基于上覆岩层应力场和裂缝场演化的采动井套管破断特征及防控对策

准确确定出煤矿采动井套管破断特征并提出相应的防控对策,能为井筒长期稳定提供重要保障。以平顶山矿区的二1煤层及上覆岩层为研究对象,采用理论计算与数值模拟软件模拟方法,确定出上覆岩层离层段应力和位移分布规律,分析了上覆岩层高度、距工作面水平距离与应力、位移的相关性,拟合出上覆岩层高度、距工作面水平距离与应力、位移的关系式;根据研究区采动井的实际开发经验,确定出最佳布井区域下的套管主要破断类型,结合常用套管力学参数,得出“两场”演化下的套管破断位置及长度等特征;对常用的采动井局部防护技术进行总结,并提出对应的防控对策。结果表明:工作面推进过程中,上覆岩层应力呈现出“波动-线性降低”的变化规律,位移呈现出“几乎未发生变化-类双曲线型”的变化规律。最佳布井区域下的采动井套管主要以拉伸缩径和剪切破断为主,选择施加套管加强件对采动井套管进行加固。研究区地面采动井三开段采用N80套管时,需在煤层上部46 m亚关键层处、54 m软硬互层处分别加设抗拉伸套管加强件和抗剪切加强件;采用P110套管时,需在煤层上部46 m亚关键层处加设抗拉伸加强件。建议研究区地面采动井三开段均采用P110套管,增加采动井的井筒稳定性。该研究成果为平顶山矿区及相似条件下采动井预防套管破断提供了理论指导。

套损井腐蚀机理分析及防治技术研究

油田套损井是由于套管腐蚀、机械损伤等原因导致的套管失效现象。通过深入分析油田套损井的腐蚀机理及其对油田生产的影响,探讨了相应的防治技术。研究发现,套管腐蚀主要包括均匀腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀,其形成机制复杂,受环境因素、材料因素和操作因素的多重影响。通过电化学检测和无损检测技术,可以有效评估腐蚀程度,制定针对性的防腐措施。同时,还介绍了材料选择、阴极保护技术和缓蚀剂应用等防治技术,并通过实际案例验证了其有效性。研究表明,科学合理的腐蚀防治技术能显著延长套管的使用寿命,确保油田的安全稳定生产。

油气井套损风险预测及防控软件研制及应用

针对套损作用机理复杂、主控因素难以厘清、防控措施制定不科学等问题,开展了基于数据驱动的套损风险评价预警防控策略研究。对油气井基本数据和套损样本进行数据预处理和主控因素分析,用机器学习算法进行样本训练,建立“二分类”套损预测模型,预测套损的概率,优化完井和生产参数,制定油气井套损防控策略。开发了基于B/S架构的油气井套损风险评价预警防控软件,并链接了A2数据库,实现了某油田2400井层套损防控的实时预警和优化。研究应用表明:建立的预测模型和软件可以对油气井套损原因及防控策略形成认知,可以实现老井、新井、待补层井套损预防对策的优化。

气动降水技术在地基处理施工中的应用

在吕四港环抱式港池东港区基础设施工程(一期)Ⅰ标段基础处理施工中,特殊地基处理施工采用了气动降水施工技术,取消了传统管井降水法对潜水泵的使用,减少了施工现场安装配电箱和铺设电缆的工作,节省了潜水泵、配电箱及电缆等的工程造价和用电费用,减少了用电安全隐患,提高了大面积地基处理的降水施工效率。

筛套环空砾石层压降的简化计算模型

在砾石充填井筛套环空砾石层的压降计算中 ,将液流简化为单向流或径向流计算得到的压降与实际值相差较大 ,描述这种发散流的Yildiz等人的模型比较复杂 ,且求解困难 ,不便于应用。因此 ,提出一种砾石层压降的简化计算方法 ,即将环空砾石层中的发散流简化为锥形流 ,根据Forchheimer方程导出计算压降的新公式。计算结果表明 ,锥形流模型与Yildiz等人的模型计算结果非常接近 ,并且应用更简便。分析结果还表明 ,油井产量以及射孔孔径和孔密度是影响砾石层压降的重要因素。

低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究

论述了长庆石油勘探局在油气井固井过程中存在的主要生产难题———水泥返高不足和注水泥井段胶结质量不理想；分析了影响固井质量的主要因素———水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、水泥浆凝结过程中油气水侵；提出了提高全井封固质量的技术对策、提高天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管防腐技术。这套技术大幅度提高了低压易漏井段和油气水活跃产层的注水泥质量，油气层合格率由攻关前的８０％提高到９９％；油气井优质率分别达到７８．１％和７７．７％以上。不但为简化井身结构开发方案提供了技术保障，而且为低压易漏长封固井段提高注水泥质量提供了宝贵经验。

