高温高压深井试油井下作业的现状及对策思考

高温高压深井试油井下作业技术对目前国内石油勘探领域而言极为重要。本文首先分析了高温深井石油技术现状,然后提出了改善高温高压深井试油井下作业的相关对策,希望能为石油勘探技术的发展提供一些参考。

井下修井作业措施探讨

井下作业修井作业是油田生产的重要组分,当油水井出现故障无法正常运行的情况下,采取最有效的修井作业工艺技术措施,及时恢复油水井的正常运行状态,保持油田生产的顺利进行,获得最佳的油气产能,达到油田开发的经济效益指标。

油田井下作业大修施工技术研究

石油是我国经济发展不可缺少的重要能源,我国对于石油能源的开发也非常的重视。石油能源在开采过程中,最为重要的就是井下作业,与石油能源的开采效率和开采质量有着直接性的影响。对于我国众多的油田事故进行深入分析发现,其中很多问题的产生都是井下作业不合理导致的,需要依据石油开采的实际情况落实相应的施工程序和施工技术,也就是涉及到井下作业大修施工技术的应用。本文就是对油田井下作业大修施工技术研究,希望对相关人员能够有所启示。

井控装备试压作业现场安全管理措施

井控装备是防止井喷事故发生的关键是油气田安全开发的保障。判断井控装备完好性的重要手段就是进行试压作业检验。但由于试压作业存在高压风险稍有不慎极有可能导致人员伤亡和财产损失。目前在井控装备试压作业现场的日常安全管理中存在操作人员安全意识薄弱、缺乏完善设备保养以及监管的力度不足等问题,给试压作业造成安全隐患。所以将从完善试压制度、增强设备巡回检查、强化试压作业的监管力度等方面入手,切实提高井控装备试压作业现场的安全。

石油工程井下作业修井技术现状及工艺优化研究

科技的进步,促进人们对油气能源需求的增多。由于石油开采作业环境恶劣,开采工艺繁多,同时需借助先进设备与技术的支撑,就当前石油开采现状而言,石油工程井下作业具有极高的危险,在进行修井作业的过程中,需加强修井技术与工艺的研究,加强管理措施研究,从而降低石油讲笑作业风险性,提高工业安全。本文就石油工程井下作业修井技术现状及工艺优化展开探讨。

连续管水平井钻磨作业力学分析

连续管在水平井钻磨作业时,易发生屈曲变形而使轴向力传递效率降低,严重时可能由于轴向力降为0而发生自锁。在充分考虑屈曲、摩擦、弯矩、内外液体阻力等因素的影响下,建立了连续管在水平井钻磨作业过程中的力学模型,并分别推导出直段和弯曲段有效轴向力、接触力和摩阻力的数学模型。由所得的理论模型计算可知,连续管失稳屈曲类型主要是螺旋屈曲;改变连续管初始端的注入力大小对最大注入深度和增加钻压几乎没有影响,而不同管柱尺寸对等效轴向力分布影响很大。研究结果对连续管现场作业有借鉴意义。

松辽盆地南部王府断陷深部煤层气地质特征及有利区评价

松辽盆地南部王府断陷煤层气资源量丰富,但深部煤层气勘探程度较低,在煤层气地质特征、富集成藏主控因素及有利目标优选等方面缺乏系统研究,制约了该区煤层气勘探进程。为此,在系统分析煤系地质特征的基础上,明确深部煤层气成藏主控因素,建立有利区优选指标体系,预测煤层气富集有利区。结果表明:(1)王府断陷火石岭组宏观煤岩类型以光亮煤、半亮煤为主,具有低水分、低挥发分、低灰分的特征,镜质体最大反射率大于1.8%,孔隙率平均5.01%,CS38井计算的平均含气量为21.80 m^(3)/t。(2)王府断陷火石岭组火山喷发填平补齐沉积环境利于煤层发育,煤层主要发育于断陷双陡坡带之间与断陷中、东部的火山喷发的填平补齐效应形成的浅水区,形成了“填平补齐成煤模式”。此外,区内发育的大面积巨厚泥岩顶板与封闭断层使得煤层气得以富集保存。(3)王府断陷Ⅰ类有利区主要发育在断陷中部,煤层厚度大于5 m,断层断距<50 m,盖层厚度>80 m,气测全烃值>15%,具有较大勘探开发潜力;Ⅱ、Ⅲ类有利区主要发育在断陷的北部和南部,煤层厚度一般<5 m,盖层厚度<80 m,气测全烃值<15%,断层封闭性弱或不封闭,盖层厚度差异大,勘探开发风险较大。

