定向井压裂射孔方位优化及应用研究

低渗储层采用定向井水力压裂是油气田增储上产和降本增效的重要措施和手段。射孔是压裂前打开储层的首要工序,射孔质量好坏直接影响定向井产能的发挥程度。为了降低储层起裂压力、减少砂堵风险,需要进行定向井压裂射孔方位优化。考虑原地应力、套管水泥环诱导应力、射孔孔眼诱导应力、井筒注液诱导应力和流体渗流诱导应力综合叠加,基于张性破坏准则,建立了基于最低裂缝起裂压力(FIP)的定向井压裂射孔方位优化模型;并进一步通过室内物理模拟,验证了模型的可靠性与合理性。模拟结果表明,FIP在360°射孔方位内周期性变化,存在两个最小和最大FIP点,并且随着井筒方位角的增加而增加,最小FIP逐渐增加,最大FIP逐渐减小;不同井斜角和方位角的最小FIP对应的射孔方向相差较大,斜井的最佳射孔方向应同时考虑井斜角和方位角的综合影响;水平主应力差和施工排量等因素对确定最佳射孔方位影响不大;并且在SXM气田X井进行了现场应用,优化的最佳射孔方向角为20°和205°,其对应的最小起裂压力为45.5 MPa。从而降低施工难度,为低渗储层射孔方位优化技术提供借鉴。

深水测试管柱与隔水管的横向承载特性

在海上深水油气井测试过程中,隔水管、测试管柱与海水、环空流体、管内流体相互作用,并组成海上测试的“管中管”结构体系,目前对于由隔水管—测试管柱组成体系产生的复杂横向承载特性的认识不足。为了给海上安全测试作业的控制提供理论支撑,针对我国南海测试使用“管中管”体系结构及作业水深超过900 m的特点,建立了海水段测试管柱的井筒温度场、压力场及轴向力计算模型;考虑内外流体与管柱相互作用,建立了隔水管和测试管柱横向动态受力模型;基于数值求解方法,进行了不同顶张力、悬挂力、海流流速及平台漂移下的“管中管”结构体系横向承载特性分析。研究结果表明:①增大顶张力、悬挂力均能减小管柱体系的横向最大承载参数,同等幅度下的顶张力对管柱横向承载参数的影响更明显;②随着海流流速的增加,管柱体系的最大横向位移、转角、弯矩增大明显;③随着平台漂移量的增加,管柱体系的最大转角和弯矩先减小后增大,即顺着海流方向使平台产生适当的漂移有助于减小管柱体系横向的最大承载参数。结论认为,该研究成果可对海上测试作业的安全控制提供理论支撑。

海上“三低”油气田多功能气举测试新工艺

针对现有测试工艺不能满足海上"三低"油气田快速、高效、经济的测试要求,提出了通过钻杆-油管小环空注气进行气举的多功能气举测试新工艺,并相应优化了气举阀、气举工作筒结构,设计了油管插入密封装置和钻杆升沉补偿装置。现场应用效果表明:所提出的多功能气举测试新工艺具有快速诱喷排液(返排残酸、压裂液)、变深度测试求产、下钢丝绳作业取样等多种功能,成功解决了常规测试技术在处理海上"三低"油气田时遇到的困难,加快了测试速度,节约了作业成本,为海上"三低"油气田的地层测试提供了有效的技术支持。

用离散颗粒流数值模拟方法预测气井金属网布筛管冲蚀寿命

深水气井生产过程中高速流体携带储层砂粒冲蚀筛管易造成筛管防砂失效。目前室内挂片冲蚀实验仅考虑网布因素,预测的筛管冲蚀寿命误差较大。以气井出砂中常用的金属网布筛管为研究对象,建立全结构三维金属网布筛管数值模拟模型,利用离散颗粒流DPM方法模拟砂粒在筛管中流动冲蚀过程,分析不同流速和浓度下砂粒对金属网布速度分布和冲蚀速率影响,预测金属网布筛管冲蚀寿命。研究发现:(1)筛管冲蚀速率与流体速度呈指数关系,与含砂浓度呈线性关系;流速和含砂浓度越大,冲蚀速率越大;(2)筛网各层结构流速和冲蚀速率不同,入口流速0.5~2.0 m/s之间,第1层筛网流速和冲蚀速率是入口流速和冲蚀速率的2.32~4.20倍和10.91~15.96倍,第2层筛网流速和冲蚀速率是入口速度和冲蚀速率的1.60~2.10倍和3.00~5.58倍;(3)筛管冲蚀破坏首先发生在第1层筛网,筛管结构造成第1层筛网流速扩大是筛网冲蚀破坏的主要原因。利用离散流数值模拟方法预测不同流速下筛网冲蚀寿命,与现场监测寿命值对比,最小误差2.0%。该方法为气井金属网布筛管出砂冲蚀寿命预测提供新的技术手段。

