四川盆地致密气水平井钻井关键技术

为搞清四川盆地致密水平井钻井工程技术难点,针对致密气水平井井眼轨迹设计复杂、地层易坍塌掉块、卡钻风险高、下套管困难以及钻井周期慢等技术难点,开展了地层压力预测及应力分析、井眼轨迹设计优化、钻井参数及钻井设备优选、优化钻井液体系及参数、下套管模拟预测和套管强度校核等多方面工作。研究结果表明:1)西南致密气水平井地层坍塌压力为1.55~1.60 g/cm^(3),当水平段钻井方位约为105°及15°时井壁稳定性较好,有益后期储层压裂改造;2)采用“双二维”轨迹设计,钻具组合扭矩降低15%以上,摩阻降低20%以上,定向钻井速度可提高45%以上;3)钻机配套DQ50DBS型顶部驱动装置,配置2~3台1600HP钻井泵和NC52非标钻杆,钻井排量控制在35 l/s以上,可保证井眼清洁度及携岩效率;4)使用白油基钻井液体系的同时加入“刚性粒子+树脂纤维+沥青胶粒”措施进行封堵,可保证井壁稳定;5)优选P110钢级、10.54 mm壁厚完井套管并采用旋转方式下入,在满足后期压裂施工的同时,降低套管下入摩阻12%以上。上述成果认识对加快四川盆地致密气勘探开发进程具有指导意义。

基于示踪剂监测的水平井高泥质含量段压裂可行性分析

针对研究区块储层非均质性强,水平段泥岩钻遇率高,影响水平井产能发挥的问题,开展示踪剂产能监测试验研究。选取YQ8井三段泥质含量较高压裂段作为试验段,两段砂岩储层段作为对比段,随压裂液加入气相、液相示踪剂,在地面取样分析,获取各压裂段产气、产水相关信息,获得泥质含量较高水平段压后产气贡献率分别为36.6%、39.8%、0.1%,表明水平段泥质含量较高时,压后仍具有产能贡献,甚至高于部分测井响应特征较好分段,需要加深对泥质含量较高分段的厚度、应力差等因素研究,优化压裂施工参数。研究证明水平井高泥质含量段的压裂可行性,以及示踪剂监测技术评价水平井分段压裂效果的可行性。

试油测试一体化工艺在GT1井的应用

GT1井是集团公司海上潜山构造上的一口“高温、高压”重点风险探井,针对该井储层特点、井身结构、试油测试目的及施工周期安排等,优化设计了射孔-测试-排液-酸化解堵一体化管柱,可实现射孔、测试、排液、解堵4项功能,实现了四联作工艺技术。确保探井测试成功,并取全取准测试资料。解决了海上施工周期短、污液处理难等问题,减少了地层污染,与常规试油工艺相比,缩短试油周期6 d,提高生产效率35%,生产污液回收减少260 m^(3),同时获取了原始地层压力、酸后解堵地层能量及排液后地层能量。提高了海上高温高压深井测试作业效率,降低了井控风险,保护了储层。该井的顺利完成为海上高温高压深井测试、解堵作业积累了宝贵经验,对后续探井勘探开发具有重要的指导意义。

浅层低渗透油气井超低温压裂液体系研究

低渗透储层埋深1800 m以浅、温度低于60℃的浅层油气井,常规压裂液体系在压裂施工过程中存在高砂比携砂和低温破胶技术难题。通过提高空间网状结构的交联效率,研发了低浓度有机硼交联剂,根据氧化还原反应原理,研发了低温破胶剂,形成了超低温压裂液体系。实验结果表明,当瓜胶用量为0.25%、交联比100∶0.3,该体系在170 s^(-1)、连续剪切90 min后黏度维持在65 mPa·s以上,满足现场施工技术要求;最低破胶温度可低至20℃,在120 min内完全破胶,破胶液黏度为2.3 mPa·s,残渣含量为126.2 mg/L,对储层伤害低。2018年以来该压裂液体系在青海油田现场应用200余口井,最高携砂砂比达30%,总用液量达10×10^(4) m^(3)以上,成功率100%,最高单井日产油达10.68 t,为青海油田低温浅层油气井效益开发提供有力的技术支撑。

基于有限元方法的管道两点腐蚀研究

通过对在役管道进行检测表明,机械损伤和腐蚀是导致油气管道发生失效的主要原因。腐蚀管道往往存在多处腐蚀缺陷,为了找到缺陷间相互独立的临界距离,针对西气东输二线的输气管道,根据圣维南定理选取了3 000 mm长的管段,利用Ansys Workbench15.0软件,对含两点腐蚀缺陷的管段进行有限元分析。在管道运行压力为10 MPa的条件下,通过改变两缺陷的间距以及腐蚀深度,得到管段在不同条件下的等效应力。在同一腐蚀深度下,得到了两点腐蚀缺陷相互独立的临界值,根据失效准则确定了安全的缺陷范围,为判断管道是否处于危险状态提供了依据。

