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考虑“筒中筒”耦合作用的深水隔水管柱与钻柱碰摩运动规律
1
作者 狄勤丰 骆大坤 +2 位作者 秦垦 王文昌 陈锋 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期25-32,共8页
深水钻井时,旋转钻柱与海洋环境力作用下发生振动的隔水管柱易发生接触,造成钻柱与隔水管柱的碰撞或者摩擦。为了解隔水管柱与钻柱间的运动状态,减轻两者间碰摩,保证作业安全性,提出了一种模拟深水隔水管柱-钻柱组成的“筒中筒”耦合系... 深水钻井时,旋转钻柱与海洋环境力作用下发生振动的隔水管柱易发生接触,造成钻柱与隔水管柱的碰撞或者摩擦。为了解隔水管柱与钻柱间的运动状态,减轻两者间碰摩,保证作业安全性,提出了一种模拟深水隔水管柱-钻柱组成的“筒中筒”耦合系统模型,通过分析二者间的位移与接触力,实现海洋深水钻井作业时隔水管柱与钻柱的耦合动力学模拟的建立。模拟结果表明,考虑隔水管柱与钻柱接触的情况下,海流作用和涡激作用对钻柱的动力学特征具有较大影响;海流速度增加,隔水管柱弯曲程度变大,隔水管柱的振动特征会限制钻柱运动;井口转速增加对钻柱的涡动特征影响小,但会增大钻柱与隔水管柱内壁的接触力,增大钻柱与隔水管柱的失效风险。该理论为海洋深水钻井摩阻分析提供了新的借鉴。 展开更多
关键词 深水钻井 钻柱动力学 “筒中筒”耦合结构 隔水管柱-钻柱耦合振动 接触碰撞
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国家示范工程陆相湖盆夹层型页岩油高效开发技术
2
作者 党永潮 梁晓伟 +5 位作者 罗锦昌 张玉良 柴小勇 高赵伟 蒋勇鹏 焦众鑫 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期208-219,共12页
鄂尔多斯盆地长7地层发育一套典型的内陆坳陷淡水湖盆页岩油,资源潜力巨大,随着开发的深入,油藏进入稳产阶段,配套的油藏稳产技术政策和管理手段相对缺乏,无法满足生产需求。针对庆城油田管理人员少的特点,通过数字化建设,实现了线上资... 鄂尔多斯盆地长7地层发育一套典型的内陆坳陷淡水湖盆页岩油,资源潜力巨大,随着开发的深入,油藏进入稳产阶段,配套的油藏稳产技术政策和管理手段相对缺乏,无法满足生产需求。针对庆城油田管理人员少的特点,通过数字化建设,实现了线上资料录取、管线泄漏监控、设备运行线上监控、异常工况报警等功能,形成了页岩油智能化管理模式;针对长7储层致密、非均质性强、开发难度大的特点,通过应用二氧化碳前置压裂、精准分段酸化等工艺以及实施单井、平台、油藏差异化管理,推动了地质工程一体化和差异化精细管理;针对长7页岩油单井产量高、气量大的特点,创新大平台布站模式,通过橇装化、集成化、数智化,探索“油气水综合利用、全系统资源共享、多功能高效集成、全过程智能管控”的页岩油大平台至联合站一级布站地面建设模式。通过上述技术的推广应用,庆城油田长7页岩油各项生产参数逐渐向好,页岩油水平井自然递减由16.6%下降至15.9%;地层供液能力充足,流饱比基本保持稳定(1.0~1.2);单井产量较2022年实现了大幅提升;完全成本降低至51.33美元/桶,已经实现规模效益开发。探索、攻关形成的高效开发关键技术,助推庆城页岩油实现规模效益开发,也对我国陆相页岩油规模效益开发起到了良好的引领示范作用。 展开更多
关键词 夹层型页岩油 非常规油气 勘探开发 工程技术 数字化转型 地质工程一体化 储层改造 标准化平台
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小样本预测埋地管道外腐蚀速率
3
作者 赵阳 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期106-111,共6页
