新型TAP完井多级分层压裂工艺在低渗气藏的应用

针对苏里格气田现有的分层压裂工艺在薄而多气层段井有效开发上存在的局限性,长庆油田通过与斯伦贝谢公司合作在桃X井开展了国内第1口TAP完井多级分层压裂试验。该技术打破了常规套管射孔、油管连入分层工具完成3~4层的多层压裂的工艺思路,提出了将多个针对不同产层的TAP阀体与套管入井,一起固井,然后通过套管注入进行多层改造的一种完井分层改造工艺理念,其最大优势在于改造层数最高可达40级,可最大限度地增大储层纵向动用程度,同时可减少多层射孔费用,有效降低整井射孔费用。2009年该技术在长庆油田成功实施,取得了很好的效果,为国内低压、低产、多层系气田开采提供了一定的借鉴。

TAP阀压开地层解决方案及其在苏南的应用

苏里格南区块作为中石油和道达尔合作区块,钻完井方式一直领先于国内水平.其中储层改造方式采用88.9 mm油管通过TAP阀进行水力分层压裂.项目启动以来,改造效果良好.但近两年来,压裂TAP阀压不开地层的情况明显增加,严重影响了施工绩效和经济效益.现场压裂施工团队分析原因,提出增加送球液量的解决办法.并成功应用到了现场施工,绩效大大提高,同时节省了施工成本,提高了效益,为苏南项目“降本增效”贡献一份力量.

TAP阀及泵送桥塞分段压裂工艺在束探3井的应用分析

束探3井是一口致密油直井,首次采用TAP阀套管滑套完井工艺。经对该井压裂方案设计讨论,采用TAP阀及泵送桥塞分段压裂工艺。该井压裂过程中,TAP阀分段压裂工艺缺点突出,诸如钻井泥浆杂质堵塞TAP阀进液孔,导致打开困难;TAP阀出液端口与地层接触面积小,使压裂施工中压力较高,地层致密,存在压不开的风险。泵送桥塞分段压裂工艺安全、可靠、高效,更适用于致密油措施改造。

大庆油田萨中开发区二、三类油层同步挖潜补压结合射孔方法

大庆油田萨中开发区二类油层和三类油层平面、纵向交互分布,目前尚未形成同步开发方法。从射孔角度出发,通过分析油层特点,匹配射孔工艺方法,二类油层匹配深穿透(穿深为956 mm)射孔、三类油层匹配超深穿透(穿深为1 308 mm)射孔,建立单井“组合射孔”模式;针对大段三类油层,通过抽稀射孔数,提高单卡层段数,提高过孔压力,建立“组合射孔+限流法压裂”模式。数值模拟和现场分析结果表明:该方法在萨中开发区2个二、三类油层同步挖潜区块应用,“组合射孔”实施20口井,采出端单井含水率多降低2.0%、日产油量增加1.2 t;“组合射孔配套限流法压裂”实施6口井,实现了单孔排量0.6 m3/min以上,平均单井产液量增幅17.56%,含水率多降低0.94百分点。研究成果可有效指导投产设计,对二、三类油层的同步挖潜和提质增效具有重要意义。

川东北须家河深层气藏高效挖潜测试关键技术

川东北地区须家河陆相气藏储量超1000亿m^(3),前期主要采用小规模加砂压裂或酸压改造投产,未获得大的产能突破。由于须家河储层致密、高破裂压力导致施工排量受限,加砂难度大,改造效果差。通过开展挖潜井井筒作业保障技术研究,开发了须家河挖潜井井筒治理及精细控压技术,解决了原测试层共存、地压系数差异大导致井筒作业时井控难的问题以及施工作业承压问题。提出了一趟管柱多层挖潜思路,形成了大通径油管组合配套封隔器分段压裂管柱,140.0 MPa与105.0 MPa井口交互式作业可满足超高压大规模加砂作业以及后期生产要求;在YB6、YL15、YL171井应用,成功实现了三口老井的挖潜作业;在YL171井一趟管柱完成须四储层的分层压裂,在71.0 MPa的油压下日产量达到32.5万m^(3)。

