To address the unclear mechanical response mechanisms of the cement sheath in deep oil and gas well cementing under complex temperature-pressure conditions,this study systematically investigated the coupled effects of curing temperature,curing pressure,testing temperature,and confining pressure on the mechanical properties of Class G oil-well cement.Specimens were pre-pared at different curing temperatures ranging from 25℃ to 140℃ and curing pressures of the atmospheric pressure and 21.7 MPa.Triaxial compression tests were then conducted at different testing temperatures from 25℃ to 140℃ and confining pressures from 0 to 20 MPa to analyze the evolution of stress-strain curves,peak stresses,and elastic moduli.The results show that increasing curing tem-perature reduces the peak stress and elastic modulus of the set cement,while high-pressure curing significantly inhibits pore develop-ment and improves structural compactness.Increasing testing temperature helps enhance the mechanical performance of cement at the testing temperature close to its curing temperature.Increasing confining pressure improves the plasticity and residual strength of ce-ment,and the cement exhibits staged evolutionary characteristics under different coupled conditions.The findings of this study provide a theoretical basis and experimental support for the design of cement slurry systems and the integrity evaluation of cement sheaths in deep for-mations.
To address the challenges of high compressive strength,low drillability,and extended drilling time in the deep tight shale of the Mabei Fengcheng Formation,an experimental study on drilling parameter optimization for axial-torsional coupled percussive drill-ing was conducted.This study intended to identify the dominant factors affecting rock-breaking efficiency and to establish a parameter matching method suitable for this layer.Using a composite percussive rock-breaking efficiency testing device,drilling experiments were performed on core samples from the target layer under fixed conditions of weight-on-bit and rotational speeds with different com-binations of axial and torsional impact frequencies.The effects of impact frequency on rate of penetration(ROP),torque,and mechani-cal specific energy(MSE)were evaluated.The results show that axial-torsional coupled impact can significantly increase the ROP while reducing torque and MSE.High-frequency torsional impact plays a dominant role in torque reduction and energy saving,and a synergis-tic rock-breaking mechanism was identified in which axial impact promotes crack propagation,whereas torsional impact alleviates bit stick-ing.This study confirms that axial-torsional coupled impact technology provides significant benefits in improving drilling efficiency,reducing torque,and lowering energy consumption in this shale formation.The obtained parameter optimization method provides a theoretical basis for field drilling design and offers important engineering guidance for accelerating drilling in deep hard strata.
To address the common challenges of rheological deterioration,excessive fluid loss,and wellbore instability for drilling fluids under high temperature,high salinity,and high stress conditions in ultra-deep wells,a cationic nanogel viscosifier and plugging agent,P(AM-DMC),was designed and synthesized from acrylamide(AM)and methacryloxyethyltrimethylammonium chloride(DMC)via inverse suspen-sion polymerization.This material combines the viscosity-enhancing property of flexible polymer chains with the high interfacial activity and size effects of nano-particles.Scanning electron microscopy(SEM)showed the material has an irregular polyhedral morphology and a particle size distribution of 200-500 nm.The performance of the developed material was systematically evaluated in a low solid water based drilling fluid,including rheology,filtration control,and salinity tolerance,while the contact angle and Zeta potential measurements were used to reveal the micro-interfacial properties.The material exhibited high hydrophilicity(a contact angle of 13°)and excellent dispersion stability,facili-tated by its strong positive surface charge(Zeta potential of+59.1 mV),which forms the basis of the synergistic viscosity-enhancing and plug-ging mechanism.Results demonstrated that P(AM-DMC)significantly improves the structural viscosity and shear resistance capacity of the drilling fluid through strong electrostatic adsorption between its cationic chains and clay particles,along with the formation of a three-dimen-sional network of the materials.Increasing the dosage of P(AM-DMC)markedly enhanced the apparent viscosity and yield point while signifi-cantly reducing both API and HTHP fluid loss.The system maintained excellent rheological stability and low fluid loss after aging at 170℃,confirming its outstanding thermal stability.It is indicated that P(AM-DMC)nanogel is a novel additive for high-performance drilling fluids in deep complex formations,offering efficient viscosity enhancement,fine plugging,and superior temperature resistance and thus holding sig-nificant engineering value for the safe and efficient drilling of ultra-deep wells.