为解决现有线性回归模型、单一支持向量机和遗传算法优化支持向量机(GA-SVM)等管道腐蚀速率预测准确率低的难题,选取总含盐量、氧化还原电位、pH值、氯离子浓度、硝酸根浓度、硫酸根浓度、溶解氧含量、自然腐蚀电位等埋地管道外腐蚀速... 为解决现有线性回归模型、单一支持向量机和遗传算法优化支持向量机(GA-SVM)等管道腐蚀速率预测准确率低的难题,选取总含盐量、氧化还原电位、pH值、氯离子浓度、硝酸根浓度、硫酸根浓度、溶解氧含量、自然腐蚀电位等埋地管道外腐蚀速率的主要影响因素作为输入变量,采用麻雀搜索算法优化支持向量机算法,建立了麻雀搜索优化的支持向量机(SSA-SVM)腐蚀速率预测模型。测试集验证结果表明,SSA-SVM模型的决定系数R2为0.9919,高于线性回归模型(0.7189)、单一支持向量机(0.8442)和GA-SVM(0.9137);均方根误差为0.0686 mm/a,低于其他3种模型的0.1166、1.7745、0.1183 mm/a;平均绝对误差为0.0902 mm/a,低于其他3种模型的0.1474、1.7056、0.0977 mm/a;平均相对误差为3.94%,低于其他3种模型的25.59%、32.29%和6.42%。采用此模型随机选择B管道8组检测数据预测埋地管线外腐蚀速率,与现场实际年腐蚀速率对比预测精度为0.9642,高于GA-SVM的预测精度0.6690,表明该模型可应用于埋地管道的外腐蚀量和腐蚀速率预测,为埋地管道的安全运行提供数据支持。 展开更多
关键词 石油天然气 油气储运 集输管道 管道腐蚀 预测模型 影响因素 麻雀搜索算法 支持向量机
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深水钻井井口吸力桩稳定性计算和校核方法 被引量：2
4
作者 李舒展 杨进 +4 位作者 朱国倞 黄熠 王宁 万宏宇 马会珍 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期13-24,共12页
深水松软土质下,传统喷射法安装的表层导管在钻井阶段存在下沉和倾斜的风险。为了提升深水钻井水下井口的稳定性,提出了井口吸力桩表层建井的方法,开展了吸力桩下入深度和稳定性分析。基于桩基承载理论和广义Winkler地基梁模型,建立了... 深水松软土质下,传统喷射法安装的表层导管在钻井阶段存在下沉和倾斜的风险。为了提升深水钻井水下井口的稳定性,提出了井口吸力桩表层建井的方法,开展了吸力桩下入深度和稳定性分析。基于桩基承载理论和广义Winkler地基梁模型,建立了井口吸力桩稳定性理论模型,并通过有限元方法和有限差分法研究了井口吸力桩稳定性特征及影响因素。以南中国海某井工程参数为依据,对井口吸力桩稳定性开展理论计算,与有限元计算结果进行对比,竖向极限承载力误差为4.23%,最大水平位移误差为6.0%,最大弯矩误差为2.96%,印证了计算结果的准确性。在钻井工况极限载荷作用下,相比于传统表层导管,井口吸力桩竖向承载力提升了43.91%,水平位移减少了63.21%,抗弯安全系数是前者的24.5倍。分别对井口吸力桩施加不同水平位移和弯矩,结果表明水平载荷对横向稳定性影响较为显著。井口吸力桩具有很高的竖向承载力和横向承载力,显著提高了水下井口的稳定性,研究结果为其在深水松软土质中表层建井提供了理论依据。 展开更多
关键词 深水钻井 井口吸力桩 竖向极限承载力 横向极限承载力 稳定性校核 有限元分析
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超深层白云岩储层油气产能试油前预测方法 被引量：1
5
作者 丁心鲁 黎丽丽 +3 位作者 郑函庆 刘勇 封猛 刘爽 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期67-77,共11页
塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层非均质性强、储集空间复杂,流体性质识别难度大,试油获油气率低,试油周期长,影响了勘探开发的进程。通过整理9口井14试油层的录井、测井及试油结果数据,统计、分析寒武系白云岩试油井段的录井、测井响... 塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层非均质性强、储集空间复杂,流体性质识别难度大,试油获油气率低,试油周期长,影响了勘探开发的进程。通过整理9口井14试油层的录井、测井及试油结果数据,统计、分析寒武系白云岩试油井段的录井、测井响应特征,确定了和储层含油气性相关性好的参数及评价数值,形成了储层含油气性评价标准;另外明确了和储层产能相关的测井参数,并充分考虑地层压力、储层特征、构造发育及压裂酸化的影响,形成了寒武系盐下白云岩储层酸化前后产能预测方法。在塔里木盆地寒武系超深层白云岩储层10个试油层进行含油气性评价,符合率为90%,试油获油气率提高了1倍;对12个试油层进行了产能预测,9个试油层产量预测误差在15%以内,其中酸化前后产能预测结果变化不大的试油层,试油周期减少50%,其他试油层试油周期估算减少至目前的90%左右。该方法可在塔里木盆地超深层寒武系白云岩储层推广应用。 展开更多
