乳液分流酸化技术影响因素

乳液分流酸化技术解决了油田储层非均质性强、层间矛盾突出、油井酸化后含水大幅上升、增液不增油的问题。文章通过对各施工井的分流压力增长量、酸化复产后产液含水率等参数对比分析,研究了储层渗透率、岩性、温度、地层流体含水率以及乳化分流液性能对分流酸化效果的影响。结果表明储层渗透率对分流效率影响较大,地层流体含水率越低分流酸化后控水效果越显著,乳液分流酸化技术适用于含水率在60%以下、渗透率在500 mD以下的非均质性强储层。

海上深层潜山长裸眼地层测试技术

为安全高效评价渤海油田深层潜山油气藏,从长裸眼段测试工艺、管柱、安全控制、压井技术等方面开展了细化研究。通过对比不同工艺优选出了“坐套测裸”+“生产测井”潜山测试工艺;引入RD试压阀与RD旁通替液阀,优化试压替液一体化测试管柱,在传统测试管柱的基础上增加了试压、替液的功能;选用PDF-HSD无固相测试液体系,引进含砂实时监测装置,通过控制压差有效地控制地层出砂;引进有毒有害气体实时监测技术并在流程中加装实时除硫装置,达到安全监控及除硫的目的;长裸眼段测试压井技术有效保障了施工后的井控安全。经渤海油田3口井应用,有效保障了作业安全,均达到工业油气流,成功获取地层测试资料,顺利评价所在区域油气藏。该技术为类似深层潜山长裸眼储量解放提供了借鉴思路。

渤中油田复杂漏失地层复合堵漏技术研究

渤中油田深部断层发育,裂缝开口大,易发生速度极大的恶性漏失。针对常规堵漏技术手段堵漏效果不理想、承压能力较弱、出现反复性漏失的问题,在复合堵漏凝胶作用机理研究基础上,结合化学堵漏和物理堵漏的优点,形成了复合堵漏技术,有效解决了恶性漏失封堵难的问题。配套研制的纳米复合凝胶能够在240 min内保持良好的流变性能,黏度控制在35000~43000 mPa·s,240 min的沉降比例低于20%,7 mm的大裂缝封堵后承压能力可达8 MPa,封堵效果良好。

渤海C井深层超高温射孔断爆案例分析

随着渤海油田勘探向深层发展,探井测试作业中采用超高温射孔的频次逐渐增多。由于作业经验相对较少,采用超高温射孔测试联作工艺的渤海C井在作业过程中出现断爆事故。为了深入探究原因,建立了断爆原因分析决策树,从火工品质量、射孔器材、射孔枪装配质量控制以及射孔枪下入操作规范性四个方面进行了系统而详细的分析研究。最终,确定射孔枪弹架结构缺陷为主要原因,同时也不能排除射孔枪人员装配质量控制可能存在的次要因素。基于此,制定了一系列关于超高温射孔作业的质量控制措施,包括射孔枪装配、射孔枪送入操作规范以及作业管理等,对今后超高温射孔作业具有非常重要的指导意义。

LDA和KNN算法在随钻测井火成岩分类的应用

渤中34-9油田在开发过程中广泛钻遇古近系火成岩,由于火成岩岩性多样、成分复杂导致常规测井解释图版识别岩性精度较差,而在随钻过程中准确识别火成岩岩性是工程上规避憋、卡、漏等风险的重要前提。通过将机器学习算法线性判别分析(LDA)与KNN算法运用于油田开发过程中的随钻测井数据处理与分析,实现了随钻过程中准确、高效识别火成岩岩性的目的。进一步将线性判别分析的降维结果代替原始测井曲线作为K最近邻分类器的输入,实现两种算法的有机融合,并对油田5口开发井建立的测井数据集进行机器学习,火成岩岩性分类准确率高于90%,证明了该方法的适用性。通过引入机器学习方法为常规录、测井数据的处理与解释提供了新方法,多方法的结合也为油田勘探作业过程中的分类提供借鉴。

