热采井中油套管钢的腐蚀行为

采用高温高压反应釜模拟稠油热采CO_(2)和H_(2)S腐蚀环境,研究了热采井油套管钢110H、L80-3Cr、L80-9Cr和L80-13Cr在此环境中的腐蚀行为。结果表明,在单一CO_(2)腐蚀环境中,随着温度的升高,4种油套管钢的均匀腐蚀速率均增大,80℃时随着油套管钢中铬含量的增加,均匀腐蚀速率降低。在CO_(2)和H_(2)S共存腐蚀环境中,油套管钢的均匀腐蚀速率随CO_(2)和H_(2)S分压比p(CO_(2))/p(H_(2)S)的变化呈现不同的规律:80℃时,随着p(CO_(2))/p(H_(2)S)增大,110H和L80-3Cr的均匀腐蚀速率逐渐增大,而L80-9Cr和L80-13Cr呈现先增大后减小的趋势;150℃时,随着p(CO_(2))/p(H_(2)S)增大,4种油套管钢的均匀腐蚀速率先增大后减小。在300℃和350℃的CO_(2)和H_(2)S共存腐蚀环境中,L80-9Cr和L80-13Cr的耐蚀性远远优于L80-3Cr和110H。

超高温热循环作用下水泥环完整性及界面力学性能衰退规律

稠油热采井因周期性蒸汽吞吐,造成井筒内的温度波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性,导致井口抬升等安全问题频发。为了弄清超高温热循环作用下水泥环完整性失效机理、界面胶结衰退规律,避免蒸汽吞吐过程中套管-水泥环界面胶结失效,提出了超高温热循环环境下水泥环胶结强度评价方法,自主研发了集浇筑、养护、加热及测试一体化的水泥环胶结强度特色测试装置,并对“生产套管-水泥环-技术套管”组合体在超高温热循环作用下的界面完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了水泥环在3种不同温度(常温↗150℃↘常温,常温↗200℃↘常温,常温↗250℃↘常温)热循环作用下的完整性及界面力学性能实验结果。研究结果表明:高温热循环作用对水泥环力学及界面力学完整性具有显著的负面影响;随着温度和热循环次数的增大,水泥环界面力学性能显著降低。150℃热循环7次、200℃热循环5次以及250℃热循环1次后,套管与水泥环界面脱离;150℃热循环13次、200℃热循环9次以及250℃热循环7次后,水泥环界面剪切力、化学胶结力、摩擦力以及剪切胶结强度均降低为0,水泥环界面力学性能丧失。水泥环本体失效均以拉伸破坏为主,包括径向裂纹和周向裂纹;径向开裂,周向裂纹以及界面脱离使得水泥环完整性(本位完整性、密封完整性以及力学完整性)失效,水泥环产生连通的微裂缝、微环隙,造成水泥环变形、损伤、泄露,套管成为自由段,引发严重的环空带压、井口抬升等安全问题。

基于风险矩阵法的海洋钻井设计风险评价与控制措施

海洋石油钻井过程面临一系列风险,如钻井平台就位穿刺、滑移,钻遇浅层气、风险断层、亏空层、高压层以及高含二氧化碳与硫化氢的地层带来的井控及井筒完整性等风险,如何在钻井设计阶段对以上重大风险进行有效识别并开展量化评价与管控至关重要。通过建立海洋石油钻井过程的重大风险数据库,基于风险矩阵法建立风险量化分级模型,根据风险量化分级结果制定相应的控制措施。以渤海油田A13井钻井设计为例,应用该风险量化评价模型,共计分类识别较低风险点39个、一般风险点3个、重大风险点1个,通过优化钻井平台就位方案、井身结构、钻具组合及固井设计等措施,对以上风险点进行有效整改,将全部风险点控制在低风险范围内。该方法通过识别海洋钻井风险及定量分级管控,可在设计源头有效降低风险,确保项目顺利实施。

