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首届油气井工程直属研究院学术报告会

首届油气井工程直属研究院学术报告会

  • 召开年:2016
  • 召开地:北京
  • 出版时间: 2016-10

主办单位:;中国石油集团钻井工程技术研究院;;中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院;;

会议文集:首届油气井工程直属研究院学术报告会论文集

会议论文
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  • 摘要:煤层、泥岩坍塌一直是困扰大牛地气田钻井提速提效的难点.处理地层失稳坍塌耗费工期,经济损失巨大.膨胀波纹管技术是封隔复杂地层的一项新型技术.应用该技术在DPT-112井成功封堵了侧钻井段10层共计123m的煤层和泥岩层互层,保障了该井的顺利施工和完钻,为钻井过程中坍塌煤层和泥岩问题的解决提供了新的技术手段.
  • 摘要:我国南海深水油气资源丰富,中海油从与国外合作到自营,目前已成功钻探40余口深水井,初步具备了深水钻完井的技术和能力,为保障我国南海油气资源安全和实现海洋强国奠定了基础.然而,随着南海深水作业的深入,钻井过程中遇到的挑战和复杂情况越来越多,尤其是深水窄窗口问题,己成为制约现场钻井设计和作业的瓶颈.深水钻井中,地层压力安全密度窗口窄,需要更多的套管层次,工期和费用也大量增加,另外,易发生溢流和漏失等复杂情况,再加上地层压力预测的不确定性,给钻井作业带来了巨大的风险,甚至导致井眼报废无法达到地质和油藏的目的,给生命和财产带来安全威胁.针对南海深水窄窗口问题,对地层压力预测和安全窗口确定、井筒压力预测和控制等技术难题进行分析,提出深水窄窗口钻井地层压力精确预测、井身结构优化设计和井筒压力精确预测及控制等方法,为安全、高效地进行深水窄窗口钻井提供技术支撑.
  • 摘要:在煤层气、稠油、油砂等非常规油气领域中,正钻井相对目标井位置和井眼轨迹需实现高精度定位与实时导航,以达到该类复杂井型钻井的特殊要求.为此,针对相关技术难题,通过对干扰环境下旋转磁场分布规律、井间的相对定位与导航方法的研究,建立了井下人工磁源优化设计和测试标定理论体系,发明出一套磁定位算法和微弱磁场信号滤波方法,自主研制成功以远距离穿针工具、双水平井磁导向工具以及救援井磁导向工具等为主体的系列化产品.该系列产品试验与产业化推广几十井次,打破了长期以来依靠国外技术的局面.秉承该产品创新思路和工作原理的后期开发产品又应用于多个不同领域,拓展了该类产品研发意义与应用前景,并将长期在国内磁定向领域占有一席之地,对于提高我国复杂油气井钻井技术水平,大幅增加油气产量,降低钻井工程作业成本,缓解我国油气短缺的状况有十分重要的意义.
  • 摘要:随着待开发油气资源的储量品质逐年下降,勘探开发难度不断增大,新开发的油气区块多为埋藏较深,储层结构复杂的低渗油田.低渗透开发的一个特点是多井低产,井场数量多,使得对应的集气站、压缩机站、管线、道路、电力线路等地面工程建设量明显加大.此外,复杂多样的地表环境、国家对环境保护标准的不断提升及原材料价格的普遍上涨使得新建项目的百万吨产能建设投资客观需要增加、油价的下跌给油田企业带来很大的经营风险,为了降低风险、保证盈利,油田建设各系统纷纷实行低成本战略,加强成本控制,对百万吨产能的投资实施目标管理,制定有关的目标投资额作为上限.临兴区块为动用的区块地质条件,地面条件更加复杂,油田开发难度大,初始投资高,运行费用高,这就对现行的投资控制模式提出了严峻的调整,因此致密气井场优选对降低钻井建设投资有着重要的意义.
  • 摘要:钻井工程设计一体化软件是一套面向钻井工程设计部门,辅助钻井工程师完成直井、定向井、水平井等多种井型工程设计的钻井软件.软件基于钻井工程软件平台架构和统一的数据库,遵循中国石油勘探与生产分公司的钻井设计文本,结合中国石油各个油田的最新钻井设计格式要求,优化钻井设计流程、细化软件设计界面,提高了钻井设计数据的使用效率.具有井眼轨迹设计及防碰扫描、井身结构编辑与绘图、套管柱设计及下套管分析、钻头及钻井参数设计、钻柱设计及阻力扭矩分析、钻井液与完井液设计计算等功能,可根据用户需要自动生成订制格式的钻井工程设计文本.现场应用表明,软件的功能模块和计算准确性与国外同类钻井软件相当,可满足钻井工程设计与分析要求.该钻井工程设计一体化软件提高了我国钻井工程设计和工艺软件的自主创新能力和原创性技术研发能力,增强了中国石油钻井工程核心竞争力,为我国钻井技术的信息化、自动化和智能化的发展做出了贡献.
  • 摘要:钻井工程从钻前设计、钻时施工到钻后分析需要对大量钻井、录井及测井数据进行计算分析,因此对钻井工程软件以及一体化钻井工程数据库的依赖越来越强,统一完备的钻井工程数据库是钻井软件的前提条件.本文介绍了钻井工程设计和工艺软件中一体化钻井工程数据库的体系结构、主要特点、设计方法和应用情况.一体化钻井工程数据库支持十余套单项钻井专业分析软件一体化集成应用,可以使钻井工程各单项钻井专业分析软件数据得以充分共享,避免数据冗余和用户的重复输入,提高钻井设计人员的设计效率.
  • 摘要:在油气钻井中,膨胀波纹管技术能够实现在不损失井眼尺寸的情况下封堵漏失、坍塌等复杂地层,且不影响后续钻进施工,为复杂地层安全钻井提供了新的解决方案.本文结合膨胀波纹管技术多年来的研究成果,介绍了膨胀波纹管技术原理和封堵复杂地层施工工艺,针对国内部分油田区块漏失、坍塌等复杂地层特点,开展了膨胀波纹管技术解决钻井复杂问题现场应用,通过8井次的现场应用表明,膨胀波纹管封堵复杂地层效果显著、成功率高,能在短时间内解决钻井复杂,保障井筒安全.
