海上电泵结蜡井热循环洗井工艺参数优化设计

为探索海上油田电泵举升结蜡井热循环洗井工艺井筒温度场分布规律，综合考虑潜油电机增温、电缆散热、热流体注入量、注入深度、注入温度、结蜡管段传热和海水空气导热的影响，基于热能守恒原理，建立了电泵井结蜡热循环洗井工艺井筒温度场计算模型，分析了热流体注入温度和注入量对混合产出流体的井筒温度分布的影响。研究结果表明，随着注入量的增加混合产出液沿程井筒温度增加，随着注入温度的增加混合产出液沿程井筒温度增加。该方法可有效指导现场措施工艺的实施，达到延长结蜡井的清蜡周期、延缓产液/产油量下降速度的目的。     

长成冻时间的深部调驱剂研究

长成冻时间的深部调驱剂是以 HPAM为主的复配聚合物 ,由树脂交联剂 1 0 3交联形成的 .由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度 .评价了不同聚合物、交联剂及矿化度在不同温度下的成冻时间及强度 ,并作出了成冻时间及强度等值图 .结果表明 :成冻时间在 1～ 3 0 d范围内可调 ,强度 (即 p BV值 )在 - 0 .0 6 0～ - 0 .0 3 0 MPa范围内可调 .由成冻时间和强度等值图可找出具体地层条件下的不同成冻时间及不同强度调驱剂配方     

稠油热采井注汽MDOD优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题,在满足油层注汽效果条件下,以注汽投资费用最低为目标函数,建立了稠油热采中井筒注汽优化模型,并用混合离散变量优化设计方法(MDOD算法)进行了求解.对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算,结果表明:运用MDOD方法进行优化设计,可以节省大量的初始投资并降低运行成本,有利于节约能源,提高经济效益.     

钻井井喷关井期间井筒压力变化特征

针对目前钻井井喷关井期间井筒压力计算值与实际关井压力差别较大的问题,将关井期间井筒压力变化分为两部分:关井初期地层流体继续侵入井筒的续流部分和气液密度差导致气体滑脱上升部分,从渗流理论和试井理论出发,考虑关井期间井筒内气体和钻井液的压缩性以及井筒的弹性,建立关井期间井筒续流模型;从气液两相流理论出发,考虑关井气体滑脱上升期间气体的膨胀、气体和钻井液压缩性、井筒弹性以及钻井液滤失等因素,建立关井期间气体滑脱模型;然后考虑关井期间井筒续流和气体滑脱综合影响,建立关井期间井筒压力计算模型,并给出基于本模型的气侵关井井筒压力读取方法。结果表明:关井初期井底压力呈指数增加,井底压力大于地层压力之后井底压力呈线性增加;关井初期井筒续流起主导作用,井底压力大于地层压力之后气体滑脱效应起主导作用。     

峨眉山玄武岩岩石学特征对井壁稳定性影响研究

四川盆地大兴场构造实施DS1及DS-001井深井钻进过程中,峨眉山玄武岩层段发生严重井壁垮塌掉块,造成多次卡钻;且DS-001被迫进行3次填井侧钻,钻井复杂导致施工周期延长,钻井成本增加,严重阻碍深部天然气资源的勘探开发。利用超景深体式显微镜观察、铸体薄片、X-射线衍射、滚动回收率实验、力学测试等岩矿测试手段研究峨眉山玄武岩的微观地质特征。研究结果表明,峨眉山玄武岩中不含黏土矿物,岩体中发育的天然裂缝、弱理面是导致井壁失稳的重要原因。正常钻进时,钻井液滤液沿着微裂缝进入地层内部,使孔隙压力增加,缝间摩擦力下降以及缝间充填物溶解致强度降低,导致井壁失稳。研究结论可为钻井设计提供参考。     