高强钢板组合单边螺栓抗剪性能试验

为研究高强钢板组合单边螺栓抗剪承载力和破坏机理,本文对29个试件进行试验研究。钢材选用Q345B和Q460C,高强螺栓选用10.9级和12.9级2种等级和M20、M24、M27、M30、M33这5种规格。试验显示出螺杆剪断和钢板破坏2种破坏模式。结果表明:螺栓预拉力对极限抗剪承载力影响较小而对峰值位移影响较大,钢板破坏时,有预拉力试件的峰值位移比无预拉力反而增加40%。本文试验范围内,12.9级螺栓与Q460C匹配时,抗剪承载力最优,充分的发挥高强钢材的强度,与Q345B匹配时,变形能力较好;10.9级螺栓与Q460C匹配时峰值位移最小,与Q345B匹配时,抗剪承载力最低;抗剪承载力与端距呈正相关。钢板组合单边螺栓连接梁柱节点时,其端距仍可采用标准规定的最小端距进行设计计算。建议螺栓抗剪强度设计值f_(v)^(b)取螺栓最小抗拉强度f_(u)^(b)的0.40倍。

帘线钢冶炼氮含量控制研究与实践

针对帘线钢拉拔断裂缺陷,研究了相关工艺参数对钢中氮含量的影响,并采取了相应的优化措施,转炉冶炼采用低氮增碳剂,减少倒炉次数,吹炼全程均采取底吹氩模式;LF发泡埋弧、快速成渣及形成微正压气氛;强化连铸保护浇注工艺,抑制钢水二次氧化。上述措施实施后,帘线钢氮含量得到了较好控制,由0.004 010%降至0.002 726%,且基本稳定控制≤0.003 0%。提高了帘线钢实物质量,满足客户拉拔至0.17 mm的要求。

SWRCH22A钢自攻螺钉断裂失效分析与工艺改进

针对SWRCH22A钢自攻螺钉使用过程中发生断裂的原因进行探究,对断裂螺钉进行了化学成分分析、含氢量检测、硬度测试及金相分析。结果表明:断裂失效样品化学成分符合标准要求,含氢量满足设计要求,表面与心部硬度满足技术指标,但渗碳层深度超出了规定值。通过对失效样品断口形貌深入分析,局部断口形貌呈沿晶脆性断裂特征,与热处理工艺参数不当有关。优化改进了螺钉渗碳工艺并装车使用,试验效果良好。

SWRCH22A自钻自攻螺丝扭力不足失效分析

针对SWRCH22A自钻自攻螺丝扭力不足提前断裂的问题,对不合格样品进行化学成分、宏观分析、金相检测、电镜能谱检测分析。结果表明,导致扭力不足的原因有氢脆、热处理组织不良及牙底裂纹。并提出了电镀后驱氢处理、加强热处理工艺管控、提高加工精度等改进措施。

南翼山浅层油藏Ⅲ+Ⅳ油组压裂技术优化

青海油田南翼山浅层油藏藻灰岩储层Ⅲ+Ⅳ油组剩余油挖潜程度不高,压裂液对储层伤害大导致压后效果差,通过岩石力学分析、暂堵转向机理研究、压裂液体系优化选择,压裂施工参数优化,形成“机械剖面细分层+层间暂堵转向+缝内暂堵转向”组合压裂工艺技术,有效解决老井重复压裂挖潜剩余油程度不高难题。现场试验8井次,措施成功率100%,压后初期平均单井日产液13.3 m3/d,日产油3.4 t/d,效果比常规机械分层压裂提高55%,达到预期增油效果,应用效果显著。该技术对同类型储层压裂改造有很好的借鉴意义。

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞结构复杂导致开发中后期剩余油分布认识不清的问题,从油藏实际出发,在油藏精细描述、测试及生产动态资料分析的基础之上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏7大类13亚类剩余油分布模式。井点剩余油有3大类8亚类,即阁楼型、致密段遮挡型及底水上升封挡型;井间剩余油有4大类5亚类,即低幅残丘型、支流河道型、分隔缝洞型及高导流通道附近孔缝型。结合生产实践,针对不同剩余油分布模式提出了剩余油挖潜对策:对井距较大的井间未井控缝洞中各类剩余油,通过部署新井或利用老井侧钻进行挖潜;对于井距较小的各类剩余油则利用常规措施有针对性地进行挖潜;大型酸压、水力扩容和排水采油、注气替油分别是分隔缝洞型及阁楼型剩余油独具特色的有效挖潜措施。在塔河油田开发生产过程中针对各类剩余油分布模式的挖潜工作取得了较好增产效果,为同类油藏的剩余油挖潜提供了思路和方法借鉴。

