高含硫化氢井套管加药处理工艺及效果

孤岛稠油产量占孤岛油田总产量的34.9%,是该油田原油上产的主阵地。随着孤岛稠油热采规模不断扩大,注蒸汽驱井组不断增加,注汽量加大,含硫化氢油井逐渐增多,治理难度大。近四年来采油厂针对孤岛稠油区块开展稠油热采硫化氢产生机理及防治对策研究,在高含硫化氢油井实施套管滴加脱硫剂工艺试验,取得较好效果。     

机采井加药技术

为了摸索不同加药方式对药剂浓度变化的影响,将大庆油田采油三厂4口井进行了替水和不替水对比试验,替水量按药剂替入到沉没度深度计算。现场试验表明,聚驱及三元驱导致原油重质成分增加,结蜡较为严重,通过加强热洗管理和优化加药参数可以有效延长机采井热洗周期,保证生产平稳运行。同一药剂对于各区块最低有效加药浓度差异较大,现场加药后采取替水措施可明显改善加药效果,替水量以药剂到达泵吸入口较为合适,可以持续发挥药剂作用。考虑现场可操作性,加药周期以15天为宜。     

含硫化氢井试油工艺研究

H_2S是一种剧毒、易爆、腐蚀性极强的气体。因此,在含H_2S地区试油施工打开地层时,必须做到有效控制,以避免出现泄露而造成人员的伤亡和设备的损害。文中结合现场实际,对防止H_2S侵害的一些技术问题做了初步探讨。     

浅层套管漏失井监测与治理技术

油田开发中后期油水井浅层套管漏失严重,导致开采效率降低,影响油井产量。分析了浅层套管漏失的原因,提出从建井过程中的井身结构、井身质量,油水井生产过程中的注入水水质、作业施工、日常维护等方面预防套管漏失的措施。采用吸水剖面找漏、封隔器找漏技术在Q1井和J1井两口注水井准确确定漏失点范围,结合不同井的套管漏失特点及漏失层段地层岩性,采取了相应的封堵措施;运用堵漏技术治理浅层套管漏失井7口,证实复合封堵技术对套管漏失、高压层具有较好的封堵效果。结果表明,吸水剖面找漏、封隔器找漏仍是浅层套管漏失监测的有效手段,井下电视、超声波成像等套管检测技术是今后的发展方向。     

大港油田潜山高含硫化氢井试油技术研究与应用

大港油田潜山地层呈现高温、易漏、高产、高含硫化氢特征,在试油过程中安全风险大,技术含量高。经过几年不断研究与探索,设计了射孔-酸压-测试联作一体化管柱,制定了防硫化氢对策,形成了适合大港潜山特点的酸压液体体系和工艺方法。目前该试油技术已趋于成熟,初步形成一套高含硫化氢井试油技术方法,已分别在3口井上现场应用,安全顺利完成各项技术指标,均获高产气流。     

含硫化氢井的测井技术与测试工艺

我国已开发的油气不同程度地含有硫化氢气体,它是一种剧毒、容易致人死亡的可燃气体,具有刺激性和窒息性气味,低浓度接触仅有呼吸道及眼的局部刺激作用,高浓度时全身作用较明显,表现为中枢神经系统症状和窒息症状。一旦发生井喷,将导致灾难性的悲剧,不仅严重威胁着人们的生命安全,造成环境的恶性污染,同时对金属设备、工具及用具也将造成严重的腐蚀破坏。因此,在含有硫化氢井的施工中,必须采取相应的对策,利用测井技术与测试工艺的有效结合,把对环境的污染和设备、工具的损耗降至最低。     

页岩气井套管内测井技术分析

页岩气储层特有的地质特性与开采工艺,使得传统的油气井套管内测井工艺与技术必须改进才能适应。首先分析了普通油气井套管内测井技术,然后从页岩气井井身结构、地质特征、开采工艺等方面分析页岩气井井况特征,有高位垂比井身结构、超低孔隙度和渗透率、页岩储层改造裂缝网等特性,有针对性地提出了部分页岩气井套管内测井工艺与技术。通过对页岩气储层地质测井特性、页岩气井套管内测井技术分析及页岩气储层体积改造效果评价测井的论述,能够对页岩气井套管内测井有所参考与帮助。     

双径套管固井技术

地热井等一些特殊井通常采用上大下小的双径套管串结构，常规的固井方法无法满足该类井的固井要求，介绍了解决双径套管一次性固井的三种方法，并分析了三种方法的特点，认为采用双径胶塞是解决双径套管固井最安全，经济，可靠的方法。     

海上含硫化氢井测试工艺及防护措施

海上含硫化氢井地层测试作业难度高、危险大。作者结合多年的实践经验 ,提出了适合海上含硫化氢井地层测试的人员防护装备配置、设备抗硫化氢性能要求和压井液性能要求 ,并总结出了一套相应的施工工艺和安全措施     

含硫化氢煤层气井泄漏扩散模拟分析研究

利用工艺安全分析软件(DNV PHAST)模拟分析含硫化氢煤层气井井口的泄漏场景,对硫化氢泄漏速率、泄漏量、泄漏扩散分布、影响范围等事故后果进行定量计算和分析。结果表明:运用DNV PHAST软件模拟分析不同泄漏场景下,硫化氢泄漏的扩散浓度影响范围,并参照国家标准,提出硫化氢应急响应措施,可以最大程度的减少由于硫化氢泄漏扩散引起的连锁反应所造成的人员和经济损失。     