  • 摘要:储气库建设已经列入中国天然气安全稳定供气的重点工程,储气库具有建设成本高、寿命周期长(50年)、安全性要求苛刻等特点,固井工程是储气库建设的核心技术.针对油气藏型储气库地质条件复杂、井眼质量差、一次封固段长,对固井质量要求高、难度大等难题,通过深入持续攻关,开发了具有世界先进水平的DRE韧性膨胀水泥浆体系,研制出了DRC高效冲洗隔离液,制定了"油气藏型地下储气库固井技术规范",形成了以平衡压力固井、保证井筒密封为核心的储气库固井配套技术.DRE韧性膨胀水泥及固井配套技术在世界最深、地质条件最复杂的华北苏桥储气库,以及大港板南、长庆等储气库成功应用76口井,解决了固井施工安全难以保证、固井质量差、井筒密封不能有效保障等难题,为储气库的安全运行奠定了基础.随着储气库固井配套技术的推广应用,将进一步创造更大的经济效益和社会效益,应用前景广阔.
  • 摘要:针对裂缝型或缝洞型失返性漏失,目前主要有水泥浆、桥堵浆和聚合物凝胶等堵漏材料,但其各自的局限性导致堵漏成功率较低.为此研究了一种井下交联堵漏剂,其具有较好的流动性,当堵漏剂被泵入漏层后遇到一定量的水后会快速形成一个高强度的弹性体,该弹性具有较强的驻留能力,可以为水泥等高强度堵漏材料提供较大的承托能力,减少地下水和堵漏浆等流体对水泥稠化的影响,提高堵漏成功率.室内评价实验表明,井下交联堵漏剂增稠时间为5秒~60秒,交联时间为50分钟~60分钟,且受温度、矿化度、钻屑、土浆等影响较小.该堵漏剂在苏丹SufyanNW-1井进行了现场试验,取得了较好的堵漏效果.
  • 摘要:随着新环保法的颁布和人们环保意识的增强,研发各种新型低毒无害的环境友好型钻井液处理剂替代传统的钻井液处理剂势在必行.本文介绍了一种以天然植物油为原料的环保型钻井液用润滑剂HGRH-1,通过润滑系数分析、配伍性分析、抗温性等实验得出,HGRH-1具有优良的润滑性,加量大于1%时,极压润滑系数降低率大于75%,抗温达200°C;与不同钻井液体系配伍性良好,对钻井液流变性和滤失性无明显影响;同时HGRH-1无毒,易生物降解.HGRH-1已在大庆油田多口井进行现场应用,加入钻井液后不起泡,润滑效果好,取得了良好的施工效果.
  • 摘要:随着深井、超深井和复杂井的开发,钻井工程对一体化钻井工程设计软件的需求越来越迫切.一体化钻井工程设计软件的关键是一体化钻井工程软件平台的研发,先进灵活的平台软件是一体化钻井工程设计软件的基础.钻井工程软件平台支持多个单项钻井软件有机协同完成钻井工程设计,避免大量数据在不同钻井软件模块中重复输入,提高钻井设计自动化水平和钻井工程设计、分析和施工管理工作效率,减少油田用户学习时间,减少单项钻井软件的开发时间和维护成本,钻井工程软件平台是各个单项钻井软件的基础,可以提供丰富的集成接口、常用的钻井功能模块和一致的钻井软件界面.本文研发的钻井工程软件平台包括集成框架和8个通用模块,集成了12个单项软件,其中钻井设计集成系统已在油田推广使用.
  • 摘要:随着油气勘探不断向深部、复杂地层发展,钻探过程遇到了越来越多的问题,例如硫化氢分布、压力窗口窄,地层复杂,目的层压力敏感等,严重影响了机械钻速,甚至无法钻达目的井深.特别是对于碳酸盐岩储层,因为内部包括许多裂缝和洞穴,必须尽可能多地把这些裂缝和洞穴连接起来形成一个较长的石油通道,增加单井产量.为了实现以上目的,提出了一种控压钻井实时综合优化技术,包括三个方面,首先,通过沿缝洞型地层项部边界进行水平井优化设计来实现最长水平段;其次,采用最小机械比能、优选钻井参数以及微欠平衡钻井方法来提高机械钻速;最后,运用控压钻井技术实时监测环空压力,保持井底恒压,维持整个循环流量的稳定.该方法可以帮助人们有更多的手段来增加单井钻探效率,显著提高钻速,在塔里木油田碳酸盐岩地层的机械钻速与以前相比提高了39%.微欠平衡控压钻井技术是开发深层碳酸盐地层最合适的方法,能很好的控制井涌从而发现产层,并能保持井壁稳定和提高钻速.总之,该方法在深部碳酸盐岩地层中的应用后,证明了实时综合优化控压钻井技术突破了传统的钻井技术瓶颈,大大的加长了水平段长度(目前最长水平段长度记录1561m),可发现更多的油层和克服深层碳酸盐岩储层钻井问题,尤其在目前低油价市场情况下更加有益,可实现安全快速钻井、油气田的高效开发及显著经济效益.
  • 摘要:微钻岩石可钻性实验方法为单点测试,获取数据量小,在评价岩石非均质性对岩石可钻性级值影响等方面具有一定的局限性.本文基于刻划测试岩石强度实验方法,通过开展微钻岩石可钻性实验和刻划实验,分析PDC微钻头复合片和刻划刀的基本受力情况及破岩机理,找出了两种实验方法间的对应关系,建立了通过刻划钻井取心表面得到岩石PDC钻头可钻性级值剖面的评价方法,经多地区应用证明了该方法的适用性.
  • 摘要:随着海上油气田开发向更深地层钻进,下部地层的岩石强度和硬度增加使得可钻性变差.对于海上硬地层的油气田开发,可钻性级值的确定是钻头选型和提速措施实施的基础研究工作.本文在传统的可钻性级值计算方法的基础上,考虑了井底围压产生的影响,结合室内实验数据,利用粒子群分析方法对岩石强度、硬度、弹性模量、粘聚力等强度参数进行了拟合,建立了考虑井底压差条件下的可钻性级值的计算方法.基于对Drillworks平台的二次开发,计算得到了海上某油田硬地层的可钻性级值.同时,根据经典钻速模型,对可用的提速技术进行了适用性分析,并进行了现场试验,优选出了本区块可用的提速工具.可为后续钻井提速措施的制定提供依据和参考.
