超临界 CO2 环境 13Cr 材质腐蚀行为研究

目的：我国南海西部东方气田高温高压,气层温度高达141℃,CO2体积分数高达50%,CO2分压值高达27.9 MPa,井下CO2处于超临界状态,通过模拟井下环境腐蚀实验为该气田选择合适的井下防腐材质。方法室内模拟地层水离子组成与含量,利用高温高压 FCZ 磁力驱动反应釜,选取中国产和日本原产的13Cr钢在东方气田超临界CO2环境进行防腐实验研究,腐蚀前对两种不同产地的金属材料进行化学成分与金相组织对比,腐蚀后对实验样品进行微观观察。结果模拟实际气田井下超临界CO2条件实验结果表明,无论是液相还是气相状态,13Cr马氏体不锈钢均未发生点蚀现象,且均匀腐蚀速率低于0.0013 mm/a,腐蚀产物晶粒均匀,结构致密。结论证实了两种不同产地的13Cr钢在东方气田井下超临界状态下的耐蚀性能相当。考虑高压气井气体流速及地层出砂的影响,探讨了13Cr马氏体不锈钢在超临界 CO2气井中的使用条件,为减少流速与出砂对腐蚀产物膜的破坏,应在实际生产中合理限制产能以降低流速,采取必要的防砂措施减小对油管壁冲刷。     

基于CNN-MultiLSTM的坍塌压力预测方法

地层坍塌压力的解析模型参数获取烦琐,加之用于机器学习的随机数据可解释性差,严重影响了钻前预测精度。为此,基于已钻井波阻抗分布规律,生成海量的虚拟井波阻抗数据;利用褶积理论和地层坍塌压力模型计算得到虚拟井的合成地震记录和坍塌压力数据,建立基于CNN-MultiLSTM神经网络的坍塌压力钻前预测模型。研究结果表明：基于已钻井数据生成海量虚拟井训练数据的方法,有效提升了常规随机生成训练数据的可解释性;基于正交试验对神经元个数、学习率、迭代次数等超参数优化后的新模型在训练集和验证集的均方根误差均小于0.1,性能优于随机森林等传统训练模型;对B-8井的坍塌压力（当量密度）的预测值与解析解的绝对误差小于0.02 g/cm³,相对误差小于1.635%;井径测井和电成像测井结果显示,预测结果与实钻情形较为一致。研究结果有效提升了利用地震数据预测坍塌压力的预测精度,对推广机器学习方法在石油工程领域的应用具有积极作用。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明：①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm3的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm3的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有45%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有75%的概率能实现安全钻井;④对于井斜角为90°的水平井,维持井底压力当量密度为2.18～2.28 g/cm3、波动幅度为0.1 g/cm3,则有30%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内,则有55%的概率能够实现安全钻井;⑤所提出的方法仅适用于区域上的整体预测,并不适用于具体待钻单井的风险预测;⑥对具体单井而言,需要根据钻前地震、地质资料、邻井的钻井/测井/录井资料、目标井随钻测井/录井数据,采用中途VSP地层层速度反演技术及随钻前视技术,动态预测下部关键层深度和压力窗口,实时优化井身结构,调整套管下入深度,以实现钻井安全概率的大幅度提升。     

基于机械比能理论的渤海深层钻井参数优化

渤海渤中19-6围区北部构造储层埋深超过4 500 m,平均钻井深度大于5 500 m,目标层位太古界潜山岩性为花岗片麻岩,岩体抗压强度最高超过200 MPa,地层研磨性强,机械钻速仅1~4 m/h,严重制约了区块的高效开发。为提高目标区块钻井效率,基于机械比能理论,从钻进过程能量守恒角度,分别建立了钻压、扭矩、破岩以及摩擦的做功表达式,并进一步建立了破岩过程的能量输入输出平衡方程。实际应用结果显示,该能量平衡方程能够利用待钻地层的基础参数给出合理的钻压区间,推荐的最优化钻压与实钻吻合良好,预测的机械钻速米平均误差为8%,表现出良好的适用性,可为后续深井、超深井钻井作业优化提供设计依据。     

中海油钻井在线实时监测与决策系统建设

针对海上钻完井作业风险高、非生产时间长、安全事故频发等问题,中海油将现代信息技术与钻完井工程紧密结合,以海上钻完井作业参数为基础,采用远程数据在线实时传输技术、钻完井作业动态模拟与诊断技术及事故处理决策技术相结合的方式,研发建成了钻井在线实时监测与决策系统。现场应用结果表明:该系统实现了钻井作业实时监测、诊断与辅助决策,使海上钻井复杂事故总体下降了约20%,提高了作业效率,降低了钻完作业成本。     

海上丛式井网加密调整防碰关键技术

介绍了海上丛式井网加密调整平台位置优选、定向井轨迹优化、防碰绕障技术,上述加密调整井钻井工程技术在渤海油田的成功应用,极大的推动了我国海上油气田开发生产能力,提升了海上丛式井、定向井钻井技术水平,为今后海上油气田进行大规模调整提供了可靠的技术保证。     

海上钻井隔水导管新型快速接头设计

海上钻井隔水管快速接头的主要优点在于能够有效的减少接管作业时间,节省费用,但前提是接头强度必须满足要求, 本文基于理论力学和机械设计理论设计了新型SR30型快速接头,利用有限元分析方法对新型接头的卡簧端面角度、接头有效搭接长度及材质与接头整体结构极限抗弯承载力的关系进行了计算分析。本新型快速接头能够为海上钻井隔水导管安装和施工安全和效率提供种高效途径。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明:①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm³的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm³的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm³以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,则有45%的概率能够实现安全...     

南海超高温耐腐蚀防气窜固井水泥浆体系研究

南海是全球三大海上高温高压区域之一,以乐东10-1气田等为代表的超高温高压气田,存在地层构造复杂、异常高压、储层超高温(高达249℃)等诸多开发难点,其中耐高温防腐水泥浆体系成为制约固井质量和井筒完整性的关键技术瓶颈.针对"高温、高压、CO2和H2S腐蚀"等问题,室内通过化学反应,研制了以纳米防腐剂PRGS为主,聚合物...     

政府投资项目跟踪审计策略探讨

跟踪审计有利于完善监督体制,有利于加强项目的建设管理,能及时发现问题并采取相应的措施,能够充分发挥国家审计免疫系统功能。跟踪审计贯穿政府投资项目全过程,这样必然会加大工作量,因此制定科学合理的审计策略,合理安排审计时间和资源,有效把握审计重点和难点,是完成跟踪审计的关键。