大港油田大位移钻井技术研究与实践

针对大港油田大位移井存在的摩阻和扭矩大、轨迹控制难度大、井壁稳定难度大、长裸眼段下套管难度大、井眼净化要求高等技术难点,研究制定了一套大位移水平井钻、完井技术。论述了大位移水平井实施中的井眼轨迹设计技术、导向钻井技术、漂浮下套管技术、高润滑强抑制的优质钻井液技术、摩阻扭矩预测及监测技术等,已钻成的3口大位移水平井的水平位移与垂深比大于2,其中庄海8Ng-H1井的水垂比为2.74,水平段732 m。实践证明,该套技术在大港油田是完全可行的。

水泥返高对气井持续环空压力的影响与分析

持续环空压力由气井井筒完整性遭到破坏引起,现有防治措施存在一定的局限性。为探究通过水泥返高调控持续环空压力的可行性,用一维不稳定渗流描述气体在水泥环中的运移过程,建立了基于物质守恒和体积守恒的含液环空持续环空压力计算模型,并给出了迭代求解方法。分析表明:持续环空压力随时间的增加而上升,降低水泥返高能够降低持续环空压力的上升速度和极限值;持续环空压力极限值与水泥返高呈线性关系,并且随着环空液体密度的增加而降低;可以通过降低水泥返高把环空压力极限值控制在环空最大允许压力以下。

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及"三高"气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深"三高"气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用"三高"气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。

普光高含硫气田套管变形井的修井新工艺

普光高含硫气田采气完井方案采用的G3高镍基一体化采气管柱以及永久封隔器等配套工具,因"5.12"汶川大地震诱导下三叠统嘉陵江组膏盐层蠕变,数十口气井的生产套管在较短时间内发生了不同程度"屈曲"或"剪切"变形,先后发现普光201-2等多口井套管严重变形,制约了一体化采气管柱配套的永久封隔等工具下井,投产采气技术难度极大。为此,提出采用滚压整形、井下震击整形等修井技术对套管适度整形,扩径至132mm以上,使用永久封隔器加遇油膨胀封隔器新型一体化采气管柱作业完井,保证了井筒的完整性和气密封性,同时解决了气井酸压、生产过程中套管防腐问题。该工艺对类似气田套管变形井的修井,为高含硫气田开发工程探索了一条新的技术途径。

油井防垢:防垢剂挤注技术

综述论题如下。前言:油田结垢原因、类型、对生产的影响及防垢方法分类(物理、化学、工艺方法)。①油田用防垢剂概述:有机膦酸类,聚合物类。②防垢机理简述。③防垢剂投放方法,特别是近井地层挤注法及其工艺。④挤注技术应用实例,包括:英国北海Miller油田(钡锶垢);挪威北海Asgard油田(钙垢),Heidrum油田(钡锶垢);沙特阿拉伯H、Z、Ghawar油田(钙垢);中国河南油田(碳酸钙垢);长庆油田(碳酸钙/硫酸钙垢);胜利油田(高温、钙垢)及江苏油田。

梁9-平1水平井井眼轨迹控制技术

梁9-平1井位于梁家楼油田中区西部,东临纯56块,目的层为沙三中油层。该井为二靶点水平井,钻探目的是开发梁9断块西部沙二中构造高部位剩余油,该井设计井深3076.43 m,实钻水平段长337.37 m,完钻层位S3段,完钻原则是B靶中靶后留足35 m口袋完钻。由于井身结构设计合理,井眼轨迹控制方法得当,且采用了MWD+电阻率测试仪的轨迹跟踪测量技术,加之技术保证措施正确,各方面配合密切,从造斜点开始一趟钻钻达A点,仅用26 d完钻,取得了较好的经济效益和社会效盖。

压井过程中井底压力的控制方法

随着窄安全密度窗口和高压油气藏井数的越来越多,井控风险日益突出,对现场常规压井技术提出了更高的要求。立压和套压是井控作业中两个重要的压力数据,随着井控技术的发展和随钻井底压力测量技术(PWD)的应用,套压作为重要的井控参数,作用越来越突出。为此,通过分析套压在常规压井中的应用,套压操作受到地层破裂压力、套管抗内压强度、井控装置的工作压力的限制,而井口节流阀的操作关系到及时准确地控制井底压力以及顺利实施压井作业。针对立压控制法和套压控制法在常规压井技术中的压力传递的延迟性,指出应充分利用立压和套压变化趋势及特点,优化节流阀操作,改进常规压井技术操作,并提出了井底压力控制法的使用原则和操作步骤。最后,分析了压井过程中随钻压力测量技术(PWD)实时记录的井内钻井液当量密度,有助于工程师准确控制井口回压,实现井底压力基本恒定的控制,以便顺利完成压井作业。