南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术

南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。

海上气井测试放喷地面油嘴流动分析

海上气井测试作业中,实际放喷时地面节流油嘴内流态、压力和温度的变化会极大地影响海上气井测试作业的顺利进行。基于气体流动模型,开展了实际工况下地面油嘴在海上平台测试放喷过程的模拟仿真,并对节流油嘴气体流动的关键参数进行敏感性分析。结果表明:模拟放喷产量与实测测试产量最大误差为2.4%,拟合效果较好,验证了模型的可靠性和准确性;油嘴放喷气量随着油嘴内径的增大而递增;随着油嘴入口压力的增大,油嘴内部速度值和温度压力幅值增大;随着地面油嘴入口温度增大,油嘴内部最大温差增大,且最低温度集中出现在节流出口处,节流后的温度低于0℃。上述结果可为海上气井测试放喷作业安全控制提供参考。

适度出砂技术在海上疏松低渗油田适应性实验评价

南海西部×油田珠江组为大套泥岩、粉砂质泥岩夹粉砂岩/泥质粉砂岩,泥质含量20%和伊蒙混层高达50%以上,油层渗透率23.829.1 m D,孔隙度22.3%,地层取心疏松,呈散砂状,属于低孔低渗疏松储层。油组开发过程中油井产能普遍偏低,稳产期短,易于出砂。造成油井低产的原因包括储层低渗透性以及防砂完井表皮系数的影响,为了探寻油井提产空间,解放过度防砂造成的产能下降,通过室内实验,优选了筛管挡砂精度和砾石充填尺寸,疏松低渗储层砾石充填防砂方式下,测定了防砂层渗透率,为该类储层选择合适的防砂方式进行了系列研究。

高温高压气井测试期间水合物防治技术研究

从测试井筒温度压力场的分布规律研究入手,预测分析高温高压井测试过程中水合物生成可能性,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟实验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压井测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,进一步降低了测试作业施工过程中事故和风险。

文昌13-1油田水平井砾石充填防砂工艺优化与实践

水平井砾石充填防砂是近年来为延长水平井防砂有效寿命而发展起来的一种新工艺,该新工艺的优化和实施是一个系统工程,它与油藏开发、钻井及完井设计方案的优化和有关工艺技术措施的配套密切相关。在文昌13-1油田A6h、A8h、A3h三口水平井砾石充填防砂作业中,通过控制影响水平井砾石充填防砂工艺实施效果的主要环节,包括井壁稳定性控制、油气层钻开液选择、水平井轨迹和质量控制、砾石携砂液漏失量控制、砾石充填泵送方案设计和油层保护控制等工艺环节,取得了很好的防砂效果和油田开发效益。文昌13-1油田水平井砾石充填防砂的成功经验可为其他油气田水平井防砂方案设计提供参考。

基于APDL考虑地层弹性的自由套管段强度分析

为快速准确地探究地层弹性对自由套管段受力的影响,利用ANSYS软件及其二次开发语言APDL,开发了一种仿真模拟与数值计算方法。针对自由套管段密闭环空温度变化导致的环空压力变化,考虑地层的弹性约束效应,对套管-水泥环-地层组合体进行热-结构耦合分析,计算了自由套管段的等效应力和径向位移。研究结果表明:在地层高温场和内部流体高温场的联合作用下,生产套管与水泥环接触部位容易出现最大应力,尤其是在与水泥环顶端接触的生产套管内壁处容易出现应力集中现象,建议在该部位增加承力部件以减小应力集中;实际工程中,若套管内部存在压力作用,建议保留一部分环空压力,保留压力范围应结合套管结构参数、环境温度和内部流体压力等参数而确定;在环空泄压情况下,自由套管段的径向位移一直增大,其增大趋势不随套管是否存在内部流体压力而改变,表明泄压过程中自由套管段的直径在内外压差作用下逐渐增加;考虑地层弹性使得仿真模拟更加符合实际,从而提高了数值计算的准确性。所得结论可为套管的强度模拟及防止套管失效提供参考。

