稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

高压分注井全过程带压作业管柱

针对高压分注井带压作业过程中存在的管柱内堵塞器投堵位置不确定、油管内密封工具耐压低、分注工具段内无法堵塞密封、不能实现全过程带压作业的问题,研发了高压分注井全过程带压作业管柱。该管柱下入后,无需投捞,双密封洗井阀地面加压即可启动注水阀;通过配套高压自密封配水器和预置式油管堵塞器等工具,解决了油管内分注工具段封堵问题,实现了分注管柱起出过程的整体密封;通过管柱底部配套双密封洗井阀,解决了分注管柱下入过程的密封问题,还可满足反洗井工艺要求。高压分注井全过程带压作业管柱在冀东油田累计应用60井次,最大施工井斜56. 7°,工具最大下深4 285 m,满足50 MPa内分层注水需求和21 MPa内带压作业需求。应用该作业管柱可缩短作业周期,提高作业效率,降低施工成本。研究结果可以为注水井带压作业管柱的设计提供参考。     

高压主分层酸化管柱的研制和应用

针对宝浪油田油层非均质严重,不同油层启动压力相差很大的特点,研制了两种分层酸化管柱,一种为单层酸化工艺管柱;另一种为一次酸化施工先后对两层轮换酸化的管柱。高压酸化封隔器采用水力压缩式胶筒,胶筒设计有肩部保护机构,承压能力达80MPa,同时还设计有反洗通道,增加了管柱的安全性。高压水力锚利用酸化施工压力使锚牙张开锚定管柱,施工结束时依靠板簧弹力使锚牙收回,锚定、收回可靠。7井次的现场应用表明,最高施工压力78MPa,工艺成功率100%,累计增产原油2830t,增注水2.75×10     

可循环压井带封注采管柱的配套优化

针对塔河油田单井注气管柱腐蚀易导致封隔器解封困难,注气单流阀容易密封不严、开启压力低,封隔器无法起到保护套管作用,且气窜后不能循环压井的问题,研制了一种可循环压井带封注采管柱。该管柱包括环空压控式多次开关循环阀、防腐封隔器等关键工具;环空压控式多次开关循环阀可实现多次开关,用于气体回窜时循环压井;防腐封隔器胶筒采用金属网端胶筒、聚四氟背圈和中间AFLAS胶筒组合而成,具有良好的支撑性能、耐腐蚀性能和密封性能;优化分级解封机构及卡瓦防砂设计,降低上提解封力;分体式双向卡瓦锚定结构,达到防止完井管柱位移目的。该工艺在塔河油田应用16井次,工具性能稳定,满足注气开发需求,解决了封隔器解封困难的问题,降低了井控风险,具有很高的推广价值。     

注天然气驱提高采收率技术研究

阐述了国内外注天然气驱提高采收率技术的发展概况。在区块评价的基础上,选定文88块为注天然气先导试验区,通过室内实验和数值模拟研究结果表明,实施天然气驱开发可以大幅度提高采收率。通过对天然气驱配套技术研究,确定压缩机最大出口压力不高于52MPa,TM扣油管能满足高压注气工艺要求,并设计出符合中原油田自身特点的高压注气管柱。最后对注气采油监测技术、防气窜和改善注气波及效率技术进行了讨论。     

CO_2气驱封隔器的研制与应用

针对封隔器在CO_2驱过程中存在易腐蚀、气密封效果差、寿命短以及起出难度大等问题,研制了CO_2气驱封隔器。该封隔器采用旋转油管坐封,上提管柱解封;其胶筒采用耐温耐腐蚀氟橡胶,有效克服注气与停注时温差对密封件的影响;设计了全周向胶筒端部保护结构,提高了气密封效果。CO_2气驱封隔器在现场试验6井次,施工成功率100%,最大施工井斜52°,最大下深2 643.79 m,最大注气压力23.12 MPa,密封有效率达100%,且平均工作寿命超过24个月。现场试验结果表明:该工具满足油田防腐和防气窜工艺要求,具有良好的经济和社会效益。     

直接悬挂油管的YL65—105高压压裂井口装置

常规生产井口承压能力低,不能满足压裂酸化的要求,为此,开发了一种直接悬挂油管的高压压裂井口。该井口的特点在于压裂管柱通过油管短节直接悬挂于压裂井口的大小头,压裂管汇出口与管汇短节相连,入井的高压压裂液经管汇短节、平板阀、小四通、大小头、压装管柱导入地层。YL65—105高压压裂井口目前在辽河油田累计施工百余井次,最高施工压力90MPa,使用表明这种井口装置安装操作方便,密封可靠,深受施工单位好评。     

套管液压式φ106mm密封加固系统研究

针对套管液压式φ100mm密封加固系统在实际应用中的缺点,开展了大通径密封加固技术专题研究.研制的套管液压式φ106mm密封加固器承压达30 MPa以上,悬挂力达到500kN以上,可下入φ100mm小直径分层管柱.现场应用见到了明显的效果,为提高小直径分采分注管柱寿命创造了条件.     

