顶部注气重力驱控气采液井筒可视化模拟实验

实施顶部注气的重力驱油藏,随着不断周期性注气,油气界面下移,在生产前中期,不可避免地造成井筒气窜。针对此问题,提出通过套管放气达到井筒“气液分疏、控气采液”的举升工艺思路。为了掌握举升工艺中产出气在井筒中的运动规律及流动状态及气体对抽油泵的影响,采用套管放气来判断在井筒中能否形成稳定气液界面,并开展了井筒可视化模拟实验。结果表明:在套管定量放气且油管鞋位置始终处于产层以下条件下,能够实现一段时间内稳定生产。研究结果可用于指导实施顶部注气重力驱油藏原油的开采。     

冀东油田首次应用带压冷冻暂堵技术

正日前,冀东油田高32-41井传来消息,这口井采用带压冷冻暂堵技术成功暂闭高压井筒,实现安全拆装井口。带压冷冻暂堵技术在冀东油田首次应用成功,为复杂疑难井的作业增添利器。冷冻暂堵技术是通过高压注入系统将冷冻封堵介质注入井筒内,采用冷冻介质在套管外围持续降温并保持温度在零下70摄氏度左右,由外层套管逐渐向油管内冷冻直至暂堵剂与套管、油管     

小井眼连续油管多簇射孔填砂分段压裂技术——以百口泉油田百1断块X井为例

百口泉油田属于低渗透油藏,自然产能差,经过长期开采,能量已枯竭,储层改造可以使其得到效益开发,但目前侧钻小井眼体积压裂技术不成熟,需要开展技术攻关。通过研究分析前期侧钻水平井分段压裂工艺的适应性和不足,形成了侧钻小井眼压裂理论认识,提出一套小井眼连续油管多簇射孔填砂体积压裂分段压裂工艺。该工艺首选采用连续油管多簇喷砂射孔,然后在全通径套管内体积压裂技术改造,最后尾追高浓度砂塞在井筒内填砂分段,循环上述步骤从而逐级实现砂塞封隔、连续油管射孔、套管体积压裂一体化作业。通过在百口泉油田百1断块X井开展?101.6 mm套管侧钻小井眼水平井体积压裂实验,验证了该工艺实施的可行性,该井投产后,日产油10.23 t,超过同区块其它邻井,压裂效果显著。该工艺技术成功解决了小井眼套管体积压裂难题,实现了该区地层有效动用开发,为后续开展“侧压一体化”效益开发提供新思路。     

彩南油田持续高效开发研究

在分析彩南油田持续高效开发面临困难的基础上,阐述了持续高效开发的有利因素;分析了油田所具有的潜力;预测了今后几年产量和成本发展趋势;指出彩南油田要持续高效、稳产应采取的措施,即依靠先进技术深入三工河组油藏提高采收率技术研究;开展中高含水期合理利用天然能量开发、CDG调驱技术、聚合物实验等提高采收率技术的专题研究。加大油田综合治理,以确保油田持续高效开发。     

电驱连续油管作业装备的研究与开发

针对传统柴驱连续油管设备在油田现场作业过程中存在的系统稳定性差、作业成本高、效率低、环境污染等问题,通过对电驱连续油管装备系统供电模式、整机轻量化及结构形式优化、电驱注入头技术、电驱油管滚筒技术、集成控制技术等方面的研究,逐步形成了具有自主知识产权的电驱连续油管作业装备核心技术,促进了我国常规连续油管作业装备向自动化、智能化、高效安全、节能环保方向发展,对我国石油钻采设备油气开发的动力系统逐步从石化能源向电能过渡具有积极的推动作用。     

中国海上油田高效开发与提高采收率技术现状及展望

近年来,海上原油已经成为国内原油产量增长的主力军,海上油田高效开发对国民经济发展和国家能源安全的重要性日益突显。随着海上油田勘探难度的加大,提高采收率技术对海上油田开发所起作用也日趋重要。海上油田提高采收率技术历经20余年持续攻关,目前已初步形成以海上丛式井网整体加密及综合调整技术、海上化学驱技术、海上稠油热采、低渗油藏气驱为核心的海上油田高效开发技术体系,并分别在绥中、锦州、蓬莱、南堡、旅大、涠洲等油田开展了矿场应用,累计实现增油2 200×10⁴t,阶段提高采收率幅度6个百分点以上。文章系统论述了中国海上油田高效开发与提高采收率技术的进展及现状,全面分析了海上油田提高采收率技术所面临的挑战,并提出相应的对策与发展展望,对于推动海上油田高效开发具有重要参考和借鉴作用。     

