加大科技投入 引领企业发展

企业的发展需要依靠科技创新,科技投入是企业创新的前提条件,科技创新随经济发展和企业生产要求变化而变化。国内外许多企业都很重视科技投入,通过加大科技投入,形成和发展核心技术,提高企业效益,拓展市场空间,实现企业的飞跃发展。

中油海提升固井设备使用寿命和可靠性相关措施分析

随着中油海洋石油产业的不断发展,未来市场需求的不断增大,海洋固井设备的使用寿命和可靠性关乎着钻完井的成败。本文就如何提升中油海固井设备使用寿命和可靠性提出几点相关措施,为固井设备的使用提供参考。

东秋X井高压气层窄密度窗口固井技术

东秋X井是部署在塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带上的一口预探井,五开采用Φ215.9 mm钻头、密度为2.17 g/cm^(3)钻井液钻至井深6130 m中途完钻,钻进期间发生多次漏失且裸眼段有多套油气显示,压稳防漏矛盾突出,安全密度窗口仅为0.06 g/cm^(3),固井过程中极易出现恶性漏失,甚至还会发生由漏转喷等复杂。通过采用精细控压固井技术强化井筒压力控制,使用韧性自愈合水泥浆保障井筒长期完整性,配套带顶封尾管悬挂器辅助密封等技术措施,顺利完成东秋X井固井施工,经CBL/VDL测井解释固井质量合格率为94.3%,六开降钻井液密度后钻进及完井正常,未见环空带压等异常情况。该技术解决了窄密度窗口高压气井溢漏同存的难题,并可保障封固井段的初次固井质量和长期密封完整性,可为窄窗口高压气井、复杂井的固井技术提供参考。

碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀研究

CO_(2)是一种酸性气体,遇水或含水介质将形成腐蚀性极强的酸性流体,极易与井筒环空油井水泥石发生化学反应,特别是在CCUS、CO_(2)驱提高采收率、碳埋存等工况下,通常面临着CO_(2)压力高、温度高的极端苛刻条件,井筒封隔系统面临着极大的腐蚀和失效风险。通过系统梳理CO_(2)对油井水泥石腐蚀机理、腐蚀条件及影响规律、耐CO_(2)腐蚀材料和水泥浆体系的研究进展,分析碳埋存环境下CO_(2)腐蚀油井水泥及其对井筒完整性的影响等方面的研究现状,寻找未来碳埋存环境下油井水泥耐CO_(2)腐蚀的重点研究方向。分析结果表明:①CO_(2)溶解在水中之后侵入水泥石并与之反应的整个过程会出现CO_(2)溶解区、Ca(OH)2消耗区、CaCO_(3)沉淀区,由于Ca^(2+)浸出和CSH分解而发生降解的硅胶区4个不同的区域,应对每个反应区域的动态进行定量评价;②应对CCUS环境下的各种影响因素与腐蚀程度之间的定量关系进行攻关研究;③目前改善油井水泥耐CO_(2)腐蚀的材料主要有火山灰材料、特种添加剂体系和非波特兰基水泥体系3类,但其封隔系统的长期密封性、非波特兰基水泥在严苛工况下的施工性能等依旧存在缺陷,亟待解决。

一种油井水泥用复合增韧材料的研发与应用

基于资料调研,通过对聚合物类、弹性颗粒类及晶须类增韧材料进行三元复配,形成了一种复合增韧材料。在同等加量下,该复合增韧材料比单一增韧原材料降弹模效果好,起到正混杂效果,加入复合增韧材料后的韧性水泥石弹性模量与净浆相比可降低26%~30%,同时对水泥浆的稠化时间、失水、稳定性等施工性能无不良影响。该材料在川渝页岩气井进行了应用,现场固井施工顺利,固井质量优,为后续加大该复合增韧材料在页岩油气井、储气库等的推广应用打下坚实基础。

