双碳目标下新能源配套工程技术发展及研究

在能源转型大背景下,采油工程系统如何助推油田公司绿色低碳发展,对“碳达峰、碳中和”及应对全球气候变化问题和实现社会经济可持续发展具有重要意义。在通过文献法收集资料了解油气行业情况后,利用战略分析中的对标工具,探索CCUS、地热能、UCG、绿色能源利用四大新业务领域,明晰各领域存在的技术难题、现有配套工程技术存在差距,针对性地提出了未来发展定位及目标。经分析研究,建议采油工程系统应强化顶层统筹引领、加快采油工程与新能源融合发展、加大基础与储备技术研究投入、加速知识产权成果申报、加强开放合作与研发平台建设、加大管理模式创新,打造新能源全技术链产业链,推动“油、气、新能源”产业链技术链双向融合,实现多维度发展。

《采油工程》征稿通知

《采油工程》(Oil Production Engineering),由大庆油田有限责任公司采油工程研究院和石油工业出版社联合主办,于2011年6月正式出版发行。刊登内容:分层开采、增产增注、人工举升与节能、钻完井与修井、油气藏工程及方案优化、低碳与环保、自动控制与信息技术等。为进一步加强油田工程领域新技术、新工艺、新成果的交流,助力油田高质量发展,欢迎油田专家、学者及工程技术人员踊跃投稿。《采油工程》在国内外公开发行,全年出版4期。

螺旋式油管内壁在线刮蜡装置在清洁化作业中的应用

为了解决采油井油管内壁油蜡地面清洗时间长,以及清洗产生的污油、污水容易造成环境污染等问题,开展了螺旋式油管内壁在线刮蜡装置的研究。通过液压方式推动该刮蜡装置沿油管内壁下行刮蜡,当该刮蜡装置遇阻时,解堵喷头喷射出高温高压射流,对该刮蜡装置底部堆积的油蜡进行强力冲刷并将其融化成液态,从而解除卡阻并顺利刮蜡至管柱底部。现场应用结果表明,油管内壁清洗时间由原来的平均8h左右缩短为1.5h左右,提高工作效率80%以上,刮蜡一次合格率为100%。该刮蜡装置将传统的油管地面清洗转化为井筒内清洗,清洗产生的污油、污水返排至回收装置,有效避免了环境污染,应用前景较好。

塔架式抽油机降载技术应用探讨

塔架式抽油机应用重力平衡原理工作,设备运行情况受井况影响较大,井下载荷过高极易造成过载停机现象。为进一步挖掘节能潜力,避免塔架式抽油机出现过载停机现象,从塔架式抽油机悬点载荷及电动机设备负荷分析入手,探讨了两种塔架式抽油机降载措施技术。针对塔架式抽油机高载荷井,根据沉没度情况,分别采取碳纤维连续抽油杆降载技术和降载措施组合优化技术,碳纤维连续抽油杆降载技术应用后平均悬点最大载荷下降了14.39kN;采取降载措施组合优化技术换大泵后,平均日增液量为19.1t,沉没度下降171m,平均悬点最大载荷仅上升3.6kN。采取两种降载措施后均取得了较好的效果,解决了塔架式抽油机井过载停机问题,为塔架式抽油机的降载提效和增产提供了技术保障。

大庆中深层水平井一趟钻关键技术研究与应用

为解决大庆油田中深层水平井三开直径215.9mm井眼一趟钻面临的井壁易失稳、滑动钻进工具面不稳、井眼清洁难度大等方面的施工难题,从青山口组地质特征和钻井施工特点入手,基于岩石力学分析和压力传递理论,开展了井壁失稳机理研究。应用数值模拟方法,计算钻井参数条件下的岩屑床厚度和流体状态分布,确定最优钻井参数,形成了以油基钻井液封堵配方优化、随钻测量仪器优选、“三大两高”钻井参数为核心的一趟钻配套工艺技术。通过现场应用,最高单趟钻进尺达到3334m,深化了技术可行性认识,为中深层水平井钻井提速提供了有力技术支撑。