新疆油田公司近期在某井区开展高温光热制蒸汽与注汽锅炉耦合的先导试验,为稠油蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发提供低碳高品质蒸汽.先导试验的开展对油气勘探开发与新能源技术的融合具有先行示范意义."双碳"目标下新疆油田公司稠油生产面临减少天然气消耗,降低二氧化碳排放的挑战.结合太阳能聚光集热技术、绿电+电极熔盐加热技术、高温储热技术,提出不同场景下浅层稠油开采中注汽工艺的新能源供能配置方案.为太阳能高温光热技术在新疆油田稠油作业区规模化应用提供了具体思路与解决方法,在减少自用天然气的同时尽可能降低蒸汽成本,对稠油油田低碳可持续开发具有重要指导意义.
注气驱油过程中井筒内存在可燃气体爆炸风险,为了明确热采注氮井筒内发生可燃气体爆炸事故后果及爆炸演化规律,开展了高温高压条件下油管大长径比空间内,轻烃组分爆炸的数值模拟研究工作.研究结果表明,管内爆炸超压峰值随初始温度的升高而降低,此现象是由于升温引起管内可燃气体总量降低,升温对燃爆反应速率的增强作用被抵消,但管内爆炸超压峰值随初始压力的升高而快速增大,同时在相同的初始压力和温度下,与中部和顶部点火相比,超压的最高值出现在管内底部点火时的井口位置,且在井筒两端由于爆炸冲击波反弹使得超压迅速上升,爆炸产生的超压最高可达300 MPa以上,足以对油管和井筒等设施造成严重破坏.研究成果为注气采油井筒爆炸安全防控提供参考依据.
玛湖风城组地层含盐量高,导致压裂施工压力高、水力裂缝穿透盐层扩展难度大、加砂难度大等问题.基于相似准则制备等效含盐岩样开展真三轴压裂实验,并基于有限元法和内聚力单元法开展含盐储层裂缝扩展数值模拟研究,探索了含盐量、黏度、排量等因素对裂缝扩展行为的影响.研究结果表明,与常规砂岩相比,含盐储层破裂压力更高,塑性更强,纯盐隔层的存在会阻碍裂缝纵向扩展;压裂液黏度越小,对含盐储层的溶蚀越强,施工压力就越低;排量越高,压裂摩阻越高,施工压力越高.现场应采用清水配置高黏(120 mPa·s)压裂液和大排量(单簇排量5 m3/min)施工,实现水力裂缝有效穿透纯盐隔层并形成较大缝宽.研究成果对玛湖地区含盐储层的改造具有重要指导意义.
玛湖油田高含气井存在水合物冻堵问题的同时产气和产液量波动较大,而现场地面集输能力有限.为解决这一难题,提出双节流工艺,即在井下与井口安装节流喷嘴进行水合物防治与调产.基于PIPESIM软件计算双节流条件下油管与双节流喷嘴温压分布,研究了双节流工艺水合物冻堵预防、井口调产以及放喷防堵原理;分析了现场20口井51井次双节流工艺现场实践效果.5口试验井采用双节流工艺进行设计,冻堵问题严重的生产井水合物平均清理间隔均提高一倍以上.现场实践结果表明,井下节流比是双节流工艺设计的核心参数.减小井下节流比可以提高水合物冻堵预防能力;增大井下节流比可以提高井口喷嘴调产能力.高产气井以水合物冻堵预防为主,应采用较低的井下节流比设计;高产液井应采用高井下节流比设计,可以兼顾井口产量调整与水合物冻堵预防效果.这一结论为玛湖油田高效开发提供了坚实的理论基础.
针对传统聚合物、表面活性剂等溶液在提高原油采收率过程中存在黏度保留率低、吸附损耗量大等问题,介绍了纳米流体提高原油采收率相关研究进展.总结了目前应用于提高原油采收率领域中纳米材料的合成方法和纳米流体稳定性的评价手段;综述了纳米流体提高原油采收率的六大主要机理,包括降低界面张力、改变润湿性、降低原油黏度、提高泡沫稳定性、结构分离压力和降压增注;调研了目前纳米流体提高原油采收率的油田现场应用进展,并提出了限制纳米流体矿场大规模应用的瓶颈问题,一是缺乏高效开发非常规油藏的纳米驱油体系;二是关于二维片状纳米流体的研发、提高采收率机理的研究及矿场先导试验三位一体的理论和技术研究尚不成系统,需要更深层次的探讨和研究.为解决纳米流体的实践推广应用指明方向.
