渤海凝析油气藏探井转开发井防腐技术研究

目的探究海上凝析油气藏CO_2和H_2S共存情况下,深探井转开发井回接生产时套管的腐蚀行为,控制井筒腐蚀风险,指导海上油气田可转开发井的深探井防腐设计和油套管材质优选。方法基于现场所取储层流体样品的组分分析,确定储层井流物的组分以及其物化性质,然后针对可能选用的不同防腐等级的套管材质试片,采用室内高温高压腐蚀评价釜来进行腐蚀试验,最后根据腐蚀速率以及腐蚀形貌微观形态(SEM)结果,优选海上油气田探井转开发井生产套管的防腐材质。结果同构造邻井中油气样CO_2和H_2S共存,所含CO_2的物质的量分数为6.57%,H_2S质量浓度为46.31 mg/m^3,并且储层温度高达171.9℃,储层测试时虽不含水,但是探井转生产井后期不排除出水可能,出水后油套管腐蚀风险高。现场工况下,共进行了3Cr不锈钢、13Cr不锈钢及超级13Cr不锈钢材质的腐蚀评价试验,三种套管材质腐蚀速率分别为2.8844、0.0749、0.0182 mm/a。结论常规3Cr不锈钢套管材质的腐蚀速率超过腐蚀控制线,综合考虑油气井后期开发出水等风险,推荐使用13Cr以上的防腐材质,能够有效降低探井转开发井后期回接生产时的生产套管腐蚀风险,目前已应用于渤海油气田4口探井转开发井的7寸尾管选材中,取得了良好的防腐效果。

深水探井转开发井全过程环空压力预测与干预研究

深水探井转开发井是降低深水油气开发成本的重要手段,全过程包括探井钻井、弃井闲置、完井重入、生产4个阶段,各阶段热量传递模式有所区别。建立针对性温度计算模型,精确预测探井转开发井全过程温度变化,为环空压力预测提供基础参数。计算环空A和环空B从弃井闲置到生产10年后的全过程环空压力,结果表明环空压力与温度呈非线性相关性,表现出温度对压力影响的延时性。使用压缩材料进行环空压力干预,根据设定的临界环空压力,反算环空膨胀体积,获得所需冗余体积,设计可压缩体积,在环空压力达到临界值时激活材料压缩变形,为环空提供一个冗余空间,有效降低环空压力。

深水探井转开发井一体化技术

深水探井和开发井钻井作业费用高昂,降低深水勘探的经济成本已经成为深水油气资源开发的核心课题之一。基于中国南海区域深水探井转开发井一体化技术作业实践,分别提出了一体化开发经济性评价方法和一体化开发技术可行性评价方法,形成了深水探井转开发井的油气田勘探开发一体化技术,为推进深水油气田开发进程提供技术助力。结果表明,海上深水探井转开发一体化技术能够通过将获得发现的探井转化为开发井,节省缩短建产时间,实现有效降低作业成本,在深水海域油气勘探开发中具有广阔的应用前景。

渤海中深层探井水力喷射压裂可行性研究

BZ 19-6油气田的有效开发对满足京津冀发展的能源需求有着重要作用,但由于潜山地层情况复杂、耐磨性高,探井的单井工期成本过高,考虑使用水力喷射压裂技术增加探井产能以满足探井转开发井的产量要求。通过对水力喷射压裂过程的流体力学分析,建立了一套水力喷射压裂参数设计方法,利用该方法并结合BZ 19-6油气田的储层埋深和海上作业规模,分析了水力喷射压裂技术在BZ 19-6油气田探井上应用的可行性。随着作业深度的增加,井口泵压和环空套压都随之增加,88.9 mm和114.3 mm油管的极限水力喷射压裂深度分别为5700 m和6800 m,满足BZ 19-6油气田对作业深度的要求。海上平台的设备能够满足水力喷射压裂在BZ 19-6油气田作业时排量、泵压、液量等方面的要求。预计作业工期比常规压裂缩短50%,在降本增效方面优势明显。综合考虑作业深度、作业规模、设备要求、工期成本等多个方面因素,水力喷射压裂具备在BZ 19-6油气田探井上进行的条件,有望成为该油田探井转开发井的重要技术储备。