气驱特征曲线在气窜模式识别中的应用

水驱特征曲线法分析生产动态普遍应用于水驱油田的开发实践中，但针对渤海气驱油藏缺乏相似的研究手段。基于稳定渗流理论，进行了气驱特征曲线公式的推导，公式表明，达到稳定气驱阶段后，可以认为气顶累积产出量与累积产油量在半对数坐标上成一条直线关系。实际气驱曲线受前期无气采出阶段和后期气携油阶段的影响，为反S型。锦州X油田结合气驱特征曲线划分出3种气窜模式：快速气窜型、稳定气驱型、高气油比型。快速气窜型油井产量递减快、累计产油量低，无稳定生产阶段；稳定气驱型油井气油比上升平缓、持续稳产、累计产油量高；高气油比型油井开发效果介于快速气窜型与稳定气驱型的开发效果之间，开发后期由于气顶气突破与原油脱气，油井逐渐以产气为主，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡。在明确气窜规律的基础上，结合控气技术应用实践，提出分气窜模式、分开发阶段的开发策略，针对快速气窜型油井，优化井位，原井眼向下侧钻，改善了开发效果；针对稳定气驱型油井，初期控制合理采油速度，中后期跟踪气油比上升幅度配套控气措施，气油比呈现出波动式上升规律；高气油比型油井受高气油比影响，仅携带少量原油，井别性质从油井向气井过渡，计算实施屏障注水，解...     

涪陵页岩气田井筒完整性实践与认识

为了确保涪陵页岩气田页岩气水平井的安全开发,开展了页岩气水平井生产套管井筒完整性技术探索研究。基于管柱力学理论及套管设计+水泥浆固井+大型压裂的一体化理念,提出了页岩气水平井生产套管有效外载荷计算方法和生产套管柱优化设计方案,并对生产套管气密封螺纹进行特殊设计,完善了下套管现场操作保障措施和现场氦气密封检测工艺,形成了基于射孔与大型压裂的水平段弹韧性水泥浆固井配套技术,研发了针对页岩气生产套管螺纹密封失效的柔性化学堵漏技术。一期产建期间共完成了189口水平井的压裂投产,其中,仅有2口井井筒密封失效,采用柔性化学堵漏技术,使井筒密封失效的井得到了很好的治理。形成的生产套管井筒完整性系列技术基本满足了涪陵页岩气井安全正常生产的需求,为国内类似页岩气开发井井筒完整性工作提供了有益借鉴。     

"三低"油藏试气工艺研究

为得到“三低”储层真实产能，开发研究了油管抽汲、套管测气及定时、定压开关井技术。简述了油管抽汲、套管测气的工艺原理及适用范围；以合12井113号层采用定时、定压开关井试气实测，证实该工艺技术获得的资料数据更能真实反映储层实际状况。     

水平井连续油管冲砂与分流实验装置的研制

水平井作为油气藏开发的有效手段在世界范围内得到迅速而广泛地推广。水平井钻井技术在我国经过几十年的发展已逐渐成熟,然而水平井试修井技术还相当薄弱,多局限于现场的实践经验。为解决目前国内水平井试修研究中实验装置欠缺、研究基础薄弱的状况,以相似性原理为依据,以川渝气区磨溪气田水平井井筒为模拟对象,结合连续油管在川渝气区水平井的运用现状,研制出水平井井筒连续油管沉砂携带与孔眼分流室内模拟实验装置。经测试,该装置能模拟38.1 mm连续油管在139 mm套管的水平井井筒内替液、冲砂、携砂以及液体在水平井段孔眼中的分流、排液等方面的研究工作。     

海上油田新型套管回接器研制与应用

在海上油气田开发过程中,由于地层腐蚀性流体作用及入井工具对套管损伤等原因,套管会出现腐蚀或穿孔的问题,严重影响后续海上调整井作业及增产措施的实施,同时对海上油气井的安全生产形成威胁.研究设计了 一种新型套管回接器,并对回接筒密封、篮式卡瓦、扶正引鞋、加长筒及配套辅助装置进行了优化改进,进一步提高了套管回接效率和成功率....     