深海复合材料立管有限元分析与研究

国内油气资源开采逐步走向深海,传统的钢制立管已逐渐不能满足深水要求,国内对复合材料立管的研究起步较晚,有必要对复合材料立管的力学性能进行研究。利用ABAQUS有限元软件建立复合材料立管的有限元模型。进行了复合材料立管在内压、外压、拉伸载荷及综合载荷下的应力分析,分析结果显示复合材料结构中环向层主要承受内外压,纵向层主要承受端部张力,MCI部位存在应力集中,提出优化圆角过渡和增加弹性剪切层的办法以改善应力集中。

多级加砂控缝高工艺技术在渤海油田压裂施工中的运用

在助力提高海上油气田增储上产的“七年行动计划”重要阶段,海上油气田低渗压裂项目正在按计划表推进。通过水力压裂工艺技术对低渗储层进行物性改造,为最大可能提高目标井的油气产量和稳产时间,在压裂规模论证阶段,一方面要尽可能地提高油井的压后产液量,另一方面要尽可能地降低油井产液的含水率,使压裂改造后的油井经济性最大。在压裂工艺设计先期阶段,为降低油井后期生产时的含水率,主要有2种途径。第一种是改造储层孔喉通道和人造裂缝通道的表面润湿性,使其增加地层水在储层孔喉和人造裂缝通道里的流动阻力,同时降低油气流的流动阻力,主要的措施手段有泵入堵水化学药剂和在裂缝中填充表面改性的控水支撑陶粒,但该途径控水效果有限且有效期较短;第二种途径是让人造裂缝定向延伸,避免沟通含水率较高的层位,主要的措施手段有射孔方案优化和多级加砂控缝高工艺技术。本文聚焦在控缝高工艺技术方面,通过泵注不同规格的支撑剂,在压裂施工阶段,避免裂缝向下延伸至底水,从而达到降低油井含水率的目的。介绍了此种工艺技术的设计基本原理、现场应用实例和效果追踪数据,为其他油田压裂项目的遇到类似问题时提供参考。

渤海油田某凹陷钻井复杂事故原因分析与提效对策

渤海油田某凹陷中深层油气资源潜力巨大,是渤海勘探的重点区域。在钻井过程中,存在井壁失稳、钻具断裂等复杂事故,影响钻井效率。因此有必要通过现场数据分析,明确造成钻井复杂事故的原因,进而制定提效方案。通过文献调研、现场数据统计分析、岩石力学实验等手段对事故原因进行了分析总结。实验结果表明:渤海油田某凹陷东营至沙河街组岩心属硬脆性泥页岩,硬度高、强度大,力学性质具有各向异性且有微裂缝发育。根据事故原因和油田提速工具调研结果给出了相应的对策和建议:根据地层特性优选钻井提速工具;控制钻井液密度;对已投入使用的常规钻井提速工具进行优化改进。

基于受限空间的井槽再造钻完井技术应用研究

本文结合渤海油田实际,经过分析优化,探索并形成了一套基于受限空间的井槽再造钻完井技术,主要包括隔水导管重置技术、单筒双井技术、外挂内挂槽口与双层套管开窗技术等。应用效果表明,基于受限空间的井槽再造钻完井技术有效解决了渤海油田现有槽口利用中存在的问题,取得了良好效益,为渤海油田稳产增产奠定了基础。

渤海油田电泵机组落井原因分析及打捞工艺

渤海油田部分平台进入开发生产中后期,随着生产工艺及技术的不断改进,井下打捞工具及工艺也得到改善,电潜泵打捞工艺是油田开采过程中应用较为广泛的一种工艺。作为保障油田稳量生产与高质量生产的重要手段,电潜泵打捞工艺在油田生产过程中的实际应用和故障处理成功率直接关系到油田产量与生产水平。根据渤海油田电潜泵生产管柱的特点,对电潜泵落井的原因进行分析,针对电泵落井提出了预防措施。