  • 摘要:裂缝性碳酸盐岩地层、裂缝与层理发育的页岩地层是目前我国天然气勘探开发的主要对象.裂缝性气层安全密度窗口窄、溢流和漏失同存且频繁,造成储层段纯钻时效低、钻井周期长和井控风险高等急需解决的现实难题.基于现有文献中裂缝性气层溢流和漏失模拟实验分析了裂缝性气层溢流与漏失同存的原因,定性分析了裂缝形态对溢流和漏失的影响规律,提出了不同井型和不同裂缝形态下的安全钻井建议.针对溢流后地层压力常规计算方法存在的不足,提出了高压气井地层压力求取新方法,为钻井液和压井液密度的合理选择提供指导.
  • 摘要:本文基于钻柱动力学室内模拟实验装置,建立了侧向力受力模型,并根据自编软件对实验数据的处理结果,对不同钻进参数下大斜度井眼中的钻头侧向力进行了计算和分析.通过时域曲线研究了不同转速和钻压下钻头的井斜力和方位力的变化规律;定义了"平均侧向力",对大斜度井中井眼轨迹的变化趋势进行了评价.结果表明:方位力和井斜力曲线围绕x轴周期性波动;随着转速的升高,方位力和井斜力波动频率随之升高;随着钻压的增大,方位力和井斜力波动频率保持稳定;大斜度井眼中井眼轨迹表现出增井斜和增方位的趋势.
  • 摘要:哈萨克斯坦阿克纠宾项目位于滨里海盆地东缘,由于直井产量受限,难动用储量开发比例与盐下水平井比例逐年增大,且复杂碳酸盐油气藏普遍存在上部地层蹩跳钻严重、井斜控制难和下部高研磨性灰泥岩机械钻速低、油气藏井段固井质量差等突出问题,因此,新井提产与钻井提速是实现项目公司提速保质、降本增效开发目标的关键.通过利用井底动力工具与LWD随钻测量仪器进行水平井开发,增加了储藏裸露面积,数倍地提高了油气产量;推广复合钻井技术,提高了机械钻速,缩短了钻井周期;针对地层特性,优化井身结构,减少套管层次,减少施工程序;采用尾管回接工艺,改进水泥浆体系,有效的提高了固井合格率,保证了固井质量.所形成的钻井提速提产综合配套技术在阿克纠宾地区进行了全面的推广应用,取得了较好的提速提产效果,并节约了钻井成本,同时该项钻井综合技术在滨里海盆地其他油田具有较强的指导和借鉴意义.
  • 摘要:随着油气调峰需求的加剧,盐穴储气库建设将持续升温.目前中石油和中石化两家公司均在加快建设盐穴储气库项目,其中"金坛"是盐穴储气库建设的主要地点之一.为实现盐穴储气库的精确可靠设计,并确保储气库的长期稳定运行,腔体必须满足如下稳定性准则:无或很小的拉伸破坏区、无或很小的剪胀损伤区、有限的体积收缩率等.以金坛区块一口典型井为例,运用二维轴对称有限元软件LOCAS对所设计的三种腔体形态从腔体稳定性和体积收缩率两方面进行数值模拟研究,从中优选出一种腔体形态,为金坛地区盐穴储气库的腔体形态设计提供参考,并进一步指导施工现场的溶腔作业.
  • 摘要:浅层高水垂比长水平段钻井是一项挑战性极高的水平井工艺技术.低油价下利用大位移水平井钻井技术,采用大平台丛式三维水平井形式,能够降低油田综合成本,特别是对于海外区块合同期内高效开发油气资源和低成本战略具有十分重要的意义.2013年以来委内瑞拉重油带利用高水垂比长水平段钻井技术进行胡宁区块的浅层稠油开发,解决了油层埋藏浅、地层疏松、井壁稳定性差、井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、管柱托压等多项技术难题,成功完成7口大位移三维水平井的钻井施工作业,每口井水垂比都在3.2以上,其中E3-23井水垂比达到4.5,是目前国内外垂深小于400米的浅层水平井中水垂比最大的一口井,在钻井施工中积累了一定的经验,形成了一套浅层高水垂比钻井配套技术.
  • 摘要:针对长封固段固井中存在的大温差条件下水泥顶面超缓凝、固井冲洗顶替效率低等技术难题,有针对性地开展了水泥浆、前置液及配套技术研究,取得了如下成果:形成了最高适用温度200°C,适用温差达到70~100°C,综合性能良好的大温差水泥浆体系,可满足长封固段固井对水泥浆的性能要求;开发了综合性能良好的高效前置液体系,对钻井液冲洗效率超过90%且与钻井液及水泥浆相容性好;形成了长封固段大温差固井配套技术.该研究成果在国内多个油田成功应用,效果良好,为长封固段大温差固井降低成本、钻井提速提供了技术手段.
  • 摘要:本文从影响页岩气开发效果的主要因素入手,进行页岩气吸附/解吸特性的理论和实验研究.依据所提出的两类页岩表面原子簇模型一脆性矿物石英模型和生烃源干酪跟模型,利用量子化学从头计算法(HF-3-21G)对页岩不同成分对甲烷、二氧化碳、水和氮气的吸附能力变化进行研究.结果表明,四种吸附质在石英模型表面的吸附能力较干酪根模型表面强,且甲烷在页岩表面为单分子层物理吸附,为页岩气吸附机理.由此推测,甲烷及二氧化碳由烃源岩分解出来,以物理吸附形式吸附在干酪根表面,当压裂等体积改造手段实施后,储层压力下降且气体流动通道打开,由于吸附势阱的差异和其他气体驱动,吸附在干酪根上的气体有向页岩脆性矿物表面运移的趋势和可能,为页岩气解吸机理.
  • 摘要:国内威远-长宁地区页岩气井具有压力系数高(>2.0)、温度低(90°C左右),孔喉半径小(纳微米级)等特点,普通的降滤失剂软化点高且粒径太大,无法与页岩孔喉相匹配,高密度油基钻井液存在封堵难和滤失量大的问题,导致钻井过程中很容易出现井眼失稳的问题,这给钻井液技术带来了巨大的挑战.为此,研制了以改性腐殖酸化合物与乳化大分子胶团化合物为主要成分的液体降滤失剂,其平均粒径为105.6nm,其具有配伍性好、对流变性影响小、温度适应范围广及与页岩储层尺寸匹配好等优点.该技术在现场累计应用几十井次,现场应用效果表明,可将高温高压滤失量控制在4ml以内,钻井液性能稳定,应用井未出现复杂情况;减少了复杂事故,钻井机械钻速高,使用液体降滤失剂可以较好的解决井壁不稳定问题且经济实惠,具有极好的应用前景.