桥塞封隔器胶件固卡消融剂研制及工艺应用

针对桥塞和封隔器长时间处于井下高温高压环境下,其橡胶件发生硬化无法正常回缩而造成的解封打捞管柱遇卡的原因进行分析,同时研究橡胶件发生硬化过时的微观化学反应和宏观物理变化,经过实验筛选复配出一种硬化橡胶件的降解消融剂,可使硬化的胶桶降解软化,保证解封打捞施工的顺利进行。

热-流耦合与热-流-固耦合作用下的水气交替及间歇注入对咸水层CO_(2)溶解封存的影响

基于TOUGH+软件架构,结合更为准确的物理性质计算模型,建立了适用于咸水层CO_(2)封存的热-流耦合模拟方法,并使用固定应力分割迭代耦合模型将其与RGMS软件耦合,改进了热-流-固双向耦合模拟方法,建立了准确性更高的热-流-固迭代耦合模拟方法。基于鄂尔多斯盆地地质特征构建的地质模型,使用热-流与热-流-固迭代耦合方法模拟咸水层CO_(2)溶解封存过程,研究了水气交替及间歇注入方案对CO_(2)溶解量、孔隙压力和地层形变的影响。结果表明:热-流-固迭代耦合模拟能帮助设计更加合理的注入方案;仅用水气交替注入方式可提高CO_(2)溶解量;间歇注入有助于孔隙压力与地层形变恢复。研究结果可为咸水层CO_(2)溶解封存提供理论指导。

石油装备的可靠性分析与优化设计

伴随经济社会的快速发展,石油资源的需求量进一步上升,石油行业的生产和发展面临全新的挑战。科学技术的进步推进了石油装备的更新,结合石油生产工作来看,涉及到的石油设备较为多样,为保障装备的稳定运行,推进可靠性分析与优化设计显得尤为重要。但结合石油装备的可靠性分析和优化工作来看,还存在基础设施落后、缺乏需求分析、分析指标有待完善等问题,通过转变分析设计观念、推进技术设备更新和加强专业人才培养等策略,能够有效推进石油装备的可靠性分析和优化设计,在未来的石油设备可靠性分析和优化设计中,设计人员需要关注设备的具体功能,深入推进基础设施建设,为设备的运行创造有利条件。本文结合石油行业中的常见石油装备,明确了相关设备的可靠性分析和优化设计要点,并制定了科学的可靠性分析与优化设计策略,旨在为石油行业的发展奠定坚实的基础。

耐高温型聚合物压裂液体系研制与性能评价

随着油气开采的深入,对于高温、高压、高盐度等复杂地层的开发需求日益加剧。传统的压裂液在这类地层中表现出的稳定性和性能受到限制,因此以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和N,N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵(DOAC)为原料,通过自由基聚合反应制备出耐高温稠化剂(DPAM)。实验结果表明,DPAM具有良好的增稠、耐温、抗剪切、黏弹性等性能,适用于碳酸盐地层分流酸化。DPAM通过聚合物分子缔合作用和甜菜碱侧链与钙离子螯合作用形成三维网络结构实现增稠效果。DPAM溶液的储能模量G'始终高于耗能模量G";滤失系数k<1.0×10^(-3)m/min^(1/2)、滤失速率R<1.5×10^(4)m/min、初始滤失量V0<5.0×10^(-2)m^(3)/m^(2);陶粒的沉降速率低于0.48 cm/min;当NaBO_(3)加量为0.1%(质量分数)时,在110 min时,压裂液的黏度降低至30 mPa∙s,表明压裂液体系具有良好的携砂性能、滤失控制能力和破胶性能。此研究为耐高温聚合物压裂液的合成和应用提供了理论基础。

输电线路下吊装作业防触电检测装置开发与应用

介绍一种防止吊车触电的接近高压电力线报警系统,利用电场感应原理和无线通信技术,判定吊臂与高压电力线缆之间的距离,当距离低于预先设定的安全距离时开始发出警报,并且报警的重复频率随电学距离的减小而增加,用于提示车辆操作人员及时注意,远离触电危险。系统分为电场检测装置、报警装置和标定设备三部分,其中检测装置吸附于工程车辆最易靠近高压电缆的端部,报警装置安放在驾驶控制室内,标定设备用于仪器的校准。

双层连续油管冲砂作业水力摩阻计算

在常规技术难以进行有效清砂的井筒作业中,双层连续油管具有明显的技术优势,但该类管柱的受力状态有别于普通连续油管。以冲砂作业为研究对象,结合流体力学推导出了双层连续油管作业的水力摩阻计算公式。计算表明,对长度为4 000m的60.3mm+31.8mm组合双层连续油管,排量相同时,螺旋段单位长度上的摩阻要略高于直管段的压降;排量对摩阻影响显著,例如排量由50L/min增加到150L/min,对应的摩阻压力降则增大6倍以上。通过与现场施工参数相比较,该公式计算结果与实际参数变化趋势吻合较好。为双层连续油管冲砂作业制定合理的参数提供了一定的理论借鉴。