关键词 勘探开发 寒武系 白云岩 超深储层 含油气性评价 测井参数 产能预测 塔里木盆地
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油气储层用化学封堵材料性能室内评价方法发展方向 被引量：1
6
作者 常启帆 郑力会 +3 位作者 宇文昔涵 黄小伟 朱方辉 李曜轩 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期1-12,共12页
目前油气井储层封堵材料室内评价多以承压能力和储层保护能力为主,并以其作为入井依据。但随着技术进步和社会发展,只满足作业需求的某一项或几项指标,无法投入现场试用或应用,导致需要重复检测、评价,造成投入应用时间长,成功率低。从1... 目前油气井储层封堵材料室内评价多以承压能力和储层保护能力为主,并以其作为入井依据。但随着技术进步和社会发展,只满足作业需求的某一项或几项指标,无法投入现场试用或应用,导致需要重复检测、评价,造成投入应用时间长,成功率低。从1000余篇国内外油气井安全性、储层保护和环境保护等相关主题词的文献中,发现封得住、稳得起、流得出、过得关和用得起等5项投入应用的性能指标需要检测,并以此为依据将检测方法分为5类。引入大数据思想分析应用成功率与测试指标数量的关系、投入应用时间与测试指标数量的关系发现,评价5类指标比评价单一指标的材料应用成功率最多高62%。5类评价方法项全部完成增加室内工作时间但投入应用的时间最多可节约77%。结果表明,封堵材料应用前评价5类指标,解决了封堵材料投入应用的时间长、效率低难题,不仅为储层封堵材料投入现场应用提供评价指标和检测方法,还为其他井筒作业材料提供了可借鉴的评价手段。 展开更多
关键词 非常规油气 工程技术 封堵 材料 大数据 储层伤害 环保 安全
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在线核磁监测法优化裂缝性页岩油藏赋能渗吸吞吐工艺
7
作者 陈洪才 王彪 +5 位作者 李太伟 张鑫 朱杰 戴志鹏 孙敬 李思辰 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期228-237,共10页
赋能渗吸采油可以通过补充地层能量、置换等方式提高原油采收率,目前已成为页岩油藏开发的重要技术。设计合理的赋能渗吸工艺参数,可以更高效地开发页岩油藏。通过4轮次赋能渗吸吞吐实验,利用在线核磁技术分析纳米级原油微观运移特征,... 赋能渗吸采油可以通过补充地层能量、置换等方式提高原油采收率,目前已成为页岩油藏开发的重要技术。设计合理的赋能渗吸工艺参数,可以更高效地开发页岩油藏。通过4轮次赋能渗吸吞吐实验,利用在线核磁技术分析纳米级原油微观运移特征,优化了裂缝性页岩油藏焖井时间、赋能时机、吞吐轮次等赋能渗吸工艺参数。实验结果表明,首次焖井时间控制在12~15 d即可,随着吞吐轮次的增加,焖井时间应相应减少;吞吐3轮次后对采收率的提升作用不明显,具有明显的有效轮次;压力下降至原始地层压力70%后,继续控压生产效果较差,需及时对地层进行补能,以保证页岩油井高效开发;赋能渗吸时不同液体注入量对采出油量有较大影响,注入量偏少,补充能量不充分,采出效果不佳;但由于储层渗透率极低,补充能量作用半径有限,补能流体量不能无限增加,一般达到压裂裂缝控制体积的0.4 PV左右即可。研究结果可为页岩油藏赋能渗吸工艺参数优选提供技术支撑。 展开更多
关键词 页岩油 微裂缝 在线核磁共振 焖井时间 赋能渗吸 吞吐时机 工艺优化
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压汞法和液氮吸附法在高阶煤孔隙结构表征中的适用性
8
作者 王睿 冯宏飞 柳长峰 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期112-118,共7页