  • 摘要:本文将典型的压裂施工曲线划分两个阶段,针对每个阶段总结了近些年根据压力施工曲线计算最小水平地应力的方法,并简要地阐述了每种方法的原理及其方法的优缺点,供技术人员参考.
  • 摘要:针对各项钻完井关键技术,国内外相关石油公司和科研单位提出了相应的适应性评价技术,但是未形成完善的钻完井技术适应性评价体系,无法满足油公司方案决策要求,针对这一技术需求,开发了《钻完井关键技术适应性评价软件v1.0》,采用先进的测井解释、井壁稳定分析、钻速预测、水力学计算、储层敏感性预测、产能预测和工程成本计算模型,结合人工神经网络技术、蒙特卡洛理论和专家系统技术,建立了基本完善的钻完井关键技术适应性模拟平台,对不同钻完井方式/技术(欠平衡钻井、复合钻井、新型钻头、不同完井方式等)的预期效果进行软件模拟,实现完整的技术和经济适应性评价,可有效提高公司决策、方案设计和现场施工的科学性.
  • 摘要:随着世界能源发展,新型清洁能源页岩气已成为常规油气资源的有效补充.页岩气勘探开发技术有别于常规油气田.本文总结了美国某区块页岩气水平井钻井技术,包括钻井井位部署、井眼轨迹优化控制、浅层大位移水平井等钻井关键技术.页岩气钻井技术难点:套管优化设计和套管校核、降摩阻技术以及合适的页岩气开发钻井液和固井水泥浆技术.
  • 摘要:当前国际油价低迷,页岩气开发面临严峻挑战.基于国外页岩气开发进展,探讨了目前页岩气全球开发形势.通过对比国内与国外页岩气钻完井工程技术,分析了在工厂化钻井模式、井眼轨迹优化、新型钻井液、旋转导向系统等方面,中石油目前与国外存在的差距和发展趋势.说明了中石油在工厂化作业效率、"死气区"改善、井壁失稳、套管变形及环保等方面存在的问题及挑战.提出了在低油价环境下,针对以上问题的应对对策与建议,对页岩气的高效、降本、增产开发有一定的指导意义.
  • 摘要:由于勘探领域的扩大和井深的增加,深水高温高压钻井作业随之普及.高温会对钻井液性能和井下及井口设备、工具、仪器的密封件、软管造成严重的损坏,准确的钻井温度模拟至关重要.本文在前人研究基础之上,结合深水钻井的工艺和高温高压地层的特点,建立了深水钻井井筒循环温度数学模型,重点分析了隔水管和输入能量对温度剖面的影响,以及海底防喷器处的温度变化规律.研究结果表明钻井系统输入能量、隔水管增压泵排量对井筒温度剖面的影响不可忽略.入口温度、增泵排量、泥浆热导率、泥浆密度等参数对井筒温度剖面局部区域产生影响较大,泥浆排量和泥浆比热对整个温度剖面均有重要影响.在设计阶段,可通过优化井眼轨迹、采用高比热钻井液来达到降低井底温度的目的;在现场作业阶段,在保证钻井安全和效率的前提下可采用增加钻井液润滑性、减小钻井液入口温度等方法来达到降低井底温度的目的.
  • 摘要:控压钻井系统可不关井对微量气侵进行有效控制,并将地层侵入流体安全循环出井.但MPD控制气侵的关键在于气侵的早期监测及控制方法的制定.分析了MPD钻进过程及气侵瞬间井底压力、井口压力的变化情况,通过理论推导得出了气侵瞬间井口压力、井底压力的响应特征,建立了基于无因次压力导数的MPD气侵监测方法.分析了MPD气侵控制方法优选的影响因素,综合考虑地层特性、钻井工况等建立了控压钻井气侵控制与安全排溢方法的优选流程,通过该流程一旦MPD气侵,可以确定最优的气侵控制策略.运用现场数据对MPD气侵监测方法与控制方法进行了应用分析,结果表明运用无因次压力导数能够及时发现气侵,运用建立的排溢控制方法能够很好的对气侵进行控制,表明了该方法具有一定的理论与应用价值.
  • 摘要:为最大限度降低页岩气钻井对环境的影响,涪陵页岩气田通过钻井技术方案优化和现场实践探索,形成了涪陵页岩气"绿色"钻井关键技术.本文从页岩气水平井钻井工艺特点和涪陵地区自然环境特征入手,分析了涪陵地区页岩气钻井对环境的挑战,在此基础上构建了以油基钻井液回收利用、油基钻屑无害化处理、油改电、钻井设计与施工工艺优化以及"井工厂"钻井为核心的"绿色"钻井技术体系.该技术在涪陵页岩气田一期产建中推广应用,减少二氧化碳排放20.9万吨,井场占地面积同比减少30%,做到了零污染、零排放.涪陵页岩气田"绿色"钻井技术的应用极大地降低了钻井作业对环境的影响,同时为国内页岩气钻井做出了示范,发挥了重要的示范和指导作用.
  • 摘要:中国石化在塔中北坡顺南顺托地区奥陶系储层发现高产天然气流,实现了塔中北坡新地区、新层系油气重大突破,展现大型油气田勘探前景.该地区工程地质条件复杂,深部海相地层埋藏深(超过6600m)、高温(170°C以上)、高压(达170M Pa)、含腐蚀性气体,海相碳酸盐岩地层压力预测误差大、井身结构设计困难,深部海相高压储层钻井时效低、高气侵强度下作业风险大.本文在塔中北坡工程地质特征分析基础上,借鉴国内外同类气田钻探经验,考虑相关技术标准和工程技术能力,提出井身结构优化、防腐管材选择、井控装备配套、非储层段钻井提速措施和裂缝性高温高压气井安全钻井技术对策.
  • 摘要:针对深井长裸眼段承压堵漏技术难点,采用单体和碳酸钙通过爆聚法研制了一种吸水膨胀凝胶聚合物堵漏剂.其具有吸液倍数大、耐盐性好、长时间吸水后凝胶仍能保持很好的韧性和强度等特点,具备良好的堵漏和承压能力,在苏桥储气库2口井进行了成功应用.
