高含硫气井中的硫沉积规律

针对高含硫气井井筒硫析出、硫沉积预测难题,建立了高含硫气井井筒多相流动和传热数学模型,给出了多场耦合井筒硫析出、硫沉积判别准则和计算方法。计算结果表明,高含硫气井从井底至井口硫溶解度逐渐减小,呈非线性变化规律;井筒中伴随有硫析出,析出位置及析出量主要受温度梯度、压力梯度和硫化氢质量浓度等影响;井筒中的硫沉积主要受气体携带能力和局部流场扰动的影响。温度、压力下降越大,硫析出越早;在同一流压下,产气量越高,硫析出越早,析出量越大。该研究模拟了气井生产动态,给出了高含硫气井中的硫析出、硫沉积、压力及温度分布规律,计算结果可用于指导现场进行开发方案调整、生产参数优化,为制定硫沉积预防方案提供依据。     

高含硫气井生产状况分析及应对措施探讨

由于高含硫天然气具有H2S和CO2等腐蚀性介质含量较高、水合物形成温度较高、而且在井下及地面析出单质硫等特性,使其对设备管道造成严重堵塞和腐蚀,对生产、作业和经济效益影响较大.针对重庆气矿高含硫气井生产情况及技术管理进行分析,找出存在的问题,结合室内研究,提出了应对措施和管理要求,以供决策参考.     

高含硫气井酸压液体技术研究

通过对普光1井、普光2井岩心分析,确定该区域储层为纯碳酸盐岩储层,碎屑岩和粘土矿物含量很低,盐酸溶蚀率均在90%以上,研究确定采用以盐酸为基液的酸压液体系列技术,进行了不同酸液浓度对钢片的腐蚀试验分析,鲜酸和残酸腐蚀速率对比试验,饱和H2S的鲜酸和残酸腐蚀速率对比试验,筛选了合适的缓蚀剂,研发了适合该储层酸压条件的铁离子稳定剂和硫沉淀控制剂、助排剂。根据储层高温、高含硫、低孔与低渗的物性特征,研发并形成了适合储层酸压改造的前置液加胶凝酸多级交替注入的深度酸压工艺技术以及配套的酸压液体体系。为普光气田主体及周边储量评价和该类气藏的进一步改造提供了可靠的参数和技术支撑。     

高含硫气井井筒硫沉积模型

在高含硫气藏的开发过程中,随着井筒温度、压力的降低,硫会在井筒中析出沉积,严重影响气井的正常生产和管道安全。目前多数硫溶解度模型受使用条件的限制,无法准确预测不同温度、压力条件下的硫溶解度。针对高含硫气井的气体组分特征,在Hu溶解度模型的基础上,结合多相流和传热学理论,建立了高含硫井筒温度、压力分布模型以及硫沉积预测模型。对某高含硫气田进行实例分析,计算得出温度分布、硫溶解度分布规律以及硫沉积量,并研究了气井日产量、硫化氢体积分数对井筒硫沉积的影响规律。研究结果表明:硫溶解度从井口到井底逐渐增大,呈非线性变化;同一时间,气井产量增加,井口温度升高,则硫溶解度增大,硫在井筒的析出位置上升,井筒相同深度的硫沉积量增大。模型计算出的硫析出位置与实例相比,误差小于1%。准确预测井筒中的硫沉积,有助于更好地管理具有潜在硫沉积问题的气井。     

高含硫碳酸盐岩酸压气井硫沉积规律研究

硫沉积是高含硫气藏开发过程中的常见现象,不仅给生产设备带来严重的安全隐患,也容易造成地层堵塞,是影响该类气藏安全高效开发的重要因素之一，但目前国内外对地层中硫沉积条件的研究都是基于简单的静态环境,预测结果往往与实际存在较大差异。在综合考虑基岩和裂缝渗流空间特征以及气流水动力对析出的硫颗粒运移影响的基础上,建立了描述碳酸盐岩酸压气井生产过程中硫沉积预测模型。结果表明:流体水动力是建立硫沉积预测模型必须考虑的因素之一；硫在基岩中的沉积主要发生在距井底和靠近裂缝面相对较小的区域,且沿井底向裂缝纵深方向和垂直于裂缝向外延伸的方向上,硫沉积量和沉积速率均呈递减下降的趋势；硫在裂缝中的沉积距井底距离越近,硫沉积量越大且沉积速率相对较快；无论是基岩或裂缝中的硫沉积,随着生产时间的延长,其沉积速率呈加速变化趋势。     

