砂岩储气库注采井完井工艺技术

砂岩储气库注采井必须满足安全和强注强采的要求，注采井射孔工艺推荐高孔密、深穿透以及油管传输一次负压射孔。注采井管柱采用永久封隔器或可取封隔器防止井流物对上部套管和井下安全系统的腐蚀，并采用气密封丝扣。注采井管材选择应考虑储存气体含腐蚀介质的情况，管柱尺寸应考虑最大采气量下的气体冲蚀和满足携带液体的能力，井口应耐高压和腐蚀，并装配井下安全阀。以我国已建成的第一座储气库——大张坨储气库为例，总结了砂岩储气库的完井工艺，可为后续储气库的完井设计提供借鉴。     

枯竭油气藏型储气库老井再利用可行性分析

D储气库建设在国家级湿地内,该地区建设新井几无可能,为保证储气库产能建设,需将区块内原油气藏老井纳入储气库注采井网,因此对老井的再利用可行性分析十分必要.将D储气库老井建井数据和生产套管腐蚀壁厚检测数据相结合,提出了一套老井再利用可行性分析流程,对3口老井完整性、生产套管的剩余强度开展了可靠性评价.结果表明:原油气藏采...     

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钻注采井是建设枯竭油气藏储气库的重要环节。在建设大张坨储气库时，大港钻采工艺研究院对枯竭油气藏地下储气库注采井的钻井工程进行了详细研究，形成了该类储气库注采井的钻井技术，并对大张坨、板876、板中北高点地下储气库进行了钻井工程设计。从完井测试及注采生产情况来看，应用效果较好，基本能够满足储气库建设的要求。文章以大张坨储气库为例，从井口布置及井眼轨道优化、井身结构设计、套管柱设计、套管柱设计、固井设计、钻井液体系和储层保护设计、重点施工措施以及钻探效果等方面阐述了利用枯竭油气藏建地下储气库的钻井技术。     

长庆储气库长水平段注采井钻完井实践

长庆储气库水平注采井,水平段最长达到1 819 m,地层压力系数约为0.72,且低孔低渗,给储气库钻完井带来了较大的技术难度。本文通过对长庆地区钻完井技术的井身结构、固井质量、地层承压能力和套管密封等分析和设计,完成了试验1H和2H井的钻探。实践表明,长庆储气库长水平段注采井应优选四开大尺寸井身结构,采用可酸溶的屏蔽暂堵钻井液可满足长水平段钻井需要,储层漏失压力可满足常规分级固井工艺要求,采用先进的成像测井技术IBC检测固井质量,结果表明固井质量满足设计要求。通过油套管管柱的气密性检测技术,提高了井筒的完整性。     

文96储气库注采井井口安全控制系统

保证地下储气库长期安全运行的关键之一是注采井的可靠运行,井口安全控制系统是气井安全生产的重要保障。储气库注采井运行过程中须承受强注、强采的工况,因而对井口安全控制系统提出了更高的要求。针对地下储气库运行特点,基于井口安全控制整体理念,从远程控制终端、井场ESD系统及井口液压控制系统等方面开展了详细研究,设计形成一套具备远程紧急关井、低压自动关井、火灾关井等多项功能的注采井井口安全控制系统。现场实践证明,文96储气库注采井井口安全控制系统具有性能稳定可靠、操作方便等特点,保障了文96地下储气库14口注采井安全平稳运行。研究结果可为油田高压气井在用井口安全控制系统优化改造、后续地下储气库注采井井口安全控制系统设计及设备选型提供参考。     

季节调峰型地下储气库注采规模设计——以川渝气区相国寺地下储气库项目设计为例

注采规模决定了地下储气库井口数量、井口油套管尺寸的设计和地面集输系统的设计规模,注采规模的计算是季节调峰型地下储气库工程设计的关键。为此,以川渝气区相国寺地下储气库工程为例,制订了季节调峰型地下储气库注采规模的设计流程,阐述了消费系数法在天然气市场需求量预测中的应用,分析了天然气的需求结构及月不均匀系数对注采规模设计的影响,提出了季节调峰型地下储气库调峰需求总量及注采规模的计算方法,为其他类型储气库注采规模的设计提供了参考。     