  • 摘要:雅达油田主力产层F油层属于典型的高温、高压、高产、有腐蚀性流体产出的油田.为了保障该油田的长效、高效、安全生产,该油田完井时下入带封隔器的完井管柱,并在封隔器之上的油套环空注入封隔液,达到防腐、保护油管和套管、保护封隔器(平衡压差)的目的.本文通过室内试验,对现用两种环空封隔液体系进行了互溶性、高温稳定性、杀菌性等基础理化性能及对井下管材的腐蚀性的评价.评价结果表明CaCl2型在用环空封隔液高温稳定性较差,腐蚀率大于设定的腐蚀速率值,而NaCl+KCl型在用环空封隔液高温稳定性较好,其腐蚀速率低于设定的腐蚀速率值.在此基础上对CaCl2型在用环空封隔液进行优化设计,优化后的CaCl2型环空封隔液在高温稳定性和防腐性能方面均达到现场应用要求.
  • 摘要:针对常规调流控水技术控水针对性差,有效期相对较短,局部层位被底水突破后调流控水效果大打折扣,易导致储层开发的二次伤害等问题,研究了自适应调流控水技术,该技术利用自适应调流控水装置及精密滤沙网控水筛管,可实现自动调节油水阻力,改善入流剖面,提高油井采收率的效果,具有施工简单、可靠性高、适应性强的特点.本文从技术原理及特点、技术关键、自适应调流控水装置和专用控水筛管、施工工艺技术等方面对自适应调流控水技术进行了研究,并在新疆B油田水平井中进行了应用,应用后水平井产油量增加了3倍,延长了低含水采油期300天以上,取得了较好的控水增油效果,这表明自适应调流控水完井技术能够提高水平井调流控水筛管完井的调流精度,可以在油田完井中推广应用.
  • 摘要:由于石油开采深度的增加,温度对井的影响日益明显.目前还没有建立考虑套管-水泥环-围岩整体的温度应力场模型,因此本文在弹性力学理论和热传导的相关知识的基础上,对油气井中的温度应力相关问题进行探索.文中主要以套管-水泥环-围岩组合体为研究对象,分析其在温度变化影响下,由于材料膨胀性的差异,导致不同程度的变形,受到各向约束而产生的应力,并得到组合体各向应力和位移表达式.以库车山前某井现场数据为例,使用数学软件计算组合体温度场和各向应力场.通过分析得出组合体三维温度场分布和各向应力分布,得出套管与水泥环之间的胶结和水泥环与围岩之间的胶结对保证组合体的稳定性有重要作用.
  • 摘要:可逆物理交联聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一.本研究介绍了SRFP-1增稠剂工业生产过程,分析了产品分子结构,评价了SRFP聚合物压裂液的变剪切性能及破胶性能,测定了破胶液的表面张力,考察了压裂液滤滤液对岩心基质伤害率,首次将该压裂液体系应用于碳酸盐岩水平井酸压施工.结果表明:该压裂液在90°C和120°C条件下具有良好的耐剪切性能;在60-80°C,破胶剂加入量为0.005-0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液粘度小于5mPa.s,破胶液表面张力小于28mN/m;该压裂液成功应用于鄂尔多斯盆地两口碳酸盐岩水平井酸压施工,最高砂比为34%,破胶液粘度小于5mPa·s,应用效果良好.
  • 摘要:针对顺南井区缝洞型储层固井面临井底温度高、气层活跃、地层压力窗口窄的难题,研制出高温胶乳-液硅防气窜水泥浆体系,其具有流变性好,150°C下API失水<50mL,直角稠化,SPN值<1,水泥浆净胶凝强度由48Pa↗240Pa时间小于15min,防气窜性能好,水泥石高温稳定性好的特点.应用气层分阶段压稳技术,合理设计浆柱结构与井口压力补偿,实现对气层的有效压稳;结合动态控压固井技术,依据地层压力窗口,动态控制井底当量密度,实现地层压稳与防漏的统一.该综合固井技术在顺南井区超深高温高压气井顺南6井固井中成功进行了现场应用,固井施工顺利,无漏失,实现了气层的有效封固,为缝洞型高温高压气井固井提供了有效的解决手段.
  • 摘要:顺北区块超深井在二叠系和奥陶系钻遇2套火成岩地层,存在井壁严重失稳、恶性漏失风险高、长裸眼漏塌同存、摩阻高和掉块卡钻等钻井技术难题.室内实验优选了包被抑制剂、抗盐降滤失剂,优化了封堵防塌和复合润滑配方,形成了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液体系;制定了火成岩、辉绿岩和堵漏浆钻进施工要点.钻井液体系在顺北1-2H和顺北1-3等2口超深井进行了现场应用,取得了良好防塌和防漏效果,火成岩和长裸眼施工顺利.2口井二叠系井径扩大率分别为13.55%和12.88%,复杂时效分别比顺北1-1H井缩短了30.5d和37.9d;顺北1-3未发生漏失,顺北1-2H井漏失量比顺北1-1H井降低了83.8%.顺北1-2H井Φ193.7mm套管7058m下深创中国石化石油工程新纪录.顺北1-3井辉绿岩地层井径扩大率比顺北1井降低了15.7%.强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液有效解决顺北区块超深井火成岩钻井技术难题,可以在该区块进行推广.
  • 摘要:涪陵区块外围探井面临水泥漏失失返、固井胶结差等问题,借鉴国外页岩气泡沫水泥固井成功经验,在国内页岩井中率先进行充气式低密度泡沫水泥固井工艺探索,开展了泡沫水泥体系、固井优化设计及现场固井工艺方面研究,形成了适合涪陵地区外围探井泡沫水泥固井技术.现场应用焦页9侧钻井244.5mm技术套管固井,泡沫水泥封固段长1200m,井下平均密度1.55g/cm3,固井优良率100%,固井胶结质量优于漂珠水泥体系.实践结果表明,该项体系与工艺技术对解决固井漏失、气窜、提高固井顶替效率等具有好的效果.
  • 摘要:利用水泥环密封性装置研究了模拟分段压裂作用下水泥环的密封完整性,分析了密封性破坏的机理,并提出了相应改善措施和评价指标.试验结果显示基浆水泥环在模拟分段压裂作用下,交变应力次数较少时水泥环密封完整性即遭到破坏,密封性失效发生在水泥环与套管之间的界面处.表明在压裂高应力作用下,基浆水泥环中产生较大的应力,除了发生弹性变形还产生了塑性变形;卸载时套管弹性回缩,水泥环中塑性变形不可完全恢复而存在残余应变,二者在界面处的变形不协调引起拉应力.随着交变应力次数的增加,水泥环塑性变形不断累积,卸载后的残余变形和拉应力也随之增大.当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙,导致水泥环密封性破坏.采用掺入胶乳、弹性粒子等形成的弹韧性水泥浆,增加水泥石的变形能力,提高了水泥环保持密封完整性时交变应力的次数,改善了水泥环的密封性.提出水泥环力学密封完整性的评价指标为水泥石弹性极限应变.