套管液压式φ106mm密封加固系统研究与应用

针对套管液压式10 0mm密封加固系统在实际应用中的缺点 ,对密封加固器材料进行了优选和结构优化设计 ,包括加固管的设计和金属锚材料的选择与结构设计 ,以及锥体材料的选择与结构设计 ,同时对密封加固系统加固后的悬挂力、密封性都有很大影响的丢手总成也进行了研制 ,使密封加固器承压达 30MPa以上 ,悬挂力达到 5 0 0kN以上 ,加固后通径为 10 6mm ,可下入 10 0mm小直径分层管柱 ,为提高小直径分采分注管柱寿命创造了条件。     

K344-108型小直径封隔器的改进与应用

为满足水平井多段分层压裂的有效封隔及特殊井作业的需要,降低卡钻风险,研制了K344-108型小直径封隔器。通过对该封隔器的胶筒结构、安装方式及胶筒座肩部等进行改进,封隔器中心管承压能力可以达到70MPa,套管上、下密封压差达到65MPa。2009年,将K344-108型小直径封隔器与水力喷射压裂组合管柱在长庆油田现场应用12口井,实现了1趟管柱拖动多段压裂,各层段间施工压力差异明显,封隔可靠,施工后起出封隔器形状基本完好,满足了现场施工要求。     

35MPa环空放气阀设计及试验

环空放气阀是油气井中控制油管和套管环空通道的主要工具.研制了一种新型环空放气阀,密封面为球面金属密封.通过理论计算、有限元分析、室内试验,对环空放气阀进行设计分析和验证.结果表明,内部/外部压力产生的轴向力始终使金属密封面压紧,且内部/外部压力越大,密封面的压紧力越大;在额定工作压力35 MPa条件下,最大应力为193...     

HT高密封性特殊螺纹套管在气井中的应用

由于普通API螺纹套管难以承受高于 70MPa高压气体 ,开发加工了高密封性能的SEAL—LOCKHT特殊螺纹套管。这种螺纹套管的结构特点是 :①端面和侧面为特殊结构密封 ,套管的气密封性能好 ;②采用倒钩螺纹设计 ,提高了螺纹的抗拉和抗内外压能力 ,可防止套管倒扣松动 ;③螺纹结构先进 ,套管插入方便 ,入扣不易错扣 ;④抗过扭矩能力强 ,螺纹联接可靠。室内试验表明 ,该螺纹套管加载 4 32kN ,施加气压 79 9MPa ,气密封良好。 8口井现场应用均取得成功 ,下套管节约 8～ 12h ,节约套管成本 10 %～ 15 % ,解决了高气压井的密封问题     

中国大中型气田盖层特征

在对我国主要大中型气田盖层的岩性、厚度等宏观参数统计分析与排替压力、扩散系数等微观参数的实验分析基础上,对我国大中型气田盖层分布进行定性和定量研究,认为我国大中型气田盖层分布具有以泥岩为主、盖层厚度大(大部分分布在50~350 m之间)、排替压力较高(主要分布在10~30 MPa之间)、大中型气田扩散系数普遍较低(主要小于10^-6 cm²/s)和岩性大中型气田相对其他类型大中型气田在盖层厚度和排替压力等方面要求相对较低等特征。     

泄爆口强度对管内天然气爆炸流场的影响仿真

天然气管道处于泄漏燃烧状态时有可能引发管内天然气爆炸,爆炸流场受管道泄爆口强度的直接影响,但目前对于该方面的研究则较为薄弱。为此,选择内边界为80 mm×80 mm×600 mm的小尺寸矩形管道作为仿真研究对象,基于FLACS软件分析了管道在泄爆口承压泄爆、密闭、开口等3种工况下天然气爆炸火焰的传播特性,研究了泄爆口强度对管内爆炸压力、温度、火焰传播速度的影响规律。研究结果表明:①管道内甲烷/空气预混气体燃烧爆炸反应过程中,在泄爆口密闭的条件下,压力和温度上升至峰值后无明显下降趋势,而在泄爆口开口情况下,管道内压力迅速上升至峰值后急剧下降,温度上升至峰值后缓慢下降;②在泄爆口承压泄爆条件下,管道内压力和温度的变化趋势相似,均经过先上升至峰值后下降的过程,随着泄爆口承压能力的增加,管内压力峰值、温度峰值以及到达峰值的时间均增加;③压力峰值由大到小的工况依次为泄爆口密闭、泄爆口承压0.5 MPa、泄爆口承压0.3MPa、泄爆口承压0.1 MPa、泄爆口开口,温度峰值由大到小的工况依次为泄爆口密闭、泄爆口承压0.5 MPa、泄爆口承压0.3 MPa、泄爆口承压0.1 MPa、泄爆口开口,火焰传播速度峰值由大到小的工况依次为泄爆口开口、泄爆口密闭、泄爆口承压0.3 MPa、泄爆口承压0.5 MPa、泄爆口承压0.1 MPa。结论认为,泄爆口强度对管内爆炸压力与火焰传播速度的影响较为显著,而其对管内温度的影响则不明显。     