大容积反应釜安装实践与功能评价

随着生产需求的逐步扩大,大容积反应釜在化工行业应用也越来越广泛。针对产能过于受限、反应温度不均匀、传热效率不高等生产难题,通过设计优化,改进了循环系统、温控系统和搅拌系统。现场测试证明改进后的大容积反应釜取得了良好的应用效果。归纳了30m³固井外加剂反应釜在生产过程的安装实践和应用经验,并对大容积反应釜安装和调试过程中的注意事项提出了意见和建议。

埕海一区大位移水平井固井技术与应用

伴随密集丛式井布井的日益深入,埕海一区大位移水平井ϕ311.1 mm井眼裸眼段长度、水平位移、稳斜角度不断增加。受浅地层井眼扩大、易漏失,大井斜套管不易居中、井眼不规则,长封固段施工时间长、易窜槽等多个因素的综合影响,致使ϕ244.5 mm套管固井质量难以保障。通过对制约因素和提升方向进行分析,针对性采取提高顶部低密度水泥强度、使用防窜增韧水泥浆技术和可固化隔离液技术、开展居中度设计优化等固井工艺优化措施,成功解决了套管不易居中、顶替效率低、顶部水泥早期强度发展慢等技术难点。现场连续应用固井工艺优化措施2井次,固井合格率较优化前提升20%,固井质量明显改善,可为埕海区块油气勘探开发提供有力技术支持。

聚合物基纳米SiO_2的制备及钻井液性能

以丙烯酰胺、马来酸酐和N,N-二甲基丙烯酰胺为反应单体,合成三元共聚物P(AMD),并以该三元共聚物为基体,纳米二氧化硅为填料,研制一种具有"核壳"结构的新型微纳米钻井液添加剂SDNP。借助TEM、粒径分布和GPC实验表征SDNP的微观形貌特征和相对分子质量,讨论SDNP对水基钻井液流变性及滤失性的影响,通过抗温性能、粒度分布、抑制性和润滑性室内实验综合评价和分析SDNP的性能及作用机理。研究结果表明:SDNP可显著改善钻井液体系流变性能,提高动塑比,使钻井液粒径分级合理,滤失量降低明显,耐温高达180℃以上,且抑制性和润滑性能突出,当SDNP质量分数为0.5%时,页岩回收率高达94%,而页岩膨胀率仅为2.3%,相对于基浆极压润滑系数降低率高达93.4%。

天然气水合物岩样三轴力学试验研究

天然气水合物是一种洁净、高效、资源量巨大的新型能源,而天然气水合物的力学性质与水合物的钻探、海底地质灾害等密切相关,因此,开发天然气水合物需要了解其力学性质。为此,用覆膜砂烧结成岩样,采用原位合成方式制取不同水合物饱和度的水合物沉积物岩样,利用自主研制的水合物原位测量系统,在不同围压条件下研究了不同水合物饱和度的水合物沉积物岩样的力学性质。结果表明,水合物沉积物岩样的抗压峰值强度随着围压、水合物饱和度的增大而增大,内聚力随着水合物饱和度的增大而增大,而泊松比、内摩擦角不随水合物饱和度变化。根据库伦-摩尔准则并结合试验结果建立了围压、水合物饱和度与含水合物岩样峰值强度的半经验数学模型,可为深水水合物钻探所涉及的水合物强度参数的选取,以及室内试验的理论分析及数值模拟提供一定的支持。

新型缓凝剂BCR-260L性能评价及现场试验

针对深井长封固段固井时顶部水泥浆超缓凝的问题,研制了一种新型缓凝剂BCR-260L。通过室内试验评价了缓凝剂BCR-260L的缓凝性能、大温差条件下水泥石强度发展、抗盐性能,结果表明:该缓凝剂具有很好的耐高温性能,适用温度范围广,可满足循环温度70～180℃固井需求;根据现场对水泥浆稠化时间的要求,可通过调整缓凝剂BCR-260L的加量,调节水泥浆的稠化时间;缓凝剂BCR-260L对水泥石后期强度发展基本无影响,在大温差条件下强度发展快,能保证固井施工时顶部水泥浆强度发展;缓凝剂BCR-260L抗盐能力可达15%。现场应用表明,缓凝剂BCR-260L可以有效解决高温大温差条件下顶部水泥浆超缓凝的问题,具有广泛应用前景。