  • 摘要:针对制约钻完井工程技术瓶颈的固井问题,开发了一套油气井固井设计仿真与监控系统.该系统具有固井工程数据管理、固井设计、固井施工模拟、固井施工监控、固井施工分析评价等五大功能模块,拟实现固井工程科学化、自动化,有助于提高复杂井、深井、水平井等固井质量,提升国内固井行业整体技术水平.
  • 摘要:随着石油工业快速发展,钻井技术开始向着自动化方向进,控压钻井技术是自动化钻井的一个方面,井口回压自动调控是控压钻井技术成功应用的基础.本文针对井口回压控制不够精确、响应速度慢的问题进行研究,提出了一种井口回压三层反馈控制方法,实现了底层开度曲线直接控制,中间层压力快速粗调,顶层压力精细调节.制定了该控制方法的详细实现流程,开发了井口回压控制模块,通过实验验证了控制方法的响应时间和精度,井口回压控制精度达到±0.1MPa,最大响应时间28s.新的井口回压精细控制方法与模型为井筒压力的精细控制奠定基础.
  • 摘要:深水钻井隔水管是深水钻井的关键设备,对于深水钻井效率和费用有重要影响,对于一口深水井作业而言,起下隔水管作业时间占到总时间的比例高达30%(如南海××29-2-1井),因此如何考虑提高深水钻井隔水管的现场作业效率,保证作业安全高效具有重要意义.本文从多个方面系统的总结了提高隔水管作业效率的方法,从设计到作业,再到新技术的应用这几个方面对相关技术进行了研究.从提高设计和作业效率的角度,提出了隔水管浮力块配置设计标准化的建议,建立了现场顶张力优化调整模板,方便现场根据不同井段的钻井液密度,及时调整顶张力,并确定对应的作业窗口;基于系统弱点分析的方法,分析了隔水管-水下井口系统的薄弱点,提出了强化措施,并进行了对比效果评估,以提高隔水管钻井作业对海洋环境的适应能力.建立了隔水管悬挂避台和井间移位方案,并形成作业图版,方便现场根据实际海况确定悬挂隔水管的方案,节省起下隔水管的时间.最后介绍了铝合金钻井隔水管在降低平台设备载荷和甲板空间要求方面的优势,为老平台升级及提高现场作业效率提供借鉴.
  • 摘要:随着天然气工业的发展,不论海洋还是陆地,天然气井越来越多,气井钻井一旦发生井喷,如果控制不及时导致井喷失控,会造成重大损失.在气井井喷压井不能建立正常循环情况下,置换法是一种有效的压井方法,由于其操作简单,适应性强,得到广泛应用.但是现有置换法压井模型没有考虑压井液在井筒内下落速度和时间,只是靠经验估计压井液下落到井底时间,严重制约着压井时间及成功率.本文首先借助FLUENT和OLGA软件模拟了压井液下落过程,得出压井液主要以段塞流和液滴形式下落,通过气液两相流理论,利用严重段塞流和Turner液滴下降理论,建立了压井液在井筒中的下落速度和时间模型,完善了置换法压井模型.
  • 摘要:伊朗Y油田K地层属于高温高压含硫化氢活跃沥青层,由于沥青分布与侵入规律不明、流体特征差异和地层压力差异较大,其中A井、B井、C井因沥青侵入被迫提前完井,未能实现设计钻探目的.由于国内外没有成功的经验可以借鉴.通过建立的可视化"重力置换"室内模拟评价装置,开展了沥青钻井液重礼置换实验.实验表明:钻井液密度、裂缝宽度和沥青黏度是影响沥青置换的主要因素,同置换量分别呈线性、对数和指数关系.同时开展了沥青固化技术、控压钻井技术和随钻丢手封隔技术研究,最终形成了超厚沥青层分程度综合控制技术.研究成果在雅达油田进行了8井次现场应用,尤其是沥青固化技术在F17井试验效果显著,S03井和APP2-ST井采用MPD控压技术成功穿越沥青层,为沥青层安全钻井找到了一条新的思路.
  • 摘要:大多数钻井液处理剂是通过与粘土之间的吸附作用来发挥作用的.介绍了降粘剂、降滤失剂和聚胺抑制剂的作用机理和2种用于测定处理剂高温吸附量的实验方法,并指出了优缺点.通过室内实验建立了钻井液处理剂高温吸附量的测定新方法一热过滤法.室内测定了降粘剂、降滤失剂和聚胺抑制剂在高温条件下的吸附量及对应的钻井液性能参数,并与常规测定方法测定结果进行了对比.结果显示,利用热过滤法得到的实验结果可以更好地解释处理剂在钻井液中性能参数的差异性.
  • 摘要:根据测斜仪监测到的由水力压裂引起的地面和地层形变,可以通过不同数学方法对裂缝的几何参数进行反演.当前一般采用Marquardt法和梯度法反演裂缝参数,但这两种方法都属于对非线性问题的线性化的方法,具有相对较小的收敛区域,其反演精度低.本文在分析当前反演方法不足的基础上,提出了模拟退火反演方法.并详细介绍了该方法的原理、步骤和反演方案的设计等,通过实际监测到的压裂施工过程中地面和井下倾斜场数据,反演计算了单一裂缝和交叉裂缝的参数信息,并采用合成数据试验验证了本方法的有效性.通过与有关研究所采用的反演方法进行收敛性对比,证明本方法对于初始值依赖程度低,且具有较大的收敛范围,反演的结果精度高,能更准确反演裂缝参数,应用价值高.
