采用电磁测距技术精确地探测救援井与事故井之间的距离是救援井导通成功的关键,准确的电磁测距算法是电磁测距技术的核心.文章基于矩量法理论建立救援井与事故井之间的电磁测距正演模型,研究了地层电导率对事故井套管电流分布的影响及发射电极尺寸与位置、事故井套管长度与直径、救援井套管长度与位置和救援井井斜角对信号强度的影响.结果表明:事故井套管上电流呈近似正弦波分布;地层电导率越高,发射电极长度与直径越大,越有利于向地层注入电流,信号强度越大;发射电极应远离救援井套管、事故井井底和探管,减小对信号传输的干扰;较大的事故井套管尺寸和较小的救援井井斜角有利于增大信号强度,扩大测距范围.文章建立的正演模型和响应特性研究成果可为救援井钻井电磁测距技术的研发与应用提供理论指导.
钻井提速是钻井降本增效的重要技术途径,多年实践表明水基钻井液组分对机械钻速有显著影响,但其机理尚不清晰.文章针对川中沙溪庙组致密砂岩难钻地层,通过改变钻井液组分,以提高钻井液渗入能力为目的,探索了钻井液与岩石相互作用机理及其对岩石力学性质、可钻性的影响规律.研究表明:基于膨润土、凹凸棒石、海泡石、纳米膨润土配置的水基钻井液,对川中沙溪庙组致密砂岩的快速渗入能力为纳米膨润土＞海泡石＞凹凸棒石＞膨润土.纳米膨润土由于粘土含量低,滤饼形成速度慢,具有较高的瞬时滤失量,配置的钻井液快速渗入能力强;钻井液快速渗入能力越强,对岩石力学性质劣化程度更甚、岩石可钻性级值越低、破岩效率越高,其内在机理为钻井液快速渗入促进了伊/蒙混层发生水化反应,破坏了岩石内部原有的胶结状态,抗破碎能力降低.现场试验表明:优化钻井液后平均机械钻速从1.25 m/h提高至2.29 m/h,说明通过提高钻井液快速渗入能力实现钻井提速在沙溪庙组致密砂岩地层取得较好效果,值得进一步推广应用.
为解决鄂尔多斯盆地杭锦旗探区气井出水影响气井产能问题,提出利用润湿反转剂的界面修饰作用改变岩石表面润湿性的控水增气方法.测试了润湿反转剂的表面张力和润湿性,考察了润湿反转剂的时效性及其对岩心表面微观结构和界面性质的影响,评价了润湿反转剂降低水膜厚和控水增气性能.结果表明:浓度为0.25％的润湿反转剂即可实现低表面张力及疏水性能,且有效性达2个月以上;通过吸附评价实验,证实润湿反转剂使岩心孔隙表面更为平整光滑,岩心表面呈现疏水性;浓度为0.25％的润湿反转剂使水膜厚度降低28.87％,产水率降低55.55％,产气率上升5.31％,说明润湿反转剂附着在岩石表面,改变岩石润湿性质,降低了水膜厚度,增大了气相渗流通道,达到了控水增气的目的.解水锁现场应用验证了界面修饰可以有效解降致密砂岩气藏生产过程中可动水导致的水锁损害,增产效果显著.
强化水基钻井液体系的抑制水化功效是采用水基钻井液进行页岩气钻井时的核心关键,对特殊结构抑制剂的研究已成为焦点.利用亲核加成与缩聚相结合的方法,制备出低支化度聚胺页岩抑制剂,采用傅里叶变换红外光谱仪、核磁共振氢谱仪、扫描电子显微镜、Zeta电位仪、X射线衍射仪对LBPA抑制剂进行了结构表征和机理分析.低支化度聚胺页岩抑制剂最优制备条件为乙二胺与丙烯酸甲酯摩尔比为1∶1,在100℃、120℃和140℃各反应2 h.采用傅里叶变换红外光谱和核磁共振氢谱分析LBPA分子末端含有大量的仲胺和伯胺等抑制性官能团.低支化度聚胺页岩抑制剂在水溶液中可形成树枝网状或准球形结构,有效降低了页岩的表面水化和渗透水化.3％低支化度聚胺页岩抑制剂加入XS06井现场钻井液体系后,体系流变性、滤失性良好,一次回收率大于97.96％,二次回收率大于84.78％.