适应小井眼的反循环井控方法及其计算

随着小井眼钻井技术的逐渐推广应用，小井眼的并控问题将会越来越突出，目前常规的压井方法很难解决小开眼面临的井控问题。文中首次提出适应小井眼的反循环并控方法并给出了相应的计算公式。理论分析表明，反循环并控方法可明显降低压井套压，是一种适应小井眼的理想的井控方法。

海上油田热采完井技术研究与应用

海上油田首次应用热采完井技术,受平台空间、机采方式和地面砂处理等限制,热采井不仅要安全环保,而且要满足多轮次吞吐生产和长效防砂要求。热采完井技术主要在防砂、完井管柱设计和材质选择等方面进行优化研究,研究成果已成功应用于海上14口热采井中,作业成功率达100%,充填率超过110%。截至2014年6月,首口井稳产超过1500d,平均有效期超过650d,均经历了第一轮次热采,其中4口井已完成二轮次热采,均未发生出砂和管柱损坏现象。达到了设计要求,为海上热采井高效开发奠定了基础。

安塞油田王窑区套损井治理技术研究

安塞油田王窑区套损井治理工艺主要有常规机械隔采,随着近年来油田含水上升,同时受井筒结垢、套管外腐蚀加剧等因素影响,常规套损机械隔采治理工艺存在隔采有效期短、起钻成功率低等问题。为此,结合不同类型套损井,开展套损井治理工艺研究与应用,并对几种治理工艺进行了分析评价,为套损井综合治理提供了技术借鉴。

小直径套管延迟固井工艺在长井段套损井中的应用

针对中原油田油水井套管损坏严重,常规工艺技术难以解决套管长距离多处损坏的问题,开展了在13 9.7mm套管内下10 1.6mm套管延迟固井技术的研究与应用。该工艺采用10 1.6mm无接箍套管及套管扶正器,并应用延迟固井工艺,确保了13 9.7mm和10 1.6mm套管间的固井质量。该工艺作为钻开发调整井的替代技术,具有良好的经济效益。

达深CP302开窗侧钻水平井钻井实践与认识

达深CP302井是大庆油田自主设计和施工的第一口深层小井眼欠平衡套管开窗侧钻水平井,该井集中了深井、小井眼井、欠平衡井、套管开窗及水平井的所有技术特点与难点。通过技术方案优化,确定了斜向器配合复式铣锥磨铣开窗方式,详细介绍了套管开窗侧钻技术和井眼轨迹控制技术。达深CP302井的钻探成功,取得了良好的经济效益和社会效益。

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例，以排采工程数据为主要依据，探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制，揭示排采液面一套压协同控制过程，并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计，获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明，樊庄区块煤层气井需经历“以液为主-气、液混合-以气为主”的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段，其中，排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段，也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数，以井底流压为评判指标，采取缓慢、长期的排采原则；憋压阶段以日产水量和套压为控制参数，以憋压、稳定动液面的方式实施管控；产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则，保持套压高于0．2MPa，控制日产水量缓慢降至0．2～0．5m。，使动液面深度回升至煤层中部以上10~50m；稳产阶段需适当憋压，稳定动液面在煤层以上，并维持排采作业稳定；产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整，使产气量、产水量平稳下降。

钻完井一体式油套管头的研制与试验

针对传统的油、套管头和采油树换装过程,不仅费时费力而且存在安全隐患的问题,研制了钻完井一体式油套管头。设计时将套管头和油管头合为一体,有3个台阶和倒卡瓦,在作业过程中,不需更换井口装置和改变地面设施就可以完成钻井、试油、完井等作业,减少了井口、防喷器组和节流压井管汇重新安装、试压以及起下钻具或油管柱的工序。该油套管头采用API Spec 6A法兰连接,具有体积小、操作方便、密封性能好、悬挂能力强等特点。塔中351井和岳101-95-X1井的现场试验结果表明,应用该油套管头可缩短钻井周期6 d以上,每口井节约钻井费用120万元以上,井控安全风险降低60%以上。