南海西部高温高压小井眼水平井钻完井储层保护技术研究及应用          下载免费PDF全文

吴江  李炎军  张万栋  韦龙贵  任冠龙 《探矿工程》2017,44(8):18-22

南海西部东方13-1气田D7H井为国内海上第一口高温高压水平井,储层物性以中低渗为主,使用高固相含量的钻井液易堵塞油气泄流通道造成储层伤害,加之海上完井方式制约,高密度钻井液在井眼滞留时间达10 d以上,不可避免地会加剧储层伤害程度。为充分保障该井储层保护效果,室内开展了大量的优选评价实验,优选出适合海上高温高压小井眼水平井钻完井储层保护油基钻井液,分析了高密度钻井液污染储层的机理,研究了返排压差、返排时间与岩心渗透率恢复结果的关系,提出了增加返排压差、延长返排时间提高储层保护效果的措施。实验结果表明：高温环境下高密度钻井液污染岩心后,初始渗透率恢复值约85%,当污染时间达到15 d时,渗透率恢复值骤降至30%,表明钻井液在储层滞留时间越长储层污染现象越严重;相同驱替条件下,渗透率恢复值随时间的延长而提高并趋于稳定;增加岩心返排时的压差有利于提高渗透率恢复值,返排压差达到12 MPa时,钻井液体系的渗透率恢复值可提高到80%以上。现场应用表明,D7H井试井机械表皮系数为0,清喷产量6.0×105 m3/d,超出配产产量近3倍,储层保护效果良好,为后续海上高温高压气田实施水平井进行规模化开发提供了宝贵的借鉴意义。  相似文献   

考虑蜡沉积的深水油井井筒温度压力场模型     

余意  苏剑波  徐斐  孟文波  任冠龙  刘凯  高永海  于鑫 《东北石油大学学报》2021,45(2):92-101

蜡沉积影响深水油井井筒流体的温度和压力分布.考虑蜡沉积对深水油井井筒多相流流动特性及传热过程的影响,建立蜡沉积井筒温度、压力场模型,分析产量、地温梯度、管柱管径等因素对井筒蜡沉积速率、温度和压力分布的影响.结果表明:随产量增加,蜡沉积层厚度与沉积速率沿井深从下往上呈现先减少后增加的趋势;随地温梯度增加,最大蜡沉积速率与沉积厚度减少;随管柱管径增加,蜡沉积速率与沉积厚度减少.随蜡沉积时间增加,井筒蜡沉积区域的流体温度随之增加,相同条件下沉积速度趋于减小,井筒压力变化不大.该结果可为蜡沉积油井井筒流体流动状态和传热分析提供指导.  相似文献