  • 摘要:低油价背景下,提高钻井速度,缩短建井周期,降低作业成本,对于经济高效勘探开发油气资源具有重要意义.高压水射流钻井技术是利用高能流体进行破岩,由于能显著提高钻井机械钻速,国外在高压水射流钻井技术方面开展了大量尝试性研究工作,通过不断创新和改进,已有部分技术实现了商业应用.目前高压水射流正在从提高钻井速度向钻井增产一体化和超高压方向发展,使高压水射流技术在油气勘探开发的应用领域进一步扩大.随着工业制造业的整体技术水平提升,地面高压泵、连续管、井下工具和钻头的寿命进一步提高,制造成本继续降低,将进一步推动高压水射流技术创新和商业应用.在介绍国外高压水射流钻井技术的基础上,分析了高压水射流钻井技术商业应用存在的问题,针对国内高压水射流钻井技术发展现状提出了具体的发展建议.
  • 摘要:钻井风险控制已经成为提高钻井综合效率、确保施工安全和实现降本增效的关键.国内一些单位研发了钻井实时监测及事故预警系统,利用模糊数学或人工智能方法进行实钻过程中的事故诊断,但不足以实现钻井风险的有效控制.完全基于致险机理,建立了钻井风险可能性及严重度量化评价模型和可视化表征方法,设计了钻井风险案例知识库,构建了钻井全过程钻井风险评价体系,研发了相应软件.实际应用证明,该系统将地质力学模型、历史风险案例有机结合起来,形成了钻前-随钻-钻后风险评价的闭环,为实现"无意外"钻井目标提供了可行的技术手段.其风险评价模型包括基于致险机理的钻井风险预测和基于风险征兆的实时诊断两方面,能够全面地预测和监测钻井风险,具有很好的工程实用性.
  • 摘要:2010年墨西哥湾漏油事故发生之后,为满足新的要求,一般要求作业者提供预先的救援井方案以获取深水钻井许可.救援井轨迹设计及定向测距策略作为救援井设计计划的重要组成部分,其具体设计技术对于深水救援井计划设计有重要意义.本文从救援井轨迹设计和定向作业着手,划分了救援井作业阶段,给出了救援井常用轨迹设计类型,并针对救援井轨迹设计和定向测距作业中的具体技术细节进行了详细的分析研究,并结合实际案例对相关技术进行了实际说明.本文所形成的技术可以为救援井轨迹设计和定向作业提供重要参考,有助于提升国内救援井尤其是海上深水救援井的设计能力和技术水平.
  • 摘要:为了提高PDC钻头在非均质性硬地层中的破岩效率和钻头寿命,本文研制了一种新型切削-犁削复合钻头.该钻头以PDC复合片作为一级破岩元件,以交错或同轨布置的锥形PDC齿作为二级破岩元件,具有切削和犁削双重破岩作用,极大地提高了PDC钻头在非均质性硬岩中的抗冲击性能和破岩效率.针对东营凹陷盐家陡坡带沙一到沙四段泥岩、灰质砂岩、砂砾岩互层的情况,优化设计了一款Φ215.9mm切削-犁削复合钻头.该钻头从1582m钻进到3115m,进尺1533.0m,机械钻速10.72m/h.试验钻头机械钻速比邻井牙轮钻头提高232.9%,比PDC钻头提高36.6%;进尺比牙轮钻头提高811.9%,比PDC钻头提高91.6%.这种新型切削-犁削复合钻头为硬泥岩、灰岩和砂砾岩交互的非均质硬地层钻井提供了一种新型破岩工具.
  • 摘要:为了准确测量地层孔隙压力,实现随钻形成地层孔隙压力剖面,开展了随钻地层压力测量系统电液控制技术研究.电液控制系统包括电控和液压两部分,电控系统为主从式双处理器架构,其中主处理器完成信号测量、处理和存储,完成地层压力回归计算等关键算法,执行液压系统中控任务调度和逻辑控制,对从处理器发出控制指令.从处理器负责电机运行和电磁阀开关控制.其中液压系统由动力源泵站、电磁阀、溢流阀、液压双向锁、探头装置、抽汲装置组成.电液控制系统可实现探头推靠密封、抽汲地层流体、测量地层压力及探头回收等功能.不同渗透率岩心试验和模拟井试验结果表明,地层压力测量曲线符合理论曲线,表明电液控制系统能够用于随钻地层压力测量系统原理样机的理论验证和试验需求,为研制实用的随钻地层压力测量系统奠定了基础.
  • 摘要:钻进过程涉及地质和工程等多方面因素影响,传统机械钻速预测和优化方法还都存在着精度差、计算复杂和适应性不好等不足.本文提出了一种基于人工智能的钻井参数优化方法,首先使用改进的BP神经网络从工程和地质数据中建立机械钻速的预测模型,并建立目标函数,应用PSO算法进行智能寻优计算,从而给出目标井沿井深的钻压转速操作参数组合,最终获得优化后的机械钻速.开发了预测建模、优化计算软件模块,并针对元坝104井进行了建模和寻优实验,实验结果显示所提出方法可以有效优化参数和提升钻速.
  • 摘要:深水钻井面临恶劣海洋环境、海底低温高压、窄压力窗口、浅层地质风险、作业成本高等严峻挑战.为了解决深水钻井中遇到最具挑战的窄压力窗口难题,业界提出并发展了控制压力钻井技术.本文主要介绍了控制压力钻井技术概念以及在深水钻井中应用的几类控制压力钻井系统,包动态压井钻井系统、连续循环钻井系统、环空压力动态控制钻井系统、双梯度钻井系统、压力泥浆帽钻井系统、可控泥浆帽钻井系统、当量循环密度工具等.最后,根据我国南中国海深水钻井作业需求及第七代超深水钻井平台自主研发建造项目,展望了控制压力钻井技术在研发和应用前景.
  • 摘要:深层页岩气储层地应力高、水平两向应力差异大、层理和天然裂隙分布复杂、岩石塑性特征强,导致水力裂缝破裂延伸困难、裂缝复杂性程度及改造体积低、导流能力低且递减快,极大制约了深层页岩气的经济有效开发.研究提出了针对性、先进性及现场可操作性强的深层页岩气水平井体积压裂工艺技术,包括以平面射孔、多尺度造缝、全尺度裂缝充填及高角度天然裂缝延伸控制为核心,配套形成了多级交替注入模式(酸、滑溜水、胶液)以及变黏度、变排量、混合粒径及小粒径支撑剂为主体的工艺方法,最大限度地提高了深层页岩气的有效改造体积(ESRV).在永川、威远及焦石坝南部等深层页岩气的压裂中,部分成果获得应用,实施效果显著.其中,永页1HF及威页1HF压后初产分别为14.1×104m3/d和17.5×104m3/d,目前正准备试采.深层页岩气水平井体积压裂技术的突破,对确保涪陵二期深层3500m-4000m范围内50亿产建目标的实现、及垂深达6000m以内的巨大页岩气资源的经济开发动用,都具有十分重要的现实指导意义.