自升式钻井平台在海底泥面以下定点精就位设计与实现

随着海上石油和天然气的开发活动日益活跃,渤海海域进入了油气大开发阶段,近几年陆续新建了多座海上生产平台。但是在有些新开发的海域区块内,由于其他防控的需要,禁止出现水面以上甚至禁止出现泥面以上的海上固定设施。本文通过改变常规钻井平台就位方案设计方式,改变常规钻井平台就位操作模式,成功实现了渤海海域钻井平台首次海底泥面以下定点精就位,对以后的钻井平台在海底泥面以下定点精就位作业具有一定的指导意义和借鉴作用。

渤海边际油田延长测试新模式设计与应用

为进一步评价产能,落实地质储量规模及潜山底水水体大小,降低油藏开发风险,在渤海某油田勘探评价井的基础上采用延长测试的方式进行勘探开发一体化评价。结合该井的地理位置及作业特点,创新使用“作业支持平台+环保船转运”的模式开展施工。在作业支持平台上搭建延长测试生产流程,并设置临时储油装置,利用外输软管将原油外输至环保船上,多条环保船轮流转运至生产平台,在摸清油藏动态生产规律的同时,回收作业成本。该模式流程简单、灵活快捷、成本低,是渤海边际油田延长测试作业模式的又一次探索和创新,具有借鉴意义。

海洋井架钻井钢丝绳导向轮布置的设计与应用

油田钻修井作业现场指重系统测量经验表明,钻机指重系统往往因死绳固定器安装设计不合理而影响其测量精度,为了提高自举式井架指重系统的测量精度并确保指重表的读数能真实反映钻井钢丝绳死绳端的拉力,文章以某海洋自举式井架为例,通过分析钻井钢丝绳的走向、死绳固定器的安装角度,总结了死绳固定器总成布置的基本原则,并运用C语言程序优化了导向轮的安装角度,合理解决了由于导向轮安装角度不合理而引起死绳拉力损失的问题,从而提高了钻机指重系统的测量精度。

微扩眼工具在渤海某油田使用效果分析

钻井靶点前位移不足的水平井普遍存在设计造斜的全角变化率过大,井眼轨迹复杂等问题,钻进过程中容易发生复杂情况,完钻后下套管容易发生遇阻问题。常规处理这些问题的方法是优化井眼轨迹和进行扩眼。某公司设计的能够随钻使用、简易可靠的偏心扩眼器,解决了轨迹复杂井的井底岩屑不易携带、钻井复杂情况高发、完钻后套管不易到位等问题,有效降低了钻井成本,节省大量作业时间。

渤中34-2/4油田外置式复合射孔技术

渤中34-2/4油田位于渤海南部海域,属于中低孔-低渗、特低渗储层,采用普通射孔作业时,聚能射孔弹射孔后形成射孔压实带,严重影响油井产能。结合该油田储层特点,采用外置式复合射孔技术对低孔、低渗地层进行补孔增产作业。该技术是一种新型复合火药射孔技术,由起爆、传爆、聚能射孔、气体压裂、井下做功数据实时采集系统,以及地面数据处理系统组成,具有动态超正压破缝的特点,施工作业前采用模拟技术软件优化射孔方案,施工过程中采用井下高速压力计实时监测压力变化,施工后采用三维声波测试仪检测施工效果。在BZ34-2/4-B7井现场应用表明,该技术对低孔、低渗储层改造效果显著,日产液由2~4m^3提高到28m^3,且作业简单,安全可靠,可为海上同类储层的开采提供借鉴。