低初黏凝胶对在线调堵注入工艺适应性研究

为满足大庆油田聚合物驱后油藏“堵、调、驱”结合的开发技术需求,引入了在线调堵注入工艺流程。该工艺将压力相近的多口注入井合并为一个注入单元由一台注入泵完成注入,解决了橇装调堵注入工艺无法大规模区块调堵施工的难题。但因同一注入单元内各井注入压力并不完全相同,导致各井实际注入组分的质量浓度与配方设计略有差异,为此,开展了低初黏凝胶成胶性能稳定性实验。通过跟踪不同组分质量浓度条件下低初黏凝胶的黏度变化,研究了交联剂、聚合物、稳缓剂质量浓度对低初黏凝胶成胶性能的影响。实验结果表明,低初黏凝胶在保证成胶性能稳定可靠的同时,又能满足油层深部定点封堵需求的交联剂质量浓度在6500~9500mg/L之间、稳缓剂质量浓度在5000~7000mg/L之间、聚合物质量浓度在800~1200mg/L之间。该研究对在线调堵注入工艺现场施工具有一定的指导意义。

同孔重复射孔数值模拟

同孔重复射孔是指射孔弹对某一位置进行连续侵彻,从而达到增加孔深的目的。为提高同孔重复射孔弹性能,开展同孔重复射孔数值模拟研究。基于ANSYS/LS-DYNA的完全重启动功能,研究实现了数值模拟同孔重复射孔侵彻过程,并建立了一套同孔重复射孔数值模拟计算方法。与试验结果对比,模拟穿深结果与试验结果符合率达到85%以上,为同孔重复射孔的方案筛选及优化设计提供了理论指导。

游梁平衡式液压抽油机的研制

无游梁液压抽油机采用液压缸与抽油杆直连结构,存在液压缸举升载荷大、液压系统工作压力大、液压系统投入成本高、冲击大的问题,还有液压抽油机井口让位、复位操作繁琐等缺点。针对上述情况,开展了游梁平衡式液压抽油机的研究。通过采用液压驱动技术,利用液压缸的伸缩运动,实现游梁绕支架上端的支撑座转动;游梁尾端为配重,游梁上配套平衡调节装置,较好地解决了液压抽油机存在的以上问题。通过利用平台井、加密井井距小的特点,实现以一台液压工作站驱动多井采油的游梁平衡式液压抽油机,解决了常规抽油机耗材高、能耗高的问题。目前样机经过试验,设备运转平稳,单机重量降低35.3%,能耗降低20%。针对平台井、加密井,研究游梁平衡式液压抽油技术能够实现高效采油。

AKM油田U-Ⅲ层剩余油挖潜及配套技术研究

针对AKM油田主力产层U-Ⅲ层沉积环境及岩性复杂、储层非均质严重、注水开发后含水率上升快、水淹严重、剩余油挖潜难度大等问题,在测井资料和生产开发数据分析的基础上,对U-Ⅲ层非均质性、水淹及剩余油分布特征进行了研究,并提出调整策略;对AKM油田高温高盐的储层特征,开展了配套堵水剂和络合型酸化解堵剂研究。研究表明,U-Ⅲ层剩余油以顶部剩余油为主,其次是井网控制程度低和注采不完善形成的剩余油;堵水剂封堵岩心后,岩心突破压力高于12MPa,岩心封堵率在97%以上;酸化解堵剂对高含钙岩心和钻井液、机械杂质等堵塞物均具有很强的溶蚀能力,岩心物模实验,渗透率提高率达到93.4%,酸化作用明显。制定剩余油挖潜综合调整策略,开展了5口井现场试验,措施后平均单井日产液量由122.7t下降为109.3t,平均单井日产油量由32.3t增加为72.3t,综合含水率由73.7%下降为33.9%,增油降水效果明显。