  • 摘要:随着海上疏松砂岩防砂方式选择研究的不断深入,现有防砂方式选择方法均未考虑储层粘土矿物、不同类型筛管的堵塞程度及防砂后的产能对防砂方式选择的影响,并且选择方法中均很难在二维图中同时考虑超过三个影响因素来进行防砂方式选择,因此导致设计过程中很容易造成防砂方式选择的不合理.针对上述问题,本文在充分结合海上疏松砂岩防砂方式多年的研究积累,提供一种海上疏松砂岩防砂方式选择的新方法.该方法通过利用全尺寸的出砂模拟装置进行出砂模拟实验分析,确定其主要影响因素及其分界控制点,最终在综合考虑d50、细颗粒含量、Uc值、Sc值和蒙脱石绝对含量等多个因素绘制防砂方式选择雷达图版,经过多个目标油田的实际验证,该方法可方便快捷选择出针对海上疏松砂岩合理的防砂方式,为海上疏松砂岩精细化防砂以及降本增效奠定了理论基础.
  • 摘要:射孔压裂作为页岩气藏开发重要的技术手段已经得到了国内外学者专家广泛的共识,水平井多簇射孔优化设计对于后续压裂施工效果具有直接指导意义.特别在目前低油价下,如何高效开发页岩气就显得更加紧迫.水平井多簇射孔可以有效的增加页岩网络裂缝形成的概率,但簇间距过短,则会大幅度增加储层破裂压力,优化簇间距对于页岩气高效开发具有重要的现实意义.基于岩石力学理论,考虑页岩不同的破裂模式,建立了页岩气藏水平井破裂压力计算模型,同时研究了由于应力干扰所产生的裂缝转向机理及区域,优化了水平井分段压裂的射孔簇间距.该优化方法能用于指导油藏工程师在制定页岩气开发方案时科学合理的设计射孔簇间距,不仅能更高效的促进后续压裂产生网络裂缝的形成,同时能避免储层破裂压力的增加.
  • 摘要:随着储层条件和气价的不断走低,水平井的开发也面临着要不断提高压后效果与降低施工成本的问题,丛式水平井组压裂开发技术越来越得到人们的重视,本文以鄂尔多斯大牛地致密砂岩气藏为对象,采用诱导应力场与渗流场相耦合的方法,研究了水平井井组布缝方式、缝长、缝宽、压裂顺序、压裂时机等优化设计方法,形成了同步压裂与同步破胶施工工艺技术,现场3个井组应用后不仅提高了改造体积和裂缝复杂性,而且取得了显著增产效果和经济效益,压后井组单井平均无阻流量达到周围邻井的1.5倍以上,360天内较周围邻井累计多产气量789.67×104m3,且缩短了压裂施工周期50%以上,每个井组直接节约成本200万元以上,为致密砂岩油气藏的有效开发探索了一种新的技术途径.
  • 摘要:针对张家垛油田固井存在的油气水活跃,薄油层,固井时水泥浆易发生油气水窜,层间封隔质量不好等问题,通过在水泥中加入多功能自愈合剂OSP,将其以一定掺量加入到油井水泥浆中,不仅可以起到降低水泥石脆性、减小压裂后开裂风险,提高水泥石的抗渗性和耐久性的作用;同时当水泥环产生微裂缝、微间隙时,上窜的油气又可激活水泥石中具有遇烃响应的OSP自愈合剂,使自愈合水泥发生吸烃溶胀,从而带动水泥石膨胀,实现水泥环微间隙和微裂缝的有效愈合.该自愈合剂加入后,还可有效降低水泥浆失水和渗透率,与其他水泥外加剂配伍性良好,且水泥浆综合性能容易调节,现场施工简便.在张家垛油田采用OSP水泥浆进行固井,油层固井质量良好,确保了长期封隔质量,满足了后期压裂要求.
  • 摘要:巴西盐下碳酸盐岩油藏位于Campos和Santos盆地,所处海域水深1900m~2400m,属于超深水海域;油藏位于巨厚盐层下,部分区域盐层达2000米,钻完井作业难度大,费用高.套管内射孔并下入智能完井管柱成为该区域主要的完井方式.然而,套管射孔作业对储层伤害严重,时间长,超深水作业综合日费昂贵,使得油田开发成本进一步增加.为提高油田开发经济效益,通过分析巴西盐下碳酸盐岩储层岩石特征,本文提出适用于该区块的裸眼智能完井技术,并利用三维数值仿真软件对裸眼井在不同生产压差下井壁稳定性进行模拟.结果表明:巴西盐下碳酸盐岩储层岩石力学强度较高,生产压差15MPa时,井眼极限扩大率1.5%,发生塑形屈服区域小,井壁稳定性好,优化后的裸眼智能完井技术方案经济、可行,能较大幅度的降低钻完井成本.
  • 摘要:针对水平井固井顶替问题,基于计算流体相关理论和方法,利用顶替数值模拟,研究了套管居中度对水平井固井顶替的影响规律,开发了固井顶替效率预测模块.从理论上研究结果表明,无论是水泥浆顶替隔离液,还是隔离液顶替钻井液,在套管低居中度条件下,在顶替界面窄边滞后严重,顶替界面长度延长,严重影响固井顶替效率;在套管高居中度条件下,在顶替界面宽窄边滞后不明显,顶替界面长度短,固井顶替效率高.理论研究结果表明,合理地套管居中度的必要性,为固井套管居中及提高固井顶替效率提供了理论指导.
  • 摘要:在役井在生产、运营维护过程中会存在不同程度的安全隐患,为了降低在役井存在完整性问题对井安全生产的影响,进行了中海油海上在役井完整性的现状调查、解决方案的制定和重点井的分析,研究了一套在役井完整性管理和分析的办法.该方法通过对在役问题井的分类和量化风险分析确定井的风险类别,并根据最低合理可行原则进行措施的研究.对55口存在问题在役井进行井分类、量化风险分析和措施研究,结果表明,其中14口井需要开展量化分析和措施可行性研究,其余大部分井只需要加强监控即可.本文研究开辟了中海油在役井完整性管理的新篇章,具有现场可操作性,实现了中海油对在役井完整性管理的提升.
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