沁水盆地南部煤储层是中国典型的高阶煤储层,也是我国煤层气开采的重要基地,其煤孔隙结构表征对煤层气开采、CO_(2)封存及瓦斯突出危险性评价等至关重要。选取沁水盆地样品,采用压汞法和液氮吸附法分别对煤样孔径分布和孔隙形态进行了... 沁水盆地南部煤储层是中国典型的高阶煤储层,也是我国煤层气开采的重要基地,其煤孔隙结构表征对煤层气开采、CO_(2)封存及瓦斯突出危险性评价等至关重要。选取沁水盆地样品,采用压汞法和液氮吸附法分别对煤样孔径分布和孔隙形态进行了测试计算。结果表明:相比压汞法,氮气吸附法所测孔体积随孔径的变化率随孔径增加而缓慢上升,孔径所对应的dV/dlgD-D值低,其结果更符合高阶煤微小孔径特征;对比采用压汞法和液氮吸附法所测试的孔隙形态,并结合测量孔径值和典型矿区高阶煤孔隙特点,发现采用液氮吸附法所测得的孔隙形状可以更好地表征高阶煤微小孔径特点。因此,高阶煤孔径5~50 nm孔隙结构表征宜采用液氮吸附法。该研究结果为沁南盆地南部高煤阶孔隙结构精细表征提供了理论依据和实践经验。 展开更多
关键词 压汞法 液氮吸附法 孔隙形态 高阶煤 孔隙结构 孔径分布 表征 沁南盆地
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物理模拟融合油藏精细刻画法表征特低渗油藏中高含水期剩余油分布
9
作者 林艳波 李军建 +3 位作者 程林松 方越 王一帆 杨亚琴 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期175-188,共14页
中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特... 中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特低渗油藏剩余油的精细刻画模型,并综合利用静动态物理模拟实验、生产资料动态分析等方法,明确了特低渗油藏中高含水期剩余油成因及类型,据此提出了针对性的剩余油挖潜策略,最终在姬塬油田耿155区长1特低渗油藏进行了现场应用。研究结果表明,特低渗油藏剩余油主要分为储层平面和垂向非均质性导致的储层非均质型剩余油、局部储层注采不对应导致的注采不完善型剩余油以及储层黏土矿物运移膨胀导致的欠注型剩余油,针对性挖潜后目标井组采出程度提高5.1%~12.4%。经现场应用后,预测原油累计采出量相比原始措施提高15.6%~37.3%,为特低渗油藏中高含水期挖潜提供理论和技术支撑。 展开更多
关键词 特低渗油藏 中高含水期 剩余油 水驱冲刷实验 流管模型 欠注机理 挖潜对策
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海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺
10
作者 张建亮 宋宏志 +3 位作者 张卫行 戎凯旋 李毓 潘玉萍 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期199-207,共9页
渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、... 渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。 展开更多
关键词 海上特超稠油 蒸汽吞吐 井间汽窜 井组同注 泡沫调剖
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射孔参数对砂砾岩储层压裂的影响
11
作者 贾文婷 牟建业 +3 位作者 李小伟 王新亮 张士诚 王丽峰 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期97-105,共9页
