可溶筛管在塔里木油田高温高压气井中的应用

为解决塔里木油田高温高压气井清洁完井及砂埋井快速修井的问题,研发了一种可酸溶形成生产通道的可溶筛管,可实现充分替液,达到清洁完井的目标。同时,可溶筛管与封隔器下部管柱使用销钉连接,在修井作业中,可实现分段打捞,减少作业量,降低作业周期,降低作业风险,提高修井效率,从而减小修井作业对储层的伤害。对可溶筛管进行了室内评价,该筛管使用的可酸溶材料在温度达110℃时,所有厚度试样均全部溶解,物理性能也可以满足抗内压35 MPa,持续稳压15 min的密封设计要求,在650 kN抗拉载荷实验中筛管无变形,满足现场施工要求。在现场应用的井中,产能恢复率平均达211.0%,远高于以往的78.1%,实现了低成本清洁完井及后期安全修井作业,该技术的应用前景良好。

塔里木油田高效套铣工具的研究与应用

在塔里木油田超深井的大修施工作业中,经常遇到套铣施工工艺,目前现场常用套铣工具存在效率低下、稳定性差、尺寸不匹配、针对性差等问题。为了提高套铣时效及施工质量,通过对套铣工具及磨铣对象的研究分析,研制高效套铣工具成为解决问题的关键。从铣鞋类型的选择、各种合金齿的优选、套铣鞋合金堆焊工艺的改进三个方面深入研究,研制出适用于套铣封隔器的高效套铣工具,在现场应用取得良好的使用效果,提高了处理时效。

塔里木油田博孜区块深层凝析气结蜡现象的实验研究

塔里木油田博孜区块属于典型致密砂岩凝析气藏,存在较为严重的蜡堵问题。因此需要对博孜区块井流物进行气藏条件下的相态与析蜡规律的实验研究,获得凝析气相态包络线相图,为凝析气井防蜡工艺提供理论支撑。文章通过可视化PVT测试仪和自主研发可视化显微固相沉积测定仪,在测试凝析气相态包络线的同时可直观观察凝析气随温度、压力变化时“气-液-固”三相相变形态,具有模拟气藏条件下可视化的优点。结果表明,含蜡凝析气的相态特征极为复杂,在不同温度、压力条件下,有气相、气-液两相、气-固两相、气-液-固三相等多相态变化。博孜104井凝析气中主要结蜡成分C16~C30之间,以片状粗晶蜡为主,摩尔含量为0.111%,而地面凝析油析蜡点为15.4℃,最大瞬时析蜡量0.2258%,累积析蜡量9.49%。露点以上的气相析蜡形成的固相物质不受凝析油影响,以长型片状粗蜡晶为主;露点以下产生的固相析蜡受凝析油溶剂影响,析蜡与凝析油互溶形成透明胶状、玻璃块状物质,对凝析油具有较强束缚作用,降低凝析油流动性。

塔里木油田特殊倒角接箍油管的应用分析

通过对塔里木油田油管使用情况进行调查研究,认为90°台肩接箍油管在起下作业过程中容易损坏封井器密封胶芯,在套管柱结构变化处、在水平井和大斜度井经常阻卡。笔者对现有18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管使用效果进行调查研究,认为采用这2种特殊倒角接箍油管均可以避免上述问题。对18°特殊倒角接箍油管和20°特殊倒角接箍油管在使用过程中的受力情况进行了分析计算,认为18°特殊倒角接箍台肩承载面比20°特殊倒角接箍承载面受力更合理。为了减少油管品种,并保证油管使用性能,应当采用18°特殊倒角接箍油管。对如何从现有的90°台肩接箍油管和20°特殊倒角接箍油管过渡到18°特殊倒角接箍油管提出了具体的建议。