东方1-1气田高温高压下封隔液抗CO_2腐蚀研究

东方1-1气田中深层属于高温高压气藏且天然气中CO_2含量较高,在完井作业过程中需要加入封隔液以保持油管与套管间的液柱静压力,同时还要防止CO_2气体窜漏而进入环空,加剧对油管、套管的腐蚀。为了确保井筒的长期安全,开展了在模拟东方1-1气田腐蚀环境下,不同盐水封隔液体系对13Cr和13Cr S两种油管材质的腐蚀程度研究。结果表明:高温高CO_2分压下,密度为1.46 g/cm^3甲酸盐封隔液对13Cr材质的腐蚀严重,极易发生腐蚀穿孔;由HLTC复合盐配制的封隔液对13Cr的腐蚀程度明显小于甲酸盐封隔液,对13Cr S腐蚀更小,其腐蚀速率均小于0.076 mm/a,可以满足井筒的长期安全要求,具有进一步推广价值。

径向射流甲酸盐喷射液研究与地面模拟喷射试验

在涠洲12-1S油田使用常规射孔效果产量很低的情况下,结合其储层特点,选择了近几年国际上兴起的一种油层改造增产的新工艺——径向射流,该工艺在海上油田尚属空白。而清水作为喷射液,虽然油气产量增幅明显,但与常规工艺相比,泄油面积较大的径向射流工艺实际增产远小于理论增产。为了在增产工艺基础上加强储层保护,针对涠洲12-1S油田特低孔-中孔特低渗-低渗储层,还存在中等偏弱-强的水敏、结垢和乳化堵塞等损害的特点,构建了国内首次考虑储层保护的径向射流甲酸盐喷射液体系,该体系具有较好的防膨性、防水锁性和配伍性以及较好储层保护性。径向射流甲酸盐喷射液于2012年12月在上海宏睿公司东营分公司基地进行了地面模拟喷射试验,取得了较好的喷射效果。

径向射流地面模拟喷射靶心制作与可行性研究

地面试验的成功为井下试验提供了理论和技术依据,而喷射靶心是径向射流技术地面模拟的重要工具.根据径向喷射破岩机理,结合地层特点,模拟制作了API靶心和含土API靶心,确定了靶心的最佳养护时间及抗压强度在15～45MPa范围的靶心具体组成配方.结合模拟喷射效果可知,水泥胶结API靶心虽然可做出强度差异,但孔渗太小,无法模拟地层孔渗特征,不利于径向射流技术发挥其真正的破岩作用,其用作地面模拟喷射不具可行性.

深水测试管柱应力分布规律与动态响应分析

为了研究深水测试管柱在不同工况下的应力分布规律及内压波动对管柱动态响应参数的影响,根据深水测试管柱作业特点及结构,推导了测试管柱的轴向力、轴向应力、径向应力和环向应力计算公式,建立了海水段测试管柱的横向及纵向振动模型。根据不同工况,建立了测试管柱的有限元模型,进行了测试管柱最大应力及内压波动下的动力响应分析。研究结果表明:测试管柱各段的最大应力随水深的增加而减小、随悬挂力的增大而增大;由于泊松耦合的影响,最大应力与水深的变化率随着内外压差的增大而增大;初开井前,由于测试管柱的内加压和环空泄压,测试管柱出现最大应力,其值为255.7 MPa,但各工况下测试管柱的安全系数满足强度使用要求;内部压力波动周期对测试管柱的应力响应影响显著,低周期的内压波动使管柱应力过度增大,管柱易发生危险。研究结果可为深水测试管柱的强度研究提供一定的指导。

甲酸钾水基喷射液径向射流储层保护性与工艺适应性研究

针对甲酸钾水基喷射液进行了室内储层保护性和工艺适应性研究。甲酸钾水基喷射液不仅有密度可调范围大、抑制性强、界面张力低等储层保护性能方面的优点,而且具有抗温稳定性和抗剪切稳定性等工艺适应性方面的优点。甲酸钾喷射液随着密度的增加,运动粘度、摩阻和压耗也增大,均高于清水,是否能作为喷射液在现场应用,还需进一步开展模拟喷射对比试验。

