崖城13-1气田高温低压修井液方案分析

随着海上油气田的发展,油气田勘探开发遇到越来越多的高温超深井,同时随着高温超深井的不断开采,必然出现井底压力越来越低的现象。本文针对崖城13-1气田高温低压的特殊井况,根据崖城修井计划的安排,对地层水/海水、油基泥浆和微泡修井液三种修井液方案进行了对比分析,同时从理论和现场应用上对高温低压微泡修井液方案进行了深入的分析研究。目前,高温低压修井液还没有特别成熟的体系,如果高温低压修井液能在崖城现场修井作业中得以成功应用,将为今后海上现场应用高温低压修井液体系提供宝贵的经验。     

海上高温超低压井完井技术

完井是高温超低压气田开发的关键环节。文章针对崖城13-1气田调整井高温、超低压、井深大、水平位移大的完井难点,通过对储层保护、完井液技术、完井管柱和连续油管诱喷工艺为一体的综合性研究及成功应用,形成了具有南海西部油田特点的高温超低压井的完井系列技术,为类似海上和陆地高温超低压井的田完井提供借鉴。     

崖城13-1气田机械堵水工艺技术研究

为了提高崖城13-1气田的采收率,控制地层水侵入速度,保证气田稳产,对崖城13-1气田展开堵水工艺技术研究。该气田由于地层温度高,压力系数低,采用化学堵水的方法即不能保证长期有效地封堵出水层位也不利于堵水后的返排复产。经过对气田出水特征的分析与研究,在对比分析了几种堵水方式的基础上,最终选择过油管管内机械堵水的方式作为崖城13-1气田的机械堵水工艺。在此基础上,结合气井的基本井况,提出对机械堵水工具的基本要求,对机械堵水工具进行了调研与优选;结合气井的历次作业情况对气井过油管机械堵水的可行性进行分析与研究,形成了一整套适合崖城13-1气田的机械堵水工艺技术,为类似崖城13-1高难度气田的控水措施提供了新思路。     

固化水低伤害压井液体系在苏里格气田的试验及效果评价

苏里格气田为低孔、低渗、低压气藏,气井修井时采用常规压井液体系会出现压井液大量漏失,从而不同程度地伤害储层降低气井产能。针对此项技术难题,苏里格气田引进了一种新型压井液体系—固化水低伤害压井液体系。目前,在苏里格气田成功试验2井次,通过试验表明固化水低伤害压井液体系施工工艺简单,成本低,安全性高,无（低）渗漏,无污染,易反排,气井产能恢复能达到修井作业前正常生产的水平,可推广和应用。     

变流量试井在普光气田的应用

普光气田储层具有“三高一深”（高温、高压、高含硫化氢和二氧化碳及埋藏深）的特点,单井产量高（平均单井65×104m3/d）。获取地层压力、表皮系数等地层参数是分析气藏动态分析、气井合理工作制度优化、实现气田科学高效开发的基础。常规压力恢复试井关井时间长（一般100h）,已不能适应普光气田实际生产情况。通过对现场测试结果对比分析表明,变流量试井方法[1]可以获取与关井压力恢复试井等效的测试结果,基本满足现场工程计算和动态分析工作要求,解决了普光气田目前因产量紧张而难以全面进行关井测压的问题。     

低压气井修井工艺技术研究

随着气田开发的不断深入,部分气井低压开采,出砂掩埋地层而无法及时清理,使气井产量降低甚至停产。在没有外在能量的补充情况下实施井下作业,修井液对地层的污染越来越严重,使得作业后排液周期不断延长,修井周期长、费用高。通过低伤害的低压气井作业技术,根据气田特性,采用合理的作业工艺方式,把地层的产出液排出地面,减少修井液的入井量,减小入井液对地层的污染,缩短诱喷周期,进而缩短修井周期,节约作业成本。     

延安气田新型压井液技术研究与应用

延安气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部,具有“三低”特点即低压、低渗、低孔。经过长年开采,部分井地层压力系数在0.4～0.8之间,进行井下作业过程如更换管柱、转层、大修等,常规压井液被倒吸入地层,井筒内有效液柱压力无法形成,存在溢流、井喷等风险,导致无法进行后续管柱作业,造成气井减产或者停产。亟需研制出针对延安气田漏失性地层的新型压井液体系,降低漏失量,保护储层。室内评价结果表明,地层配伍性良好、结构稳定、耐高温;封堵性能优异、储层伤害小。现场应用表明：可有效减缓地层漏失,降低后续施工风险,有效保护储层,满足延安气田现场施工要求。     