大港南部油田套管腐蚀机理及预防对策评价

大港南部油田油水井套管腐蚀严重,已严重影响到注采开发井网完善和整体开发效益,也给所处地区带来安全环保隐患。结合腐蚀产物、腐蚀介质室内实验,在系统研究套管腐蚀机理的基础上,对目前常用的套管腐蚀预防技术进行了评价,优选出有机内涂层套管作为套管腐蚀预防技术对策,并结合油水井工作环境,重点开展了涂层耐磨性、附着力、硬度、柔韧性、抗冲击性、耐腐蚀性及耐温耐压性等室内评价,为该技术进入现场实施奠定了基础。现场应用表明,该项技术的应用可确保油水井的井筒完整性,消减套损井的潜在安全环保隐患。     

井筒屏障完整性及其优化设计

随着我国各大油田进入开发中后期，老井“二次采油”甚至“三次采油”所引发的井筒完整性问题频发。现场老井完整性建设不足，增产措施带来的苛刻工况造成井筒管柱腐蚀严重，威胁管柱服役寿命以及井筒完整性，给油田造成极大的经济损失的同时也给油气田安全运行带来隐患。为此，结合我国油气田开发现状，分析了现有井筒完整性标准的不足和重点研究方向。介绍了腐蚀完整性管理概念，并在此基础上，以CO₂吞吐井为例提出了基于井筒腐蚀风险与载荷风险双重作用的井筒屏障优化方法，确定了吞吐井的失效敏感区域和服役寿命。结果显示:实例井极限吞吐轮次为7轮；油管失效敏感区域为800~1 500 m，套管失效敏感区域为1 700~2 000 m，建议在失效敏感区域进行重点防护。该研究为各油田依据自身实际情况，本着“全局把控，重点防护，经济有效”的思想开展井筒屏障设计，延长老井免修期，建立科学性、适用性、效益性的完整性管理体系具有重要意义。     

油气井井筒完整性系统风险评估方法

常规油气井井筒完整性风险性评价方法只是针对单一工况的,目前还没有油气井整个寿命周期内井筒完整性系统风险评价方法。为此,将油气井井筒关键结构（点）（如完井油套管柱、水泥环等）完整性风险评估和考虑多种工况的井筒综合完整性评估相结合,提出了油气井整个寿命周期（包括钻井、完井、生产、弃井等4种工况）的井筒完整性系统风险定量评估方法,建立了油气井井筒完整性系统风险定量评估模型和评价指标。利用该风险评估方法对普光气田气井整个寿命周期内的井筒完整性风险进行了评估,结果发现该气田气井井筒完整性风险较高,与现场情况相符。研究表明,利用提出的油气井井筒完整性系统评估方法可以评估油气井整个寿命周期内的井筒完整性风险,为降低油气井井筒完整性风险提供依据。      

复杂工况油套管柱失效控制与完整性技术研究进展及展望

随着对深层碳酸盐岩、新区、页岩等油气勘探开发力度的加大,油气田的地层条件和介质环境变得更为苛刻复杂,油套管柱变形、泄漏、腐蚀、挤毁、破裂等失效事故时有发生;加上特殊结构井和特殊工艺井、特殊增产改造措施等对油套管柱提出的新要求,油套管柱面临着一系列新的挑战和难题需要破解。为此,围绕我国石油天然气工业增储上产的迫切需求和深井超深井、特殊结构和特殊工艺井、强酸/大排量高压力反复酸化压裂增产改造等复杂工况油套管柱失效频发的技术难题,历经十余年攻关,取得了一系列试验研究进展与重要技术成果,主要包括:(1)形成了基于气井全生命周期的油套管腐蚀选材评价、腐蚀控制和油套管柱完整性技术;(2)形成了油套管柱螺纹连接结构和密封可靠性设计评价及配套技术;(3)研发并形成了低渗透致密气井经济高效开发“API长圆螺纹套管+CATTS101高级螺纹密封脂”套管柱技术;(4)建立了高温高压等复杂工况油套管柱结构和密封完整性试验平台和评价技术。进而根据当前国家大力提升油气勘探开发力度的新要求和面临的新问题,提出了继续深入开展深层、酸性环境、页岩气等复杂工况油套管柱失效控制与完整性研究攻关的若干建议。结论认为,上述技术成果有力地支撑了我国重点油气田的经济有效开发。     

