川东北高含硫气井测试作业安全控制技术浅谈

川东北地区气井普遍具有储层压力高、测试产量大及硫化氢含量高等特点,气井安全测试面临巨大的挑战。通过对川东北地区测试井控难点进行分析,重点从气井井筒安全保护、地面安全控制及作业过程的安全管理等方面进行了介绍。通过川东北地区近几年现场实践证明,探索出川东北高含硫气井测试作业安全控制技术成功实现了超深高含硫气井的安全测试施工,为川气东送工程的安全实施提供了保证。     

川东北高压高产气井完井测试工艺优化研究

针对川东北高压高产气井测试面临的问题,以整个测试作业安全、高效完成为出发点,对川东北高压高产气井测试工艺优化技术开展研究,形成了一套适合川东北高压高产气井安全、优快、经济的完井测试配套技术。研究成果在川东北高压高产气井测试作业中的推广应用结果表明,测试成功率从77%提高到100%,有效提高了高压高产地层测试工程的设计和施工的科学性和准确性,为川东北地区三高气井测试作业的安全、高效提供了技术保障。     

川东北地区高温、高压、高含硫气井测试工艺技术

川东北地区气藏埋藏深、压力高、温度高,且气体组分中含有腐蚀气体,深井及超深井测试不仅工艺复杂,技术难度大,风险也高。从川东北气藏地质特征和测试工艺技术的角度出发,开展川东北地区高温、高压、高含硫气井测试工艺技术研究,最终形成一套适合川东北地区的具备耐高温、抗高压、抗硫腐蚀性能的测试工艺技术。     

川东北超深含硫化氢气井测试技术实践与认识

川东北气藏具有超深、含硫化氢、温度高、压力高的特点,气井测试难度大。对川东北超深含硫化氢气藏测试中面临的难点和问题进行了分析,认为高温高压,地质条件复杂,含硫化氢、二氧化碳等腐蚀气体是制约川东北超深含硫化氢气井测试的主要因素。针对存在的难点和问题,主要从测试管柱选择、地面流程、测试技术及应急措施等方面,论述了超深含硫化氢气井测试技术要求和对策。     

川东北含硫超深气井测试地面控制技术优化研究及应用

川东北地区海相超深碳酸盐岩储层具有高温、 高压、 含硫等特征, 给测试安全性、 成功率带来了极大的挑战。为此, 在川东北碳酸盐岩含硫气藏测试难点分析的基础上, 以提高测试施工的安全性为目的, 开展了测试地面控制技术优化研究： 通过优选井口装置、 优化地面流程, 确定出适合于元坝、 普光和通南巴地区的井口装置, 设计出３套适合于不同工况含硫气井的地面控制流程, 最终形成了一套针对性强、 适应性好的川东北含硫超深气井测试工艺技术, 为川东北含硫气藏测试工作的安全开展提供了安全技术保障。     

APR工具在川东北高含硫超深气井测试中的应用

在川东北地区高含硫化氢气井的完井测试作业中，对APR测试时各种测试管柱的适用范围和性能特点进行了介绍，针对不同的井况及具体的试油目的，优选测试管柱结构，可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本，降低测试对储层的二次污染，从而解决川东北高含硫气井测试的难题。图6参3     

评价川东北飞仙关组气藏大产量气井产能的改进一点法

一点法是评价气井产能的简便方法,在中途测试、完井试气中应用较多。作为经验性方法,一点法的适用范围不能完整覆盖各种类型气井,用于评价某些地区、某些层位的气井产能时有可能出现较大误差。已有测试资料显示,对于四川盆地东部石炭系气藏、川东北飞仙关鲕滩气藏,一点法计算大产量气井无阻流量误差较大,气井产量越大、生产压差越小,其计算结果的误差越显著。川东北飞仙关鲕滩气藏气井完井试气时一般都要进行压力恢复测试,通过试井分析计算了地层渗透率,能推导出更准确的一点法。文章基于理论推导,归纳了从气井二项式产能方程近似简化而得出一点法产能方程的形式及适用条件,针对现有一点法不适用于川东北飞仙关鲕滩高渗透地层、高产气井产能评价的情况,探索性地提出了具有针对性的改进方法,初步取得了成效。     

川东北地区高压气井测试技术研究及现场应用

川东北地区气藏主要为海相碳酸盐岩气藏,已经发现的普光气田,巴中地区和通一南一巴构造的主力气层为嘉二段、飞三段、长兴组,埋深4000—7000m,地层流体性质为含硫化氢、二氧化碳的天然气和地层水,地层压力为常压至异常高压,地层温度100～165℃。针对高压、高产、高含硫的工作环境形成了一套独具特色的川东北测试技术,可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本,降低测试对储层的二次污染,从而解决川东北高含硫气井测试的难题。     

