抗高温防腐水泥浆在科学探索井中的应用

科学探索井是到目前为止渤海湾油田历史上最深的一口预探井,设计井深5355m,预测地层压力系数达1.65,最高温度180℃,设计目的层为含H2S和CO2的气层,因此该井是一口典型的高温高压含腐蚀性气体的气井,在实钻过程中,通过录井仪器测得最高H2S含量200ppm,测得CO2最高含量25%,如此高的腐蚀性气体,在渤海油田尚属首次钻遇,对固井工艺技术提出了严峻的考验。中海石油(中国)有限公司天津分公司钻完井重点实验室通过室内研究得出新型抗高温防腐水泥浆体系,该水泥浆体系能够在高温、高腐蚀气体含量条件下达到固井工艺的需求,通过在科学探索井的实际应用,该水泥浆体系满足了现场作业需求,固井质量优秀,对今后此类井作业有重要指导意义。     

渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术

渤海油田某潜山构造的深部变质岩潜山具有巨大的成藏潜力,但该构造地质条件复杂,目的层较深,钻井面临机械钻速低、储层保护难度大、井壁失稳和漏失风险高等技术难点,为此,进行了钻头及提速工具优化设计、井壁稳定技术、储层保护技术、螺杆钻具优化、防漏堵漏技术等方面的研究,形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。该构造的7口探井应用了该技术,克服了该构造存在的技术难点,机械钻速得到提高,其中3口探井获得高产油气流。研究和现场应用结果表明,渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术可为渤海油田深层变质岩潜山油气藏的勘探开发提供技术支持。     

旋转防喷器在渤海某探井中的应用

垦利某1井是渤海油田第一口钻遇中生界、古生界、太古界潜山的预探井,针对本井深部井段存在的难点及风险,采用旋转防喷器设备配合低密度钻井液有效控制钻井压力,提高机械钻速的同时有效保护了储层,为今后作业积累了宝贵经验。     

Windows NT下对磁盘性能监测的研究

基于Windows NT(5.0以上)操作系统,通过多种方式(应用层、内核层)实现Windows NT下对物理磁盘的读写操作性能的监测,用以实现对传统机械磁盘以及SSD性能的改进研究.介绍了ETW (Windows事件追踪)机制的基本架构、原理,及ETW技术在物理磁盘读写操作性能监测方面的具体实现;讨论了WMI在磁盘性能监测方面的应用;在Windows NT下对数据读写从应用层到驱动层的路径进行分析,介绍了内核中驱动HOOK技术的原理及其特点;提出驱动层HOOK技术在物理磁盘读写操作性能监测方面的具体实现.最后介绍了驱动方式实现物理磁盘读写操作性能监测的应用前景.     

深部地层扭力冲击器破岩提速效果评价及应用

中深层是渤海油田进一步勘探开发的重点,但在钻探过程中面临各种各样的挑战,其地层抗压强度高,破岩难度大,机械钻速低,钻井周期长等特点导致渤海中深层勘探经济性差。为了解决中深层钻具憋跳严重及机械钻速慢的问题,渤海油田引入了扭力冲击器提速工具,为定量认识提速机理,建立了扭力冲击器的扭转力学特性模型,通过Abaqus有限元软件模拟了在扭冲条件下,PDC钻头的破岩过程,分析静载与扭冲条件下的破岩比功。结果表明,安装扭力冲击器后的破岩效率可提高约36%。在渤海某探井实现了现场实施,机械钻速提升了73%。研究成果对渤海油田中深层钻进提速及参数优化有一定的参考意义。     

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中,地层压力系数1.3,最高达1.65,井底温度高达178℃,根据地层压力及地质特征进行井身结构优化,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m,才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险,在渤海地区,ф444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次,通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术,使得该井大尺寸井眼钻探过程中,在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破,为钻开高温高压井段,进行地质评价提供了有力保障。     

粉煤灰矿渣对油井水泥石自愈合性能的影响

将粉煤灰和矿渣加入普通硅酸盐水泥中,制备了自愈合水泥浆体系,并对其抗压强度、自愈合性能进行了测试。结果表明,固化24 h后水泥石的抗压强度随粉煤灰、矿渣以及粉煤灰矿渣复合加量的增加而降低。水泥石产生裂缝后愈合28 d,CB、CFSL35%水泥浆体系断裂渗透率分别降低6. 8%、60. 3%,CB水泥浆体系微裂缝宽度仅减少0. 008 mm,CFSL35%水泥浆体系的表面微裂缝已实现愈合。水泥石的微观结构表明,粉煤灰和高炉矿渣进一步水化产生C-S-H凝胶使水泥石微裂缝愈合。     

渤中26-6构造太古界潜山储层含水识别方法

渤中26-6构造太古界潜山储集层非均质性强，油气分布不均，流体性质复杂。为解决钻井过程中太古界潜山流体性质判断困难、储层是否含水等难题，研究建立了潜山储层含水识别方法。通过分析渤海油田已钻潜山井油层和水层录井特征，以气测、三维定量荧光、地化和红外光谱等录井数据和图谱为基础，结合荧光滴照和裂缝发育情况，形成了油层和水层的区分图版和标准图谱，建立了渤中26-6构造太古界潜山储层含水识别方法。太古界潜山储层含水识别方法在渤中26-6构造8口井进行了现场应用，储层含水识别准确率100%，油水界面深度的判断与测试结果一致，取得了良好的应用效果。该方法能够为勘探决策提供重要依据，具有较好的推广应用价值。     

长裸眼中单根气及后效气产出层位精准定位技术及应用

渤海油田的勘探正逐步向深层、超深层迈进，深井井身结构存在裸眼段长、同一裸眼段压力系统复杂、钻遇多套油气层、压力窗口窄等特征，在油气勘探过程中，钻开油气层后，是否精准掌握地层气、单根气、后效气及气体上窜速度直接关系到现场钻井液密度调整、油气层保护及井控安全。精确定位单根气及后效气产出层位能提高现场监督决策效率，从而提高作业时效，规避作业风险，是安全钻井的前提。建立单根气及后效气组分智能化分析模型，并形成了一套精准定位单根气及后效气产出层位技术，通过精确掌握单根气、后效气及气体上窜速度，有利于指导现场优化下步作业方案，提高作业时效，有效保障井控安全。     

渤海油田注水井油套管的腐蚀机理

渤海油田注水井下环境复杂，管柱多次发生穿孔，套管腐蚀严重。在渤海某油田实际注水井取水样，分析其水质和细菌类型，并以现场水样为腐蚀介质进行模拟试验，开展了注水井水样中的微生物腐蚀性评价，对比分析了加入杀菌剂或缓蚀剂前后N80钢、3Cr钢和13Cr钢等在对应环境中的腐蚀速率，并建立了长期腐蚀速率预测模型。结果表明：微生物腐蚀是造成渤海油田注水井管柱腐蚀的主要原因，注入水中的细菌以硫酸盐还原菌(SRB)和铁氧化细菌(IOB)为主，杀菌剂可有效降低油套管的腐蚀速率；N80钢和3Cr钢在微生物环境中的均匀腐蚀速率分别为0.58 mm·a^-1和0.27 mm·a^-1,加入杀菌剂后的均匀腐蚀速率分别为0.18 mm·a^-1和0.13 mm·a^-1,N80钢在不加杀菌剂的环境中无法满足生产要求；低浓度杀菌剂对注水井油套管的微生物腐蚀具有明显的抑制作用，选用3Cr材质并加入低浓度杀菌剂能够满足注水井的防腐蚀要求。