由于不同完井方式下水平井井筒气水的流动规律存在差异,在完井设计中需考虑选择更利于气井排液生产的完井方式.为了明确完井方式对水平井井筒流动规律的影响,搭建了全井筒多相流可视化模拟实验平台,对不同完井形式的水平井井筒整体流动规律进行实验模拟,并分析了各井段在不同气水流量下的流型、压降损失及井筒排液能力的差异.实验结果表明,套管固井完井和套管不固井完井方式下,斜井段和直井段的流动规律相似,其中斜井段气液扰动程度大,气液滑脱现象明显,是水平井最易形成积液的井段;水平段的流动规律差异较大,套管不固井完井方式在油套环空容易形成液体滞留,整体流动性较差,且压降梯度较大,井筒排液能力差.因此,从提高水平井井筒整体流动性和排液能力方面考虑,长庆气田水平气井在水平段宜采用套管固井完井方式生产,该研究为气田水平井完井生产设计及排水采气工艺提供指导依据.
全球稠油资源丰富,注蒸汽热采是主要的开发方式.文章概述了国内外稠油热采技术的现状,包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、火烧油层等技术的基本机理和适用条件,以及近年来稠油热采新技术的主要机理和矿场应用实例.根据实例得出以下结论:针对隔夹层发育且渗透性差的强非均质超稠油油藏,通过改变井网井型、添加溶剂辅助、烟道气辅助等发展了多种形式的蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD).针对薄层、深层、超稠油油藏,通过复合化学剂(降黏剂/驱油剂/泡沫剂等)、气体(CO2/N2等),利用蒸汽、化学剂、气体三者的协同作用,形成了不同类型油藏多元热复合驱技术.针对蒸汽开采末期油藏,形成不同类型油藏火驱模式,矿场试验较蒸汽吞吐提高采收率25％～30％.热溶剂开采技术通过高温热溶剂传质、传热作用及脱沥青质反应对稠油进行原位改质,碳排放量比SAGD减少75％.稠油原位改质技术通过地下加热裂解、催化改质等方法,将超稠油改质为轻质原油,实现稠油有效开发.稠油热采技术的下步发展方向是多学科交叉结合,开发全过程节能降耗,向绿色低碳、清洁高效方向发展.
在石油钻井过程中,顶驱设备需要在40多米高的井架内部多次上下往复,将工具和钻具送入井下,满足钻井需要.顶驱上下运行过程中,顶驱设备负重数百吨钻具,加上下行时俯冲的动能,必须在10 m余的高度内开始减速并在离地1 m高的位置刹停,否则,顶驱设备将砸到钻台面,造成井毁人亡的严重后果.尽管当今钻机上,已经安装了过卷阀等多种预防装置,但都未能从根本上彻底解决这一难题,极有可能因操作者精力不集中造成溜、顿钻事故,给企业造成巨大的经济损失.
渝西深层页岩气井在须家河组和嘉陵江组广泛发育裂缝性地层,地层压力系数低,钻进过程中井漏问题突出、常规堵漏措施效果差,严重制约钻完井提速提效.针对上述问题,文章开展了堵漏失败原因分析并提出基于平衡压力法的低密度水泥浆承压堵漏技术,综合运用平衡压力计算方法、高强低密度水泥浆体系及候凝挤注工艺,确保了水泥浆在井筒内及漏层中的驻留与固化,初步实现对低压漏失层的有效封堵,再辅以常规密度水泥浆或随钻堵漏材料,可进一步提高漏层承压能力.该技术在渝西深层页岩气2 口失返井中成功应用,一次堵漏成功率高,漏层承压当量密度平均提高0.33 g/cm3,为川渝深层页岩气井裂缝性地层承压堵漏提供了理论支持和技术手段.
随着浅层油气资源的不断开发和不断增长的油气需求,油气勘探开发开始向高温、超高温等极端环境迈进,给固井水泥体系带来巨大的挑战.针对超高温环境下水泥石强度衰退的固井难题,通过研选硅砂、高温增强材料、缓凝剂、降失水剂及高温稳定剂,进行了超高温水泥浆体系的研究.研究结果表明,超高温水泥浆体系具有优异的工程性能,在210℃高温环境下,体系高温失水量小于100 mL,密度差小于0.02 g/cm3,稠化时间可调;在250 ℃环境下水泥石抗压强度大于50 MPa且不衰退.非晶态高温增强材料能提高水泥石高温力学性能并抑制强度的衰退,并可作为硅粉的替代物,减少高温水泥中硅粉的用量.通过XRD和SEM分析发现高温增强材料有效地阻止了高温水化产物托勃莫来石(C5S6H5)转变为硬硅钙石(C6S6H).文章的研究成果对解决深井、超深井固井水泥石强度衰退问题具有重要意义.
针对冀东油田多级分层注水管柱在打捞过程由于封隔器较多导致管柱解卡载荷大、起出困难,容易造成大修等问题,设计研制了注水管柱逐级解封解卡安全丢手工具.该工具主要由外套和中心管组成,采用脱节式结构(多级销钉)并设计了连通孔,启动后实现油套连通,消除压差对管柱打捞的影响;中心管长沟槽结构可提供解封行程,实现多级封隔器逐级解封,降低解封负荷;管柱遇卡时,拔断解卡销钉,管柱可从逐级解封解卡装置处脱开,脱开后进行逐级打捞,避免造成大修.现场应用120余井次,实现注水管柱分级打捞76井次,启动力28 t,丢手负荷32 t,分层管柱大修率由56％下降至24％.现场应用情况表明,逐级解封解卡安全丢手工具的结构简单合理,可操作性强,可有效降低多级分层注水管柱大修概率,具有良好的推广应用前景.