榆林气田南区套损气井治理研究及应用

随着长庆油田榆林气田南区的不断开发,套损问题也日益突出。榆林气田南区套损现象主要以井口套管头处微漏和井下管柱的腐蚀为主。因此,本文针对榆林气田气井井筒在多相流环境中腐蚀的因素分析,确定了榆林气田南区CO2及矿化水对气井井筒腐蚀的协同作用规律、影响机理,并且有针对性的提出套损防护的方法及套损的治理技术,通过分析国内外套损形成机理、套损检测技术和治理方法,开发适合榆林气田特点的套损综合治理方案和实施工艺。     

深水高温高压井隔热测试管柱技术

现有的深水油气井完井技术施工中通常会将部分完井液圈闭于套管环形空间内,进而在深水测试作业时圈闭流体受高温高压产层热流体的影响而产生井筒附加应力。为消除附加应力对井筒完整性造成的损害,设计了一种应用隔热管进行深水油气井生产测试的圈闭压力控制技术。依据南海深水高温高压井的典型井身结构,构建了测试过程的深水井筒热传导模型,通过基于典型井的井筒传热数值计算,分别对常规测试管柱结构及隔热油管测试管柱结构进行了圈闭环空温度场的数值模拟、圈闭压力计算。研究表明,深水高温高压油气井测试过程中,应用隔热管的测试管柱复配技术,可有效降低高温高压产层流体对套管圈闭空间的附加应力影响,避免了井下事故的发生。该技术为深水高温高压油气井的安全高效测试作业提供了一种新的有效方法。     

井下自动点滴加药技术试验与应用

油田开发进入中后期以后,随着综合含水的上升,井筒结垢、腐蚀严重,影响了油井的正常生产。针对隔采井无法实施环空加药、边探井和套压控制油井加药难度大及机械式井下点滴加药装置无法控制加药流速三类问题,提出了井下自动点滴加药装置的研制思路及结构原理。该装置充分利用电子智能控制技术,实现了井下药剂的每日连续、定时、定量投加,满足不同井的加药需求,油井加药量可控,是井下油井加药技术的一次飞跃。     

油气井管柱完整性技术研究进展与展望

在回顾油气井管柱完整性概念的提出与发展历程的基础上,介绍了我国在钻柱构件适用性评价、"三超"(超深、超高温、超高压)气井油套管柱可靠性设计与完整性评价、"三超"气井油管腐蚀行为与评价、热采井基于应变设计与选材评价技术等方面的最新研究进展及其应用情况。指出现有油气井管材与管柱技术仍不能满足"三超"、严重腐蚀、非常规、特殊工艺和特殊结构井等服役环境,进而提出了进一步加强油气井管柱完整性技术研究与科技攻关的建议:1持续完善和发展中国西部深层油气勘探开发套管柱优化设计与管材选用及完整性评价技术;2急需建立有针对性的非常规页岩气开发套管柱优化设计、选材及完整性评价技术;3建立"三超"高含CO2气井环境及压裂酸化工况复杂油管优化设计、选材选型、完整性评价技术;4深入研究含缺陷油气井管柱缺陷检测、安全评价、风险评估、寿命预测、维修补强等关键技术;5建立油气井管柱完整性管理体系和配套的支撑技术体系。     

定向井小套管二次完井及配套技术

老油田经过多年开采,部分油藏整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散,稳产难度大,同时,油井纵向上油层均经历多次补孔、封层重射等措施作业,导致井筒状况复杂,不能满足单井措施要求,严重影响了油藏井网重构效果。为完善井筒条件,满足CO₂协同吞吐、调堵+吞吐等逐层上返开发的措施需要,开展了定向井小套管二次完井矿场试验。针对施工过程中管串下入难度大、固井质量难以保证等技术难点,形成了高效打通道、液压滚珠整形、小套管固井等系列定向井小套管二次完井技术,达到了复杂井长井段封堵、耐CO₂腐蚀、井筒承压高等效果,实现了井筒重塑,为油田井网完善、提高可采储量提供了技术支持。