国内高温高压井下工具试验装置发展现状综述

石油压裂酸化改造离不开国内井下工具的发展,而井下工具的发展离不开井下工具试验装置的发展及应用.只有先进的检测手段,才能够对工具性能进行准确、全面的测试.本文旨在对井下工具检测系统及装置在国内外近年来的发展进行总结论述,并希望对未来的发展研究方向提出有根据的预测.     

大斜度井压裂酸化中的井下工具

本文介绍了隆41—1井90°斜井在酸化施工中对井下工具所进行的尝试,认为:压裂酸化施工中应解决井下工具的起下和井下工具的偏心问题。对封隔器的工况分析要掌握封隔器的座封力、承压差能力等。     

高温高压超深井中途测试工艺的改进及应用

摘要根据胜利油田高温高压井测试的特点，分析了测试工作的重点、难点，提出了一系列技术改进措施。用HST工具取代MFE测试工具、VR安全接头取代P-T封隔器，在测试管柱、测试压差、测试制度等方面进行优化创新。经现场实际应用，测试成功率和施工质量明显提高。     

塔里木盆地超深井压裂技术研究

针对塔里木超深油田，提出一套超深高温井压裂技术，研制和筛选了适合超深井的高温，低摩阻，低伤害香豆胶锆－硼双元交联压裂液体系与高强度成都陶粒支撑剂，利用三维压裂设计软件优化设计了与地层及工程条件相匹配的压裂施工程序，包括排量，前置液量，加入支撑剂量，砂液比等参数；在世界上最深的超深注水井东河１－４－６，东河１－４－７井首获成功。     

高温高压超深井钻井液密度设计方法探讨

在高温高压超深井的钻探中,由于形成了相对较窄的钻井液安全密度窗口,同时钻井液的密度受温度和井筒压力的影响比较大,地面所配置的钻井液密度和井筒中钻井液密度不同,因此,必须准确的计算并控制钻井液的密度,确保超深井的安全施工。在前人研究基础上,基于超深井中温度和压力对当量静态钻井液密度的影响建立了模型,并对莫深1井的钻井液密度进行了设计分析,研究了井底压力系数和井筒温度对当量静态钻井液密度的影响。     

高温高压高含硫超深井射孔酸化测试应用实践

针对WB1井井深、高温、高压、高含硫、井筒承压能力有限等情况，成功实现了以RTTS封隔器为主的射孔酸压测试联作施工。酸化过程中，加重液体密度高达1．8g／cm^3，创造了储层改造中液体加重密度最高，RTTS封隅器测试管柱在高温、高含硫、井口高压90MPa以上连续6．5h施工的新记录，为类似超深井的射孔酸压测试提供了借鉴与参考。     

深井超深井安全钻井液密度窗口研究进展

随着深部油气藏的勘探和开发，深井及超深井的数量大幅度增加，而深井超深井在高温高压条件下，窄安全密度窗口内的安全钻井是当前国内外都未能很好地解决的重大技术难题。确定安全钻井液密度窗口是钻井设计的重要组成部分，对于深井超深井更是具有重大意义。研究表明：温变应力、水化作用及渗流产生的附加应力场对深井超深井安全钻井液密度窗口的确定有很大影响。为此，综合考虑各种影响因素可为准确确定深井超深井的安全钻井液密度窗口提供重要依据。     

含硫超深井试气技术难点分析

通过对含硫超深井试气技术九个难点详细分析，提出以下解决方案：①含硫超深井的试气，必须采取综合防腐措施；②超深井试气施工设计、工具选用、资料录取等各个环节要严格按照高温、高压、防H2S的有关要求和技术规程进行；③试气难度最大的是关井求压；④须对下井工具和井下油套管的力学性能进行理论分析与计算。该方案为含硫超深井试气研究提供了借鉴。     

深井、超深井套管与钻头系列分析研究

对国内外深井超深井井身结构设计以及所采用的套管与钻头系列进行的调研和分析表明，我国目前在深井超深井钻井中采用的套管与钻头系列较单一，对钻井液的依赖性太强，难以满足深井超深井钻井的需要。     

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6~5200 m,储层温度170~180℃,物性差（0.04~0.4 mD）,前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m3/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m3/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m3,顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m3,最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m3。      

南海某高温高压井剪切破裂上限压力时变规律研究

成像测井显示南海某高温高压井钻进过程中高密度钻井液不仅导致井壁拉伸缝,还诱发井壁高角度梯形剪切缝。为此,通过分析井周应力和裂缝形状,根据不同的应力组合模式,建立了一套以莫尔-库伦准则为基础的剪切破裂压力计算模型。在此基础上,定量分析了拉伸破裂模型和剪切破裂模型计算所得破裂压力的大小,给定了两个模型的适用范围,并进一步分析了破裂压力随钻井循环时间的变化规律。分析认为,地层强度较小时,剪切破裂压力决定钻井液密度上限;地层强度较大时,拉伸破裂压力决定钻井液密度上限;随井周温度降低,两种破裂压力均降低,但是拉伸破裂降低得更快。     

高温高压气井测试期间水合物防治技术研究

从测试井筒温度压力场的分布规律研究入手,预测分析高温高压井测试过程中水合物生成可能性,建立了高温高压测试期间井筒温度和压力场理论计算模型,通过室内模拟实验建立了天然气水合物生成条件的预测模型,结合高温高压井测试期间现场情况,提出了水合物防治的具体措施,进一步降低了测试作业施工过程中事故和风险。     