高压对气井套管接头螺纹接触应力的影响研究

高温高压气井对螺纹密封性的要求要比油井更为严格。对于高压气井中的整个管柱,每一段处于不同的力学环境中,发生泄漏的可能性也不同,因此研究压力对气井套管接头螺纹接触应力的影响,对高压气井套管的合理使用尤为重要。利用弹塑性有限元分析方法,建立了API偏梯型螺纹套管接头的有限元模型,分析了气井压力对套管接头接触应力的影响,提供了研究压力对套管接头螺纹接触应力影响的方法。对于井口压力或井底压力超过34MPa的高压气井,应选用气密性良好的特殊螺纹接头,建议采用金属对金属的螺纹接头套管,以加强螺纹部位的连接强度和密封性能。     

影响高压注气管柱变形的主要因素及计算方法

封隔器解封和管柱永久变形是混相驱油田高压注气过程中遇到的重要问题之一。高压注气作业过程中温度和压力的剧烈变化引起管柱伸缩或受力变化,其主要影响因素有:温度变化引起的温膨效应;压力变化引起的膨径、活塞和螺旋弯曲效应。在前人研究的基础上给出了复合管柱的各种计算模型。初始力是预防管柱损坏的可操作性重要因素,它和管柱各种受力及应力之间有密切关系,对此做了定量分析。研究结果对矿场作业具有一定指导意义。     

地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验

针对我国西南地区首座地下储气库——相国寺储气库投产后注采井出现较大比例的B环空异常带压问题,采用室内实验的方法,根据注采井100 m、900 m、2 000 m垂深处温度和压力差异,设计了不同的水泥石养护温度和加载围压,并采用小尺寸的水泥环完整性测试装置基于应力等效原理测试了从井底到井口水泥环在试压和注采时的密封能力。实验结果表明:①井筒不同深度段水泥候凝温度和围压差异较大,同一种水泥浆体系在实际固井后沿井筒深度具有不同的机械性能,导致不同井段水泥环密封性能存在着巨大的差异;②交变载荷会导致水泥环的压实和累积损伤,加剧水泥环的密封失效;③注采井2 000 m处水泥环在试压和注采工况条件下,密封性完好,没有发生泄漏,1 000 m处水泥环在试压工况下能保持完好,在循环交变载荷下存在着水泥环密封失效的现象,井口附近100 m处水泥环在试压工况和注采工况时均出现了泄漏;④实验结果揭示,在试压和注采工况下,井筒中上部水泥环密封失效是造成B环空异常带压的根本原因。结论认为,该研究成果可以为提高地下储气库注采井固井水泥环密封的可靠性提供实验数据支撑。     

高温高压高含CO2气藏试气井下管柱力学研究

吉林油田松辽盆地南部长岭断陷深层火山岩气藏地质条件复杂,气井高温、高压、高产、高含CO2,给经济、安全的试气工艺带来了挑战。针对吉林油田深井试气管柱结构、试气作业的特点,考虑内外压力对管柱稳定性的影响及深井高速气流的作用,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,建立了管柱失稳变形的微分方程,以此分析了管柱弯曲失稳的临界栽荷和管柱在井下的栽荷、应力及变形情况,用可视化Visual Basic语言编制了井下管柱力学计算软件,并分析了在长深×井试气工作中的应用情况。所建立的模型和编制的软件对将来类似井作业具有实际的指导和借鉴意义。     

深海油气管道连接器密封机理与多目标优化研究

深海油气管道连接器的结构参数直接影响其密封性能,因而对连接器进行密封机理分析与结构参数优化研究具有重要的意义。为此,首先分析了金属接触静密封的形成机理,建立了连接器形成可靠密封的临界条件;基于接触力学推导出临界弹塑性接触压力均值的计算公式,并计算出219 mm连接器的临界值为370 MPa;应用ANSYS参数化设计语言(ANSYS Parametric Design Language,APDL),对连接器的结构参数进行了灵敏度分析,确定了影响密封性能的5个关键结构参数。进而以主、次密封面上的接触压力方差为2个目标,以主、次密封面上的接触压力均值和最大塑性应变为约束变量,运用多目标遗传算法(Multi-Objective Genetic Algorithm,MOGA)对连接器进行了优化设计,结果表明:接触压力方差显著减小,接触压力均值大于370 MPa,塑性应变较小。最后对优化前后的深海管道连接器进行了水压和拉伸试验,结果表明:优化之后的连接器承受水压能力大于设计极限压力18 MPa,承受轴向拉力大于7.0×10~5 N。该方法对于其他尺寸深海管道连接器的设计具有参考价值。