论石油企业绩效考核的前进方向

绩效考核工作是人力资源管理的核心,有助于企业实现人力资源管理战略,有助于提高组织管理效率,并促进员工个人发展,对提升企业的竞争力具有重要意义。文章以石油企业绩效管理中出现的问题为研究出发点,在研究的基础上提出相应的对策方案。

论数字化在油气田中的应用

随着近些年我国科技水平的不断提高和发展,我国俨然已经进入网络信息化、数字化的时代,其在一定程度上影响着各行各业,为行业的发展和进步注入新鲜血液,提供源源不断的动力,油气行业也不例外。“2019油气行业数字化及创新论坛”的落幕体现着油气行业数字化创新与发展,是促进油气企业数字化以及创新转型升级的重要标志。我国是一个能源消耗大国,推动油气行业进步发展的同时也提出了更多的挑战,例如目前我国油气行业所面临的三个主要困难:资源品质的劣质化、目标多元化以及开发对象的复杂化等等,这些因素在一定程度上阻碍了油气行业进一步的发展。论文主要以此为背景进行分析,探究数字化在油气田中的应用,以供相关工作人员参考借鉴。

油田酸化用高温(90~180℃)缓蚀体系的研究现状

深入调研了适用于90~180℃范围内的曼尼希碱、季铵盐和咪唑啉型缓蚀剂体系,从缓蚀剂结构、助剂类型、测试条件、缓蚀效果和作用机理5个方面对高温缓蚀剂进行综述,从配方探索和机理研究的角度对油田酸化用高温缓蚀剂研究的未来发展方向进行了思考。

苏里格致密砂岩储层小井眼压裂技术

苏里格致密砂岩储层低孔、低渗、低压、低产、多层比例高、非均质性强,常规小井眼压裂工艺成本高,工序繁琐,压裂效果不及预期。对比四种小井眼压裂改造工艺特点,优选小尺寸封隔器分层压裂和可溶桥塞+射孔联作套管压裂两种适合苏里格气田小井眼压裂改造工艺技术。通过改进封隔器尺寸和胶筒的长度,更换水力锚的密封胶圈,研制可溶桥塞等,完善了小井眼压裂工艺技术。经现场施工30口井,其中采用小尺寸封隔器分层压裂17口,采用可溶桥塞+射孔联作套管压裂13口,施工成功率100%,与邻井相比平均无阻流量分别提升52.31%和92.14%。该技术为下步致密砂岩储层有效开发奠定了基础,具有推广价值。

煤层气暂堵用超支化聚合物的研制与评价

针对煤层气开采过程中的储层损害问题,基于暂堵储层保护理论,以甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸酐及叔羧基甜菜碱为原料,研制了一种超支化聚合物暂堵剂MTA,并评价了其综合性能。红外图谱表明,3种单体已成功共聚,其热分解温度高达252℃;理化性能分析表明,MTA的分子量为6×10^(4),胺值为17.52,溶液为碱性,平均粒径在0.69~3.32μm;MTA减缓压力传递性能远优于常用封堵剂,抑制黏土膨胀性能与聚胺抑制剂相当,可使黏土层间距由1.92 nm降低至1.58 nm;MTA在压差作用下封堵岩石微孔隙,阻止水进入地层,并通过电荷作用吸附在岩石表面,形成层状结构阻止水分子向岩石渗透。结果表明,MTA与工作液其他处理剂具有良好的配伍性,可使工作液砂盘滤失量降低41.2%;在150℃下,MTA工作液具有优异的持效性和抗污染性能,可耐10%NaCl、5%CaCl_(2)或10%劣质土,其岩心渗透率恢复值可达87.3%,综合性能优异。MTA工作液现场应用,井径扩大率小于5%,具有优异的井壁稳定效果。

苏里格气田气井凝析油对泡排携液能力影响分析

苏里格气田含凝析油气井生产中,凝析油的存在会降低起泡剂起泡能力并加速泡沫衰减,严重影响泡沫排采技术现场应用效果。为提高含凝析油气井的泡排效果,利用动态携液法在室内开展不同凝析油含量的地层水对泡排携液能力影响的实验,模拟井筒积液从井底被携带至地面的演化过程,对实验现象进行机理分析,并优化改进起泡剂加注量公式。结果表明,随着凝析油含量的增加,泡沫携液能力不断下降;0~20%含量的凝析油对携液能力影响相对较弱,返排率大于80%,返排率环比平均降低2.33%,这表明起泡剂可将表面张力远小于地层水的凝析油乳化,并有效降低凝析油对起泡剂的抑制作用;20%~40%含量的凝析油对携液能力影响相对较强,返排率小于80%,返排率环比平均降低9.13%,这表明未被起泡剂乳化的凝析油严重抑制泡沫生成。经苏X-9X井现场应用取得良好排液增产效果,该分析为苏里格地区气井积液治理提供新思路。