呼图壁背斜钻井过程中面临高温高压、井壁坍塌、钻井液漏失等复杂问题.为了制定稳定井壁的技术对策,降低事故风险,通过室内实验与理论分析对中深部复杂泥岩地层的组构特征、力学特性和地应力状态进行了研究,建立了"力学-化学-渗流"多场耦合的井壁坍塌压力计算模型,明确了呼图壁背斜构造中深部泥岩地层在水基钻井液作用下的井壁失稳机理.研究结果表明,古近系安集海河组至紫泥泉子组易坍塌泥岩伊蒙混层中蒙脱石含量占35%以上,中等膨胀、高分散(清水膨胀率和回收率均低于10%),强度具有各向异性;白垩系呼图壁河组至清水河组泥岩膨胀性减弱,硬脆性增强.呼图壁背斜受强构造应力作用,水平最大主应力当量密度接近2.50 g/cm3,高于上覆岩层压力.利用多场耦合方法分析可知,钻井液沿裂隙的渗流作用、泥岩地层与钻井液接触后的水化作用以及钻井液对井壁的有效力学支撑不足是造成井壁失稳的主要原因.考虑多场耦合模型计算得出的坍塌压力比仅考虑力学因素高0.05～0.25 g/cm3.在钻井过程中需保持钻井液对裂缝性地层的封堵性能和对易水化泥岩地层的抑制性能,在保证有效封堵的基础上提高钻井液密度,使其略高于多场耦合模型计算得出的坍塌压力,以保持井壁稳定.
水力压裂技术是提高页岩油井产能的重要手段,压裂过程中固井水泥石力学行为对油气井安全和高效生产有重要影响.基于吉木萨尔地区固井水泥浆体系配方,设计了水泥试样养护模具及水泥胶结强度测试方案,养护了水泥石标准圆柱试样及水泥石胶结试样,开展了模拟井底条件下单/三轴压缩实验、循环加载实验以及胶结强度实验,探究了固井水泥石本体、胶结面损伤及破坏规律.研究结果表明:单轴压缩条件下,水泥石具有显著的弹脆特性,破坏时水泥本体形成宏观裂隙,水泥弹性模量均值为3.054 GPa,泊松比均值为0.127;三轴条件下水泥石强度及塑性特征得到增强;循环加载过程中,水泥石塑性变形存在双线性累积现象,塑性变形量与载荷峰值呈正相关,载荷峰值由22.7 MPa增至53.2 MPa时,循环20次后的塑性应变由0.24%增至2.46%;水泥胶结面为天然力学弱层,水泥石胶结强度小于1 MPa,远低于水泥石本体强度,是井筒密封失效的风险点位.
针对延长油田注水开发中存在的高压注不进、难见效、含水上升快等问题,创新性地提出了蓄能增渗注水技术.运用油藏数值模拟方法研究了蓄能增渗注入和焖井期间裂缝、基质压力演变及井底压力传播规律,同时分析了注入量对蓄能增渗效果的影响.研究发现,在注入阶段中,随着水的快速注入,裂缝内压力升高,注入水由主裂缝向裂缝尖端传递,压力升高区域主要分布在裂缝周围,基质压力变化不大.在焖井阶段中,随焖井时间延长,裂缝及近裂缝带基质压力表现为先迅速下降,超过一定焖井时间后趋于稳定;距离裂缝大于30 m的基质压力随焖井时间延长出现先上升后下降的趋势.井底压力同样表现为焖井初期迅速下降,后期趋势变缓.注入量越高,地层能量提升越高.进一步剖析了低渗透油藏蓄能增渗作用机理.矿场应用证明该技术提压增油效果显著,可为类似油藏蓄能增渗开发提供经验借鉴.