带压作业工艺在注水井冲砂中的研究与应用

带压作业工艺是指在井筒内有压力的情况下,利用特殊修井设备,封住井内压力,在井口实施起下管杆、井筒修理及增产措施的井下作业工艺。探讨利用带压作业工艺技术对注水井冲砂作业,解决传统模式下,注水井施工前必须进行压井作业而导致的作业成本增加、产能不能得到及时恢复以及对地层造成污染的问题。首先对带压作业冲砂的管柱进行了受力分析确保了作业安全,再应用可降解材料等新型材料研究了带压作业的可溶式带压尾堵工具,最后通过泉42-19井实例证明了带压作业可以很好地完成注水井冲砂的作业并取得良好的效果。此外,带压作业可以发展成带压配合压裂、带压配合侧钻、带压配合酸化、带压配合连续油管作业等工艺技术,具有巨大的经济效益和社会效益。

浅层高产气井下返试油工艺研究与应用

在油气井下返试油工艺中,顶部储层的有效封隔是保障目的层试油、测试施工数据真实准确的必要条件。在浅层高产气井的下返试油施工中采用STV跨隔测射联作工艺及剪销封隔器+RTTS封隔器组合进行了探索。经实际应用说明该管柱组合密封可靠,施工顺利。

千米桥潜山板深16-17井钻探认识

千米桥潜山凝析气藏位于黄骅坳陷中区北大港构造带板桥油气田板南断块深层。目的层为奥陶系马家沟组和峰峰组,古潜山两侧的板桥、歧口两凹陷具有良好的生烃潜力,其主力生油层段是沙三段。古潜山通过不整合面和断层与周围的沙三段地层接触,为下第三系生、奥陶系储的新生古储的凝析气藏。自千米桥潜山发现以来,先后有9口井进行试采,试采效果差异较大,证实潜山油气藏的复杂性。近年优选目标钻探的板深16-17井取得较好的钻探试采效果,提高了千米桥潜山的认识程度。本文从千米桥潜山的构造、储层、油藏特征入手,深化了对板深16-17井的钻探认识,风化壳潜山气藏的评价开发具有一定的借鉴意义。

井控装备试压检维修作业节水措施探究

随着油气田开发对井控要求的提高,井控装备需求量也逐年增多,井控装备在使用前必须经试压检验合格,而试压检维修的过程需要消耗大量水资源。目前我国是个水资源严重缺乏的国家,所以如何需要高效的利用水资源进行井控装备试压检维修作业显得尤为重要。从认真分析生产细节入手,找到作业过程中主要的用水程序,再通过制定管理制度和进行技术革新两方面落实节水措施,最终达到了使车间的年用水量从2017年150 t减少至2019年的108 t的显著效果,不仅直接减少了水资源的用量降低成本,也使环保节水的理念深入人心,达到了井控装备试压检维修作业节水的目标。

井下封井器工作原理及其应用之研究

井下封井器是石油钻取工作中十分重要的工具,能够基本上满足石油开采的需求,所以,石油企业应该根根企业自身开采的实际情况,配合相关的配套技术,进一步提高井下封井器使用的规范性、严密性,提高施工作业过程的约束性,进一步确保井下封井器的正常使用与运转,并且在不断使用的过程中,也要对其进行不断的完善。因此,本文主要分析了井下封井器工作原理及其有效应用,希望能够为相关的工作人员提供帮助。

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。

纳米石蜡乳液在钻井液处理剂作用下的稳定性研究

由于页岩存在微细的裂缝网络和纳米至微米尺度的孔隙度,因此使用含纳米粒子的钻井液体系对页岩裂缝进行封堵是必不可少的。本文通过粒径测试、沉降稳定性以及离心稳定性实验,研究了传统钻井液处理剂对纳米石蜡乳液性质的调控效果。实验结果表明,纳米石蜡乳液在水性介质中具有良好的稳定性,其平均粒径在60-70 nm之间,并遵循正态分布。在不同钻井液处理剂作用下,乳液的粒径和稳定性表现出显著差异。其中BPT-507抑制剂使乳液平均粒径显著增至465.97 nm,而HV-CMC增黏剂几乎不影响乳液的粒径,稳定在71 nm左右。此外,高光透过率(HV-CMC处理剂为90.7%)表明了处理剂在防止颗粒聚集方面的显著效果,进而提高了乳液的稳定性。此研究对页岩密封技术和钻井液处理剂的应用提供了理论支撑和实际指导。