渤海油田钻柱松扣关键技术

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钻柱松扣技术对前期采用解卡措施后仍无法有效解卡的卡钻事故具有重要意义。基于卡钻事故发生诱因及其相应的解卡机理,研究反扣钻具倒扣、正扣钻具倒扣及爆炸松扣相关技术。结果表明,若前期解卡措施难以解卡,钻柱松扣技术是最有效的解卡措施;反扣钻具倒扣技术对井深、井斜及摩阻限制较小,但倒扣失败后脱手难度大;正扣钻具倒扣适用于井深浅、井斜和摩阻小的卡钻事故,能够迅速处理海上小型平台的卡钻事故,但对于大斜度井、井眼轨迹复杂的井风险较大;爆炸松扣技术适用于井斜和狗腿度大、井眼轨迹复杂的事故井。研究结果对高效地处理卡钻事故具有
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鄂尔多斯盆地西南部是近年来天然气勘探开发程度较低的一个新区块,在系统分析岩石学特征、粒度特征、沉积构造和测井曲线等沉积相标志的基础上,结合区域沉积背景,开展了S1–S15井区山13亚段沉积微相类型及砂体展布特征研究。结果表明,S1–S15井区山13亚段属于曲流河浅水–三角洲沉积体系,发育三角洲前缘、浅湖两种沉积亚相,水下分流河道、分流砂坝、河口坝、席状砂、分流间湾、河道侧翼和浅湖泥7种沉积微相;水下分流河道和分流砂坝是主要控砂微相,均主要分布在研究区的中部区域,也是区内的有利储集相带。
新场气田须二气藏成藏机制复杂,储层致密,裂缝分布规律不清,气水关系复杂,存在主控因素认识不清的问题。在分析新场须二气藏气井分类的基础上,结合气藏动态特征,开展了岩石相、气水关系、裂缝发育程度等方面的研究,探讨了新场须二高产气藏主控地质因素。结果表明:①千层饼状中粗砂岩相、平行层理中粗砂岩相是最有利的岩石相,是高产高效气井稳产的基础;块状层理中粗砂岩相、斜层理中粗砂岩相是较有利的岩石相,是中产有效气井稳产的基础。②构造部位控制了气水的分布,开发有效气井主要分布在构造高部位。③断层–裂缝系统控制了裂缝发育程度
在油气勘探评价阶段,评价试油井产量效果是试油目的之一,也是制定开发方案的重要依据。从影响油井产量的物性参数、压裂措施规模和流体性质三个方面对滴南15区块试油情况进行分析,认为影响该区试油井产量的关键因素为渗透率、有效厚度和压裂规模。该区油层有效厚度为5~10 m,压裂过程中,控制加砂比为15%左右,压裂规模越大,退液率越高,试油效果越好。
松北致密油储层非均质性强、横向不连续,同区块不同井钻遇差异大,常规增产改造方法无法实现储量的有效动用,且无法直接评价压裂参数与产能的相关规律。通过引入评价参数“无因次动用比”,利用不同区块水平井压裂数据开展适应性分析,评价不同压裂参数对压后产能的影响。结果表明,I类储层分段产能贡献比远高于II类储层,可达60%以上;小的裂缝间距更有利于储量动用,且单缝改造规模与累计产量呈较好的正相关性;体积压裂模式中凝胶压裂液模式(切割模式)效果优于大量滑溜水前置液+凝胶携砂压裂液模式(复杂缝网模式)。
水平井高含水或短期内含水迅速上升是生产过程中最常见的问题之一,造成产能损失巨大。目前常用的堵剂类型有冻胶型、树脂型、凝胶型、沉淀型与分散体型等,而低渗油藏裂缝发育区水平井注入水量大,并无一种单一体系能够满足堵水要求。因此,本文以延长油田安塞区块低渗油藏作为研究对象,开展堵剂配方优化,设计了由“交联聚合物+柔性颗粒”共同组成的新型堵剂,并进行了堵剂的耐温性、耐盐性、抗剪切性和封堵率评价;优化现场注入工艺,确定了“先颗粒后凝胶堵剂”的注入方式与“0.5 PV颗粒堵剂+0.5 PV凝胶堵剂”的段塞组合方式封堵性
天然气开发中传统高压集输工艺和井下节流中低压集输工艺均存在一定的问题,为此,引入井筒隔热技术进行现场试验评价,基于试验数据和模拟论证,评价了隔热技术应用的可行性和经济性。现场试验及研究论证表明,单井采用井筒隔热技术后能够提高井口温度近20℃,集气站所辖气井整体采用井筒隔热技术后,进站温度均提升10℃左右,对应水合物生成压力大于5.8 MPa,满足不注醇、不加热中压集气生产要求,能简化生产管理、降低生产成本,提高开发效益。经济性论证表明,相比现有生产方式,2年可收回增加的投资,规模应用后经济效益更加明显。
地层测试及取样技术是储层流体性质识别的重要手段,南海东部油田成功地采用新型模块式电缆地层测试及取样工具完成多口井的取样分析。实践证明,液压系统、双封隔器、大探针、泵抽系统、温压传感器可在井下搭建临时且完善的生产系统,获得关井状态下的压降测试和压力恢复测试数据,从而得到地层渗透率、泄油半径等参数。光学流体分析模块采用近红外光谱吸收和荧光谱测定技术,结合流体黏度和密度的测定,可以精确区分油气水的比例,从而取得完整的地层流体样品,为后续开发方案编制提供准确的数据。
利用地质与开发相结合的研究方法,对孤东油田馆上段45砂组薄层边际油藏的地质特征与开发特征开展了研究,并制定了相应的开发技术对策。研究认为,在开发过程中,需要通过完善井网提高薄层整体动用,储层改造提高渗透能力,单层开采避免层间矛盾,分层注聚强化薄层注入,加强薄层水平井开发。通过以上“四项原则”,建立以水平井单层注采为主线,稠油薄层注汽吞吐、稀油薄层强化注水的开发政策,实施后获得了近千万吨的薄层边际油藏推广储量。
河南油田适合化学驱资源总量约1.75×108t,现场共实施30个化学驱项目,动用化学驱储量近8200×104t,累计增油约280×104t。聚合物驱技术已成为河南油田化学驱效益开发的主体技术;低度交联聚合物驱技术是河南油田自主研发的特色技术,应用于Ⅲ类高温油藏,在技术和经济上获得成功;弱碱三元复合驱技术现场应用效果较好。但河南油田化学驱技术存在优质储量动用程度高、剩余储量接替难度大、化学驱产量递减快等问题,因此,针对不同类型油藏化学驱剩余储
针对注水井常规酸化解堵措施中存在效率低、有效期短、二次沉淀或三次沉淀伤害以及作业程序复杂等问题,以“满足注水井连续注入、酸化、有效期长且酸化后无需返排,简化作业工序”为思路,通过将主剂由盐酸、氟硼酸、多元有机酸等进行复配,并加助剂螯合剂、缓蚀剂,开发出一种注水井在线酸化XYLS–1酸液体系。室内评价表明:相对常规土酸,该酸液体系具有良好的缓速、缓蚀、抑制二次沉淀的能力,在某高压欠注井进行现场应用,酸化后该井降压4.2 MPa,日增注16 m3,降压增注效果良好。