修井作业自动化技术在大港油田的应用及展望

介绍国内修井作业自动化技术的主要特点和现场应用情况。重点总结分析了一体化修井机、分体式自动修井装置在大港油田的现场试验情况,从设备构成、工作流程、关键技术、存在问题和改进措施等五个方面进行总结。同时根据自动化设备试验情况,结合修井作业现场实际,提出了自动化修井技术的发展方向。

大港油田增能吞吐采油工艺探索与实践

对储层物性差、欠注严重、地层亏空、油井低能生产,动用程度低的低渗透油田,大港油田探索与实践采用大型泵车组,增强注水补充地层能量,产生和沟通微裂缝,延展开采面积,解决注不进采不出的矛盾;注入水加入表面活性剂提高驱替效率,利用油层孔喉的毛细渗吸作用,提高采收率,在低渗油藏开发取得了良好效果。

钢铁堡垒铸铁军——记大港油田井下作业公司第四修井分公司403队党支部

近年来,大港油田井下作业公司第四修井分公司403队党支部以创建＂六个一＂党支部为核心,以党员的先锋模范作用为主导,融入生产抓党建,搞好党建促发展,把党建工作与生产工作紧密融合,统筹兼顾、整体推进,持续加强基层建设,形成了相互促进。

低温带压作业用高强度凝胶性能评价

为满足低温油井带压修井作业对凝胶高强度、成胶时间可控以及可破胶的性能要求,以多羟基聚合物P3600和自制交联剂Smel 30制得一种适用于低温环境(30~50℃)的高强度凝胶。通过SEM分析凝胶微观结构,采用万能材料机测试其抗压强度,并用黏度法研究了凝胶的成胶时间及其影响因素,考察了凝胶体系的稳定性和破胶性。结果表明,由8.75%P3600和2%Smel 30组成的凝胶体系在低温(30~50℃)、pH值为4.5数5.5的条件下稳定成胶,形成三维网状结构,本体强度可达18 N;pH值对凝胶成胶时间的影响较大,现场可通过改变pH值调节凝胶的成胶时间;金属离子可以缩短凝胶的成胶时间,可作为控制凝胶成胶时间的第二因素。该凝胶体系具有良好的抗油性和稳定性,并且在带压作业结束后可迅速破胶为流体,满足带压作业要求。

一种带压作业化学封堵材料的制备与评价

为满足日益严峻的不压井(带压)作业对冻胶材料的要求,实验室采用聚丙烯酰胺(HPAM)、交联剂Smel30、淀粉和促凝剂氯化铵为原料制备了一种适用性广、性能优良的带压作业封堵材料,研究了促凝剂、温度、pH值、金属离子和模拟油对该凝胶体系成胶性能的影响,同时考察了凝胶的长期稳定性和破胶性能.研究结果表明,基础配方为3%淀粉+0.5%交联剂Sme130+0.8%氯化铵+1%HPAM的凝胶体系的最佳使用pH范围为5~9,尤其适用于弱碱性油藏;金属离子对其成胶时间和凝胶强度影响较小;通过调节促凝剂加量可以控制凝胶成胶时间在6~20h,且凝胶强度可达到J级;实验室条件下采用过硫酸铵破胶剂2h内可实现有效破胶,破胶后胶液的黏度降至300 mPa·s,便于返排.

组合式整形打捞筒的研制

针对修井作业过程中腐蚀油管强度差,打捞成功率低,施工周期长等难题,研制了一种组合式整形打捞筒。应用三维制图Solidworks软件建立了组合式整形打捞筒的实体模型,并详述了工具的主要结构、工作原理、技术参数以及性能特点,应用有限元分析软件ANSYS Workbench模拟了组合式整形打捞筒的卡瓦打捞过程,得到了等效应力云图。在大港油田枣X井进行现场应用,成功捞获了原井腐蚀管柱,提高了一次打捞成功率。该组合式整形打捞筒可有效缩短施工周期,降低作业成本,具有良好的推广应用前景。