普光高含硫气井井筒硫沉积解堵工艺技术

普光气田因其埋藏深、产量高、硫化氢含量高等特点,采用了一次投产作业完井,永久式生产管柱。气田投产后,部分气井在生产过程中的产气量、井口油温出现了异常下降。通过对井径测量、井下堵塞物取样,分析了堵塞井段、堵塞物成分及来源,基本确定了井筒堵塞点及原因。根据储层情况、完井管柱及生产数据,建立井筒模型分析判断堵塞情况,并结合高含硫、高温以及完井管柱结构的井况特征,研究采用连续油管解堵工艺,首先通过喷头打通道随后采用高含硫水力旋转喷枪定向冲洗油管内壁,实现彻底清理井筒硫沉积堵塞。该技术成功解决了普光气田高含硫气井硫沉积堵塞防治效率低、有效期短、防腐及井控安全等难题,现场已实施8井次均成功达到解堵目标。     

高含硫气井井筒硫沉积预测

随着高含硫气藏的开发,析出的硫会对储层造成伤害,影响气井的正常生产,因此,准确预测硫的沉积对酸性气田的合理高效开发具有十分重要的意义。文中根据气、液、固三相流动规律,建立了高温高压高含硫气井井筒硫沉积预测模型,利用缔合模型的基本原理,建立包含温度、压力和流态3个变量的硫溶解度函数模型,用来预测硫在井筒中的析出位置;再利用缔合模型的相关理论解释硫元素在井筒中的溶解机理,以温度、压力和硫溶解度为变量,判断单质硫是否沉积、沉积位置,并对沉积量进行动态计算。以普光气田×井为例,计算得出硫溶解度和析出量随井筒的变化规律,其结果与实际情况吻合较好。     

元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术

四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H₂S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。     

高含硫气井新型胺类溶硫剂的性能研究:溶硫规律和再生性能(上)

针对造成高含硫气井内堵塞和腐蚀的硫沉积问题,研制出了以有机胺类化学溶剂为主剂,以物理溶剂为助剂,并配合乳化剂、硫化物催化剂、表面活性剂等的新型胺类溶硫剂体系,并对其溶硫性能以及溶硫后单质硫的分离回收性能进行了评价和研究。结果表明,新型胺类溶硫剂的溶硫过程迅速,在30min时基本完成,溶硫量达59.45g/100mL;升高溶硫温度、反应气氛中含有H2S或硫以粉状形态存在时,均有利于溶硫量的提高;溶硫体系中加水量为10%(φ)时,溶硫量保留率为74.27%;产物中加水可使单质硫析出回收,当加水量为900mL时,单质硫的回收率高达34.32%。     

高含硫气井保温保压取样系统设计

设计了一套适用于6500 m井深的高含硫气井保温保压取样系统。该系统由井下取样器和地面转运器组成,能够实现高含硫气井取样及长时间保温保压转运,以保持样品的真实理化性态,提高PVT试验的有效性。井下取样器利用时钟控制器实现气样的自动采集和状态参数的全程记录,采用真空保温夹层结构和隔热涂层设计来实现井内取样过程的保温保压功能,同时将井下取样的结构设计成由电气控制舱与采气舱组成的可拆卸结构,方便地面转运。地面转运器为密封筒体结构,配套有电气控制系统,具有保温运输采气舱和H2S泄漏应急处理等功能。整个装置结构简单紧凑,功能完备,为深井高含硫天然气取样提供了一套安全可靠的装置。     

川东北地区含硫气井钻井事故数据库系统

为了有效存储和合理利用川东北地区已钻井的事故数据,提高钻井事故数据管理的效率,设计开发了钻井事故数据库系统。以Microsoft Access为关系数据库管理工具,Visual Basic为用户访问端的开发工具,利用SQL实现数据统计分析功能。现场试验证明：利用该数据库系统可方便快捷地对钻井事故进行采集、存储、查询、统计与分析,为钻井事故原因分析、风险评估以及事故预防提供数据支持。以川东北地区钻井事故为对象开发的钻井事故数据库系统,加快了钻井事故科学化、数字化管理的进程,是钻井信息化的重要补充。     