渤海油田中曲率半径侧钻井关键技术

随着渤海油田的不断开发,高含水和高采出程度是油田开发中面临的主要问题。近年来,利用老井侧钻中曲率半径平井技术是解决渤海油田平台槽口和在生产井控制储层面积有限问题、降低开发成本、进一步挖潜剩余油、提高油田产能的有效技术手段。由于中曲率半径侧钻井在钻完井工程中存在轨迹曲率半径小、套管开窗、过窗难度大、导向钻具疏松地层定向困难、套管下入摩阻大等难题,从轨迹设计、开窗工具优化、钻具组合设计、钻井摩阻水力学分析、下入管柱结构优化等方面形成了渤海油田中曲率半径侧钻井工艺体系。通过实际应用,证明该技术成功解决了该类型井靶前位移不足的问题,为海上油田安全、高效实施提供技术支撑,大大缩短了钻完井工期,节省了费用,提供了海上油田“挖潜剩余油”的新思路,对同类型井具有较强的指导意义和推广前景。

等孔径自清洁射孔技术在新优快试点项目的创新应用

为保证砾石充填效果,减少防砂作业风险,更好实现孔道清洁,提高孔眼流动效率,创新集成等孔径和自清洁射孔技术,研究了一种等孔径自清洁射孔技术。该技术具有孔眼一致性好、孔径大和对间隙不敏感等特点,并可实现在孔道形成后极短时间内产生高压气流冲刷孔道,清洁射孔压实带,有效返排射孔孔道岩石碎屑和射流残体,保证充填效果的同时减少孔道污染,利于油井增产。该技术已在渤海油田新优快试点项目馆陶组完成4口井的现场应用。应用表明,等孔径自清洁射孔技术有效提高了砾石充填效果和孔道清洁效果,为渤海油田馆陶组储层达到理想的放喷,提高油井产量提供了经验和技术储备。

改进型同井抽注技术在锦州25-1南油气田的应用

锦州25-1南油气田是一个构造复杂、断层发育的区块。为了有效合理开发,提高油气资源采收率,本文设计了在同一口井内实现分层注水或在一口井内实现分层注水和采油的新技术工艺,同时实现注水和采油两种功能,随着海洋石油开发工艺的逐步完善,将污水及循环后钻完井液回注地层,可以起到节约油田的开发成本、保护海洋环境的功能,也为实现同井产液和分层注水注聚提供了技术保障。

超短半径水平井完井工具的设计与测试

超短半径水平井在开采近井地带剩余油,增大泄油面积,挖掘老油田潜力方面具有显著效果。但常规完井工具在曲率半径特别小的条件下,无法满足下入及完井作业要求。文章介绍了适用于超短半径水平井的浮式柔性引鞋、柔性盲管、柔性筛管、柔性管外封隔器等配套完井工具,并进行了相关测试,符合现场应用要求。

基于受限空间的井槽再造钻完井技术应用研究

本文结合渤海油田实际,经过分析优化,探索并形成了一套基于受限空间的井槽再造钻完井技术,主要包括隔水导管重置技术、单筒双井技术、外挂内挂槽口与双层套管开窗技术等。应用效果表明,基于受限空间的井槽再造钻完井技术有效解决了渤海油田现有槽口利用中存在的问题,取得了良好效益,为渤海油田稳产增产奠定了基础。

渤海中深层稠油井注热管柱优化设计

海上中深层稠油油藏具有井深长热损严重、水平段长注汽不均的问题。目前海上的隔热措施存在接箍等隔热薄弱点,水平段均匀注汽没有考虑长水平段的非均质性等问题。为了保证注热效果,对海上某中深层稠油油田热采注热管柱进行优化设计。调研陆地隔热方式,结合海上注采热点,推荐使用由隔热油管、隔热接箍、隔热扶正器、热敏封隔器、隔热补偿器组成的隔热管柱,同时环空采用补氮方式起到隔热和平衡井筒压力的作用,并减少注入井下气体减少气窜风险。针对水平段长,吸气能力不均的问题,在水平段使用均匀注汽阀和水平段分段封隔器进行分段均匀注热,根据水平段性质进行针对性设计,达到均衡注热。通过计算分析证明此套注热管柱具有很好的隔热效果。