储气库注采井环空最大允许压力研究分析

随着储气库注采井服役时间的增加,环空带压问题逐渐引起重视。如何计算环空最大允许压力是评价井环空安全性的关键。本文基于API RP90《海上油气井环空压力管理》标准,同时将油套管柱腐蚀因素纳入考虑,提出更加合理科学的计算方法。该计算方法可快速估算出井环空最大允许压力,通过与现场实际环空数据值对比,判断环空风险等级,可有针对性的提出措施。     

国内地下储气库钻完井技术现状分析

国内已投入运行的储气库暴露出了环空带压问题,严重地影响了储气库安全平稳运行。为此,详细介绍了国外储气库建设在注采井寿命、钻井方式及井型、井身结构、钻进工艺、固井、完井、老井封堵和注采等方面采用的最新理念和技术。针对国内在建和拟建地下储气库的基本情况,着重分析了环空带压、井身结构、钻井施工、固井、老井处理、关键工具和装备以及规范和标准等方面存在的主要问题。结果认为：①国内储气库建设各方逐渐接受了储气层采用大尺寸井眼且储层专打的井身结构理念;②钻井应以提高固井质量为核心,把套管丝扣气密封检测、弹性水泥浆、IBC测井等先进技术应用于技术套管和生产套管固井;③要高度重视地下储气库注采井和老井的井筒完整性管理。最后指出应建立适合国内地质特点的储气库钻完井工程设计和施工技术规范;需专项研究低压储气库钻井防漏堵漏和储层保护等技术并研制油套管氦气气密封检测等装备与工具。     

气密封检测技术在储气库井应用研究

国内油气田天然气井随着天然气开采出现大量环空带压现象,造成严重安全隐患,据资料统计环空带压现象90%左右由螺纹泄漏引起[1]。特殊扣油套管受到螺纹类型、加工误差、材质选择、运输磕碰、不规范操作、密封脂的选择等方面的影响,都可能导致螺纹出现气体泄漏[2]。在金坛盐穴储气库已投产注采井运行过程中,已经有4口井出现环空带压,给储气库的安全运行带来一定的安全隐患。利用气密封检测技术对金坛储气库注采完井管柱螺纹进行密封检测,有效剔除泄漏管柱入井,避免因螺纹泄漏引发环空带压。目前该技术在金坛储气库4口井注采完井作业中成功应用,为储气库的长期注采运行提供了安全保障。     

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。     

储气库注采参数与管柱临界屈曲载荷分析

针对华北油田储气井井身结构及其采气过程,开展了储气井井口油压、产量与油管柱屈曲变形的深入研究。在前人研究的基础上,讨论了管柱在井筒中发生正弦屈曲或螺旋屈曲变形的3个临界载荷值以及这3个临界载荷之间的屈曲状态,在此基础上,得到了划分不稳定区的新临界载荷,推导出了计算油管底部轴向力的数学模型。基于带有封隔器的管柱力学分析和理论研究、封隔器管柱中的各种效应变化计算数学模型以及建立的管柱临界屈曲载荷的数学模型,用VB2013开发出了一套储气井注采管柱力学安全性评价软件,应用该软件对华北油田S-x储气井注采管柱进行了研究,为储气井井口油压、产量等参数的优选及注采管柱安全性评价提供依据。     

多管柱热应力模型预测采气井口装置的抬升

井口装置抬升现象常见于稠油热采井、注采井,生产气井却十分罕见。由于高产气井在生产过程中井口温度高,大温差使得井口附近自由段套管产生热应力变化,进而导致井口装置抬升,破坏气井完整性、损坏地面流程,引发灾难性的后果。为此,分析了因大温差导致套管热应变而引起井口装置抬升的机理,建立了气井井口装置抬升的多管柱热应力模型,并对井口装置的抬升高度进行了实例计算,其预测结果与实际监测结果十分接近,预测结果可靠。研究认为:随着气井产量的增加,井口温度逐渐升高,井口装置抬升高度将不断升高;而表层套管自由段长度对井口装置的抬升高度最为敏感,多层套管固井质量差时对井口装置抬升高度影响较大。最后指出了气井井口装置抬升带来的安全风险,并提出大产量气井应以保证固井质量、合理配产以及加强气井环空压力监测等3项技术措施来预防、监测采气井口装置抬升。     