最小水平主应力差异对塔里木油田TKes2区块气井产能的影响分析

塔里木油田TKes2区块经过增产改造后气井间的产能差异悬殊,这一特征深深困扰着油田科技人员。在地质-增产措施资料等综合分析的基础上,提出了并不是由于储层基质的物性、含气性差异,也不是由于天然裂缝发育程度差异等造成的,而是由于背斜翼部与鞍部的最小水平主应力差异造成的天然裂缝闭合程度以及人工裂缝导流能力差异,才是导致该区块井间产能差异悬殊这一现象的主因。该认识对塔里木油田类似区块的井位部署及高效开发具有重要借鉴价值。

塔里木油田直井喷射酸化技术应用初探

喷射酸压技术是一种精细化改造技术,适宜于薄互层及与水层间距小的薄油层储层改造。从原理上分析,直井喷射酸压能解决水平井喷射酸压过程中存在的定位难、管柱震动、砂卡等难题。针对塔里木油田英买力区块出现的与水层间距小、油水关系复杂的薄油层储层改造技术难题,在前期碳酸盐岩水平井水力喷射压裂的试验基础上,在YM461井开展了直井喷射压裂先导性试验,在试验中出现了一些技术难题和复杂情况,未能达到预期改造效果。文章从工程方案优化及现场应用情况分析入手,提出了今后在直井进行喷射酸压的改进措施。

全通径裸眼封隔器水平井分段改造工艺在塔里木油田的应用

塔里木油田塔中I号气田奥陶系碳酸盐岩储层多以裂缝、孔穴、溶洞为主要储集空间,具有埋藏深（5000-7000 m）、温度高（130-170℃）等特点,早期勘探以直井为主,主要寻找大的、高效的＂串珠＂状地震强反射储层。随着勘探程度的不断完善,有效的＂串珠＂状地震强反射储层数量逐渐减少,勘探的成功率也随之降低,难度逐渐升高。伴随着水平井钻井技术的不断提高和随钻伽马导向技术的不断成熟,水平井钻探越来越多,水平段也越来越长,采用全通径裸眼封隔器＋压控筛管分段压裂工艺,能够增大水平井的泄流面积,提高储层的动用程度。以塔中XX井为例,对水平井裸眼段进行压裂段数优化,对压裂液体系进行了选择,通过压裂软件对压裂规模进行模拟计算,经现场压裂结果证实,酸压施工后水平井产量明显高于周围直井措施井。

声纳储油罐液位动态监测系统在塔里木油田试采现场的应用

塔里木油田试采井普遍采用独立的高架储油罐储存油井的产液。准确、及时测量储油罐内的液位是生产的必须。综合各种独立储油罐液位监测技术,充分考虑实用性、安全性、经济性的声纳储油罐液位动态监测系统,在塔里木油田试采井生产中得到了较好的应用验证。

塔里木油田哈得地区长封固段水平井固井技术

为了提高塔里木油田哈得地区水平井固井质量,通过对目前各项固井难点并结合地层特性进行了分析。研究认为,地层裂缝发育的低承压特点、地层的高孔渗造成水泥浆在候凝期间发生渗漏,无法有效的油水层间封隔,水平段长套管不易下到位等影响固井质量;因此,重点是强化井眼准备、优化管串结构、采用漂浮理论,同时对固井尾浆提出了"高初稠、快触变、短附加"的浆体技术要求。尽力减少水泥浆候凝期间的渗漏,有效地提高了该地区水平井固井质量。经过5井次的施工结果表明:对主力产层的固井质量优质率从原来的28%提高到了66.5%。文中的方法更适应塔里木油田碎屑岩地层固井,且简单实用。

塔里木油田某井酸化管柱腐蚀的原因

塔里木油田某井经历了2d的鲜酸酸化和10d的残酸返排过程,管柱起出后发现油管内壁发生了严重腐蚀。对酸化油管进行理化性能检测,并结合实际工况,对油管内壁腐蚀原因进行了综合分析。结果表明:该油管的化学成分和金相组织均符合API Spec 5CT-2005的相关技术要求。导致油管内壁发生严重腐蚀的因素主要有三个:一是鲜酸和残酸在管柱中停留时间过长;二是井下温度较高,加快了腐蚀进程;三是酸化过程中缓蚀剂可能没有发挥有效的作用。建议尽量缩短酸化作业时间,在井筒温度较高的情况下,应筛选合适的耐高温酸化缓蚀剂,减少酸液对油管的腐蚀。