砂砾岩油藏具有应力差大、破裂压力高的特点,导致造缝难度大,如何降低破裂压力是安全压开储层的关键。将水泥与石英砂按3∶1混合并随机混入不同直径的鹅卵石和细碎石粒,制作边长300 mm的人造砾岩,使用水力喷砂射孔枪进行射孔,通过改变角... 砂砾岩油藏具有应力差大、破裂压力高的特点,导致造缝难度大,如何降低破裂压力是安全压开储层的关键。将水泥与石英砂按3∶1混合并随机混入不同直径的鹅卵石和细碎石粒,制作边长300 mm的人造砾岩,使用水力喷砂射孔枪进行射孔,通过改变角度0~90°、深度1.5~6 cm模拟现场不同射孔方位角和炮眼深度,根据现场数据设置实验三向应力分别为9.4、19.3、24.8 MPa,排量为50 mL/min,压裂液黏度为45 mPa·s,开展室内水力压裂实验,分析射孔角度和射孔深度对裂缝起裂及破裂压力的影响。研究结果表明,射孔方向与最大水平主应力夹角为0°时破裂压力最低,为11.9 MPa,减小射孔方位角能够降低破裂压力3.55 MPa;射孔深度由1.5 cm增加至6.1 cm,破裂压力降低了4.63 MPa;当射孔孔眼附近存在砾石,破裂压力异常增高约10 MPa。建议通过合理优化射孔方位角,适当增加射孔深度,同时遴选砾石粒径较小且分选性较好的层段进行施工,提高压裂改造成功率。研究成果为制定玛湖射孔方案提供了参数优选的依据。 展开更多
关键词 水力压裂 射孔完井 真三轴实验 砂砾岩储层 破裂压力
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陆相夹层型页岩油超长水平井开发技术
12
作者 马立军 梁晓伟 +6 位作者 贾剑波 何启航 韩子阔 吴霞 关云 方泽昕 曹鹏福 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期220-227,237,共9页
庆城油田长7页岩油矿区内水源区、林缘区分布较广,开发动用难度大,地面受限地质储量约1.67×10^(8) t。超长水平井控制面积大、井控储量高,能更好地动用受限储量,提高长7页岩油采收率。在三维地质工程甜点精准刻画的基础上,优选了... 庆城油田长7页岩油矿区内水源区、林缘区分布较广,开发动用难度大,地面受限地质储量约1.67×10^(8) t。超长水平井控制面积大、井控储量高,能更好地动用受限储量,提高长7页岩油采收率。在三维地质工程甜点精准刻画的基础上,优选了超长水平井部署区域,识别了优势段、潜力段、断层发育段、裂缝发育段,制定了精细差异化压裂方案,实现了缝控储量最大化,并建立了超长水平井评价体系,从油藏因子指标、油藏开发指标、经济效益指标三方面对其开发效果进行了评价。现场应用表明,随水平段长增加,Ⅰ+Ⅱ类油层由623 m增至2337 m,井控储量由16.9×10^(4) t升至45.9×10^(4) t,初期单井产量由9.6 t/d升至25.1 t/d,阶段单井产量由1×10^(4) t升至1.5×10^(4) t。庆城油田采用超长水平井实现了环境敏感区不同类型储层的有效动用,提升了页岩油开发经济效益。该研究对于同类页岩油开发具有借鉴意义。 展开更多
关键词 页岩油 低渗透油藏 油藏工程 地质工程一体化 超长水平井 开发技术 效果评价 庆城油田
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考虑颗粒充填的水平井控水完井产量预测方法
13
作者 谭吕 张宁 +2 位作者 秦世利 安永生 熊成琛 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期78-88,共11页
近年来在水平井管柱与井眼环空进行颗粒充填的控水方法在底水油藏得到了广泛的应用,目前尚没有准确的产量预测方法。为此,从宏观流动与微观流动的差异性入手,分析了流体在底水油藏、颗粒充填层、控水工具等不同空间维度内流动之间的相... 近年来在水平井管柱与井眼环空进行颗粒充填的控水方法在底水油藏得到了广泛的应用,目前尚没有准确的产量预测方法。为此,从宏观流动与微观流动的差异性入手,分析了流体在底水油藏、颗粒充填层、控水工具等不同空间维度内流动之间的相互关系,在油水两相数值模拟模型的基础上,采用“矩阵镶边”的方法将3个维度的流动模型相互耦合,提出了考虑颗粒充填的水平井控水完井产量预测方法,准确度比常规等效方法提高9.17%。研究结果表明,新方法能够实现流体在油藏、颗粒充填层和控水工具间窜流量的定量求解,更直接地体现不同空间维度流动对控水效果的影响,为底水油藏考虑颗粒充填的水平井控水完井产量预测提供了有力工具。 展开更多
关键词 海洋石油 完井 底水 水平井 控水工具 颗粒充填 耦合 产量预测
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海上稠油冷采井多元热流体吞吐堵塞机理及活性油解堵