不动管柱井筒腐蚀检测技术在榆林气田的应用

由于井下管柱受到外力、化学腐蚀等因素的作用而引起变形、损坏,直接影响气井产量和使用寿命。英国SONDEX公司MIT-MTT组合测井仪对检测油管壁厚、内径的变化有较高的诊断能力,俄罗斯的电磁探伤可以定性的检测套管的腐蚀情况。三种仪器的组合应用能直观反映管壁腐蚀、结垢、穿孔的位置和状况。结合长庆油田5口井的实际测井资料,分析、评价了榆林气田气井管柱腐蚀状况,同时对现用气井腐蚀防护管理制度提出一些结论及建议。     

下倾型页岩气水平井连续油管排水采气工艺

页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。     

两层压裂井下管柱力学分析及其应用

不动管柱两层压裂技术是环保施工、提高劳动效率的新型工艺。为保证该工艺的科学有效实施,对井下管柱及各种压裂工具进行了屈曲分析、变形分析、轴向受力分析、应力与强度分析,确定管串的危险截面为井口和封隔器上截面,并编制了应用软件。通过输入油井的井眼轨迹、井身结构、油管柱组成、摩擦系数、油管内流体性能、温度、注入方式、井口油管内压力、锚定状态等各项参数,给出了井口与井下封隔器处的内外压、轴力、应力强度、安全系数及轴向变形情况。在实际井上进行了应用,有效地指导了压裂管柱设计及工具的选型,从而保证了压裂施工的顺利进行。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

老井封堵技术在川东地区储气库建设中的应用

老井封堵作业是地下储气库建设的重要工作之一。四川盆地川东地区经过多年的开采,目前已进入生产中后期,天然气产量不能满足市场调峰需要,需要存储外来天然气以满足调峰要求。因此,近年来川东地区优选了部分枯竭油气藏作为调峰气藏。由于枯竭油气藏老井井筒的不完整性和复杂的地质构造,天然气在地层中窜漏,破坏了枯竭油气藏的封闭性,需要对老井进行治理。为此,针对川东气田纵向上层位多、生产层位压力系数低、老井固井质量差、套管腐蚀损伤严重等特点以及老井开采情况,提出了老井封堵的技术方案：①固化水堵漏;②注水泥浆封堵产层;③固井质量、套管腐蚀状况检测（套管段铣）;④注水泥塞+桥塞封堵。老井封堵重点是产层和井筒,主要采用暂堵技术、套管段铣技术,然后实施产层和井筒封堵。实际应用效果表明：依据封堵方案对老井实施永久性封堵作业后,井口压力为零,达到了有效治理老井的目的,从而确保了调峰气藏的安全平稳运行。     

污水回注井套管保护液防腐技术研究与应用

针对污水回注井套管内壁、油管外壁腐蚀结垢严重的问题。采用腐蚀挂片、多臂井径仪测试腐蚀速率及程度,并研究复配套管复合保护液通过污水回注井油套环形空间添加保护液,在油管外壁、套管内壁表面形成保护膜,减少腐蚀介质与金属接触的机会,达到延缓污水回注井油管和套管腐蚀的目的。     

普光高含硫气井环空带压风险诊断与治理

含硫气井的环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,舍H2S的气体还会造成井口套管及套管头腐蚀,降低气井生产安全系数,增大事故隐患。文中针对油管、套管、封隔器的承压强度,借鉴APIRP90（（海上油气井环空套压管理》,对环空气压来源进行了分析,探索了气井的环空压力许可值理论计算方法,指出套管高压异常井应采取环空卸压和环空保护液灌注等措施,使环空压力和环空保护液的pH值均在受控范围之内,以此指导高含硫气井服役期间的安全管理。该方法已经在普光气田进行了推广应用,对于环空压力异常井的安全管理具有重要意义。