筛网对气井马赫激波雾化器内部流动稳定性的影响

含水气田中排液增产用的马赫激波雾化器在现场生产中根据现场需要可匹配平面和割缝两种不同结构的筛网。鉴于马赫激波雾化器的雾化效果与流道内部流动状态有直接关系,不同结构的筛网产生的流动状态可能对雾化器雾化排液产生不同的效果。利用多孔介质模型和CFD计算模型,对流体在两种筛网的静压、动压、速度及湍流耗散率进行模拟计算。应用计算流体动力学的方法对两种不同结构筛网在实际工况下的流动性能进行了研究。结果表明,平面筛网较割缝筛网的下游流动更均匀,湍流耗散少,对管路的压降影响小,该研究对激波雾化器筛网的选取具有一定的指导作用。

地震沉积学在苏里格49区块176三维区薄储层中的应用

苏49区块位于苏里格西区西部,以薄互层储集层为主,现有三维地震资料主频较低,无法满足沉积相精细刻画需求。通过地震沉积学分析表明,研究区盒8下亚段发育由北向南的辫状河沉积体系,东西两侧各发育一条主河道,中间发育2-4条分支河道。沉积早期水动力能量波动大、沉积物供给不稳定,砂体单层厚度薄、泥质夹层多;晚期水动力能量强,沉积物供给丰富,砂体厚度大、岩性纯、物性好,形成相对优质的储集层。

天然气水合物气液分离方案设计与样机试制

针对海域天然气水合物降压开采过程中气相含液严重影响水合物采收率的问题,结合我国南海神狐海域天然气水合物的实际工况,提出了一种天然气水合物气液螺旋分离装置设计方案,基于压缩因子校正的理想气体状态方程和Dean-Stiel黏度模型,计算了开采地层温压条件下天然气的物性参数,结合计算的关键零部件的结构参数,完成了气液螺旋分离装置的结构设计,同时开展了天然气水合物气液螺旋分离装置的样机试制与试验测试。研究结果表明:天然气实际开采过程中,气体流量较小,液相含量较低,适宜采用螺旋分离装置;在实际开采地层中天然气的密度为130.785 kg/m^(3),动力黏度为0.0182 mPa·s,确定天然气水合物气液螺旋分离装置的螺距为70 mm,圈数为7,螺旋体管外径为105.0 mm;在液相体积分数10%以下,样机分离效率整体在90%以上。研究结果可为高效安全地开发天然气水合物资源提供技术支持。

天然气水合物开采关键技术研究现状

天然气水合物开发潜力巨大,世界上多个国家对天然气水合物开采的关键技术展开了研究和探索。文章对国内外水合物试采以及研究进展进行阐述,明确了天然气水合物开采过程中面临的主要问题。针对各国的开采现状,对开采过程中的关键技术进行了分析,在防砂技术方面,天然气水合物大多位于海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中,开采过程中出砂问题严重,主要防砂措施为机械防砂、加装防砂网、射孔砂筛防砂、Geoform防砂系统等;在能量补充技术方面,水合物开采过程中地层需补充能量,主要方式有注热水或热蒸汽法、微波加热、电加热和太阳能加热法;在气液分离技术方面,水合物分解后的分离方法主要分为重力沉降法和旋转分离法。在上述综述基础上提出了天然气水合物开采关键技术瓶颈及发展方向,以期为天然气水合物高效安全开发提供参考。

可溶解滑套分层压裂技术

苏里格地区分层压裂使用的投球滑套需要与压裂球进行匹配,但在压裂管柱上存在多处缩颈,导致后期测试工具无法下入。可溶解滑套将接球座内部的支撑套设计成可溶材料,其外部包裹一层橡胶薄膜,滑套下入后,性能稳定,只在压裂过程中高速液体将其薄膜破坏使可溶材料与井筒内液体接触时,发生溶解反应,实现压裂管柱无缩颈。10口井现场应用表明,在不改变施工工艺的情况下,支撑套溶解,滑套芯子落入井底实现压裂管柱的全通径,能够满足后期冲砂、测试、监测产液剖面等作业需要,具有一定的推广前景。