焚烧炉在普光气田高含硫气井试气中的应用

目前高含硫气井试气通常采用燃烧筒燃烧,燃烧效率低、H₂S燃烧不完全、SO₂排放超标、试气时间短,难以准确评价气井产能。为此,介绍了引进加拿大专业公司设计生产的Q3000型焚烧炉的工作原理、扩散模型计算方法及主要技术指标,指出该焚烧炉通过喷头排列方式设计、逻辑控制程序研究能使高含硫天然气产生高速涡流,炉腔温度范围从1 090 ℃ 到1 630 ℃,保证了高含硫天然气的完全燃烧,具备燃烧完全、SO₂扩散良好,可长时间、高效率、满负荷燃烧的性能,满足了试气安全要求。同时,根据高含硫气井的试气要求,设计6台焚烧炉并联试气,设计处理量60×10⁴ m³/d,累积试气燃烧时间240 h,经环境监测可知各项监测指标满足环保要求,实现了高含硫天然气井的系统测试,为进一步落实气藏的产能提供了科学依据。     

常规孔密井高能气体压裂技术

研究的常规孔密井 (10～ 12孔 /m)高能气体压裂技术解决的技术关键有 :(1)研制了HEGF—L型压裂弹 ,由载体、点火具、引火药、主装药和缓速药组成 ,可根据地层情况调节缓速药的位置和数量 ,达到最佳压裂效果 ;(2 )给出了加药量计算公式 ;(3)制定了保护套管、水泥环和电缆的措施。 2 8口常规孔密井的现场试验及应用统计表明 ,该项技术施工成功率、工艺成功率 10 0 % ,施工简单 ,成本低 ,对套管和水泥环的伤害较小 ,压裂增产效果显著。     

含硫气井的井筒完整性设计方法

针对API/ISO或GB/SY标准设计的油管、套管不能完全保证在服役过程中完整性的现状,参考挪威石油工业协会NORSOK D 010标准,研究了“井筒完整性设计”的理念和设计方法,提出了井下作业的井筒完整性管理方法,防止井下作业工具对套管可能产生的潜在损伤。从API圆螺纹和偏梯形螺纹的使用限制、金属接触气密封螺纹的选用方法、井下组件潜在的电偶腐蚀和缝隙腐蚀等角度,研究了降低螺纹连接部位被腐蚀、泄漏或断裂的措施,尽可能保持井筒物理上和功能上的完整性,使井筒始终处于受控状态。建议在井筒完整性设计过程中,重视螺纹的合理选用以及正确操作、井下组件的电偶腐蚀,以降低密封失效的风险。     

高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式

气井环空带压是高温高压高酸性气田的普遍问题,环空异常带压将严重威胁气井安全生产,亟待进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,以失效发生的可能性、危害性及当前状态为参数,依据相关行业标准,结合现场经验,提出影响气井完整性的30项因素,并逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,可把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。研究表明:气井生产工况和工艺措施决定完整性失效发生的可能性和危害性,当前状态是判别气井完整性最重要的参数,环空压力和泄漏速率可作为“一票否决”的参数。     

���ҳ����ˮƽ�����ѹ�Ѽ���

??Deep shale gas reservoirs buried underground with depth being more than 3 500 m are characterized by high in-situ stress, large horizontal stress difference, complex distribution of bedding and natural cracks, and strong rock plasticity. Thus, during hydraulic fracturing, these reservoirs often reveal difficult fracture extension, low fracture complexity, low stimulated reservoir volume (SRV), low conductivity and fast decline, which hinder greatly the economic and effective development of deep shale gas. In this paper, a specific and feasible technique of volume fracturing of deep shale gas horizontal wells is presented. In addition to planar perforation, multi-scale fracturing, full-scale fracture filling, and control over extension of high-angle natural fractures, some supporting techniques are proposed, including multi-stage alternate injection (of acid fluid, slick water and gel) and the mixed- and small-grained proppant to be injected with variable viscosity and displacement. These techniques help to increase the effective stimulated reservoir volume (ESRV) for deep gas production. Some of the techniques have been successfully used in the fracturing of deep shale gas horizontal wells in Yongchuan, Weiyuan and southern Jiaoshiba blocks in the Sichuan Basin. As a result, Wells YY1HF and WY1HF yielded initially 14.1×104 m3/d and 17.5×104 m3/d after fracturing. The volume fracturing of deep shale gas horizontal well is meaningful in achieving the productivity of 50×108 m3 gas from the interval of 3 500–4 000 m in Phase II development of Fuling and also in commercial production of huge shale gas resources at a vertical depth of less than 6 000 m.     

