自清洁动态负压射孔技术研发及应用

聚能射孔弹射孔后产生射孔孔道,同时也因对岩石的挤压而形成渗透率低的破碎压实带区,这种射孔压实伤害使得射孔完井平均表皮系数增大,直接降低了射孔井的产能。“自清洁+动态负压”射孔技术实现了对射孔孔道的二次抽吸,消除了射孔压实,大大降低对地层的伤害。由于负压自清洁射孔降低液面有井喷风险,而动态负压液面安全范畴更广,该种工艺方法风险小,投入相对较小,该技术成果在南海东部油井开发射孔应用。数据表明:自清洁射孔和动态负压作用明显,该井自清洁产生的微压裂及清洁孔道最高压力19.9 MPa,动态负压最低点压力值9.7 MPa,最大负压差18.2 MPa,动态负压持续时长585 ms。措施前日产液5300桶(1桶=0.159 m^(3)),含水91%,日产油470桶;措施后日产液5400桶,含水85.5%,日产油787桶,作业效果明显。

海上某油田L80-3Cr油管腐蚀主控因素研究和防护方法评价

根据我国海上某油田L80-3Cr油管服役环境,利用失重法研究二氧化碳分压、腐蚀介质流速和腐蚀介质气液比例对油管材料腐蚀速率的影响。试验发现,随着二氧化碳分压增大,L80-3Cr腐蚀速率先增大后减小,在二氧化碳分压为3.0 MPa时达到最大腐蚀速率。对最高腐蚀速率试样表面的SEM观察和XRD分析表明,试样表面形成的腐蚀产物膜主要由碳酸亚铁组成,膜层致密性差和疏松多孔是导致高腐蚀速率的主要原因。在低流速腐蚀介质中,L80-3Cr腐蚀速率较小,高流速下,L80-3Cr腐蚀速率快速增加。气液两相流流经试样表面使得材料腐蚀加剧,随着腐蚀介质中含气量的增加试样腐蚀速率先增大,在气液比增加到0.227之后略有下降。通过电化学测试评价了油田常用的混合型缓蚀剂,随着添加缓蚀剂浓度的增加,缓蚀效率略有增大,缓蚀剂主要通过在金属溶液界面吸附成膜,增大腐蚀反应的极化电阻从而抑制腐蚀发生。

水平井分段控水在南海东部M油田的实践

以南海东部M油田的A10H水平井为研究目标,综合测井技术、油藏工程及采油工程等多学科的理论及技术,开展了水平井控水的研究与实践,取得了较好的应用效果。

海上油田全寿命控水完井技术研究及现场试验

为了解决海上油田砂岩底水油藏水平井开发过程中底水快速锥进的问题,在分析流入控制装置(ICD)和自动流入控制装置(AICD)控水完井技术的优势与不足的基础上,研究了海上油田全寿命控水完井技术。该技术结合ICD和AICD控水完井技术的优势,在油井投产初期通过抑制高渗段来均衡水平井水平段供液剖面,投产中后期通过“自动控制流量”来抑制水平段高含水段出液,实现自动控水,起到延缓油井含水率上升的作用。海上油田全寿命控水完井技术在X油田H油藏W1井进行了现场试验,与同油藏生产井对比发现,该技术对水平井开发过程中的含水率上升有抑制作用,值得扩大规模试验。

海上水平井找堵水技术研究与应用

海上水平井开采具有高含水、高液量、高速开发的特点,高含水水平井治理难度大、效果难保证。本文在采用爬行器输送、PLT和MAPS组合测试技术找准出水位置基础上,利用过筛管定向堵水分段控采技术实现了出水层段的有效封堵,取得了显著的控水增油效果。该研究为水平井治理提供参考,具有广阔的应用前景。

水平井二次分段改造的关键技术及应用

南海东部油田主要以水平井开发为主,水平井虽然具有大产液量,低生产压差的优势,但是随着油田开发的不断深入,由于地层非均质性强,油水黏度比大以及底水锥进、边水侵入等因素,水平井出现了含水上升快,产油量递减大等问题,稳油控水形势非常严峻。为解决油田进入特高含水期提产稳产难题,在调研国内外水平井控水、堵水技术和经验的基础上,创新设计了水平井二次分段改造工艺方案,可以通过在原水平段筛管(或打孔管)外精确定点挤注管外化学封隔器对在产井水平段进行管外分隔二次完井,配合中心管串封堵水平出水井段部分,充分释放高含油井段产能,达到降低产液及含水率,充分动用井筒剩余油储量的目的。