自攻牵引钉应用于颌面骨折颌间牵引的并发症

目的:探讨自攻牵引钉应用于颌面骨折颌间牵引的并发症及防治对策。方法:总结2007年1月～2009年12月间颌面骨折,应用自攻牵引钉行颌间牵引30例。其中上颌骨骨折5例,下颌骨骨折25例。结果:29例咬合关系恢复至正常,1例咬合关系恢复不良。在222枚螺钉中有39(18%)枚牵引钉在拆除时发现螺钉尾部被口腔黏膜覆盖,有4(2%)枚螺钉断裂。在牵引完成前有7(3%)枚螺钉松动,未发现螺钉两侧的牙根损伤。结论:虽然自攻颌间牵引钉是一种安全,省时的颌间牵引方法,但它本身存在一定的局限性和潜在并发症,临床医生应该意识到这一点,更加安全有效地使用它。

锤击进针单侧椎弓根穿刺椎体后凸成形术治疗骨质疏松性椎体压缩骨折

目的评估锤击进针单侧椎弓根穿刺椎体后凸成形术治疗骨质疏松性椎体压缩骨折的临床效果。方法 2007年5月～2010年8月应用锤击进针单侧椎弓根穿刺、球囊扩张、椎体后凸成形术治疗骨质疏松性椎体压缩骨折患者23例,男5例,女18例;年龄56～87岁,平均74.4岁。患者均有腰背部疼痛,共31个椎体骨折。随访观察患者的疼痛以及影像学改变情况。结果术中、术后未出现脊髓或神经损伤,术后患者疼痛均明显缓解,术前VAS评分为(8.4±1.5)分,术后24 h为(2.2±1.1)分,随访期末为(2.3±1.2)分,术前与术后24 h比较差异有统计学意义(P<0.05),术后24 h与随访期末比较差异无统计学意义(P>0.05);椎体前缘高度术前平均为(15.60±1.34)mm,,术后24h为(22.30±1.02)mm,末次随访时为(21.43±0.75)mm;伤椎后凸角度术前平均为(31.65±1.84°),术后24h为(13.30±1.53°),末次随访时为(14.52±1.50°),术后及末次随访时与术前比较有显著性差异(P<0.05)。结论锤击进针单侧椎弓根穿刺椎体后凸成形术治疗骨质疏松性椎体压缩骨折是一种安全有效的治疗方法。

高取向度石墨基复合材料力学性能及微观结构研究

以Zr B2和Si C为烧结助剂,采用流延-叠层-热压工艺制备高取向石墨基复合材料,并对其抗弯强度、断裂韧性、断裂行为以及微观结构进行了研究。结果表明:该石墨基复合材料结构完整,其中片状石墨颗粒平行热压面高度定向排列。弯曲强度和断裂性能及致密度都得到大幅度提高,垂直片层和平行片层方向测试的抗弯强度和断裂韧性分别为104 MPa、2.07 MPa·m1/2和84 MPa、1.97 MPa·m1/2。高取向石墨基复合材料受到不同方向力冲击时的断裂行为显著不同,垂直层面加压时断裂由脆性破坏变为非脆性破坏行为,断裂功达到145 J/m2为平行层面测试的2倍。非脆性破坏行为主要归因于层界和高度定向的片状石墨颗粒诱导裂纹偏转分叉以及片状石墨颗粒桥联拔出。