测试压裂分析技术在渤海B油田的应用

测试压裂分析技术是水力压裂施工前获取储层物性参数和分析压裂液性质的手段,是压裂施工顺利进行的技术保证。结合渤海某油田沙河街油藏压裂工程,介绍了测试压裂应用过程和理论基础,并简单介绍几种求取地层闭合压力的数学方法。闭合压力是压裂施工关键参数之一,不同数学计算方法推导出的闭合压力不尽相同,现场压裂工程师要根据实际测试结果选取可靠的数值。压降曲线拟合是在模型中反推出地层关键参数的方法,拟合完毕即得到针对施工地层的压裂模型,在此基础上进行主压裂设计和裂缝预测是较为准确的,以此进行施工也是安全的。

渤海套管井多层压裂充填管柱沿程摩阻修正与应用

一次多层压裂充填技术在我国渤海区块应用非常广泛,压裂充填常采用降阻比法对压裂充填过程中管柱沿程摩阻进行计算,但随着工艺与工具的改进与升级,常规管柱沿程摩阻计算方法出现较大的误差,增加了作业难度、风险,导致充填工艺的失败,为了有效的解决这类问题,文章基于蓬莱PL19-9区块已施工的现场数据,给出了修正系数,得到较为准确的管柱沿程摩阻计算公式,并将其应用于J21井,取得良好效果;同时,基于该理论公式,论证了渤海地区新型Φ193.675 mm套管压裂防砂完井工艺,该新型完井方式是为应对当前低油价下的中海油又一大重要举措,结果表明,新型Φ193.675 mm套管压裂防砂工艺在实现排量3.18 m3基础上,冲管长度可达400m(不考虑最下层射孔段),该工艺技术未来将大面积应用于渤海地区.

渤海油田井筒及井槽优化利用技术研究进展及展望

海洋平台空间有限,井筒和井槽资源的合理使用对渤海油田规模性开发具有重要意义。为实现井筒和井槽资源的高效使用,从中短半径侧钻技术、同层侧钻技术、大尺寸双层套管开窗技术、分支井轮采技术和井槽重利用技术等5个方面建立了井筒和井槽优化利用技术体系,并阐述了该技术体系的现场实施效果。针对目前渤海油田井筒及井槽优化利用面临的主要挑战,展望了未来技术发展趋势。本文研究成果为缓解海洋石油开发中井筒和井槽资源紧张、降低成本,实现海油石油高效可持续开发提供了借鉴。

超高压射流磨料粒子对喷嘴冲蚀的有限元分析

为分析解决高速运动的磨料粒子对喷嘴内部的冲蚀,以提高其抗冲蚀磨损效果,优化设计超高压射流喷嘴结构,采用瞬态两相流仿真与离散相仿真并进行可视化处理,模拟冲蚀试验。建立喷嘴内轴对称固液两相流分析模型,对喷嘴内部预混合磨料水射流粒子的运动轨迹和加速过程进行模拟,计算喷嘴内壁最大冲蚀率,并优选喷嘴内部结构。结果表明:石榴石磨料粒子在碳化钨喷嘴聚焦段与喷嘴内壁发生碰撞并被反射回轴线产生聚焦效应,粒子运动速度降低并对内壁产生冲蚀。最大冲蚀位于喷嘴收缩段与聚焦段连接处,最大冲蚀率为1.9×10^(-6)kg/(m^(2)·s);第2峰值点则出现在聚焦段中前部,距喷嘴出口20 mm处,冲蚀率为1.7×10^(-6)kg/(m^(2)·s)。根据喷嘴实际试验寿命和失效准则,求得实际喷嘴冲蚀率为1.078×10^(-6)kg/(m^(2)·s),冲蚀率修正系数为0.5674。通过有限元分析对喷嘴造型的优化提供了选择依据,有利于提高喷嘴耐蚀性。

多点式光纤压力、温度监测系统在水平井的成功应用

为了增加井下温度压力测试仪的耐高温、抗干扰性以及使用寿命,研制了多点式光纤式压力、温度监测系统,可以在一根1/4″的钢管内最多连接16支压力计,实现多点测试功能。该系统已在渤海油田成功应用,可以满足生产井动态监测的实际应用要求。

