浅析石油工程井下修井技术现状及优化路径

石油工程施工是一项比较复杂且具有一定安全风险的技术性较强的工作。在石油工程施工中,井下修井技术发挥着极其重要的作用,科学高效地开展修井技术是保证石油井下施工的安全和石油采收率的根本保障。对井下修井原则进行分析,结合井下修井技术类型对目前石油工程井下修井技术现状作出梳理,提出当下和未来阶段石油工程井下修井技术优化路径,供相关人士参考。

石油钻井井控技术应用研究

石油与天然气的开发过程中存在一定的井控安全隐患,为此,需要采用钻井井控技术确保其安全性。分析了石油资源开采过程中遇到的主要问题,并且就井控技术在石油资源开采中的应用进行研究。

利用“异常”试井曲线分析油水井工程问题

在油田动态监测中,试井曲线易受到生产波动、井筒效应以及工程等诸多因素的影响而出现"异常",分析"异常"试井曲线可得到油水井的工程信息。以3口试井曲线"异常"井为例,从生产管柱工艺、井筒流体流动特征、储渗特征、压力变化等多方面入手,根据油管内压力、温度异常上升确定了注水井可洗井封隔器开启的问题;压力突然下降和前后恢复速率不同确定了自喷油井大压差封隔器失封;压力恢复曲线阶段变化形态确定了气举井管柱漏失工程因素,并给出了工程因素影响的佐证依据。该分析有助于在试井设计时考虑更多的工程因素可能对资料录取产生的影响,提高资料解释的准确性。

石油企业如何做好维护稳定及武装保卫工作

随着石油企业内、外部环境的变化以及企业改革的持续深化、利益格局的日益调整,导致企业内新矛盾、新问题不断涌现,给石油企业的稳定带来了前所未有的压力和挑战。在这种情势下,石油企业要站在加强党的执政基础的高度,牢固树立政治意识和大局观念,采取有效措施,把维护企业的稳定工作纳入武装工作范畴,确保企业稳定,这是企业发展和改革的保证。

钻井工程项目安全管理目标及其路径解析

钻井工作所处的环境通常比较恶劣,在施工中影响因素较多,包括环境因素、人为因素以及设备因素等,管理人员应该对不同的操作环节进行全面的安全管控,保证生产和操作中人员以及设备的安全。管理人员需要提高认识,针对钻井的实际情况,进行有针对性的安全管理。本文就钻井工程项目安全管理目标及实现措施进行了详细的讨论。

用于超稠油乳化降黏的两亲型聚合物

为了提高超稠油油藏乳化降黏开发的效率,首先以丙烯酰胺(AM)、N,N-二甲基甲酰胺(DMF)、溴代烷烃和溴化苄等为原料制得功能单体N-苄基-N-烷基丙烯酰胺(DTAM),然后再以AM、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠(AMPS)和DTAM为原料制得两亲型聚合物(PBS-2)。采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪和元素分析仪对聚合物的结构进行了表征;以合成产物的降黏率为评价指标,对PBS-2的合成条件进行了优化;评价了PBS-2的界面活性、润湿性能和对不同黏度稠油的乳化降黏性能。结果表明,PBS-2的最佳合成条件为:AM、AMPS、DTAM物质的量比为90∶4∶6,单体总质量分数为25%,引发剂偶氮二异丙基咪唑啉盐酸盐的质量分数为0.4%,反应温度为50℃,反应时间为6 h。PBS-2的界面活性较强,当其质量浓度达到3 g/L时,即可将油水界面张力值降至10^(-2)mN/m数量级。PBS-2的润湿性能较好。PBS-2溶液的质量浓度由0增至5 g/L时,其与稠油之间的接触角由113.2°降至32.9°,稠油表面的润湿性由亲油转变为亲水。PBS-2对超稠油的乳化降黏效果较好,当质量浓度为3g/L时,对黏度为10.5~112.5 Pa·s的超稠油样品的降黏率可以达到99%以上。合成的两亲型聚合物PBS-2能有效乳化剥离稠油,改善稠油的流动性,满足超稠油乳化降黏的需求,为超稠油油藏化学降黏开发提供借鉴。