深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性

在深水钻井作业中,安全密度窗口非常窄,井下压力控制是面临的主要难题之一。随着水深的不断增加,环境温度随之降低,钻井液的黏度和切力随之升高;同时,由上千米隔水管内的钻井液所附加的静液柱压力使井底压力远大于浅水作业时相同井深的井底压力。这些因素的共同作用使得当量循环密度随之增加,进一步加大井底压力控制的难度。选择用于深水钻井的一种水基和一种合成基钻井液为研究对象,分别改变温度和压力等实验条件,利用FANN公司的ix77流变仪测量了钻井液在低温、高压下的流变参数,以此找出深水条件下钻井液流变性随温度和压力的变化规律。     

高温高压固井新概念和新技术在南海西部的应用

影响高温高压井固井质量的问题很复杂,其中水泥浆选型和防气窜在高温高压固井作业中起着重要作用。为提高高温高压固井质量,必须全面研究高温高压固井中所遇到的问题,并提出解决的办法;要确立和完善高温高压固井新概念,增加高温高压固井的成功率和可靠性,抓住矛盾的主要方面,建立一套有效的防气窜工艺程序。通过对南海西部莺琼海域大气区的固井实践的总结,建立了对高温高压固井的新认识。     

海上超高温高压探井弃井水泥塞技术

莺琼盆地超高温高压探井高密度弃井水泥塞面临着流动性与沉降稳定性矛盾突出,水泥石强度易衰退,封固段长,温差大,顶部强度发展缓慢,安全密度窗口窄,水泥浆漏失与气窜风险并存等难题。通过使用球形微锰矿加重水泥浆,改善高密度水泥浆流变性,同时提高其沉降稳定性,优选高温成膜防气窜剂,降低气窜风险,优化硅粉加量,提高水泥石高温抗压强度,强化隔离液防漏性能,配合挤入式固井注水泥塞工艺,形成了一套莺琼盆地超高温高压弃井水泥塞技术。该技术在莺琼盆地应用最高井底静止温度达213℃,水泥浆最高密度达2.50 g/cm3。现场应用表明,弃井水泥塞流动性及沉降稳定性好,高温强度发展快且不衰退,稠化时间稳定,具有良好的防窜及防漏能力,均成功封固住高压气层。      

超高温高压井测井技术及应用

阐述了针对高温、高压井做的测前设计、施工前的准备工作和施工方案.对测井电缆、地面设备、测井仪器的测前准备工作提出了具体的要求;对高温条件下的泥浆粘度和泥浆阻力、井下压力状况对仪器的吸附以及井下腐蚀气体活跃程度等复杂因素的影响等在测前设计中应予以重视;模拟地层条件下温度和压力对岩电参数的影响,岩电实验得出m值随着压力的不同、孔隙度不同的变化结果;将传统的井眼校正、围岩及层厚校正、泥浆侵入校正等图版移植到解释平台上,自动对恶劣环境条件下曲线进行校正;利用成像测井资料准确划分地层的岩性、详细描述储层裂缝的产状及储层结构;利用声波全波列测井资料提取的纵/横波时差,综合体积密度测井,计算岩石机械强度参数,进行地层应力的计算,估算地层破裂压力,预测压裂裂缝延伸方向和长度,为进行压裂设计提供依据.     

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文章提出了产水气井开采中、后期，由于产层压力下降、水量增加，原有生产管柱结构不合理，产出水不能及时排出，从而使气井停喷的问题；阐述了连续油管作业不需压井，可避免伤害地层，同时减小了油管断脱等复杂事故的风险；介绍了国外除将连续油管广泛用于冲砂洗井、诱喷助排、酸化、扩眼、侧钻等井下作业外，还作为排液加速管柱和完井管柱在油气生产井中使用的情况。采用连续油管用作生产管柱在我国尚属首次，文章概述了国内外连续油管技术水平，连续油管排水采气所需的连续油管、连续油管作业车、悬挂作业操作窗、连续油管井口悬挂器、连续油管堵塞器及其他配套工具、装备以及其作业过程，最后综述了张13井连续油管悬挂作业情况、排水采气试验情况，进行了经济效益分析，提出了连续油管排水采气的3条认识与建议。     

安探1X高温深探井小间隙固井技术

廊固凹陷是华北冀中坳陷3大富油凹陷之一,为华北油田主要产油区,其油层埋藏深,温度较高,井身结构复杂。安探1X井是部署在华北冀中坳陷廊固凹陷的1口风险探井,四开φ127 mm尾管下深5 494 m,地层温度高达177℃,气层活跃,压稳技术难度大,同时环空间隙小,水泥环薄,对水泥浆高温稳定性、防气窜能力以及对水泥石抗压强度衰退问题提出挑战。针对安探1X井固井难点,筛选出抗高温防窜水泥浆体系,其具有良好的沉降稳定性和游离液稳定性,稠化时间可调,防窜性能强,同时具有180℃高温强度不衰退等特点;通过优选高温悬浮稳定剂,形成抗温180℃冲洗隔离液体系,180℃沉降稳定性小于0.03 g/cm3。在安探1X井φ 127 mm尾管固井中成功应用,水泥浆固井质量良好,为后期华北冀中坳陷的勘探开发打下了良好的基础。      

深水油气井温度压力计算

井筒温度分布是深水油气井开发和生产动态分析的必需参数。由于深水油气井裸露在海水中的井段较长,其传热规律不同于地层段,海水温度又随其深度呈非线性分布并随季节呈周期性变化,使得其温度计算较陆上和浅海油田更复杂。根据传热学基本理论和海水、地层段井筒传热特点,建立了深水油气井井筒温压耦合数学模型,采用龙格库塔法求解。该模型考虑了变化的环境温度梯度、井身结构、管斜角、不同环空传热介质等。实例计算结果表明,所建立的模型与实例数据吻合较好,可满足开发工程需要。