钻井井身结构简化对采油工艺的影响

不下技术套管可以大幅度地缩短钻井周期,降低钻井成本,进而提高综合开发效益。但是,从未开展不下技套油水井的生产运行分析工作,目前对井身结构简化制约油气生产的影响规律仍然认识不清,为此,对新疆油田井身结构简化技术及不下技套油水井的生产情况开展了调研分析。综合分析井身结构简化配套技术、简化后的井筒结构特性与油气生产之间的关联性,优选了五个典型区块,针对区块下辖的940口油水井,开展了油水井生产运行数据统计及分析,从油井产量、操作工艺、新井投产措施、油水井套损等方面探讨了井身结构简化对采油工艺的影响。调研数据分析表明,不下技术套管的油水井能满足正常生产的需要,表征出较为明显的技术适用性,但不下技套油水井的套损发生几率有明显上升,需要针对特定的地层条件对固井工艺做适当的调整。     

超稠油油藏直井采用隔热油管注采经济性分析——以风城油田为例

以风城油田为例,对直井采用隔热油管注采的井筒热损失进行了计算,并将热损失折算成燃气成本,与采用隔热油管增加的投资成本相比较,对采用隔热油管的经济可行性进行了分析。分析结果表明,对于风城油田的注汽井和吞吐井推荐采用隔热油管,采油井不推荐采用。     

克拉玛依油田七区八道湾组砂砾岩油藏地应力特征

克拉玛依油田七区八道湾组油藏储集层以中—粗砂岩和砾岩为主,油藏开发时间长,剩余油分布广,为实现小层挖潜,弱化储集层非均质性,实施了精细分层压裂。在储集层改造过程中,出现了裂缝穿过隔夹层沟通水层的情况,挖潜效果较差。为了明确储集层的岩石力学特性和区域地应力分布状态,采用室内岩心实验和现场资料分析相结合的方式,建立油藏三维应力场模型。研究发现,油藏西南部和中部应力差异不大,油藏东南部应力受断层影响较大,西南部应力受断层影响较小;研究区内发育5条逆断层且地层倾角变化较大,并在断层的交会处产生应力突变,对后期的压裂施工有较大影响,因此需要调整施工参数;在油藏西南部和中部裂缝向上向下延伸均匀,在油藏东南部深部地区,若隔夹层较厚,裂缝则向较为容易延伸的方向大幅延伸,易沟通水层,隔夹层较薄时,裂缝易穿透上下夹层。对2 m3/min和3 m3/min排量下的裂缝高度进行了模拟,发现在3 m3/min排量下裂缝的高度控制困难,裂缝纵向延伸较大,沟通下部底水;在2 m3/min排量下,裂缝延伸控制容易,纵向延伸合理。     

高温蒸汽环境中CO_2分压对3Cr钢腐蚀的影响

为了研究CO_2分压对3Cr钢在高温蒸汽环境中腐蚀的影响。利用高温高压釜模拟CO_2辅助蒸汽驱注气井工况,在160℃,CO_2分压为1~4MPa的条件下,对3Cr钢进行了失重挂片腐蚀实验,得到3Cr钢的腐蚀速率,并利用SEM、EDS、XRD及XPS观测了3Cr钢的腐蚀形貌及产物组成。结果表明:在实验条件下,3Cr钢的腐蚀速率均小于油田腐蚀控制指标(0.076mm/a),且随着CO_2分压的升高,其腐蚀速率先升高后降低;CO_2分压为1~2MPa时,腐蚀产生的FeCO3逐渐沉积在试样的表面,使FeCO3晶体的数量逐渐增多;CO_2分压为3~4MPa时,腐蚀产物中的FeCO3晶体有少量溶解,FeCO3晶体棱角逐渐变圆,形成的腐蚀产物变得更加致密。含CO_2高温蒸汽环境中,CO_2分压主要影响FeCO3的沉积和溶解,从而影响了3Cr钢腐蚀产物膜的保护性,进一步影响3Cr钢的腐蚀速率。     

CO_2驱采出井井下附件材料的腐蚀评价与优选

采用高温高压动态循环腐蚀试验,研究了35CrMo钢、42CrMo钢、3Cr13不锈钢、45号钢、304L不锈钢、316L不锈钢等6种材料在温度为30~65℃,压力为2 MPa,液相介质流速为1.2m/s的CO_2驱采出井环境中的腐蚀规律。采用扫描电子显微镜(SEM)和附带能谱仪(EDS)对腐蚀产物的形貌和成分进行了表征。结果表明:在本试验环境中,304L和316L不锈钢均未发生腐蚀;3Cr13不锈钢受到轻微CO_2腐蚀,腐蚀速率低于行业标准要求的0.076mm/a,其他材料的腐蚀速率均偏大,其在CO_2驱油田采出井环境中的腐蚀速率由大到小为:45号钢42CrMo钢35CrMo钢。合金中的Cr含量较低时(0~9%),随着Cr含量的升高,含Cr合金的耐CO_2腐蚀性增强;环境温度为30~65℃时,随着温度的升高,合金的腐蚀速率增大,这与腐蚀产物膜的生长情况有关。     