自动化修井机杆管自动接送装置设计与分析

根据大港油田自动化修井作业的具体要求,结合自动化修井机的特点,设计了一种自动化修井机杆管自动接送装置。阐述了该装置的基本结构及工作原理,对重要部件的工作过程进行了描述;建立了相应的数学模型。对其上料机构进行了分析,选取了合适的上料液压缸。根据自动化修井机杆管自动接送装置的工作原理、工作过程设计出了相应的液压系统,保证了装置工作时的安全与稳定。运用有限元软件对装置主要承载部件进行强度分析,计算结果表明:自动化修井机杆管自动接送装置工作可靠、稳定好;且满足油田自动化程度高、安全的工作要求,大大降低了工人的劳动强度,具有很高的工程应用价值。

无示踪裸眼取换套工艺研究及现场应用

由于套管损坏井的数量逐年增加,导致注采单元井网不完善。修复技术种类较多,而取换套技术是最直接和最有效的修复技术,裸眼取换套工艺的关键是进行套铣前在套管内下入示踪管,起到扶正、引导作用;套管弯曲变形严重或错断的井不具备下示踪管条件,常规裸眼取换套工艺成功率较低,且安全风险高。通过对“四防套铣法”工艺方案的论证、研发、工具配套和现场的过程把控,避免了套铣鞋误切套管,引导套铣管、防止丢鱼。现场应用表明,改进的工艺能够解决裸眼段无示踪取换套施工的难题,丰富了严重套损井的修复方法。

催化裂化装置完全再生改造的工业实践

中国石油大港石化公司140×10^(4) t/a催化裂化装置采用两段不完全燃烧工艺,由于部分CO化学能未回收,装置能耗高,环保达标水平较低。为降低装置能耗,对第二再生器进行了扩容改造,提高第二再生器的烧焦能力,实现完全再生。扩容改造的实施是通过第二再生器扩径、增加稀相沉降高度,将再生剂冷却器拆除改造为脱气罐,采用提前预制分段施工,高效地完成了改造工作。改造后第二再生器流化质量得到改善,烧焦比由22.9%增加至25.5%,混合烟气中CO含量为0,且外排烟气中VOCs接近0。此次改造为今后同类型装置改造提供了可借鉴经验。

水平射孔井射孔参数及起裂压力研究

水平井压裂技术是低渗透油气藏及非常规能源开发的一项重要技术,压裂施工过程中需要射孔作业沟通油气储集区来提高低渗透油气藏的采收率,为此,准确地认识射孔参数对水平井起裂压力的影响是关系到低渗透储层压裂改造的关键环节。基于岩石力学和弹性力学,在现有模型上考虑水平井井筒方位和射孔方位等因素,建立水平射孔井的起裂压力计算模型。计算结果表明,射孔孔眼的起裂点通常在孔壁周向角为0°和180°位置,并且起裂压力受到井筒方位和射孔方位的变化影响较大。

FTZF-07分体式自封封井器

在修井作业过程中下入或起出大直径工具时,都要频繁拆卸、安装自封封井器,并要倒换单根,操作比较复杂,这不仅增加了工人的劳动强度,而且还降低了生产效率;另外,由于封井器自封心高度过高,不能配合防喷器的现场使用,存在安全隐患。为此,设计了分体式自封封井器。使用时把该封井器的2个分体用井口螺栓分别固定在井口法兰或防喷器上端面,即可完成分体式自封封井器的安装。分体式自封封井器体积小,能够配合手动、液压防喷器使用,可安全、快捷地进行开关井操作,可在小修作业中推广应用。

加工高硫重质油的常压塔塔顶腐蚀成因与对策

塔河稠油盐含量、硫含量高,且油品性质呈逐年劣质化的趋势。新疆塔河炼化加工该类原油,生产运行时常压塔塔顶冷凝水铁离子含量偏高,最高达230mg/L,远超出炼油工艺防腐蚀管理规定中要求的3mg/L。停工检修期间发现,常压塔塔顶回流入口分布管有大量深约2.5mm的腐蚀坑,塔盘腐蚀减薄明显甚至破损。针对常压塔塔顶腐蚀严重的问题,结合原料及污水的采样数据、装置的设计参数和工艺参数,对腐蚀机理作了分析。相应地对电脱盐工艺进行了改进,常压塔塔顶冷凝水铁离子含量逐渐恢复正常,腐蚀情况得到控制。