基于蒙特卡洛方法的油田管道内腐蚀状态安全评价及预测

随着管道长时间运行,油气管道内壁会出现不同程度的腐蚀、凹点、裂纹、结垢及磨蚀等缺陷,需要及时维修或者更换。针对油田管道内壁腐蚀特点,提出了一种新的基于蒙特卡洛方法的管道安全评估模型。首先用管道内检测仪器对目标管道进行内检测,获取相关缺陷的具体数据,然后在分析数据的基础上预测腐蚀缺陷生长规律,最后基于安全预警模型对管道内腐蚀进行安全评价,预判管道失效年限。

盲孔法测试膨胀管残余应力研究

膨胀管在膨胀作业结束后,会残留分布不均的残余应力,残余应力将会影响膨胀管胀后抗外挤强度、抗腐蚀强度等关键性能。为此,采用盲孔法测试膨胀管外表面轴向残余应力与环向残余应力水平及变化情况,通过有限元法获得残余应力整体分布情况并加以验证。研究结果表明:膨胀管的胀后残余应力近外壁面2 mm内平均环向和轴向残余应力测试值分别为-352.5与-589.0 MPa,与有限元模拟值误差小于10%;环向残余应力的中性面在沿壁厚方向距内壁面约70%厚度处,轴向残余应力的中性面在沿壁厚方向距内壁面约64%厚度处;膨胀管胀后并经过多天存放,轴向残余应力降幅为18.7%,环向残余应力降幅为12.8%。所得结论可为膨胀管性能评价研究提供技术参考。

高压裂缝性致密砂岩气藏出砂影响因素及防治——以塔里木盆地迪那2气藏为例

迪那2气藏为高压裂缝性致密砂岩凝析气藏,采用衰竭式开发。单井普遍、持续出砂,堵塞井筒,严重影响气田正常生产。根据经验出砂指标判断基质出砂可能性小,单纯的基质因素很难造成当前的出砂现状。结合迪那地质条件、实际开发情况,从岩石力学角度出发,寻找岩石抗压强度相对薄弱区和有效上覆压力相对高值区,获取出砂影响因素。结果表明:导致岩石抗压强度降低的主要原因有砾岩和含砾岩层抗压强度薄弱带,断层、裂缝抗压强度薄弱带,射孔、酸化抗压强度薄弱带;导致有效上覆压力增加的主要原因为地层压力下降引起的有效上覆压力整体上升,越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大,污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮加大生产压差,生产压差越大,近井带受到的有效上覆压力越大。通过Hoek-Brown强度准则判断部分岩石在以上因素综合影响下可达到破坏条件。通过以上认识,提出防治措施,如优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深、采用清洁完井工艺,指出防治方向如井位优化、陶瓷防砂等。

油田压力管道典型缺陷致因分析及应用

油田勘探开发技术不断发展,开采深度广度不断提升,管道腐蚀问题呈现复杂性、多样性、不确定性。文中针对此问题开展了油田压力管道典型缺陷的致因分析方法研究,通过对缺陷管道的无损检测,宏观、微观形貌及金相分析,化学分析,力学性能测试,仿真模拟分析确定产生缺陷的原因,从而提出预防腐蚀、减小风险的方法,提高管道安全运行的可靠性。基于该方法对缺陷致因分析开展了实际应用,并能有效解决相应的腐蚀问题。

油田酸化环境下超级13Cr、15Cr不锈钢的点蚀速率研究

本文研究了超级13Cr和15Cr马氏体不锈钢分别在120℃和95℃全程酸化(鲜酸+残酸)实验中的耐点蚀性能。结果表明:超级13Cr和15Cr不锈钢在120℃条件下的点蚀速率分别为1.59mm/a和1.35mm/a;在95℃条件下的点蚀速率分别为6.55mm/a和2.60mm/y;95℃条件下两种材质的点蚀速率高于120℃条件下的点蚀速率;在两种腐蚀条件下15Cr较13Cr表现出更优异的耐点蚀性能。