大庆油田致密油井大规模压裂后CO_(2)吞吐技术研究与现场试验

大庆外围扶余致密油层物性差,水驱受效差,压裂后无能量补充,产量递减快。为了补充地层能量,保证压裂后开发效果,开展了CO_(2)吞吐技术研究。从CO_(2)增产的主控机理入手,通过驱油核磁检测实验确定了CO_(2)吞吐动用孔隙下限,利用三维高温高压大模型物模实验研究了CO_(2)吞吐动用规律,通过数值模拟优化了选井原则和工艺参数设计标准。自2016年以来,已开展矿场试验16口井,阶段累计增油量为14074.5t,提高阶段采收率2.41%,为提高致密油开发效果提供了技术支持。

M2区块水平井先导性试验效果分析及其借鉴意义

为了M2区块致密油开采能够实现产能新突破,满足提交石油控制地质储量的要求,对该区块新钻的5口水平井体积压裂先导性试验效果进行综合分析。通过储层物性特征、砂体展布特征、压裂施工参数及返排制度4个方面对比分析,物性基础是压裂效果好坏的主导因素,缩小簇间距能够有效地提高压裂改造效果。该分析结果可为M2区块致密油规模高效开发提供借鉴。

致密油层直—平联合开发区块增能压裂优化设计方法——以朝阳沟油田朝X区块为例

为进一步解决大庆外围油田朝X区块压后初期产量低、递减快、阶段采出程度低等问题,实现单井产量、采油速度和最终采收率“三高”,研究了直—平联合开发区块优化设计方法。通过“优压差舍、同优同压”的直—平联合改造模式,提高储层可动用缝控储量;采取前置增能体积压裂工艺,促进蓄能增能和油水渗吸置换作用。现场应用结果表明,直—平联合主力层储量动用率为83.3%,区块整体储量动用率达到81.7%;水平井平均焖井时间为43d,平均返排见油时间为3d,见油返排率均低于1%。直井初期平均日增油3.3t,比方案预测高0.8t。朝X区块增能压裂优化设计方法为致密油层改造和提高采收率提供了重要思路。

新型全液态变黏滑溜水压裂液性能评价及现场应用

随着非常规井压裂施工规模逐渐增大,压裂液用量不断提升,压裂成本不断升高,如何降低压裂液成本且性能满足现场施工要求成为大规模压裂实施的关键因素。为降低压裂液成本,研制了新型全液态变黏滑溜水压裂液配方,优选耐剪切聚合物稠化剂,采用有机金属锆交联剂与聚合物交联,提高压裂液的增黏携砂性能;加入复合添加剂,提高压裂液的破乳助排及防膨性能,形成了低黏滑溜水和高黏滑溜水两套配方。室内实验表明,低黏滑溜水和高黏滑溜水基液增稠性能良好,高排量下的降阻率超过50%,破胶液黏度不大于5m Pa·s,表面张力不大于32m N/m,界面张力不大于3m N/m,高黏滑溜水60min剪切后黏度仍能达到52.1m Pa·s,性能满足现场应用要求。该配方综合成本仅60.4元/m^(3),大幅降低了压裂液成本,为非常规井大规模压裂施工提供了保障。

直井多段大规模压裂工艺技术研究与应用

低渗透难采储层物性差,常规改造工艺难以实现效益开发,采用多分支缝压裂工艺虽见到良好的效果,但是大规模压裂时,压裂工具磨损严重,管柱卡、工具断等问题频繁出现并影响安全施工,且还存在压裂施工防喷功能不配套问题。通过数值模拟、工具结构优化设计、材料优选等,研制了Y344封隔器/混动坐封解封YK封隔器、耐磨蚀导压喷砂器、压控防喷器等关键压裂工具。经室内实验与现场试验,直井多段大规模压裂工艺满足耐温150℃、承压80MPa、施工排量8m^(3)/min、加砂规模516m^(3)、单趟管柱8段压裂技术指标,并在现场应用155口井,为海拉尔、塔木察格油田等难采储层低效开发治理提供了技术支持。

