稠油热采对套管强度的影响及对策

通过模拟井口不同注汽温度和环空隔热条件下的套管温度和强度，表明稠油热采井注汽温度对套管强度影响很大，随注汽温度升高，套管安全系数明显减小。注汽时环空用氮气隔热可明显提高套管的安全系数，建议对注汽井应采取隔热和提高套管温度识别等措施，提高套管使用寿命。     

稠油热采井套管柱强度设计方法研究

针对稠油热采井套管损坏问题,调研了大量国内外研究文献,指出了现有套管柱强度校核的不足,提出了稠油热采井套管柱强度校核应采用应力强度设计方法,并根据油田注蒸汽实际工况计算套管载荷和热应力,根据厂家试验取得的高温下套管屈服强度数据校核和设计套管。     

稠油热采井套管头

新疆克拉玛依地区蕴藏着丰富的稠油资源,稠油产量约占中国石油新疆油田公司总产量的30％以上。稠油热采工艺是目前稠油开发使用最为成熟的工艺技术,但是,若采用常规的井口装置,可能会导致油井生产过程中出现井口失控上窜、套管受损等情况,严重的则会造成热采井报废,给安全生产带来极大的损失。中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院开发研制的稠油热采套管头,部分解决了上述问题。该产品与其他稠油热采配套技术成功应用,实现了稠油热采井安全高效的生产,为油田持续稳定的发展提供可靠的保证。     

稠油热采井射孔孔眼应力分析及影响因素

针对稠油热采井生产过程中,射孔井段套管频繁出现损伤断裂的问题,基于弹塑性和热力学理论,采用有限元方法建立注汽—焖井—生产过程射孔套管有限元热力学耦合模型,对各阶段射孔套管应力分布特征进行研究,并开展不同射孔参数下射孔套管强度影响规律分析。研究表明：生产过程中射孔孔眼位置出现明显应力集中现象,在温差及内外压差等共同作用下,注采前期套管应力最大可达498.16 MPa,并逐渐产生塑性失效现象,当注采作业完成时,套管塑性失效现象最严重;随着射孔相位角增大,射孔密度对Mises应力值的影响逐渐减小,而套管孔眼最大应力与射孔相位角成反比关系。该研究对延长稠油热采井射孔套管使用年限和保障正常生产作业具有十分重要的意义。     

海上稠油热采井套管射孔参数设计北大核心CSCD

射孔密度、孔眼直径和射孔相位角等射孔参数的优化对于海上稠油热采水平井高效、稳定的生产有着重要的作用。以水平井射孔完井产能预测模型和射孔后热采井套管强度损失计算模型为理论基础,通过数值计算对水平井相关射孔参数进行了敏感性分析;在保证套管强度损失在安全生产允许范围内,利用三因素四水平正交试验方法对现场生产井常规射孔参数进行优选,使热采井能够在长期稳定生产的前提下实现产能的最大化。优选分析结果表明,孔径18 mm、孔密60孔/m、相位45°等射孔参数组合可确保热采井生命周期内套管完整,并获得较高的油井产能。本文研究结果对海上稠油热采水平井套管射孔参数的优选具有借鉴意义。     

稠油热采井注汽及油层出砂对套管的影响

对胜利油田单二区块稠油热采井注汽及油层出砂进行了有限元数值模拟研究,得出如下结论:(1)油层注汽引起岩层温度升高,套管应力增加,易造成套管轴线偏离,发生错断;(2)热采井出砂严重时,出砂区域地层软化,地层骨架失去承载能力,出砂区域内套管轴向应力为压应力,当超过极限应力时,易发生套管弯曲变形、错断和缩径;(3)随着出砂量的增大,套管射孔孔眼应力集中系数增大,当孔边应力达到套管材料的屈服极限时,会导致孔眼塑性破坏。     

稠油热采井套管保护技术研究

针对蒸汽吞吐时发生汽窜、地层出砂及水泥环破裂掏空的情况，利用ANYSIS有限元分析的数值模拟，对井筒热应力和热膨胀进行了分析。注蒸汽井间发生汽窜时，易诱发地层出砂，最大热应力都发生在套管内壁，且超过了N80套管的热弹性屈服极限，最大热膨胀都发生在温度变化过渡区，是诱发热采井套管变形损坏的主要原因。套管周围地层掏空时，其热应变达到了2％，远超过材料弹性极限应变的0．3％，是热采井套管变形损坏的主要原因。提出套管保护对策，并开展了4项相应防治技术先导试验，取得了较好的保护套管效果，形成了稠油热采井套管保护配套技术。     

稠油热采井套管损坏机理及套管挂片技术实验

针对蒸汽驱采油过程中套管长期处于高温高压状态导致套管损坏现象频繁等问题,统计分析辽河油田齐40块蒸汽驱套管损坏状况,对套管损坏过程进行力学和热力学研究.研究结果表明:油井注汽时,套管温度升高,产生热膨胀力,热膨胀力随温度升高而增大;当热膨胀力大于套管固井胶结阻力时,套管挣脱水泥环自由伸缩,同时在两者接触面产生斜面效应,...     

稠油热采井小套管修套技术

结合稠油热采井套损特点、措施挖潜类型及井筒技术状况,开发配套了小套管修套及相关配套工艺技术。该技术具有工艺简单,套损治理彻底,综合成本低,有效期长等优点。河南油田稠油热采井小套管修套技术配套应用了?101.6 mm无接箍小套管,在小修装备条件下提高了套损井修复率;应用化学堵剂固井,提高了固井质量;通过优化小套管下入深度,实现套损治理、预防、层段封堵一体化,提高了套损井修复率,降低了套损井修复费用。该油田现场应用小套管修复套损井62口,工艺成功率100%,阶段累计产油38223 t。     

稠油开发井套管损坏机理与强度设计问题分析

套管损坏是影响稠油井开发效益的主要原因之一.分析了稠油井套管损坏特征和损坏机理,主要包括:高温引起的强度变化、蒸汽吞吐形成的残余应力、高温热应力引起套管与水泥环滑脱、油层出砂亏空和断层错位形成地应力等.指出了目前对稠油井套管柱安全强度设计与分析采用的单轴应力或3轴应力方法没有综合考虑交变热应力及生产中的复杂情况,存在许多局限性或不合理性,需要建立更为科学的稠油井套管柱安全可靠性设计与评价方法.     