常见自攻螺钉断裂的原因

结合实际检验断裂自攻螺钉的结果,得出原材料成分、渗碳层控制、设计和加工不合理及氢蚀是造成其断裂的主要原因。并提出相应的改进措施。

厚油层内精细定位压裂技术

为了控制喇嘛甸油田压后含水上升，提高压裂效果，针对常规压裂无法确定开缝位置的问题，提出了厚油层内精细定位压裂技术，通过研制应用长胶筒封隔器反向封堵厚油层内0～0．5m结构界面或炮眼，在目的层强制造缝，实现层内低水淹段的定位压裂挖潜。现场试验4口井，试验结果表明，研制的长胶筒封隔器坐封、解封性能良好，承压能力达到50MPa，能够满足现场施工需要。措施后平均单井增油6．1t／d，含水下降6．3个百分点，与同区块地质条件、压裂工艺相似的井对比含水下降幅度较大、趋势平稳；且随着有效期的延长，增油增液效果愈加明显。现场试验结果表明厚油层内较低渗透部位的剩余油得到有效动用，为特高含水期压裂挖潜提供了有效技术手段。

特低渗透油藏定面射孔压裂技术研究与应用

安塞油田长6特低渗透油藏注水开发多年,水驱前缘已经波及储层高渗透带,大量剩余油分布于储层纵向低渗段。为开发低渗段剩余油,采用定面射孔压裂技术,利用定面射孔形成垂直于井筒轴向的扇形应力集中面,引导水力裂缝沿井筒径向扩展,控制裂缝纵向延伸,实现低渗段剩余油挖潜。在研究长期注采条件下的剩余油分布及岩石力学参数变化特征的基础上,模拟分析不同定面射孔相位角下的裂缝起裂效果,根据裂缝融合面积优选出最佳射孔相位角;同时,根据较小应力差条件下的裂缝模拟结果,优化压裂改造参数,控制裂缝高度。安塞油田78口井长6油藏开发中应用了定面射孔压裂技术,平均单井增油量达1.8t/d,是常规压裂的2倍以上,取得了较好的效果。研究与应用表明,定面射孔压裂技术可为特低渗透油藏低渗段剩余油挖潜提供新的技术手段。

纤维暂堵转向压裂技术在裂缝性储层的应用

长垣南部葡萄花外围台肇、敖南储层受东西向天裂缝发育影响,裂缝方向性水淹问题严重。生产中为避免注水沿裂缝方向快速突进,在井网设计上以线性注采关系为主,但该方式易形成注采空白剩余油富集的区域,导致区块采出程度低,而对于这类储层利用常规压裂方式形成的双翼缝,无法在空白区域形成有效裂缝系统,难以达到挖潜剩余油的目的。利用“纤维+基液+支撑剂”的暂堵压裂工艺,在砂比为35%~40%的阶段,加入质量浓度为0.4%~1.4%的纤维时,缝内净压差达到5~12MPa。结合储层应力条件研究,该差值满足开启分支裂缝的应力条件,并根据储层物性特点,对施工规模、裂缝条数、裂缝长度及转向时机等参数进行优化,结合现场试验摸索形成了纤维暂堵转向压裂的设计标准。现场应用表明,形成“主缝+分支缝”的裂缝系统在剩余油富集的空白区域建立有效渗流通道,可提高裂缝控制体积,达到裂缝性储层的挖潜效果。

AISI1018A自攻钉的断裂失效分析

针对某企业批量断裂失效的AISI1018A自攻钉,通过光学显微镜、显微硬度计和扫描电镜等手段分别进行了显微组织、硬度、断口形貌分析。结果表明:断裂自攻钉在使用中发生沿晶脆性断裂,断口存在氢脆是导致失效的主因,根据断裂主因提出了改进措施:镀锌后进行除氢处理。

提高苏里格气田多层压裂井封固质量技术研究与应用

为了提高单井产量,苏里格南部气田SN0135-02井采用88.9mmTAP阀分段压裂改造工艺,固井方式采用一次上返固井方式,要求环空具备很高的封固质量,施工存在顶替效率低,长封固段(4114m)固井易漏失,后期钻探难度大,固井施工压力高,水泥石综合性能要求高等技术难题。为解决该问题,通过室内配方优化设计,形成了固井前置液体系、高强微珠低密高强水泥浆体系、胶乳水泥浆体系、固井后置液体系,SN0135-02井施工顺利,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,固井优良率90%,满足分段压裂储层改造需要,为苏里格气田分段压裂改造成功实施提供了技术保障,提高了单井产量,具有较大推广价值。