油田乙二醇加注管道三通开裂失效分析

某油田处理站乙二醇加注管道三通出现刺漏现象,针对这一问题,采用了化学成分分析、金相组织分析、扫描电镜等手段,对失效原因进行了分析,测试结果表明:三通材料中碳和硫元素超过标准要求,尤其是外壁A类(硫化物)非金属夹杂物较多,同时伴有D类氧化物存在;裂纹附近硬度较高;裂纹附近显微组织为粒状贝氏体和魏氏组织;裂纹源位于三通外表面,符合脆性断口特征。三通失效主要原因为三通材料杂质元素含量高,破坏了金属的连续性,同时存在魏氏组织,随着使用时间延长,三通位置应力集中,产生裂纹源,最终导致开裂,出现刺漏。

陆相湖盆沉积有机质富集机理研究进展

有机质富集机理的研究对于寻找优质烃源岩、评价盆地的含油气远景具有重要的意义,尤其在日益受到人们重视的页岩气、致密气、油页岩等非常规资源的勘探开发影响下,其研究就显得愈来愈重要和紧迫。而有机质富集机理总体研究程度并不高,对于陆相湖盆有机质的研究相对更为薄弱。以陆相湖盆为研究对象,开展大量国内外关于有机质富集机理的调研,从有机质的生产、有机质分解与保存、有机质的稀释作用三个方面系统总结了陆相湖盆有机质富集的控制因素,并对湖泊与海洋有机质形成的差异性进行了对比分析。研究表明,湖盆有机质的生产受地区光照率、营养盐供给、湖盆地貌、气候环境、湖泊水介质条件、藻类季节性勃发、自养型细菌等的影响;有机质分解与保存受水体分层、细菌生物、无机矿物、水介质条件、黏土矿物、沉积速率等的影响;有机质的稀释作用受沉积速率的影响,并最终得出湖盆中有机质的含量实际上是"有机质生产—有机质分解—有机质稀释"三者相互作用的结果。提出今后值得进一步关注和亟待深入研究的两个方向:自养型细菌在何种环境条件下可以创造高有机质生产力以及不同的水介质条件对有机质分解与保存的影响。

耐温耐盐乳状液驱替体系性能研究

对合适HLB值的乳化剂进行了筛选和评价,优选了具有较强稳定性能的乳状液。静态测试结果显示乳状液具有较好的耐温和耐盐性能,随着矿化度的提高,其稳定性能略有降低,但是幅度不大。该乳状液体系具有很高的黏度,渗流阻力能够提高140倍左右,说明乳状液体系能够在高温高盐条件下取得很好的驱替效果。驱替实验还表明乳状液滴与孔喉的匹配性决定了乳状液在多孔介质中的运移能力。

变排量注替防漏固井技术在KS区块储层的应用

针对塔里木油田库车山前储层埋藏深、地层复杂、裂缝发育,安全密度窗口窄,对环空压力变化极为敏感,在固井施工过程中易发生井漏,导致整体固井质量较差,严重影响后期生产的问题。通过对现有传统固井工艺的主要技术特点和应用特点进行分析,基于塞流固井工艺的特点,提出了变排量固井工艺,进行了适应性评价,并提出了相应的固井设计方法。变排量固井设计包括雷诺数计算、流态判别、变排量施工参数设计、变排量施工对环空流体性能要求。现场应用实践表明:采用变排量注替防漏固井技术能有效地节约施工时间,降低施工风险,防止井漏,提高顶替效率,解决库车山前储层尾管固井地层裂缝发育、固井安全密度窗口窄、地层承压能力低等难题。

东河塘油田污水处理工艺问题的解决措施

针对塔里木油田东一污水回注处理站水质不达标问题进行了定期水质监测,发现该处理站存在双滤料过滤器滤料级配不合理,过滤效果较差,以及设计反冲洗强度不合理等问题。为此提出建议:把双滤料过滤器滤料换为密度差相对合理的石英砂、磁铁矿,增加超滤膜过滤器及采用微絮凝过滤技术。