文23气田开发后期排液采气工艺技术探讨

文23气田开发后期地层压力低,低压低产井普遍积液,结盐严重。针对排液采气工艺技术现状和存在问题,提出了小直径管用作速度管柱、泡排加注和深部位洗盐的新工艺,对文23气田后期开发具有良好的应用前景。     

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

针对荚台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系。现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量。     

纯油区薄差油层和表外储层试井解释方法分析与认识

X区纯油区二、三次井主要开采有效厚度小于0．5m的表内薄差储层和表外储层,岩芯资料统计结果表明,平均有效孔隙度18．12％,平均有效渗透率74．0×10^3μm2从试井解释统计结果看,关井时间72h内出现径向流的井仅占11。05％。根据X区纯油区二、三次井开发现状,应用目前采用的试井解释方法,对出径向流直线段的井应用水驱平均压力进行地层压力水平分析,受解释参数的影响,地层压力偏低0．61MPa,采用合理参数计算的地层压力值与注采比的关系符合油田开发规律。建议今后应用产液剖面综合分析出液厚度,并考虑砂体发育情况编制软件精确计算单井的实际供油面积,提高地层压力的解释精度;不出径向流直线段井采用关井末点压力分析地层压力水平,在关井时间短的条件下,该压力不能真实反映实际的地层压力水平。由于受产量任务影响,不能无限延长关井时间,因此有必要针对薄差油层和表外储层试井资料出径向流直线段井数比例低的现状,探索压力恢复有效测试时间,并研究应用试井早期资料进行试井解释的方法,以更好地进行储层评价和指导生产。     

适合东方1-1气田强水敏储层的修井液研究及性能评价

东方1-1气田待修井储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害.针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性好（表面张力20.6mN·m-1）、抑制性强（防膨率99.5％）和储层保护性好（渗透率恢复值96.5％）的络合水作为基波,构建适合东方1-1气田强水敏储层的修井液,该修井液具有较好的封堵性能和返排能力,在储层改造型破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98％,能达到修井增产的目的.     

PDF-THERM钻井液体系在陵水13-2-1井的应用

陵水13-2-1井(LS13-2-1)是位于南海西部海域的一口高温高压预探井,地层压力系数1.97,井底温度150℃,这是中海油服油田化学事业部所承钻的钻井液密度最高的一口高温高压井。在本井的311.1 mm井段及215.9 mm井段都使用了PDF-THERM钻井液体系,在密度高达1.98 s.g的情况下,流变性可控,从后续电测效果上看,该体系具有较好抑制性及良好的储层保护效果。     

轻石脑油中C_6烷烃在5A分子筛上的吸附/脱附等温线研究

测定了轻石脑油中正、异构C6烷烃在5A-1分子筛上的低温(25～80℃)及高温(150～300℃)吸附/脱附等温线,分析了吸附温度、吸附压力、脱附压力对5A-1分子筛吸附/脱附性能的影响。结果表明:正己烷在5A-1分子筛上低温(25～80℃)及高温(150～300℃)下的吸附等温线均为I型吸附等温线,且随着吸附温度的升高,等温线优惠程度逐渐降低。吸附温度25℃、平衡压力7.5kPa时,异构C6烷烃在5A-1分子筛上的吸附量较小,对正己烷平衡吸附量影响不大。对于轻石脑油中的C_6烷烃来说,较适宜的吸附温度优选200～250℃,在该温度范围内,正己烷平衡吸附量为5.68～9.03g/(100g);脱附压力为1.4 kPa时,正己烷脱附量为0.69～2.35g/(100g),能够满足变压吸附的操作要求。     

柴油低温吸收法回收汽油和石脑油装船逸散油气研究

采用柴油低温吸收法回收炼油企业汽油和石脑油装船逸散油气,处理气量1 000 m3/h,开发了一键启动和自动运行的组态软件,研究了在多条引气管线的情况下,采用开关阀和调节阀及压力传感信号作为油气回收装置的控制方式的可靠性,在贫吸收柴油5℃,吸收压力0.15 MPa(G),吸收柴油量30 m3/h工艺参数下,油气回收装置出口净化气体中总烃浓度小于9.3 g/m3,油气回收率均在97.5%(wt)以上,净化气中苯浓度≤11.1mg/m3,甲苯浓度≤25 mg/m3;二甲苯浓度≤38 mg/m3,均低于《储油库大气污染物排放标准》(GB20950-2007)和《大气污染物综合排放标准》(GB 16297-1996)中相关污染物的限值。     