14
作者 刘义刚 白健华 +5 位作者 孟祥海 邹剑 张伟 韩晓冬 张梦琪 钟立国 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期89-96,共8页
渤海南堡油田稠油冷采井采用温度低于150℃的多元热流体吞吐开采,吞吐开采后地层堵塞严重,甚至导致油井不出液。通过室内实验分析了地层堵塞原因,明确了注入水与地下稠油乳化后会使稠油黏度增大,乳滴(聚集体)通过孔喉的液阻效应增强导... 渤海南堡油田稠油冷采井采用温度低于150℃的多元热流体吞吐开采,吞吐开采后地层堵塞严重,甚至导致油井不出液。通过室内实验分析了地层堵塞原因,明确了注入水与地下稠油乳化后会使稠油黏度增大,乳滴(聚集体)通过孔喉的液阻效应增强导致“启动压力”提高,当乳化区驱替压力低于启动压力时地层出现堵塞;开展了掺稀降黏和活性剂辅助降黏降阻实验,按3∶1∶1的摩尔比配制了由脂肪醇聚氧乙烯醚羟丙基磺酸钠、十二烷基三甲基铵盐和琥珀磺酸钠组成的活性油解堵体系,加入2%该体系后的稀油与含水50%稠油按照稀稠比2∶8混合后,其黏度相较含水50%稠油(7698 mPa·s)降低了98.5%,界面张力相较稠油-水(21.86 mN/m)降低了74.5%,同时乳化区启动压力降至1.86 MPa;通过数值模拟实验,优化了稀油注入量和活性剂质量分数,预测注入2000 m^(3)稀油并在1000 m^(3)前置稀油中加入2%活性剂可实现乳化区解堵,净增油量为4016.5 m^(3)。现场试验表明,解堵后油井日产油5.9 m^(3)/d,累计增油980.7 m^(3),解堵增产效果明显。该技术对海上稠油冷采井解堵和增产具有指导作用。 展开更多
关键词 稠油 乳化 液阻效应 启动压力梯度 活性油 解堵 海上油田
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高含蜡页岩油智能投球收球清防蜡技术
15
作者 邹伟 黄战卫 +5 位作者 刘凯旋 魏迎龙 杨超 毛森 张倚绮 宫建国 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期248-257,共10页
庆城页岩油具有含蜡量高、析蜡温度高、出砂量高等“三高”特征,地面集输管道结蜡、出砂频繁,管道缩径严重,造成油井回压升高,严重制约了油井高效生产。为降低油井回压对页岩油生产的影响,探索应用了智能投球收球清蜡、防蜡技术。针对... 庆城页岩油具有含蜡量高、析蜡温度高、出砂量高等“三高”特征,地面集输管道结蜡、出砂频繁,管道缩径严重,造成油井回压升高,严重制约了油井高效生产。为降低油井回压对页岩油生产的影响,探索应用了智能投球收球清蜡、防蜡技术。针对传统的手动投收球劳动强度大、自动投收球器故障率高、清蜡球刮蜡效果差、清蜡球运行状态无法追踪及新老系统工艺不匹配等问题,开展了自动投球器6项技术改进和自动收球器4项技术优化,清蜡球结构、材质改进,自动投收球器、清蜡球系列化设计,新老系统3类工艺流程优化,投收球智能监控技术配套,建立了高含蜡页岩油智能投收球清防蜡技术体系。现场应用结果表明:与改造前相比,3条输油管道自然收球率均提升至100%,平台油井平均回压由2.1 MPa下降至0.7 MPa,管道平均扫线周期由45 d延长至313d,清蜡球识别率达到97%以上,清蜡球运行状况实现智能监控。高含蜡页岩油智能投收球清防蜡技术实现了页岩油输油管道投收球清防蜡智能监控,满足页岩油大平台无人值守需求,助推庆城页岩油规模效益开发。 展开更多
关键词 页岩油 油气开采 机械清蜡 化学清蜡 高含蜡 智能 投收球
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考虑井筒完整性的固井方案风险评价方法
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作者 张俊成 李军 +3 位作者 谢士远 王雪刚 张浩 宋琳 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期53-59,共7页
