预报可提供更为精准的避台决策,从而减少避台损失。本文研究结果可为深水钻进平台的避台气象保障提供一定的参考。

乐东22-1气田A14H井表层定向及扩眼钻井技术

为解决南海莺歌海盆地乐东22-1气田表层松软地层定向造斜扩眼钻进困难、邻井相碰及易产生新井眼等钻井工程技术难题,提出了一种先钻小尺寸领眼,再用新型三级固定翼扩眼器定向扩眼,然后下入套管的海洋表层钻井技术。结合随钻测量仪和电子陀螺测斜仪钻进乐东22-1气田A14H井表层时,先用250.8mm钻具定向造斜、钻小领眼,再用254.1mm×349.3mm×444.5mm新型扩眼器将领眼定向扩眼至444.5 mm,下入339.7mm表层套管并固井。现场应用表明,该技术解决了丛式井表层防碰难题,保障了疏松地层的造斜钻进效果,防止了钻井中扩眼钻具对领眼井造斜效果的不利影响,对后续类似井的钻井具有一定的借鉴价值。