胶乳水泥浆的防气窜性能评价及应用

介绍了一种新型水泥浆防气窜评价方法,并采用该方法分别对胶乳水泥浆与未加胶乳水泥浆进行了防气窜性能评价,对水泥浆进行了失水量、静胶凝强度及气窜评价实验,结果表明,胶乳水泥浆具有良好的防气窜性能。将胶乳水泥浆在四川龙岗62井进行了现场应用,固井效果良好,未发生气窜,与室内气窜性能评价实验结果一致。

钻井液用低荧光高效极压润滑剂BDLU-100L的性能研究

为获得荧光等级低、润滑性能好的钻井液用润滑剂,以白油为基础油,辅以高效乳化剂、极压剂氯化石蜡和渗透剂琥珀酸烷基酯磺酸钠制备了一种低荧光高效极压润滑剂BDLU-100L,研究了BDLU-100L的荧光级别、乳化稳定性、润滑性能和抗温耐盐性能,考察了BDLU-100L对钻井液流变及失水造壁性能的影响。结果表明,BDLU-100L荧光等级小于3级、乳化稳定性好、抗温达200℃、抗盐达饱和。BDLU-100L润滑性能良好,加量为0.5%时可使淡水浆润滑系数降低90%以上,加量为3%时可使海水、复合盐水及饱和盐水基浆的润滑系数分别降低82%、73%和71%;对淡水和高温高密度钻井液流变性能的影响较小,适用于200℃以下的高含盐钻井液和高密度钻井液体系。

两亲嵌段疏水缔合聚合物基纳米SiO_2的合成及溶液特性

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠(AMPS)、马来酸酐(MA)和纳米二氧化硅为亲水单体,苯乙烯(St)为疏水单体,十二烷基硫酸钠(SDS)为乳化剂,采用微乳液自由基聚合法制备了一种具有疏水缔合结构的聚合物基纳米二氧化硅复合材料。通过红外光谱、透射电镜、扫描电镜、粒径分布测试和凝胶渗透色谱法表征了聚合物纳米材料的分子结构和相对分子质量,探讨了聚合物基纳米二氧化硅在水溶液中疏水缔合特性,增粘性,抗温、耐温性及耐盐性能的影响规律。结果表明,当聚合物分子中含有1%的苯乙烯单体时,聚合物有较好的疏水缔合作用,纳米二氧化硅的引入可使聚合物分子在水溶液中产生特殊的微交联结构,且增粘性及热稳定性得到改善明显,复合材料热分解温度约为290℃,在室温至500℃范围内该材料的热失重总量仅为60%。

盐碱地区埋地PCCP外防腐涂料的筛选研究

PCCP在盐碱地区需考虑特别的外防腐处理。盐碱地区土壤环境不仅对钢质管道有腐蚀性,同时还会腐蚀破坏混凝土,结合PCCP管道的特点,通过试验对比了环氧煤沥青涂料、橡胶涂料、聚氨酯涂料、聚脲涂料等,筛选出环氧煤沥青涂料是盐碱地区PCCP外壁防腐的理想材料,选材时应同时考虑材料的柔韧性。

AMPS水泥浆体系低温促凝剂的研究

为了研究一种对AMPS水泥浆体系有效的低温促凝剂,对不同组分促凝材料促凝效果进行了研究。采用正交实验,优选出了一种可以在AMPS水泥浆体系中起到良好促凝效果的促凝剂BCA-210S。结果表明,该促凝剂能促进AMPS油井水泥低温水化能力,缩短其在低温下的稠化时间,能将稠化时间控制在60min左右;使静胶凝强度过渡时间降低到10min;在30℃、8 h条件下抗压强度可达到5.3 MPa。结论认为,该促凝剂能显著提高水泥石早期抗压强度,表现出优异的低温早强、防窜性能,有助于解决低温井、调整井固井面临的问题,是一种新型多功能促凝剂。