在吉木萨尔页岩油藏开发过程中,压裂导致井筒完整性失效的问题严重,不同固井方案下的失效位置和比例差异较大。为研究固井方案对压裂时井筒完整性的影响,基于该地区固井现状构建了二开特征水平井Ⅰ井和Ⅱ井,分别选取这2口井在一开、二... 在吉木萨尔页岩油藏开发过程中,压裂导致井筒完整性失效的问题严重,不同固井方案下的失效位置和比例差异较大。为研究固井方案对压裂时井筒完整性的影响,基于该地区固井现状构建了二开特征水平井Ⅰ井和Ⅱ井,分别选取这2口井在一开、二开井段的相同位置及Ⅰ井水泥环与钻井液的固液交界处作为关键节点进行研究。采用有限元软件模拟压裂施工对井筒的影响,明确了压裂时不同固井方案下井筒不同位置处套管和水泥环的应力分布规律,分析了全井筒多节点的失效风险,优选了固井方案。研究结果表明:B环空内是钻井液时油层套管的Mises应力明显大于是水泥环时,损伤风险更大;B环空中水泥环的受力大于C环空,且顶部有较高拉伸破坏风险,底部有较高压缩破坏风险;固井方案Ⅰ相较于方案Ⅱ完整性失效风险低。风险评价及优选结果可为拟压裂井的固完井方案设计提供指导,为优选安全经济的固完井方案提供参考。 展开更多
关键词 页岩油 固井方案 井筒完整性 套管变形 水泥环失效 风险评价
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煤层气水平井筛管密集分段径向射流增透方法
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作者 毕延森 高德利 鲜保安 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期119-129,共11页
水平井煤层伤害后渗透性差、常规分段水力射流间距长,为提高近井壁煤层渗透性,优化设计了弹簧-液压式封隔器与注液短节,提出了以筛孔为喷嘴的煤层气水平井筛管密集分段径向射流增透方法。建立了单个筛孔径向射流破岩计算模型和近井壁煤... 水平井煤层伤害后渗透性差、常规分段水力射流间距长,为提高近井壁煤层渗透性,优化设计了弹簧-液压式封隔器与注液短节,提出了以筛孔为喷嘴的煤层气水平井筛管密集分段径向射流增透方法。建立了单个筛孔径向射流破岩计算模型和近井壁煤岩增透渗流增量比计算模型,优化设计了筛管孔密、筛孔出口流速和射流排量,分析了井壁煤岩固相侵入带与滤液侵入带的渗透率比值Kγ、固相侵入带深度Hs对渗流增量比的影响规律。研究结果表明,弹簧-液压式封隔器采用了无骨架式胶筒、径向滑块和强力弹簧设计,解决了密集分段径向射流工具在筛管内的高频次封隔稳定性难题,实现了煤层气水平井筛管完井与射流增透一趟钻;在Hs=3.5 cm、Kγ=0.01条件下,筛孔径向水力射流间距减小为筛孔间距0.05 m,水平井段煤岩渗流增量比增加5.5%,实现了煤层水平井段密封分段径向射流增透作业。研究结果为解决采用筛管完井的煤层气水平井储层伤害难题提供技术指导,为近井壁煤岩增透作业提供理论支撑。 展开更多
关键词 煤层气 水平井 密集分段 筛管完井 渗流增量比
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地质工程原生数据预测深层小尺度裂缝性地层漏失特征
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作者 何旭晟 周井红 +3 位作者 管桐 代红 魏攀峰 潘孝青 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期33-44,共12页
中江-蓬莱气区筇竹寺组地层是典型的深层裂缝性地层,钻前漏点垂深、具体漏速等不清楚,现有堵漏手段匹配性差,漏失处理消耗工时偏高。为此,利用从现场录井、测井、钻井等历史数据中提取地质工程可以测量的信息138项,计算全部因素对漏速... 中江-蓬莱气区筇竹寺组地层是典型的深层裂缝性地层,钻前漏点垂深、具体漏速等不清楚,现有堵漏手段匹配性差,漏失处理消耗工时偏高。为此,利用从现场录井、测井、钻井等历史数据中提取地质工程可以测量的信息138项,计算全部因素对漏速的影响特征系数,采用削元法筛选漏失主控因素16项。室内模拟地层裂缝尺度0.008~0.130 mm时,测试6项钻井液性能主控因素对漏速的影响特征系数范围与矿场计算特征系数范围一致,该裂缝尺度超过岩心观察范围,分析存在裂缝摩滑效应。优选粒径0.001~0.010 mm纳米活性颗粒,室内测试密度2.24 g/cm3水基钻井液加质量分数0.1%~0.8%的颗粒时,宽0.008 mm裂缝内钻井液漏失摩阻提高了0.01~0.16 MPa;桥堵体系中加入质量分数0.1%~0.5%纳米活性颗粒后,宽0.008~0.140 mm裂缝承压提高至7.2~10.9 MPa,改善堵漏效果可行。现场开展2井次漏点预测,实际漏点预测率80%,预测垂深偏差不大于31 m,相对传统方法提升明显。2井次中累积完成5次堵漏,一次堵漏成功率80%,单次漏失处理消耗工时28.25~39.15 h,均值32.39 h,相对已作业井下降68.60%。结果表明,地质工程原生数据预测深部小尺度裂缝性地层漏失特征可行。 展开更多