海上油气井测试管柱决策系统研究

海上油气田不同类型井、不同完井方式、不同平台类型所采用的测试管柱结构不同,其管柱工具组合目前基本依靠经验确定,由于地层参数存在不确定性,随着地层参数的变化,测试作业面临风险。"管柱决策系统"首先根据平台类型、完井方式、测试要求等进行管柱的预决策,在此基础上进行流动仿真与流动保障分析,实现在管柱入井前对测试风险进行预判,并根据风险警示及时对测试管柱结构进行调整(决策),从而提高测试作业成功率。

陵水17-2气田水下采油树选型与功能设计

水下采油树是海洋油气开发的重要设备,在油气田开发中得到广泛应用,水下采油树系统的正确选型对于降低深水油气开发的初期成本和采油树的安全工作有重要意义。国外在水下采油树方面的技术已经相当成熟,在充分调研国外知名公司采油树的产品及其参数资料的基础上,在针对国内第1个自营深水气田陵水17-2的水下采油树选型中,从钻、修、产、弃、应急、开发模式等方面综合对比了立式采油树和卧式采油树的优劣,针对陵水17-2气田环境给出材料等级、压力等级和温度等级等工作等级,选出了不同公司适合陵水17-2气田环境的水下卧式采油树产品。最后,对包括油管悬挂器、采油树帽、阀门等在内的关键部件的选型和设计考虑因素进行了详细分析。研究结果对陵水17-2气田水下采油树的选型以及相应构件的设计有一定的参考意义。

水下采油树油管悬挂器传热计算分析

水下采油树是深海油气开发的关键设备,油管悬挂器作为采油树核心部件,其传热计算关系到后期油气的流动安全。以传热学理论为基础,分析水下采油树稳态和非稳态条件下传热控制方程及边界条件,对混合天然气比热容、导热系数以及对流换热系数等进行计算。采用数值传热方法建立水下采油树油管悬挂器传热的有限元模型,对油管悬挂器在稳态生产阶段和非稳态停机阶段的温度场分布进行数值模拟。稳态计算结果显示:油管悬挂器内壁温度关于X=0截面对称分布,最高为57℃,为生产的油气温度,最低温度出现在油管悬挂器顶部位置,为21.672℃;停机8 h后,油管悬挂器温度下降到21.66℃;在停机0.5 h内,温降幅度最大,油管悬挂器温度降到25℃,说明内部产出流体在关机初期和采油树本体间的热量交换剧烈;2 h后温度逐渐接近海水温度,最终达到稳态。

基于OrcaFlex的水下采油树钻杆下放影响因素敏感性分析

针对东方1-1气田的海况,基于OrcaFlex专业海工软件建立平台钻杆下放采油树的仿真模型,研究了水下采油树在下放过程中钻杆的受力情况,以及采油树的运动响应问题。研究结果表明:在钻杆受力方面,下放过程中所受到的Von Mises应力以及弯矩都主要集中在钻杆上部靠近钻杆顶端处,在钻杆与采油树连接处有较小的应力集中和弯矩。在敏感性参数分析方面,风速对下放过程钻杆受力、弯矩以及水下采油树的运动响应影响很小;海流流速、浪高、海况的方向角度对其影响较大,其中海流流速和浪高都是正影响;不同的海况方向角度对钻杆的受力和采油树的运动响应有不同程度的影响。研究结果将对国内水下采油树的安装提供一定指导作用。

莺歌海盆地高温高压气田完井技术

南海莺歌海盆地F气田为高温高压气田,其高温、高压、高含CO2的特点造成井筒的完整性难以保障。为此,根据储层特点,选择了合理的完井方式;依据安全性与经济性兼顾的原则,选择了改良13Cr材质的油套管;根据气田的特点及开发要求,设计了不同井型的生产管柱及射孔管柱,选择了合适的井口采油树及井下工具,并研制了新型环空保护液,最终形成了适用于海上高温高压高含酸性气体气田开发的完井技术。F气田10余口井应用了该技术,生产过程中未出现环空带压现象。实践表明,该完井技术能有效降低井筒带压风险,为规模开发莺歌海盆地高温高压气田提供技术支持。