剪切速率对水泥浆稠化时间的影响规律

剪切速率对水泥浆稠化时间的影响比较大，确定水泥浆真实的稠化时间能够保障固井安全。引用水泥浆在井眼内和室内稠化试验2种状态下的剪切速率数学模型，根据水泥浆在不同剪切速率下的稠化试验结果（30和80℃），分析剪切速率对水泥浆稠化时间的影响规律。30℃时，在22-652／s的剪切速率范围内，稠化时间偏差超过2h，剪切速率低时稠化时间短；80℃时，在177～885／s的剪切速率范围内，稠化时间偏差在1h内，剪切速率高时稠化时间短。研究结果表明，选用150r／min的转速进行稠化试验，能较好地模拟大多数固井情况下的稠化时间，但对于大直径表层套管固井和小间隙固井，应根据实际情况选用合适的剪切速率进行水泥浆稠化试验，才能模拟固井施工时的稠化时间，确保固井施工的安全。

HFY油田高压盐膏层固井技术

针对伊拉克HFY油田?244.5 mm套管高压盐膏层封固段长(2 000 m左右)、孔隙压力高(2.15~2.20 g/cm3)、安全固井窗口窄(0.08 g/cm3)、封固段温度低(30~70℃)等特点,以及前期固井中存在的问题开展实验研究,确定了密度为2.28 g/cm3的抗盐高密度水泥浆最佳盐掺量为10%~15%(BWOW),根据加重剂的特点及紧密堆积可压缩堆积模型、固相需水量的计算及实验评价,确定该密度下加重剂赤铁矿与BCW500S的合理组成(4∶1)及掺量(80%~83%(BWOC)),引入了抗盐羧酸盐类分散剂,优化降滤失剂的掺量从10%降至6%~8%(BWOW),形成的HFY高密度抗盐水泥浆体系具有浆体稳定性及流变性能好、稠化时间可控、低温下早期抗压强度发展快等特点,结合固井方案的优化,实现了?244.5 mm套管固井由双级固井简化为单级固井,且固井质量显著提高。28口井的成功应用表明该项技术较好地解决了窄密度窗口高压盐膏层的固井难题。

以超细水泥为基材的堵剂研究

封堵作业主要分为堵层、堵水、弃置井封堵、二次固井补救以及其它作业等几个方面。随着勘探开发幅度的深入,地层条件更加复杂,常规水泥浆体系已经不能满足某些封堵需求,需要开发具有更加全面封堵性能的堵剂来满足勘探开发的需要。堵剂开发分以下2个方向:针对吸收量≤200L/min,压力≥20MPa的低渗层,优选超细水泥进行封堵;对于吸收量≥200L/min,压力<15MPa的常规高渗层,可以采用G级水泥或与超细水泥及其它外掺料进行颗粒级配进行封堵。根据这2个方向开发的堵剂均能满足工程需要,取得了良好的应用效果。

复杂条件下的浅层气井固井技术

QHD4井是处于渤海湾盆地辽东湾的一口海上预探井。该井表层钻进过程中钻遇浅层气;钻完井深倒划眼过程中发生漏失,多次堵漏未成功;下完套管开泵循环,环空被流砂层堵塞,无法建立正常循环。针对井下复杂的状况,现场形成并使用无间断无胶塞综合浅层气固井技术,顺利完成了该井表层固井作业。

埕海油田大斜度井超短尾管固井技术

埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层,采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题,为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究。在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节,增大尾管串悬重;使用膨胀防窜水泥浆体系,以防止地层水窜流;应用PVI软件模拟优化扶正器加装位置,提高尾管串居中度;优化固井浆柱结构及流变性能,以提高顶替效率。综合上述措施,形成了大斜度井超短尾管固井技术。该技术在埕海油田2口大斜度井进行了现场试验,试验中牵制短节反向牵引明显,尾管串丢手顺利,丢手判断明显,油水层封隔良好,后期开采获得了稳定高产油流。研究表明,大斜度井超短尾管固井技术可以解决埕海油田大斜度井超短尾管固井难题,也可为其他类似复杂情况的固井提供技术参考。