某油田二叠系山西组页岩气水平井注水泥过程中易出现漏失和溢流等复杂问题,严重影响固井质量,现有套管居中条件下井筒压力计算方法难以满足井筒压力精确计算要求.亟需建立一套考虑实际井下工况的注水泥全过程井筒压力计算模型来准确预测、实时评价井筒压力分布特征,以确保固井安全与提高固井质量.考虑套管偏心工况下注水泥过程中多种流体注入对井筒静压和循环摩阻的影响,引入偏心环空摩阻压降修正系数,建立了考虑套管偏心条件下注水泥环空流动计算模型,结合计算A井套管偏心数据,分析了套管偏心对环空压力的影响.结果表明,套管偏心条件下环空摩阻压降比同心环空降低了22.7%～33.42%,套管偏心条件下压力计算模型的预测值与实际泵压吻合度高,计算误差在1.37%以内,采用该计算方法确保了注水泥施工过程中的压稳不漏原则.验证了建立的注水泥全过程压力预测模型与计算方法的准确性,成果对低压易漏地层固井施工具有重要指导意义,避免了井下复杂情况发生,确保固井施工安全.
受限于套管直径小、套管连接螺纹不具备气密封性等因素,老井无法直接转为储气库注采气井,因此老井井筒必须进行封堵改造,并保障封堵的有效性.以河南叶县储气库某老井为例,根据地层岩性、井径情况,确定了老井段铣封堵层位,建立了基于内聚力模型单元(Cohesive)方法的盐穴储气库段铣封堵老井水泥塞-地层系统三维有限元模型,明确了储气库定压条件下水泥塞-地层界面剥离失效规律,得到了界面的极限剥离长度.研究表明:对于无射孔段老井,为防止天然气在纵向、横向上的泄漏,需要在盖层段和盐层段分别建立水泥塞屏障体;储气库压力恒定20 MPa条件下,水泥塞底部受压后会发生一定程度微小形变,致使水泥塞-地层胶结界面产生剪切方向变形,累计到一定程度后即发生剥离;随着模拟时间增加,剥离段长度逐渐增加并趋于稳定,极限剥离失效长度为18.4 m;水泥塞-地层界面剥离失效长度随水泥塞弹性模量的增大而降低,建议使用高弹模水泥浆体系进行井筒封堵作业.研究结果有助于判断现场老井段铣封堵长度是否足够,为保障储气库长久安全运行提供理论指导.
为使余热资源得到有效利用,各油田企业采取热泵等技术替代燃油、燃气加热炉,使采出液的余热用于油田生产、生活系统供热,热泵在油田逐渐得到应用.压缩机是热泵系统中唯一的运动部件,是热泵的心脏.磁悬浮离心式压缩机采用先进的磁悬浮和直流变频技术,大大提高了机组的性能.为探讨压缩机对水源热泵能效影响,为水源热泵选型提供参考,通过一个实际脱出水余热利用案例进行了水源热泵选型对比.结果表明,在常规螺杆机热泵能效只有2.4的条件下,磁悬浮热泵能效可以达到3.54,超过水源热泵余热利用能效标准,比原螺杆机方案节能率高32%.以电费单价1.0元/(kW·h)计,年节约运行电费117.33×104元.磁悬浮热泵的能效、负荷调节性、可靠性、稳定性相比其他热泵技术更高,同时可减少现场维护工作,适合油田现场应用.
米绥新区天然气资源丰富,是长庆油田快速上产的重要战略接替区,但近几年井漏问题的频繁出现已经严重制约效益开发的进程.为了遏制井漏的发生,通过多尺度定量岩石物性实验、微电极成像测井观测和单井四压力剖面分析对该区域的漏失机理展开了研究.结果发现米绥新区的漏层主要在刘家沟组和石千峰组,漏层存在大量微纳米级裂缝,岩心平均动态杨氏模量分别为17.94 GPa、8.47 GPa,平均动态泊松比分别为0.394、0.064;刘家沟组地层的黏土矿物含量超过一半,石千峰组的脆性矿物含量高达72%,成像测井图显示该区域含有张性缝;单井四压力剖面揭示漏层存在低压区,而钻井液密度为1.18g/cm3.最终分析得出高含量的黏土矿物与脆性矿物造成地层内部容易形成水化裂缝和构造裂缝,同时地层压力较低,导致钻井液流向地层中的天然裂缝,最终发生漏失.研究成果不仅揭示了米绥新区的漏失机理,也为后续选择堵漏方法及减少米绥新区井漏事故提供技术指导.