巴彦油田试油测试关键技术

巴彦油田勘探开发已进入全新阶段,深井、高温高压井持续增多,岩性、油藏越来越复杂,试油测试难点突出,主要表现为原油凝固点高、储层埋藏较深、温度压力较高、地层易出砂、压差与高产矛盾突出等问题。针对试油测试难点,开展了试油测试关键技术研究,包括:高凝油射流泵高效排液技术,深井STV测试一体化技术,储层临界出砂压差预测技术,高凝油PVT高压物性取样技术,选层试采完井管柱投产技术等,这些技术的综合运用,可较好满足巴彦油田深井试油测试需求。

聚醚脂肪酸类油基钻井液提切剂的研制与应用

针对油基钻井液切力低,易导致沉砂卡钻等严重问题的现状,合成了一种聚醚脂肪酸类油基钻井液用提切剂LQZ。利用红外光谱、热重曲线、凝胶强度和界面扩张流变参数等测试方法,分析了提切剂的结构、热稳定性、凝胶性能和作用机理,同时探究了基础油、油水比、密度和温度对其提切效果的影响。结果表明,该提切剂分子中含有羟基、酰胺基、酯基、醚键,能形成网架结构,提高悬浮能力,且具有快速弱凝胶特点;300℃无明显热分解;加量小于0.85%时有利于乳液稳定性;该提切剂对白油基、柴油基和合成基钻井液体系普遍适用,且白油基中效果最好;当钻井液油水比为8∶2、密度为2.1 g/cm^(3)、190℃时提切效率最佳,动切力、φ6及φ3读数和静切力增长约1倍;与国外同类产品相比,LQZ具有提切不增塑性黏度的优势。LQZ在现场页岩油气井应用时,动切力、φ6及φ3读数和静切力基本增加100%,塑性黏度无明显增长。LQZ能够提高油基钻井液悬浮能力,不显著增加塑性黏度,具有很好的推广应用前景。

泡沫减重水泥浆体系及其微观孔隙分布

泡沫减重水泥浆体系对保障低压易漏地层井下生产安全至关重要。通过亲水链十四烷二酸甲酯、疏水链N,N-二甲基-1,3-二氨基丙烷及刚性链接单体二溴代联苯制备了耐高温高效发泡剂FPJ-S,并通过增黏型稳泡剂和协同型稳泡剂的优选复配得到了耐高温稳泡剂WPJ-S,基于FPJ-S和WPJ-S建立了泡沫减重水泥浆体系,并对其发泡能力及泡沫减重水泥石中的孔隙分布进行了分析。研究结果表明,相较于传统发泡剂,FPJ-S的发泡倍数提高了40%,1 h沉降距降低了58.8%;WPJ-S的稳泡能力和耐温能力均得以提升;建立的泡沫减重水泥浆体系在0.90~1.60 g/cm^(3)下密度可调,浆体沉降稳定性较好,并且不同密度泡沫减重水泥石的24 h抗压强度均大于3 MPa;基于压汞法及工业CT(XCT)技术表征可知,该泡沫减重水泥石的孔隙分布均匀,形态较为规则完整,且未发现大量联通孔。

干热岩工况下水泥高温劣化性能的调控措施

干热岩地热井固井中,井底温度常常高达200℃以上。针对干热岩工况下井底高温导致的水泥石强度衰退的问题,从水泥的化学组分入手,通过调控C_(3)S和C_(2)S的比例,并在硅粉的协同作用下复配具有更低钙硅比的低热硅酸盐水泥来改善这一问题。首先对复相C_(3)S-C_(2)S矿物体系的比例调控可知,当C_(3)S∶C_(2)S=1.0时其力学性能最好,结合XRD、TGA、SEM测试可知,钙硅比的降低对有利相硬硅钙石的生成有积极作用。引入具有更低钙硅比的低热水泥增强G级水泥,结果表明:“30%G级水泥+70%低热水泥”复配水泥体系(C_(3)S与C_(2)S的比例为1.07)在40%硅粉的作用下,其抗压强度达27.34 MPa。在实际生产中适当调整水泥中的矿物组分,使C_(3)S与C_(2)S的比例为1.0左右,可从水泥本身大幅度提高水泥石耐高温性能。

准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术

天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小,同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃,钻进期间多次发生漏失,地层压力窗口仅有0.02 g/cm^(3),井筒压力无法动态平衡,容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况,固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过与精细控压装备配合,进行下套管、固井各阶段井口压力控制,保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内,实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺,制定针对性的固井技术措施,最终顺利完成了天X井固井施工,经IBC测井解释,封固段合格率为100%,降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。