川南深层各向异性页岩井壁失稳力学机理

川南页岩埋藏深、岩性复杂、质地硬脆、层理发育、地应力复杂,水平井钻井井壁失稳事故时常发生,严重阻碍了深层页岩气高效开发进程。为此,以川南深层龙马溪页岩为对象,实验测定了页岩各向异性弹性和强度参数,通过成像测井分析了层理产状,通过室内实验和测井资料确定了地应力大小和方位,建立了各向异性页岩井壁坍塌压力模型,分析了不同地层条件的坍塌压力,并以川南深层页岩气井为例进行了验证。结果表明,页岩基质黏聚力和内摩擦角为13.00 MPa、39.50°,层理黏聚力和内摩擦角为11.10 MPa、28.50°,层理倾角5°～15°、倾向NE110°～NE120°;水平最大主应力114.69～117.23 MPa、水平最小主应力93.79～94.57 MPa、垂向地应力108.42～112.81 MPa;综合考虑弹性和强度各向异性计算的坍塌压力最高,强度各向异性的影响明显大于弹性各向异性;沿水平最大主应力钻进的水平井稳定性最好,其次为直井和小角度定向井,沿水平最小主应力方向钻进水平井时稳定性最差; L20X井实钻情况与预测结果基本一致,证实了模型的准确性。     

异常温压复合地层注热流体井井筒传热计算

考虑到储层温度、压力对于注热开采井井筒热损失的重要性,利用热量传递基本理论和能量守恒原理,建立了含有异常温压储层的注热流体井井筒热损失计算模型。分析了地温梯度和地层压力系数对岩石热物性参数的影响,计算了不同流体注入速率和不同隔热层参数下的井筒热损失程度,并讨论了地层温度压力对井筒流体稳定时间和稳定温度的影响。结果表明,对于单一的砂质沉积,地层压力系数越高,岩石的导热系数越大,热扩散系数越小;温度异常对井筒热损失影响较为明显,存在高温、低压地层的井筒热损失小,井筒流体到达稳定状态时温度较高。该模型可用于现场同类油藏的井筒沿程温度预测。     

南海流花海域钻井安全钻井液密度窗口计算分析

为了准确确定安全钻井液密度窗口,并维持钻井过程的井壁稳定成为制约南海海上油气开发目前所面临的重要问题。针对该问题,基于流花海域LH20-2油田各已开发井的声波时差及其他测井数据,利用Eaton法对该构造的孔隙压力分布规律进行了预测。此外,对该地区地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和方位角的分布规律进行了定量分析,最终得到了各井段安全钻井液密度窗口。结果表明,油田孔隙压力分布范围在0. 98～1. 05 g/cm~3,处于正常压力系统内。并且得出,拟开发井直井段和水平段安全钻井液密度窗口依次是1. 07～1. 10 g/cm~3和1. 22～1. 25 g/cm~3。此研究可以为南海LH20-2油田拟开发井钻井液设计提供依据和参考。     

乌石17-2油田压裂井水泥环完整性评价

为了准确评价压裂井固井水泥环完整性,针对乌石17-2油田压裂井开展了交变载荷条件下的水泥环完整性失效评价实验,并基于交变压力疲劳累积损伤原理及失效准则分析了压裂井水泥环完整性失效原因,并得到了围压30MPa及交变载荷条件下水泥环完整性的失效规律。结果表明：①交变压力使水泥石内部组织受到损伤,其力学性能指标（如抗压强度等）随着交变压力循环次数的增加而降低;②套管-水泥石界面粘结强度较小,压裂加压过程中水泥环塑性累积导致卸压时套管与水泥环界面应变不一致,当界面拉应力超过界面粘结强度时,界面分离形成微环隙;③围压30MPa及交变载荷条件下水泥环完整性失效首先以微环隙为主,增大水泥石弹性及变形能力有助于保障其完整性。该结论可为乌石17-2油田压裂井水泥浆体系完善及压裂施工作业提供技术参考,有助于保证压裂井水泥环完整性。     

分段压裂过程中射孔段水泥环密封完整性的数值模拟

水平井射孔段井筒由于孔眼的存在,在分段压裂过程中应力集中现象极易加剧固井水泥环的破坏。此外,由于高压压裂液直接作用在水泥环孔眼壁面上,使其完整性在压裂过程中遭受的挑战更大。本文建立了热流固耦合数值模型旨在分析分段压裂过程中射孔段水泥环内部的温度与应力变化,研究了套管内压、压裂液排量、水泥弹性模量、孔径与孔密对于水泥环密封完整性的影响规律。计算结果表明,压裂过程中水泥环一界面、二界面以及孔眼处均会产生剪切破坏。考虑瞬态力热耦合作用时,水泥环孔眼处失封风险提高。压裂液排量、孔径与孔密对水泥环切向应力影响较小;套管内压与水泥环弹性模量的降低虽然可在一定程度降低剪切破坏系数,但难以避免射孔段水泥环压裂初期的剪切破坏。