弯曲载荷下碳/玻复合材料抽油杆失效机制

由于碳/玻复合材料抽油杆在挤压、弯折、扭转和冲击载荷下,极易发生界面剥离、芯材剪切、纤维断裂等问题,严重影响抽油杆使用寿命,故基于碳/玻复合材料抽油杆复合结构,以Hashin准则和Puck准则为纤维材料和基体材料的失效判据,结合界面内聚力模型,编写ABAQUS子程序建立三点弯曲载荷下碳/玻复合材料抽油杆三维数值模型,通过室内三点弯曲试验验证仿真模型的准确性;同时结合扫描电子显微镜(SEM)分析结果,从微观尺度阐释碳/玻复合材料抽油杆在弯曲载荷作用下的失效特征与损伤机制。结果表明:以最大弯曲载荷为评价指标,碳/玻复合材料抽油杆三维数值仿真模型误差为3%,满足工程分析精度需求;弯曲载荷下碳/玻复合材料抽油杆首先出现“压头状”损伤,随着载荷增大,抽油杆底端出现裂纹并迅速贯穿杆体,最终在垂直于纤维方向发生断裂。

K344型可溶辅助解封压裂封隔器研制与应用

常规K344封隔器存在承压性能低、施工规模受限、解封不稳定或无法顺利解封的问题,不能满足大规模压裂施工和工具顺利起出的需要。K344型可溶辅助解封压裂封隔器采用辅助承压/解封机构和胶筒一体化中心管的结构形式,有效提高了工具的耐温、承压性能,同时在易变形部位采用可溶包覆层补位,提高了工具的解封可靠性。通过室内试验以及20口井的现场应用检验,其耐温、承压和解封性能满足设计要求,施工完成后可快速解封并顺利起出井筒,成功率100%。该封隔器适用于直斜井和水平井,可为大规模压裂施工提供技术支撑。

几种滑溜水缔合型降阻剂的制备及性能

为研究含不同疏水结构缔合型二元丙烯酰胺共聚物降阻剂的性能,合成了4种疏水改性单体:N,N-二甲基烯丙基苯基丙烷基溴化铵(Allyldimethylalkyl quaternary ammonium salt 1,AQAS1)、N,N-二甲基烯丙基壬烷基溴化铵(AQAS2)、N,N-二甲基烯丙基-9-甲基十九烷基溴化铵(AQAS3)和N,N-二甲基烯丙基二十烷基溴化铵(AQAS4),采用水溶液聚合法分别将合成的疏水单体与丙烯酰胺(AM)共聚制备了4种二元共聚物P(AM/AQAS1)、P(AM/AQAS2)、P(AM/AQAS3)、P(AM/AQAS4)。研究了这4种共聚物的溶解性能以及耐盐、耐温耐剪切性能,并对比测定了不同浓度P(AM/AQAS1)与部分水解聚丙烯酰胺P(AM/NaAA)在10 g/L的NaCl溶液中的降阻能力。研究结果表明,所合成的4种疏水缔合型丙烯酰胺共聚物在0~20 g/L的NaCl溶液中表现出良好的耐盐性;在30~100℃范围内持续升温,表观黏度随温度提升下降幅度较小,表现出良好的耐温性;带环状结构的聚合物表观黏度受剪切时间的影响较大,带链状结构的聚合物表观黏度几乎不受影响,但4种聚合物总体上均表现出耐剪切性能。用矿化度为10 g/L的NaCl溶液配制的质量分数为0.15%的P(AM/AQAS1)溶液在流量为45 L/min时达到了最佳降阻效果,降阻率为60%,而相同条件下P(AM/NaAA)溶液的降阻率仅为51%,P(AM/AQAS1)的降阻效果更显著。

RAFT水溶液聚合制备调驱用凝胶分散体及其性能评价

为解决传统调驱剂制备工艺复杂及需要添加有机溶剂的问题,提出基于可逆加成-断裂链转移(RAFT)水溶液聚合制备调驱用微纳米级聚丙烯酰胺凝胶分散体。首先以硫代乳酸、二硫化碳、α-溴苯乙酸为原料制得水溶性RAFT链转移剂;再将链转移剂与丙烯酰胺(AM)、交联剂N,N’-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)、引发剂过硫酸铵反应,在纯水中一步制得聚丙烯酰胺凝胶分散体。表征了凝胶分散体的微观形貌及粒径,研究了反应物配比、聚合温度、聚合时间及固含量对凝胶分散体性能的影响,考察了凝胶分散体的流变性和黏弹性特征,以及温度响应性、盐度响应性和pH响应性。结果表明,凝胶分散体为不规则球状结构,分子尺度为微纳米级别,其中微米粒径为0.92~6.13μm、纳米粒径为48~87 nm。聚丙烯酰胺凝胶分散体接近牛顿流体特性,其黏弹性表现出黏性流体特性,进一步证实了凝胶分散体是由微小的凝胶单元颗粒分散在水溶液中形成的。凝胶分散体的黏度随温度和pH值的升高而降低,但降幅较小,其黏度几乎不受矿化度的影响。与传统调驱剂制备工艺相比,在纯水相条件下制备凝胶分散体的方法具有时间短、制备条件简化、无需添加有机溶剂和产物分子尺度小的特点。