特低渗储层降低渗流阻力改性注入剂研究与应用

长庆油田渗透率为0.3mD左右特低渗储层(长8)具有孔喉中值半径小(0.1μm)、水驱压差高(15～30MPa)、见水前的平均采油速度小(0.1mL·min-1),现场实际产能低(1.2t·d-1)、注水压力高(17～20MPa)等特点,为有效开发此类油田,经室内一系列的性能评价实验,确定最佳注入技术,研制出经济有效的降低注水流动阻力的BCD-08改性注入剂。室内实验结果表明,该剂可改善相渗特征,降低渗流阻力。长庆西峰油田注水地层(长8)现场试验结果表明,BCD-08可有效提高储层渗流能力,明显改善吸水剖面。     

伊通岔路河西北缘凝析气藏体积压裂技术研究与应用

伊通地堑岔路河断陷西北缘为低孔低渗致密凝析气藏,勘探主力储层埋藏深(2 000~4 000 m)、闭合应力梯度高(0.018~0.024 MPa/m)、温度高(95~150℃);储层伊蒙混层粘土矿物含量高,喉道细小;存在水敏、反凝析及"水锁"伤害,制约产能。常规压裂技术压后返排率低、产能低或无效果。采用复合压裂体积改造技术,通过高排量大液量低表界面、高防膨性能滑溜水造缝增加孔隙压力,提高地层能量同时形成复杂裂缝网络,降低水敏、水锁、反凝析现象,提高气体由基质向裂缝渗流的通道;并集成组合支撑、套管压裂等多项技术进行高排量大液量体积改造技术研究,现场应用2口井2层,施工成功率100%,压后返排率80%。     

超临界流体在生物质能源领域的研究进展

简述了利用超临界流体在临界点附近特殊物理化学性质,采用超临界流体（甲醇、乙醇、水等）以木柴、植物秸秆、玉米淀粉等为原料制备合成气、生物柴油、萃取液体燃料等生物质能源的最新进展。指出了反应机理,以及操作方式、操作步骤、操作温度、压力、使用的催化剂等条件对产物生成效果的影响。总结了超临界流体制备生物质能源在低能耗、操作简单、产率高、后期分离简单、可再生性和环境友好等方面的优点。     

氯乙烯精馏尾气回收后富氢气体的利用方案

氯乙烯精馏尾气经变压吸附回收氯乙烯、乙炔后排空的尾气中含有大量氢气（富氢气体）,通过对富氢气体在石墨燃烧炉燃烧生产低压（0．25MPa）蒸汽的可行性研究可知,富氢气体（流量为400m^3／h）燃烧后可生产低压（0．25MPa）蒸汽1．3t／h（按精馏装置生产能力为6万t／a计）,可获经济效益84．4万元／a。     

用VOF法模拟导向立体传质塔板罩内两相流

利用计算流体力学中的VOF方法对导向立体传质塔板（CTST-8）罩内气液两相流场进行了数值模拟,用Fluent的前处理软件gambit建立物理模型,在速度梯度大的地方采用局部加密网格,根据计算结果进行网格的自适应。用Fluent 6.1 对CTST-8在板孔气速为8.4 m/s,清液层高度为25 mm的工况下进行数值模拟。模拟结果显示了罩内流场的三维特性,并反映出罩内流场的相含率分布,速度分布以及压强分布等。将罩内压强的测量结果与模拟结果进行对比,两者吻合较好。说明本文数值模型具有较好的精度,可以用于CTST-8罩内两相流场的预测。     

粘弹性表面活性剂基压裂液的研究与分析

粘弹性表面活性剂基压裂液（VES压裂液）作为环保压裂液在国内外油田的应用已经取得良好的效果,对储层无污染,且能提高充填层导流能力。论述了粘弹性表面活性剂基压裂液的体系组成、主要特点和压裂机理。该压裂液及剪切稳定性、零伤害性、自动破胶性和低滤失性于一体,在油田具有广阔的应用前景。特别是纳米技术的应用,进一步优化了VES压裂液体系,使该压裂液也适应于干气气藏。介绍了VES压裂液在国内外的研究进展,提出了其应用的优越性和存在的不足。