阿姆河盆地卡拉库里区块侏罗系油气地质条件分析

卡拉库里区块位于阿姆河盆地北部的查尔朱阶地上,勘探目的层为上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩。烃源岩以下—中侏罗统滨海-三角洲相沉积的深灰色泥岩、碳质泥岩和煤层为主,有机质丰度中等—好,腐泥-腐殖型和腐殖型,进入成熟阶段,具备一定的生烃潜力,区块所在的查尔朱阶地正好位于烃类运移的指向上,有利于烃类的聚集。上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶台地相沉积的鲕粒灰岩、砂屑灰岩是区块内的主要储层,储集空间为粒间溶孔、铸模孔和压溶缝,储层以低孔低渗为主,但在裂缝的配置下,储集性能较好。上侏罗统碳酸盐岩的层间水的矿化度高,成因系数值rNa/rCl和rCa/rMg分别为0.7和3.5,地下水处于停滞的还原环境,上侏罗统启莫里阶—齐顿阶膏盐层厚度大且广泛分布,封闭性好,有利于油气保存。根据区块构造解释成果,研究区主要发育低幅背斜圈闭,圈闭的形成时间与油气运移时间配置关系合理,预测油气富集区主要位于区块南部的背斜构造带上。

新型钻井液压动力卡瓦控制系统设计

针对目前钻井气动卡瓦在稳定性、冲击性、传递力量等方面存在的问题,基于气动卡瓦的主要结构和工作原理,设计了液压动力卡瓦控制回路与结构。系统以液压油作为动力传输介质,采用双作用增压缸的增压手段连续输出高压油,增设过载保护回路和远程控制功能,对动力卡瓦的结构进行优化设计,整体取代原有的气动卡瓦系统,新设计的动力卡瓦工作更为平稳、反应更快、冲击力更小,并能够传递较大的扭矩。系统综合评价表明,液压动力卡瓦与气动卡瓦相比,稳定性明显提高,传递的动力明显增大,且易于实现过载保护,安全性能更高,可更好地满足油田钻井现场实际需要。

新型壳聚糖-邻苯二酚化学固壁剂合成与性能评价

泥页岩地层井壁不稳定是物理因素和化学因素共同作用的结果,基于多元协同井壁稳定理论,加强物理封堵和化学胶结是钻井液稳定井壁作用的重要技术措施。笔者以壳聚糖、含有邻苯二酚结构的聚合物为单体,采用席夫碱-还原反应方法制备出一种新型化学固壁剂SDGB,并对其性能进行实验研究。实验结果表明,SDGB分子中含有芳环结构和邻苯二酚、胺基等官能团,可与金属离子发生螯合作用,形成稳定的共价键,其相对分子质量约3万。采用搭接抗剪强度测试、页岩滚动分散实验、岩心单轴抗压实验、扫描电镜分析等实验方法评价了其化学固壁特性。结果表明,SDGB具有较好的化学胶结作用,可提高岩样在水中的搭接抗剪强度,增强岩样浸泡后的抗压强度,有效抑制泥页岩水化分散;SDGB可胶结岩样微孔隙、微裂缝中的松散矿物,从而对其进行有效封堵、固结;以化学固壁剂SDGB为关键处理剂,优化出了一套水基钻井液配方,体系在130℃、16 h热滚前后流变性能、滤失性能稳定。

微量物质示踪剂对页岩油水平井压后排液诊断技术

为分析页岩油水平井、直井压裂施工后各层段返排产液情况,评价压裂效果,合成了20种微量物质示踪剂系列产品。施工时在每一段入井压裂液中加入一种示踪剂,通过检测不同时段返排液中各种示踪剂的种类及含量,判定各层是否出液及出液顺序;通过分析计算得出各层返排液量及产液剖面,形成页岩油压裂返排示踪诊断技术。该系列产品经室内实验评价,检出限均在80 mg/m3以内,可同时检测,灵敏度高,互无干扰,且与压裂液配伍性好。现场用于页岩油水平井吉岩油X井20段压裂,压后累计测试119 d,获取各层段产液顺序、启动时间及产液量,落实了该井的产液剖面。该技术可为同区块后续压裂工艺参数的精确优化提供技术支撑。