含硫化氢油气井完井工艺技术现状与发展趋势

系统总结了国内外防硫化氢完井工艺技术,在此基础上提出防硫化氢设计原则,完善完井工艺设计。根据储层及流体物性,结合力学、化学及油藏开发动态,优化防硫化氢的完井设计,并进行技术经济评价,确定最优的防硫化氢完井工艺,控制油套管腐蚀,减少油气井作业,为含硫化氢的油气田开发提供科学理论指导,从而降低油气层损害,提高经济效益。     

高含硫化氢井作业前套管气脱硫处理工艺及效果

孤岛部分稠油区块原油含硫量高在2%以上,稠油热采过程中原油中的含硫有机成分分解。生成硫化氢气体在套管内富集,对安全生产和作业造成危害。通过开发高效脱硫剂体系,将硫化氢转化为硫磺,同时研制一套可移动式撬装脱硫处理装里,实现对套管气中硫化氢的高效吸收,使处理后套管气中硫化氢含量低于最高容许浓度,并便于对不同区块的含硫油井进行处理,以解决因硫化氢影响稠油热采井作业安全的问题。     

LG163井旋转套管固井技术

旋转套管固井技术能够有效提高水泥浆的顶替效率,从而提高固井质量。但其施工存在较大风险,主要是套管悬挂器在旋转中会受到磨损,容易造成套管悬挂器不能有效密封、座挂。LG地区163井在须家河地层井深H2370m下Φ177mm套管固井,采取旋转套管固井技术,通过认真通井,强化套管串设计,保证了套管顺利下入。在联顶节与套管悬挂器之间加装扶正器,保证了套管悬挂器与套管头的有效密封。注水泥作业中控制套管旋转扭矩,确保了施`工安全。在LG地区163井首次应用旋转套管固井,固井质量合格,优质率达73.50%,为川渝地区推广应用旋转套管固井积累了经验。     

4"套管井修井技术

本文针对中原油田4"套管事故井的修复难题进行了一系列的研究,通过对4"套管井内落物使用打捞、解卡、安全脱手、高效套磨铣等多种技术的综合应用,形成了一整套成型4"套管修井技术。     

深水弃井套管切割技术

深水水下井口尺寸大、强度高,由于水深增加导致切割过程中管柱受力复杂,加上切割工具的不成熟和作业经验缺乏,导致我国前期自营深水井在套管及水下井口切割弃井时遇到了很大的技术挑战,在作业时出现了不同程度的复杂情况。针对自营深水井及国外深水弃井施工案例,深入分析了深水弃井套管切割的风险点和技术难点,总结了作业失败的原因,从技术方案、弃井工具和施工参数等方面提出了针对性的改进方法,全面分析了深水弃井作业的风险点,并给出了相应预防控制措施,并在第2批深水井实施中得到了成功应用,提高了深水作业的安全性和时效性,证实了之前的改进思路的正确性,解决了深水弃井技术难题。     

赵芯2井封堵硫化氢作业技术

赵芯2井是位于赵兰庄构造上的一口预探井,钻探目的是探明赵兰庄构造油气资源及H2S资源情况。1979年4月7日完井,2001年井口冒油。针对该井高含H2 S及井口有不明堵塞物的特殊情况,通过使用旋转防喷器、液气分离器、真空除气器、不压井起下装置等完善的配套设备,在封堵中采取了封闭井口环空、带压起下钻等一系列工艺技术,安全顺利地完成了赵芯2井封堵硫化氢作业,为含H2 S井的封堵探索了配套的工艺技术     

达深2井技术套管固井施工

达深2井深层构造位于松辽盆地东南断陷安达鼻状构造以南，设计井深3515m，其钻井目的是要钻探安达断陷中部营城组火山岩带含气情况，本井钻探成功，可为深层勘探开辟一个新的地区。该井在三开钻井过程中要应用欠平衡钻井技术，以利于发现和保护油气储层。这口井二完是采取φ311．2mm井眼下φ244．5mm技术套管注水泥完井，封固段总长2662m，采取     

河南油田张28井油层套管固井技术

张28井是河南油田第一口大斜度、多靶心定向井。设计井深2961m,三开钻头216mm井眼,完钻井深3034m,最大井斜74·9°,140mm油层套管下深3004m,水泥返高1973m。由于固井难度大,如果采用常规固井方法,固井质量很难保证。采取了切实有效措施,包括井眼准备,扶正器的选型和加量,所用的冲洗液,隔离液及水泥浆。保证了套管的顺利下入,固井质量达到了设计要求。     

金斜9井油层套管固井技术

针对金斜9井的地质特点及钻井过程所遇到的复杂情况,细致的分析固井可能存在的难点和一些不确定的因素,通过平衡压力,多层次冲洗,水泥浆的优化,井眼准备,下套管居中等技术成功的解决了欠平衡钻井的固井施工问题。介绍了主要固井技术及固井质量状况,找出了存在的主要问题,提出了一些改进的舣。     

硫化氢治理技术研究与试验

主要阐述了温度、压力对H2S在原油中溶解度的影响;H2S高效吸收剂(可回收利用)的评价;原油中H2S含量测定方法;液体停留时间与H2S脱离效果的关系;硫化氢吸收剂浓度简易测定方法;高效吸收剂回收装置(小型化)。