库车山前深层高温高压气井多封隔器分层压裂工艺

库车山前区域深层高温高压低孔低渗气藏多封隔器分层压裂作业易发生封隔器失效、钢球堵塞管柱及射孔段下部替液不干净等问题,成为影响储层改造作业成功的关键问题。为解决上述问题,在完井管柱上加装了伸缩短节并延伸管柱至射孔段底界;研发了一种高强度铝合金可溶球,以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层为其特殊保护膜,其承压强度在69 MPa以上且溶解速度先慢后快;研发了一种全通径压裂阀,采用棘爪式结构和投球打压方式,滑套打开侧孔时扩径通过球,使球移动至管柱底部,其通径可与下部封隔器保持一致,形成了适用于深层高温高压气井的多封隔器分层压裂工艺。现场累计应用14井次,未出现封隔器压裂时失效、管柱堵塞和替液不净等问题。分析表明:伸缩短节能够缓解温度效应和管内外压差产生的轴向力;可溶球满足压裂施工需求的同时,避免了滞留堵塞现象的出现;延伸管柱配合全通径压裂阀为射孔段替液和压裂液有效注入提供了通道,解决了射孔段钻井液沉淀堵塞和支撑剂沉积在井底的问题。多封隔器分层压裂工艺能够为深层高温高压气井储层压裂改造提供可靠技术支撑。     

水平井水力喷射分段酸压技术

针对深层碳酸盐岩储集层水平井酸压面临的井下温度高、破裂压力高、压裂液流动摩阻高、储集层非均质性严重等难点,研发了水平井水力喷射分段酸压新技术。基于喷射分段酸压机理,自主研制了用于水力喷射分段酸压的井下喷射器和配套管柱,给出了水力喷射酸压工艺设计中喷嘴数量与喷嘴直径组合、喷砂射孔参数、泵注程序的优化设计准则。研究表明,水力喷射压裂酸化技术依靠水动力封隔实现分段酸压,井下工具简单、耐高温(160℃),可节约成本,降低作业风险;水力喷射注酸可延长近井地带有效酸蚀距离,增强酸化效果;井下喷射器最优喷嘴相位60°,宜采用螺旋布置喷嘴;建立了喷嘴最优排量与井口压力的关系图版,可在井口装置承压范围内提高施工排量,实现大排量、深穿透酸压,最终确定喷嘴直径及喷嘴数量布置。现场试验表明,水力喷射酸压试验井最大作业垂深可达6 400.53 m,喷射酸量高达618 m3,对深部水平井分段酸压具有较强的适应性。图4表3参15     

含硫气井井喷事故受体致死概率分析

采用计算流体力学的方法,在基于并行计算的高性能集群系统平台上采用计算流体力学软件Fluent对川渝地区某含硫气井井喷事故状态下硫化氢气体的扩散动力学演化过程及影响范围进行数值模拟研究,并通过差分和积分计算获取了硫化氢毒性负荷的分布场,进而分析了气井周边区域的受体致死概率.结果表明,含硫气井所处的地形条件对硫化氢浓度场及受体致死概率计算结果影响很大:所选计算井其东、西、北三面地形平坦,以浅丘为主,南侧背靠海拔1 230 m的山峰,受井口南侧山峰的影响,北风下井口附近区域毒性负荷及受体致死概率最高,次高峰值处距井口约1 000 m,因此在对气井进行事故后果模拟及定量风险分析时必须充分考虑地形的影响.本方法可用于含硫气井的定量风险评价及安全规划的制定.     

永川深层页岩气藏水平井体积压裂技术

深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题,针对永川龙马溪气藏地质特点,以形成体积压裂缝网为目标,采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂,选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺,采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置,结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂,并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果,达到体积改造目的。