适合煤层气储层的新型清洁压裂液体系研究与应用

为提高煤层气储层压裂增产改造的效果,降低压裂施工过程中压裂液对煤储层的损害程度,室内以两种黏弹性表面活性剂为主要处理剂研究出了一套适合煤层气储层的新型清洁压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能和黏弹性能,在60℃、170 s-1条件下经过100 min的剪切后黏度值仍可以达到30 mPa·s以上在0.1-10 Hz的频率扫描范围内其弹性模量G’均大于黏性模量G";体系具有良好的悬砂能力,陶粒在压裂液体系中的静态沉降速度为0.13 mm/s;体系还具有良好的破胶性能和防膨性能,破胶剂PJS-3加量为0.1%时,压裂液体系在60 min后可以完全破胶,破胶液的表面张力值较低、无残渣,并且破胶液对煤岩心的防膨率可以达到90%以上;体系对煤岩心的渗透率的平均损害率为7.27%,具有低损害特性。现场应用结果表明使用新型清洁压裂液体系施工的2口井措施后日产气量均可以达到1 000 m3以上,压裂增产效果明显优于活性水压裂液体系具有较好的推广应用前景。

永久式井下压力计数据生产阶段识别方法

由于井底流动情况复杂,永久式井下压力计数据常含有不同程度噪声,使划分生产阶段的工作量巨大且困难,直接影响地层参数解释结果的准确性。分别在数据中加入方差为0.005和0.010的高斯白噪声,对比分析小波模极值方法和基于滤波器的分步卷积方法识别永久式压力数据生产阶段突变点过程中对噪声的敏感程度,探索生产阶段噪声敏感性较小的识别方法。结果表明,小波模极值方法错误识别概率较高,对噪声比较敏感,在划分生产阶段前需要进行数据降噪处理和优选小波类型及判断阈值;而改进的分步滤波卷积方法能够准确、有效地识别不同生产阶段,并且对噪声的敏感性小,不需要窗函数的优选过程,为自动处理庞大的永久式井下压力计数据提供了一种新的手段。

新型高效减阻剂研究及应用

作为滑溜水压裂液体系的核心处理剂,减阻剂性能的好坏对页岩储层压裂施工的效果具有十分重要的影响,在对国内外常用减阻剂的优缺点进行对比分析的基础上,采用反相乳液聚合法,研制了一种适用于页岩气储层的新型高效减阻剂HDR-C,利用红外光谱对其结构进行了表征,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该减阻剂HDR-C具有良好的降阻效果、耐剪切性能和黏弹性能;此外,减阻剂HDR-C还具有良好的表面活性、防膨性能以及低伤害特性,能够适应页岩储层压裂施工的需求。现场应用结果表明,减阻剂HDR-C能够显著降低压裂施工压力,具有良好的降阻性能和返排性能,能够有效提高页岩储层压裂施工的效率。

高含硫油气井测试作业安全控制技术

针对地层天然气中硫化氢含量等于或大于1500 mg/m^3的高含硫油气井,测试作业时存在硫化氢泄漏风险的实际情况,从硫化氢特性、典型案例分析入手,研究测试行业预防硫化氢的通用做法和惯例,进而对设备、工具、材料、设施等的选择、调试提出具体的要求,制定了硫化氢井测试作业“十大”禁令。现场作业人员坚持“救人优先”、“两权相害取其轻”的原则,通过不断演练和优化最终形成X-15井硫化氢风险识别、防护与控制技术,确保了重点井安全高效完成测试作业。该井形成的油气井测试作业硫化氢风险识别控制技术,确保了集团公司重点井达到预期的勘探目标,为国内外同类井测试作业提供了范例。

大宁-吉县区块致密砂岩气储层压裂试气一体化技术

大宁-吉县含气区块压裂改造具有含气层序多,层间干扰大,储层埋深较浅,对压裂液性能要求高,储层物性差,储层岩性复杂,缝高难以有效控制的难点。采用封隔器分层压裂、压后快速返排整体试气的压裂管柱,针对山西组和石河子组储层物性,采用不同胍胶浓度和配方,分别做了特定情况下的黏温曲线和流变实验,优化出压裂液体系,同时优选支撑剂并对试气制度进行优化,实现了压裂液低温交联好、携砂能力强、破胶好和快速返排试气的目的。现场实验表明,压裂前6口井均没有产量,压裂后采用8 mm油嘴求产,均达到了工业气流,最大产量2.7×10~4m^3,压裂效果明显,成功率100%,为后续储层评价、选井选层和施工工艺选择提供了可靠依据。