塔里木油田超深井井底温度普遍超过150℃,随之而来的是高温条件下固井水泥石强度衰退严重影响到井筒的完整性及油气开采效率.文章通过开展固井水泥中硅粉掺量和细度的分析实验,系统研究了在150～190℃高温条件下固井水泥石在28 d中的抗压强度发展规律.结果表明,温度在150～190℃时,通过调整硅粉的加量和细度可以使水泥石在28 d中抗压强度保持稳定.其中,温度在150～160℃及160～170℃条件下,300目硅粉就可以满足要求,掺量分别为35％和45％;温度在170～180℃之间,需要采用500目的硅粉,掺量为60％;温度在180～190℃时,需要添加200目和500目的硅粉混合物,以1:2的比例搭配,总掺量为70％.同时,运用X射线衍射(XRD)和扫描电镜(SEM)技术对水泥石水化产物进行分析,发现水泥中掺入一定比例的细硅粉有利于雪硅钙石的生成,使水泥石基体在高温环境下保持稳定,解决强度衰退问题.
钻井作业过程中的粘滑现象严重制约了钻井提速,而扭力冲击器通过将部分钻井液的能量转化为扭转冲击能,产生高频低幅的扭向冲击力,以解决钻进时钻头的"粘—滑"问题,从而提高钻进效率.为了弄清钻井液在扭力冲击器中的流场特性以及影响扭力冲击器输出冲击扭力的因素,文章对自主研发的扭力冲击器做了 4个典型工况下的钻井液在纵横向上的压力和流速分布仿真及排量大小、分流孔结构对扭力冲击器输出冲击扭力的影响.结果表明,扭力冲击器的锤座、偏心锤、换向阀在不同工作状态下所受的流体冲击扭力范围分别为156.4～1 484.7、572.7～2219.4、728.4～735.6 N·m;直槽式方形孔的效果较好;随着钻井液排量的增加,冲击扭力增加.该扭力冲击器经过地面测试,在钻井液排量达到30 L/s以上时,其扭力冲击可以达到900 kN以上,并在试验井中实现提速22％.
为了解决长庆气田直井分层压裂工艺上存在施工排量低、周期长及费用高等问题,实现连续压、大排量、可控开采等目的,文章通过对趾端滑套、套管滑套及可控溶解暂堵桥塞等配套工具的研究,形成了气田直井一体化工艺及管柱.该工艺可实现免射孔、连续大排量压裂、压后常压下入油管排液、生产,且后期可以选择性地进行滑套关闭,从而进行可控开采.该一体化管柱随完井套管一起下井,完成固井后靠井口加压打开趾端滑套压裂第一层,后续投入配套可溶球打开对应的套管滑套进行分层压裂,压后用电缆下入可控溶解暂堵桥塞封堵井筒,常压下入油管排液生产.与桥射联作工艺相比,该工艺单层可缩短压裂施工周期3～4 h,节约施工费用6～7万元,对苏里格气田降本增效具有重要意义.
针对水平井段间非均质性较强或钻遇断层、较大天然裂缝带的情况,四川盆地页岩气井套变现象时有发生,导致常规机械分段工具无法通过套变段,对页岩气水平井高效分段改造带来巨大挑战.为此,提出了一种适用于非常规油气藏水平井的非顺序压裂工艺,该工艺不同于传统的从水平段B靶点向A靶点的顺序压裂,而是在水平分段改造井段的任意位置实现分簇射孔与压裂,且每次压裂后全井段可实现暂时封堵.对于可能发生风险的井段可先行避开,先压裂正常井段,再压裂风险井段,对于水平段受断层影响的情况或套变井提供极具针对性的解决措施.以川南页岩气Al井为例开展现场试验,验证了水平井非顺序压裂工艺的可行性,并在一定程度上减弱较大裂缝带对压裂改造体积的负面影响,有效规避压裂改造区域的重复覆盖.此外,该工艺使用的工具串外径最小仅79 mm,对套变井段也具有适应性和针对性,可作为桥塞分段工艺的有益补充,具有广阔的推广应用价值.