储气库SAB-4永久式封隔器套铣打捞实践

贝克SAB-4封隔器是储气库完井中常用的永久式封隔器,其卡封性能可靠,得以广泛应用。但该封隔器回收过程相对复杂,不能像常规封隔器一样解封回收,尤其在储气库高压注采条件下,施工风险较大。通过对SAB-4封隔器结构和工作原理进行分析,制定了磨铣、套铣、打捞相结合的回收方案,成功完成了2口井的SAB-4封隔器及下部联座射孔管柱的回收施工,为储气库井更换注采管柱以及确保储气库井安全提供了一套行之有效的修井方法。

PDC钻头复合片磨损速度模型研究

PDC钻头作为一种高效破岩工具,在石油工业中的应用越来越广泛。复合片的磨损直接影响着钻头的钻速和使用寿命。在目前研究的基础上,分析了PDC钻头复合片研磨性磨损、热磨损和冲击磨损三种磨损形式的磨损机理;研究了钻井参数、地层特性及复合片自身结构性能参数对复合片磨损的影响规律。建立了一个比较完善的复合片磨损速度模型,为进一步的研究提供了理论依据。

层序地层学技术对三角洲储层的识别与应用

东营三角洲储层具层薄、侧向叠置特点,常规地层对比、储层预测方法,难以有效预测薄砂层分布规律,致使砂层注采连通关系认识不清.本文以唐家河长期注水开发、水淹严重的东三段储层为例,应用层序地层学OpendTect储层识别软件,对东三段6 m以上砂层进行横向追踪预测.该软件做出比地震解释界面更精细的微层序,准确描述出砂体空间展布,刻画出高产层砂体边界.在此基础上,部署了区块调整方案,实施效果显著,该项技术对薄砂层识别与追踪具辅助作用.

歧口凹陷歧北斜坡远岸重力流湖底扇沉积的地震相特征

以古地貌认识为指导,克服钻井少的特点,应用landmark地震地质解释平台,从平面和剖面两个角度开展了地震相分析,以进一步明确该区远岸湖底扇沉积的地震相特征、扇体的延伸距离及波及范围,为今后该区的井位部署工作提供有力的技术支撑。研究表明,在剖面上,横切物源方向能识别出强振幅、中频、低连续性的杂乱反射结构,代表了水动力不稳定的高能环境,是湖底扇、重力滑动或构造变动的标志之一,而在顺物源方向能识别出规模较小的叠瓦型前积反射构造,前积层倾角十分平缓,代表了该区发育小型沟道;在平面上,提取了均方根振幅、总能量及瞬时频率等地震属性,反映了该区砂体平面上的展布特征及岩性的变化规律,与上述地震剖面特征综合判断,该区沙一下段在张北断层及歧东断层下降盘处发育4个湖底扇体,主要发育中扇辫状沟道及外扇席状砂微相,向西北方向展布,与北部沧县物源砂体交互。

歧口凹陷歧北斜坡白云岩演化规律研究

在古近系沙河街组沙一段沉积期,为歧口凹陷最大湖扩期,在西南部整体古地理为宽缓的湖湾环境,气候潮湿温暖,物源供给较弱,在这种条件下,该地区发育大面积的碳酸盐岩沉积,以白云岩夹油页岩互层分布为特征。利用歧北斜坡两口重点井的岩心资料,对该区内的白云岩演化特征进行分析。研究表明,湖平面的升降决定了古地理环境,直接影响了白云岩发育的类型。歧北高斜坡区,水体较中斜坡浅,自下而上发育生屑灰岩、微晶云岩、灰质云岩、云质灰岩,表明古地理环境由粒屑滩—局限洼地—湖湾的演化过程;而在歧北中斜坡区,位于港西凸起周缘,早期主要为浅滩环境,发育灰质云岩和云质灰岩,向上过渡为微晶云岩、泥质云岩、泥岩,湖平面的多次升降,决定了该区古地理环境由浅滩—局限洼地—湖湾—半深湖的演化过程。通过地质钻探,该区在部分区域的白云岩已发现油层,证明该区白云岩储集层具有良好油气潜力,白云岩储集层已成为歧口凹陷古近系非常规油气增储的重要领域之一。