二氧化碳驱采出井缓蚀剂筛选与评价流程研究

添加缓蚀剂是油气田控制井筒腐蚀的主要手段,如何筛选出合适的缓蚀剂是预防井筒腐蚀的关键。以某油田CO_2驱采出井(井筒内温度60~120℃,CO_2分压为0.2 MPa)缓蚀剂筛选评价为例,首先利用配伍性试验初步评价缓蚀剂的理化性能,然后采用电化学方法进一步筛选出缓蚀率大于90%的缓蚀剂,最后利用高温高压釜模拟现场工况(90℃和120℃,CO_2分压为0.2MPa),对拟选用的缓蚀剂进行腐蚀失重评价实验,并辅以SEM分析缓蚀剂的防腐效果。实验结果表明:7种待评价缓蚀剂中,4种缓蚀剂可与现场采出液良好配伍;缓蚀剂质量浓度为200mg/L时,有两种缓蚀剂在常压下的缓蚀率大于90%;在加注浓度为1 mol/L、模拟实际生产工况下,筛选出的最优缓蚀剂可将D级杆和N80的腐蚀速率降至油田腐蚀控制指标0.076mm/a以内。研究表明,先以配伍性评价,后通过电化学评价进一步筛选,最后采用高温高压釜模拟工况测试验证,可以快速筛选出适用于CO_2驱采油井的缓蚀剂。     

加砂压裂过程中套管孔眼抗冲蚀性能分析

目的 研究加砂压裂过程中,压裂液排量和含砂比对套管射孔孔眼冲蚀的影响规律。方法 运用CFD数值模拟方法,针对射孔套管内流场、流迹特性和颗粒轨迹开展模拟分析,并使用E/CRC和Oka冲蚀模型模拟了压裂施工排量为5～15 m³/min、压裂液含砂比为8%～23%工况下套管射孔孔眼及附近的冲蚀情况,总结其影响规律。结果 随着排量的增加,孔眼处流速激增,压降达到5.5 MPa,但在管底形成一定憋压。E/CRC冲蚀模型考虑了颗粒数量的影响,相比于Oka冲蚀模型更适合于压裂过程中套管孔眼系统冲蚀的实际情况,在孔眼处上部流量进口方向的冲蚀速度明显大于下部管道方向,且冲蚀程度向四周逐渐减小,E/CRC模型的最大冲蚀速率由2.14×10^-8 kg/（m²·s）上升至5.85×10^-8 kg/（m²·s）。随着压裂液含砂比的上升,E/CRC模型在孔眼处的最大冲蚀速率由2.21×10^-8 kg/（m²·s）上升至95.6×10^-8 k...     

玛湖油田致密砂砾岩储层岩心差应变实验北大核心CSCD

为了获得新疆玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层地应力大小数据并指导压裂设计和施工,利用该储层段钻井中获取的砂砾岩和泥岩岩心进行了室内差应变实验,并依据实验数据对储层三向主应力大小进行了分析。实验结果表明,百口泉组储层段水平最大主应力与垂向主应力大小相近,砂砾岩储层水平最大主应力平均为71.8 MPa,水平最小主应力平均为51.1 MPa;泥岩隔层水平最大主应力平均为72.9 MPa,水平最小主应力平均为56.1 MPa。同时,利用压裂、成像测井等工程数据对水平最大、最小主应力进行评价,验证了差应变实验数据解释地应力大小的可靠性,表明通过差应变实验得出的主应力数值能够反映玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层现今地应力状态,可用于钻井、压裂等工程设计。     

抗 ＣＯ２ 腐蚀环保型油基环空保护液研究

由于丝扣等连接件的密封性问题的存在,油气田开发过程中的 ＣＯ２ 不可避免会渗入环空,进而产生严重的 ＣＯ２腐蚀,有必要研制出一种环保高效的油基环空保护液以延长管柱服役寿命。首先,从 ６种油中优选出经济环保的白油作为基础油,其稠环芳烃含量为 ０．３％,远低于欧盟 ２００５／６９／ＥＣ指令中要求的 ３％,符合环保要求;其次,通过配伍性实验对 ９种缓蚀剂进行油溶性筛选,并利用电化学方法对配伍性良好的缓蚀剂进行测试,筛选出了缓蚀性能较好的咪唑啉类缓蚀剂及其最佳注入浓度 １０００ｍｇ／Ｌ,形成一种环保型油基环空保护液,其配方为白油 ＋１０００ｍｇ／Ｌ咪唑啉类缓蚀剂;然后,对该油基环空保保护液进行理化性能测试,结果表明,其闪点不低于 １６０℃、倾点为 －３７℃、密度为 ０．８２ｇ／ｃｍ３,符合安全生产要求;最后,采用高温高压釜模拟注 ＣＯ２ 井环空腐蚀工况环境,对该油基环空保护液进行防护效果评价,实验结果表明,Ｐ１１０钢的在 ＣＯ２ 相中的腐蚀速率降到 ０．０５ｍｍ／ａ以下,在油相中的腐蚀速率降到 ０．０１ｍｍ／ａ,缓蚀率可达 ９５％以上。研究结果表明,新型环保型油基环空保液具有良好的防护效果和耐温性能,符合环保要求,可用于 ＣＯ２腐蚀工况环空管柱的防护。     

二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究

针对西部某油田注CO_2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60℃饱和CO_2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO_2驱采油井的腐蚀结垢问题。