原油储罐泄漏会造成严重的后果,对原油储罐泄漏事故进行风险识别和分析是罐区安全管理的重要组成部分.基于事故树模型引进层次分析法,共识别和考虑了18个基本事件,通过最小割集求得各基本事件的结构重要度;通过结构重要度确定判断因子;然后构造出判断矩阵,对储罐泄漏风险进行了分析.分析结果显示,阀门失效、设计缺陷、充装过量、储罐缺陷和检修问题等是造成储罐泄漏风险的主要因素.研究工作对储罐泄漏风险的预防和控制提供了理论依据.事故树-层次分析法也被证明可以客观地分析储罐泄漏风险,为储罐的日常安全管理提供了理论支撑.
随着油气勘探开发向深层、深水、非常规领域发展,钻遇地层越来越复杂,其中深部泥岩地层在钻进过程中表现出极强的硬塑性特征,导致切削齿难以吃入地层、钻头机械钻速缓慢.针对硬塑性泥岩地层提速难题,开展了聚晶金刚石复合片钻头(PDC)切削齿模拟破岩试验,对比分析了多种异形齿的破岩效果.研究结果表明,弯刀齿的破岩效率最佳且兼具一定的耐用性,在胜利罗家油田硬塑性泥岩地层实现机械钻速最高提升116.4%;斧形齿和弯刀齿交错布齿钻头设计适用于砂泥互层等深部复杂地层,在准噶尔盆地永进油田实现机械钻速最高提升215.7%.讨论了硬塑性泥岩地层潜在的提速措施,建议采用"尖锐突破,平面推进,小齿密刮"的钻头设计原则,以实现高效破岩钻进.研究成果为硬塑性泥岩地层PDC钻头优化设计提供了参考.
大港油田唐东区块地层复杂,主要目的层为东三段和沙河街组,目的层埋藏较深、储层段长,且各储层之间损害机理差异性大,应用细目碳酸钙和钻井液用封堵剂作为储层保护技术,由于储层针对性不足且技术实施管理不到位,导致该地区探评井储层保护效果欠佳,储层钻井液岩心渗透率恢复值仅为67.5%.根据唐东9X6井岩心敏感性评价和铸体薄片分析,针对潜在损害因素构建了唐东探评井钻井过程储层保护技术体系.该保护体系采用成膜封堵保护技术,配合应用单井多层/多点设计方法,通过精细技术实施管理、精益实时评价,确保了技术高效实施.该地区成膜封堵保护技术实施5口井,钻井液动态滤失量降低25.7%、渗透率恢复值提高13.1%,5口井均达到地质预期效果,其中2口井实现高产,初期日产分别达到61.3 t和101.1 t,取得了良好的效果.
为解决高压注气过程中注气封隔器密封不严导致的油套环空带压问题,通过优化封隔器结构、优选密封机构与材料,研制了一种新型的插入式高温高压注气封隔器.该封隔器设计整体式密封插管,减少连接部位,降低漏失风险;设计密封圈与插管本体一体硫化,避免管柱蠕动对密封圈的损伤,提高插管密封效果和寿命;选用气密封胶筒,设计分瓣张开式刚性支撑保护,避免胶筒受损,提高注气密封性能.该封隔器的优化设计延长了封隔器使用寿命,降低了油套环空带压风险,解决了高压注气安全隐患,为冀东油田气驱发展提供技术支撑.
全球油气勘探开发由浅层向深层、常规向非常规、中高渗整装向低渗透低品位、滩浅海向深海逐步拓展,钻井工作量持续增大,亟需钻井液技术提供保障.性能优良的钻井液是实现安全、高效、经济、绿色钻井的关键,钻井液流变性是评价钻井液体系性能的核心参数.流型调节剂作为构建钻井液体系不可或缺的关键处理剂,能够起到增黏提切、提高动塑比及优化剪切稀释性等作用,可有效调控钻井液流变性.为推进新型钻井液流型调节剂研发,对国内外水基钻井液用流型调节剂进行了调研及分类,综述了各类流型调节剂的研究现状、应用情况及存在问题,并分析了水基钻井液流型调节剂发展方向,以期推动水基钻井液技术进步.