油基钻井液在徐深气田的应用

徐深气田登娄库组泥岩发育,井壁稳定性差;营城组井壁剥落易落碎块,井眼净化难;目的层裂缝发育,压稳气层与防漏堵漏矛盾突出,钻井液安全密度窗口窄;天然气中富含CO_(2),易造成地层伤害;在长水平段水平井施工中,钻井扭矩大、摩阻大。针对该气田的地质特点和作业要求,优选使用油基钻井液体系,并对其性能进行室内评价及现场应用效果分析。室内评价结果表明,油基钻井液体系性能稳定,破乳电压达到600V以上,高温高压滤失量不高于3mL,能够抗180℃高温,抗岩屑地层伤害能力强。现场起下钻作业顺利,未发生井壁失稳等复杂情况,机械钻速提升,套管一次下到位。在钻井液方面有效解决了深层气水平井井壁稳定性差、井眼净化难、地层易漏,以及CO_(2)对地层伤害和工程措施要求高等问题。

松北致密油采油工程一体化方案设计探讨

当前,大庆油田开发已经全面进入非常规时代,非常规油气成为油田重要的接替资源,产能建设迫在眉睫。由于大庆油田松辽盆地北部致密油藏储层致密,横向不集中,纵向不连续,储层物性及含油性较差,致密油采油井存在产量低、递减快等难题。针对大庆油田致密油效益开发难度大的现状,通过采油工程技术对标,深入分析方案设计面临的难点问题,开展了致密油采油工程一体化方案设计探索研究。采取一体化协同优化设计方法,针对性制定了采油工程技术措施,为提高致密油单井产量、降低方案投资及提升开发效益提供了技术支撑。

神经网络算法在致密油压裂后产能预测中的应用

开展致密油压裂后产能预测方法研究,指导采油工程方案中压裂施工参数优选。传统方法主要是应用解析公式或数值模拟方法进行产能分析与评价,存在求解公式繁琐、参数获取困难、计算过程复杂等问题。为此,引入灰色关联分析、遗传算法改进神经网络,建立致密油压裂后产能预测模型。收集99口直井缝网压裂井的测井参数、压裂施工参数及压裂后第一年累计产油量,建立样本数据集。利用灰色关联分析算法,明确影响产能的地质因素和工程因素。应用遗传算法优化神经网络的层间权值和层内阈值,构建3层神经网络模型,测试样本产能预测相对误差为7.25%,满足工程应用的精度要求。模型应用结果表明,基于神经网络算法预测致密油压裂后产能是可行的,能够定量优化压裂施工参数,在采油工程方案编制中具有一定的实用性和推广性。

关于建设国内一流、国际知名采油工程科研院所的思考

文章围绕建设国内一流、国际知名采油工程科研院所、发展采油工程系列技术的意义,明确了一流强院的内涵和核心支撑条件;运用SWOT方法进行分析,重点阐述了强院建设过程中存在的问题,以及面临的机遇和挑战;最后对强院建设提出了“科技创新、机构改革、人才工程、平台建设、党建引航”五方面的思路构想及对策措施。

《采油工程》征稿通知

《采油工程》(Oil Production Engineering),由大庆油田有限责任公司采油工程研究院和石油工业出版社联合主办,于2011年6月正式出版发行。刊登内容:分层开采、增产增注、人工举升与节能、钻完井与修井、油气藏工程及方案优化、低碳与环保、自动控制与信息技术等。为进一步加强油田工程领域新技术、新工艺、新成果的交流,助力油田高质量发展,欢迎油田专家、学者及工程技术人员踊跃投稿。《采油工程》在国内外公开发行,全年出版4期。

《采油工程》征稿通知

《采油工程》(OilPro ducti on Eng ineering),由大庆油田有限责任公司采油工程研究院和石油工业出版社联合主办,于2011年6月正式出版发行。刊登内容:分层开采、增产增注、人工举升与节能、钻完井与修井、油气藏工程及方案优化、低碳与环保、自动控制与信息技术等。为进一步加强油田工程领域新技术、新工艺、新成果的交流,助力油田高质量发展,欢迎油田专家、学者及工程技术人员踊跃投稿。《采油工程》在国内外公开发行,全年出版4期。