一种稠油热采井用抗硫套管试验研究

为了保证稠油热采井工况下石油套管的性能,采用低碳Cr-Mo钢和V、Ti等元素微合金化的设计,利用纯净钢冶炼技术,并配合适当的“高频电阻焊+热张力减径+热处理工艺”的生产工艺,设计出了一种稠油热采井用抗硫套管。对试制套管的几何尺寸、力学性能、高温性能、腐蚀性能等进行了检测分析。结果表明:试制套管的几何尺寸精度高,椭圆度≤0.25%,壁厚不均度≤6%;强韧性匹配好,具有较高的高温强度和低的线膨胀率,在350 ℃高温时屈服强度折损率≤15%,拉伸强度折损率≤10%,线膨胀率≤15%;抗硫化氢应力腐蚀性能优异,依据NACE TM 0177标准中A法A溶液,在加载496 MPa应力下H2S应力腐蚀720 h后试样不开裂;同时,还具有优异的抗外压挤毁和内压至失效性能。     

稠油热采对储层伤害的评价

为了认清注蒸汽热采对储层伤害的机理,有针对性地进行注汽开发过程中的油层保护,孤岛油田选择了问题较突出的孤北1断块进行试验.引起速敏伤害的原因主要是地层中的微粒运移.颗粒运移过程中引起孔喉堵塞,造成渗透率降低.     

稠油热采数据采集系统

从稠油热采的生产流程、模型设计、软件开发和推广应用等方面对稠油的数据采集进行分析和研究,并把开发的稠油采集系统在辽河油田进行了部署和实施,在12家采油单位全面推广.该系统具有及时性、准确性、可靠性和创新性的特点,该系统的实施有效支持了辽河油田产量管理领域的开发生产和生产决策,为稠油开采的信息化管理及油田勘探开发一体化建设发挥了重要作用.     

适用于稠油热采井的激活型完井液体系

稠油热采井在注蒸汽过程中及关井后,进入油层的完井液滤液和蒸汽中的水在高温下将与地层岩石矿物及地层流体发生反应,产生储层伤害。为此,提出使用激活型完井液体系。引入激活酸HJS,使残留在地层中的完井液在一定温度下激活,释放出［H+］,降低pH值,减小矿物在高pH条件下溶解和转化而对储层产生的伤害;并优选出了高温防膨剂HTW、高温减阻剂HUL、高温溶蚀剂HDB、高温缓蚀剂HJP以及最优加量,构建了激活型完井液体系。室内评价表明,该体系激活温度为80℃,激活时间为60 min,激活酸HJS的加入可以大幅度提高完井液对钻屑的溶蚀能力;体系在220℃高温下老化8 h的膨胀率仅为1.11%,与地层水配伍,混合液的浊度在3.6～6.9 NTU之间,蒸汽（270℃）驱替后渗透率恢复值大于90%（测温为80℃）,表明该激活型完井液体系具有很好的储层保护效果。      

稠油热采辅助剂的试验研究

蒸汽吞吐是辽河油田稠油开采的重要方式,针对有些蒸汽吞吐区块存在综合含水上升较快、油层近井地带污染严重、综合吞吐效果差等问题,进行了稠油热采辅助剂的试验性研究.系统分析了油藏物性和油层流体性质在注汽开采过程中的变化情况,对蒸汽添加剂进行了配伍性试验、物理分散溶解性能试验、提高蒸汽驱油率试验、原油降黏性能评价等.试验结果表明,该辅助剂能与原油高效反应,有效改善原油界面性质,改善油层岩石润湿状况,有效降低原油黏度.     

稠油热采用起泡剂的筛选

为获得起泡性能和耐温性能良好的稠油热采用起泡剂,评价了石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基醇醚羧酸盐、烷基醇醚磺酸盐等12种常用的国产表面活性剂的起泡能力和热稳定性。结果表明,烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基二苯醚二磺酸盐、短链醇醚磺酸盐和短链醇醚羧酸盐具有较好的起泡能力和泡沫稳定性;12种表面活性剂中,长链α-烯烃磺酸盐和长链烷基苯磺酸盐在高温下的阻力因子最高,重烷基苯磺酸盐和石油磺酸盐的阻力因子最低;在实验条件下,各表面活性剂的耐温能力依次为:烷基苯磺酸盐α-烯烃磺酸盐烷基二苯磺醚二磺酸盐醇醚磺酸盐≈醇醚羧酸盐重烷基苯磺酸盐石油磺酸盐。建议用长碳链烷基苯磺酸盐或长链α-烯烃磺酸盐作为高温起泡剂。     

稠油热采纳米乳化降粘技术研究与应用

对常规稠油降粘剂和加入纳米助剂后的乳化降粘剂进行了对比评价。试验结果表明,加入纳米助剂后在表面张力、降粘效果、耐温、耐盐和脱水等方面略有改善,在驱替效果方面明显改善。现场应用纳米降粘剂后,油井平均日产油量、产油量、和油汽比等吞吐指标均有所提高,蒸汽吞吐效果明显改善,单井措施增油120t,为稠油热采进一步改善开发效果和提高原油采收率提供了技术支持。