耐温抗盐型聚合物微球凝胶体系的制备及性能评价

为满足带压作业对凝胶强度、成胶时间可控、热稳定性、耐盐性、承压能力的性能要求,拟将聚合物微球引入到凝胶体系中:先制备丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、共聚物微球,以玉米淀粉做骨架与共聚物微球接枝共聚,调节pH值为8~9,加入自制交联剂MES、高温引发剂G20制备一种耐温抗盐型聚合物凝胶。获得了制备共聚物微球的最佳配比,考察了交联剂MES、pH值对凝胶体系成胶性能的影响,采用SEM扫描电镜测试分析了凝胶微观结构,并对凝胶热稳定性、抗盐性、高温稠化性能和承压性能进行性能评价。研究结果表明,配方为2.5%淀粉+15%聚合物微球+6%交联剂MES+0.005%引发剂G20的凝胶在90℃高温稠化条件下的成胶时间可控在1.5 h左右,且稠化过渡时间较短,可有效降低凝胶溶液在井筒内成胶过程中液窜/气窜的可能;在90~130℃范围内,凝胶强度可达28 N,在10 d长期高温养护下,凝胶强度变化较小,呈现出较好的热稳定性;使用盐加量为9~18 g/L的高矿化度水溶液制备的凝胶体系成胶性能优良,体现出较好的耐盐性,可有效克服井下矿化度影响;凝胶在内径为121 mm套管内承压强度达70 kPa/m,满足高压条件下带压作业需求。

地震约束建模的强非均质碳酸盐岩储层波阻抗反演

塔里木盆地深部碳酸盐岩储层以次生溶蚀孔、洞、缝为主,空间分布具有极强的非均质性。传统的"相控建模"、"岩溶建模"和"碳酸盐岩储层相控建模"方法均不能准确刻画储层分布特征。为此,提出地震约束建模方法:首先基于线性反演去除资料的AVO效应获得纯纵波数据,然后结合测井信息计算相对波阻抗,并进一步转化为绝对波阻抗属性定量质控波阻抗反演质量。采用的建模方法本质上属于确定性建模,流程包括纯纵波数据提取、相对阻抗计算、振幅约束低频建模、波阻抗反演等。ZG8井区的实例分析证实:基于纯纵波振幅约束建模的反演方法可以避免传统插值建模方法受井资料影响大的局限,克服了常规融合层速度等建模方法精度不高的缺陷,准确反演了强非均质储层的分布规律。

对基准面旋回定义进行修改的建议

层序地层学发展至今,各学派在解决实际问题上的分歧日益为人们所认识,建立统一层序地层学理论成为今后相关研究领域的一个重要方向。有别于经典层序地层学理论的水平面,基准面不可测量、难以表征的非物理面特点决定了基准面旋回时间规模的不确定性以及层序划分方案的主观性,进而影响到基准面旋回理论层序界面定义在逻辑上的合理性。从油田生产的实际问题以及学科发展的角度出发,认为必须重新定义基准面旋回,才有可能克服高分辨率层序地层学自身的缺陷,并从根本上解决基准面旋回理论和经典层序地层学之间的矛盾。在不改变基准面旋回理论体系基础上,建议基准面旋回定义修正为基准面下降到上升半旋回期间所保存下来的地层。应用该思路,重新对高尚堡油田深层Es32+3亚段进行了层序地层划分,结果表明该思路在一定程度上解决了油田目前存在的开发问题。