渤海油田井下关井测压工艺技术

渤海油田东营组储层具有中低孔渗的物性特征,井筒储集效应大,油田关井后压力恢复极为缓慢,常规钢丝作业井下测压求取地层参数需要几天到几个月的时间,严重占用井口时间。利用井下关井工具封堵油管的特性对测压工具串进行优化组合,并与常规钢丝携带压力计测压方法结合,形成了包括测试堵塞器、井下关井工具串及压力计的井下关井工具组合,测试堵塞器允许钢丝穿过并携带下入至Y接头工作筒内,井下关井工具在油管内坐封后,地层流体无法进入顶部封隔器上部井筒,最大限度减小了井筒储集效应,实现了井下关井测压的目的。实践表明,井下关井测压工艺6 h录取到的径向流数据优于井口关井20 d的压力数据,可以解释出表皮系数、地层有效渗透率等参数,大幅度提高了测压效率和资料的录取质量,为利用原生产管柱关井测压探索出一条新的途径。

渤海A油田水力喷砂射孔压裂增产技术

渤海A油田储层中低孔渗、储层薄、隔层长、产能低,开发难度大。为实现高质高效开发,采用水力喷砂射孔压裂增产技术在A40井进行先导性探索应用。基于伯努利原理,通过喷嘴喷射的高速流体加上石英砂喷射开套管,带来局部负压,实现层间动态封隔;通过钻杆加砂环空同时补液,实现喷砂射孔和水力压裂一体化。在A40井实际应用,避免了常规射孔对地层的压实作用,改善了近井筒摩阻,减少了储层污染。油井实际产能较钻后配产提高60%,实现了一趟管柱完成两层射孔和压裂作业;水力动态封隔代替机械和化学封隔,降低井下作业复杂情况发生概率,节省器材费用。该技术实施风险低、工艺简单、择井范围宽、效益高,具有较好的推广价值。

渤海油田稠油测试井智能双频加热降黏技术

针对稠油井测试作业使用工频电加热工艺存在的加热效率低、电耗大等问题,设计了一种中低频智能双频组合变频加热装置。该装置采用智能双频—中低频组合电加热变频控制工艺,可以根据稠油性质实现温度可控,井口温度最高可达70℃以上,达到或者接近地层温度。该装置与全井筒保温技术等配套,形成了一套针对稠油井的测试泵抽加热工艺组合,在曹妃甸6-X、渤中36-X、蓬莱20-X等多个构造现场应用成功。结果表明,该工艺能够对稠油有效降黏,准确取得稠油层产能资料,节能效率高,加热设备运行安全可靠,为渤海油田稠油测试作业提供了强有力的技术支撑。

渤海油田稠油精准测试技术

渤海油田稠油测试作业期间,稠油及天然气计量误差大,气量小时无法计量。运用保温管、地面蒸汽加热同心管,从井下到计量罐全流程加热保温,降低原油黏度;对分离器内部进行改造,采用差压式液位变送器、聚结式过滤器、精密气体计量管汇等技术,实现对稠油和天然气产量的精准计量。案例C井原油比重0.9884(20℃)、黏度2680.45mPa·s(50℃),采用稠油精准测试技术,消除了稠油中的泡沫,使油气分离更彻底,取得了准确的油气产量数据。该技术可获取油田后续开发需要的常规气样和分离器配样等,为开发方案编制提供可靠依据。

P1井水平井生产测井仪器打捞技术研究及应用

水平井生产测井作业中,爬行器作为主要辅助仪器必不可少。在实际作业过程中,由于井眼轨迹复杂、井筒内存在异物、防砂管柱内不规则或存在变形等情况,会造成爬行器的爬行臂无法收回、在防砂管柱内遇卡等复杂情况。同时,受制于测井电缆的抗拉强度较低的不利条件,会导致整个测井工具串落井的井下事故。针对此类井下事故,通过测井仪器在井筒内的相对位置计算模型建立和分析、专用打捞工具的设计、打捞方案的制定等打捞技术的研究,结合渤海油田某水平井的首次现场实践应用,成功实施了落井工具串打捞作业。验证了专用打捞工具及打捞方案的可行性,体现了渤海油田水平井生产测井仪器打捞技术的推广价值。