川东北三高气井测试管柱力学研究

川东北海相碳酸岩气藏地质条件复杂,气井高温、高压、高产使测试管柱在整个测试过程中载荷和变形变化复杂,给完井测试工作的安全、高效开展带来了挑战。针对川东北三高气井测试管柱工作条件和测试作业的特点,考虑管柱组合、管柱载荷、高温高压等因素及屈曲状态、井口和封隔器约束的影响,并综合考虑管内外流体压力、黏滞摩擦、弯曲失稳后法向支反力及库仑摩擦力的影响,给出了井下管柱载荷、变形计算方法与公式。在此基础上,使用可视化Visual Basic语言编制了测试管柱力学分析软件,并使用软件对川东北元坝1井测试管柱进行力学分析,证明了软件和数学模型的科学性和实用性。     

川东北三高气井完井测试井口装置选型研究

针对川东北三高气井完井测试过程中高压、高产、高含硫对井口装置带来的安全问题,通过最高井口关井压力预测、井口流温预测、流体腐蚀分压预测,研究形成一套适合川东北河坝区块超高压、高产气井测试井口装置选型技术。该技术对取全、取准气藏测试评价资料,保证测试作业设备仪表完好,确保操作人员的健康和安全具有重要的现实意义。     

三高气田套管磨损研究及应用分析

依据套管磨损相关理论,给出了套管磨损深度预测模型,开展了模拟现场钻井条件下气田在用套管磨损室内试验。分析了三高气田套管磨损后带来的问题,用编制的套管磨损预测软件并结合试验测得的套管磨损参数和实钻井史资料,对龙岗气田部分井在用的244.5 mm技术套管的磨损情况和强度进行了计算。计算结果显示,技术套管普遍存在磨损情况,平均磨损率在10%左右,套管磨损后抗挤强度和抗内压强度都显著降低。探讨了影响套管磨损的主要因素,提出了考虑磨损后套管强度满足要求的三高气田套管柱设计安全系数。研究结果对提高三高气田钻完井安全性有一定的指导作用。     

高温高矿化度高密度水基钻井液用润滑剂

复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度（简称“三高”）复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。      

高含水油井下部高压层封堵工艺技术

双河油田已进入特高含水后期开发阶段,层间矛盾突出,特别是下部高压高含水层的存在,给机堵工作增加了难度,使机堵成功率降低,有效期变短,投资大,受效甚微。提出用可钻式油管传输桥塞与水泥塞结合封堵下部高压高含水层,经3口井的现场应用表明,该工艺投资少,现场操作简单,封堵成功率高,可靠性强,且有效期长,增油降水效果显著,解决了该油田生产中下部高压高含水层的封堵难题。     

固态高频设备在高频焊管生产中的应用

介绍了固态高频感应加热设备的基本原理及组成,并对固态高频设备与电子管高频设备整机效率进行了对比。阐述了固态高频感应加热设备在高频焊管生产中的焊接机理,指出在高频焊管生产过程中,需进行必要的机电调整,使其紧密配合,才能使机组达到最佳状态,从而提高生产效益,同时提出了调整措施。     

高温高压高含蜡凝析气析蜡实验研究（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

针对塔里木盆地高温高压高含蜡凝析气的析蜡规律进行了研究,结果表明,高含蜡凝析气的相态特征极为复杂,在不同温度、压力条件下,有气相、液相单相,气-液、气-固两相,以及气-液-固三相等许多相态变化.压力对高含蜡凝析气的蜡析出温度有明显影响.压力很高时,对蜡析出温度影响不大;压力接近露点压力时,蜡析出温度随压力下降而升高;压力低于露点压力后,析蜡温度随压力下降而降低.     

高温高盐油藏交联聚合物驱研究进展

交联聚合物驱油技术是提高高温高盐油藏采收率的有效驱油方法之一。介绍了交联聚合物驱油机理,综述了半个世纪来高温高盐油藏用交联聚合物驱油及交联聚合物驱数值模拟研究进展,指出了目前研究中存在的问题,并提出进一步深入研究的方向。     

TA-218高耐磨衬里在高温沙漠地区的施工

喀土穆炼油厂位于苏丹北部沙漠边缘,常年处于高温干燥酷暑天气,夏季平均温度42℃,冬季平均温度32℃,年平均相对湿度为20%。该厂180万t/a重油催化裂化装置采用了TA-218高耐磨衬里。而TA-218高耐磨衬里的施工,要求环境温度在4～27℃,相对湿度在30%～70%,为此技术人员采取了一系列措施,如在衬里材料中加冰水降温、原材料提前发酵、洒水增加空气相对湿度、用磷酸铝溶液补救、涂刷油漆防水、支模浇注等。从投产4年的情况看,衬里质量优良,完好无损。文章介绍了在高温沙漠地区施工TA-218高耐磨衬里的措施和体会。     

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。     

高温高盐油藏化学堵水技术

论述了高温高盐油藏化学堵水技术的实验室研究和初期现场试验情况。该技术采用一种新型凝胶型堵剂,主剂为改性阳离子聚丙烯酰胺(CPAM),交联剂为分子中含有杂环的有机胺。实验室研究表明,在最高温度140℃、最高矿化度35×104mg/L的特殊条件下,堵剂成胶固化时间为6~24h,并在此范围内可调,封堵强度达耐压20MPa以上,基本满足中原油田高温高盐油藏化学堵水的要求。该技术在初期现场试验中获得成功,效果较好。