超长水平段连续油管作业过程中,连续油管由于质量轻、刚度小、挠度大、径向尺寸小,在上提、下放过程中容易发生屈曲甚至自锁,下放摩阻大,制约了超长水平段连续油管作业效率.为此,开展了考虑扶正器影响的水平井连续油管受力分析及摩阻计算研究.基于纵横弯曲连续梁理论,建立了三维空间内考虑扶正器作用的连续油管侧向力及摩阻计算模型,并以某油田J-3井开展了验证试验.结果表明:安放扶正器后,连续油管的下入能力增加,表现在管柱屈曲消失、下放井口轴向力增加、下放摩阻降低;同时,连续油管的安全性也有所提升,表现在上提井口轴向力降低、最大Mises应力降低.本文所建立的考虑扶正器作用下的连续油管受力数学模型和研究结果可为水平井连续油管作业扶正器安放及优化设计提供理论依据和设计参考.
目前平推法压井井筒压力按照单相流计算,计算结果不准确,造成现场压井施工的盲目性.文章考虑井底压力差、温度、渗透率等因素,建立了压井液排量优化新模型,新模型计算结果与现场实测泵注压力最大峰值误差为7.119％.通过对模型计算分析,得到了排量、渗透率、压井液密度对平推法压井井筒压力的影响,绘制了平推法压井因素影响图.结果表明:(1)随压井液密度及排量的增大,泵注压力呈现先增大后减小趋势;排量增大压井时间缩短,存在高套压反弹风险;(2)压井第一阶段(t≤15 min)井底有效压力主要受摩擦阻力的影响,压井第二阶段(t＞15 min),井底有效压力主要是受静液柱压力影响;(3)随地层渗透率增大,井口泵注压力呈现减小趋势;压井施工排量对井底压差影响较大,压井排量800L/min同1 000L/min比较,井底压差从2.06 MPa升至8.22 MPa;(4)对于超低渗地层,如果采取大排量平推法压井可能面临井筒压力过大引发管柱及地层破裂的风险,地层渗透率越大对平推法越有利;该模型对压井施工单制定和压井作业具有指导作用.
TMG油田西土孜库区块位于哈萨克斯坦国南图尔盖盆地阿克赛凸起,白垩系地层不整合披覆于基底隆起之上.白垩系石英砾岩与基底变质泥板岩等多套不同性质的地层,阻碍了该区块的钻井提速.文章通过研究该区块岩性物理力学性质,分析常规PDC钻头失效机理,设计优选穿非均质砾岩夹层性能强,稳定性好,抗硬质基岩研磨能力强的三棱齿+HYPER圆锥齿个性化高效破岩PDC钻头.在西土孜库区块5 口井应用,平均机械钻速13.87 m/h,较以往钻井提高73.35％,变质泥板岩机械钻速3.64 m/h,较牙轮钻头和常规PDC钻头提速32.4％,5 口井均实现三开钻进一趟钻,高效完成试验目标,为钻井提速提供了技术支持.
文章以四川盆地蓬莱气区沙溪庙底、自流井组、须家河组地层为例,开展了原位温度、压力下的抗压强度和可钻性研究.探索了原位参数对岩石特性的影响规律:原位条件下,地层强度呈非线性增长,岩石塑性增强,切削过程由体积破岩转化为研磨性破岩;揭示了原位可钻性变化规律:沙溪庙底、自流井组和须家河组在地表和原位条件下的可钻性级值分别为5～6、7～8、6～7,原位条件下上述地层平均钻速分别降低50.6％、61.2％和43.8％,破岩效率显著降低.基于离散元法建立了原位温度压力下的自流井组地层-异形齿互作用模型并开展了破岩模拟研究,获得了针对自流井组的最佳切削齿齿形和钻头结构参数,即最佳齿形三棱齿、后倾角20°、齿径16 mm.基于理论研究成果研发的PDC钻头在四川盆地蓬深X井自流井组地层开展现场试验,平均机械钻速同比邻井提高27.2％.现场试验表明文章研究成果能够有效指导蓬莱气区自流井组地层钻头设计.
窄密度窗口、漏溢同存、高温高压已成为深水钻井实现安全高效钻探所面临和亟待解决的难题.控压钻井技术已在我国陆地和浅海取得良好应用效果,国内深水领域还未系统开展控压钻井工艺和装备的攻关研究.调研分析我国南海某工区钻井工程需求,文章在此提出将旋转控制头安装在张力环下方的深水控压钻井技术,从系统的组成和功能方面阐述控压钻井隔水管水下子系统和控压钻井平台管汇系统;从平台工作状态、控压钻井隔水管水下子系统部署时序、钻井液循环特点等方面与自升式平台控压钻井进行对比分析;以井底压力为研究目标开展平台升沉、大排量钻井、增注/节流参数等因素对其影响的模拟计算.在此基础上指出我国深水控压钻井应从工艺、井底压力波动机理及控制方法、实时水力计算软件研发等方面开展攻关研究,满足深水钻井工程需求,助力深水油气资源高效勘探开发.