弯外壳螺杆钻具窗口通过能力有限元分析

大弯角螺杆钻具组合能否通过开窗侧钻窗口是决定工程顺利作业的关键因素。基于此,开展了弯外壳螺杆钻具窗口通过能力有限元分析。根据SY-4试验井相关参数,考虑下部螺杆钻具刚度、马达弯角、斜向器角度、重力和扶正器等参数的影响,建立了螺杆钻具动态下入套管开窗段力学模型,利用有限元法进行模拟计算。计算结果表明:螺杆钻具强度、接触力和摩阻力均满足要求,结果与SY-4试验井非常接近。研究结果对侧钻水平井套管开窗后螺杆钻具下入通过能力分析具有理论指导作用。

超短半径水平井砾石充填优化设计研究

为优化超短半径水平井砾石充填施工设计,文章通过对砾石充填各阶段摩阻计算分析,得出充填各阶段摩阻分布规律。根据某超短半径水平井施工设计参数,探究了漏失率和泵排量对充填压力和充填长度的影响,得出可行泵排量区间。

微扩眼工具在渤海某油田使用效果分析

钻井靶点前位移不足的水平井普遍存在设计造斜的全角变化率过大,井眼轨迹复杂等问题,钻进过程中容易发生复杂情况,完钻后下套管容易发生遇阻问题。常规处理这些问题的方法是优化井眼轨迹和进行扩眼。某公司设计的能够随钻使用、简易可靠的偏心扩眼器,解决了轨迹复杂井的井底岩屑不易携带、钻井复杂情况高发、完钻后套管不易到位等问题,有效降低了钻井成本,节省大量作业时间。

渤中凹陷太古界潜山破碎地层取心技术

为了落实渤中凹陷太古界潜山储层岩性、物性及含油气性,为太古界潜山储量申报提供实物资料,设计在太古界潜山钻遇油气显示层进行取心作业。针对潜山顶面风化壳破碎严重、内幕储集空间发育段为中硬厚层花岗岩地层,地层压实程度高等问题,设计并应用了高强度取心工具,通过优化设计取心参数和工序、制定取心收获率保障技术措施,在渤中凹陷2口井累计取心4次,平均收获率达到97%。该技术可推广应用于潜山破碎硬质地层的取心作业。

远距离随钻探边技术在渤海油田调整井中的应用

随着渤海油田开发程度的提高,“低、边、稠”油田占比增大,加密调整井实施难度加大,同时复杂的油藏易导致着陆不成功、储层钻遇率低和发生井下事故等。常规探边技术,由于自身局限性,无法满足复杂油气藏的开发调整需求,需要引进新的随钻探测技术提高探边深度、精度和效率。远距离随钻探边技术创新性地将斯伦贝谢的高清多边探测技术和超深多边探测技术合二为一,探测距离大幅度提升,可达76.2 m,分辨率更高,着陆导向更为精准,油藏描述更精细。该技术通过对渤海油田调整井C13H1井和P6H1井的实际资料录取、分析和综合对比,成功引导着陆,并提前约20 m清晰探到储层边界,大幅度提高了储层钻遇率和开发生产效果。

海上探井一次就位多目标评价模式

渤海油田集中勘探部署的探井密度高,井与井之间需要钻井船多次短距离拖航。而海上钻井平台拖航作业对气象及海洋潮流条件要求高、相关手续复杂,拖航作业过程中经常出现长时间待机的情况。针对渤海油田探井作业钻井平台多次拖航风险大、作业费用高、作业时效低等问题,结合目前开发井、调整井应用成熟的套管开窗、裸眼侧钻、井眼轨道控制等钻井技术,探索并实践了海上探井一次就位多目标评价的(1-N)钻探作业模式。对该模式下钻探分支井增加的作业难度及费用进行了评估,指导实施的1-N钻探模式在旅大、蓬莱区块单次作业分别节省费用2000万元和1500万元,应用前景巨大,为国内外海上油田类似勘探项目提供了借鉴与参考。