关键词 天然气 非常规油气 深层 工程技术 剥茧算法 防漏堵漏 裂缝 纳米颗粒
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深部结蜡页岩油水平井涂层与电加热清防蜡技术
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作者 刘小欢 刘环宇 +5 位作者 马红星 张鑫 吴霞 王一航 刘志勇 朱媛媛 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期238-247,共10页
庆城油田页岩油规模开发以来,井筒结蜡导致蜡卡、蜡堵故障频发,占到作业总量的30%以上,严重影响了油井正常生产,清防蜡技术研究对保障油田高效开发具有重要意义。通过分析原油碳数分布、含蜡量、结蜡剖面,开展井下温度场测试,统计不同... 庆城油田页岩油规模开发以来,井筒结蜡导致蜡卡、蜡堵故障频发,占到作业总量的30%以上,严重影响了油井正常生产,清防蜡技术研究对保障油田高效开发具有重要意义。通过分析原油碳数分布、含蜡量、结蜡剖面,开展井下温度场测试,统计不同生产阶段油井的结蜡特征,揭示了页岩油井筒深部结蜡的原因,结合蜡质流变特征分析了热洗清蜡条件。庆城油田页岩油含蜡量高(20%)、析蜡点高(25℃)、无机质组分含量高(65%)是导致井筒结蜡严重且深度深的3个主要原因,受热洗液漏失影响,热洗作用深度最深仅500 m,难以建立有效的热洗循环以实现理想排蜡效果。通过优化配套防蜡涂层、电加热清蜡这2项主体清防蜡工艺,结蜡速率下降80%,结蜡导致的作业频次由0.16次/(口·年)下降至0.07次/(口·年),为庆城油田页岩油的高效开发提供技术保障和借鉴经验。 展开更多
关键词 页岩油 水平井 结蜡 清防蜡 温度场 防蜡涂层 电加热 庆城油田
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克拉苏构造带超深盐下大斜度井钻井关键技术
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作者 仇常凯 蒋凯 王兵 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第1期45-52,共8页
克拉苏构造带深部地层地质条件复杂,前期多口钻探断层带油气藏井被迫提前完井。为了提高钻井成功率,提出了采用大斜度井避开部分断层,降低事故复杂的钻井技术思路。结合区域地质特征,分析了超深层盐下大斜度井面临的套管必封点不确定性... 克拉苏构造带深部地层地质条件复杂,前期多口钻探断层带油气藏井被迫提前完井。为了提高钻井成功率,提出了采用大斜度井避开部分断层,降低事故复杂的钻井技术思路。结合区域地质特征,分析了超深层盐下大斜度井面临的套管必封点不确定性、井眼轨道设计及轨迹控制难、盐底卡准层位难度大、盐层大斜度井段套管下入摩阻大等技术难点,基于克拉苏构造带膏盐岩蠕变实验结果,优化原七开直井井身结构为五开盐下大斜度井身结构,探索了“旋转导向+同心扩眼器”BHA组合在膏盐层定向钻井方法,试验了“常规卡层技术+GLASS前视技术”盐底卡层组合形式,分析制定了大斜度膏盐层套管安全下入关键技术措施,形成一套适合于克拉苏构造带的超深盐下大斜度井钻井关键技术。克深A、克深B等6口井现场应用表明,该技术可以解决克拉苏构造带超深盐下大斜度井钻井存在的技术难题,钻井成功率100%,满足勘探开发的需求。 展开更多
关键词 克拉苏构造 超深井 膏盐层 大斜度井 井身结构 井眼轨道 盐底卡层 下套管
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