楚29井气侵溢流的分析与处理

在有关处理气侵溢流的文献中,多是从井内形成气柱,经过关井求压和压井计算,然后从进行压井的角度来论述的。但在一些长裸眼段深井的钻井实践中,常常会遇到均匀气侵溢流。而由于未下技术套管或技术套管下得太浅、裸眼段地层承压太低、井口防喷装置损坏等原因,造成气侵和井漏用时存在,且不能关井求压和节流压井等复杂情况。本文根据楚29井气侵溢流的实际处理过程,对上述问题进行了分析研究,提出了处理该类问题的具体措施和办法。     

我国井控装备的技术水平

<正> 井控装备是用来实施平衡压力钻井;及时发现与控制溢流;发生井喷时迅速控制井口,并按井控工艺进行处理的系统技术装备。它包括监控仪器(用于地面监测与井下监测)、控制设备(用于环形空间防喷与钻具内防喷)和处理设备(用于常规处理与特殊处理)三部分。近10年来,我国井控装备有很大发展,已有液压防喷器、液控系统、节流压井管汇、防喷管汇与井     

“三超”油气井井控技术难点及对策

三超油气井的超深、超高温和超高压特点给井控装备配套和井控安全带来了严峻挑战,在钻井过程中发生井涌溢流的概率较大,需要对其井控技术难点及对策进行探讨分析。在给出"三超"油气井定义的基础上,介绍了国内典型"三超"油气井的钻井情况,论述了"三超"油气井在地层压力预测、井身结构优化设计、溢流监测与井底压力确定等方面存在的主要问题,从井控装备配套、提高套管强度和溢流早期监测等方面提出了技术对策,并结合"三超"油气井井控特征提出了一种动态变参数压井方法,即设计采用不同密度的压井液进行压井,压井过程中动态调整压井液排量、分段泵入不同密度的压井液,实现套压的快速降低,提高一次压井成功率。研究结果为今后"三超"油气井的井控关键技术研究及井控装备配套提供了技术参考。      

高含硫气井计算机优化压井闭环控制系统

目前压井节流控制箱作为节流管汇上的重要控制装置,在压井过程中被普遍采用。根据节流控制箱的控制原理,利用计算机技术、通信技术和控制技术研制了压井参数监测和节流控制硬件系统,根据高含硫气井的特点编制了高含硫气井压力监测软件系统。高含硫气井压力监测软件系统能实时监测采集压井参数,计算机对采集到的压井参数进行处理,并根据处理结果控制液动节流阀的开度。高含硫气井压力监测软件系统为实施自动压井提供了数据支持,使计算机优化压井闭环控制操作在安全、及时、科学的基础上进行。      

控压钻井技术在白28井的应用

控压钻井系统主要由钻井参数监测系统(包括井下PWD)、决策分析系统、电控系统、地面自动节流控制及回压补偿系统组成,通过在井口施加连续回压来实现井底压力的恒定控制,能有效解决窄密度窗口地层和高温高压地层所出现的钻井复杂问题。白28井的应用结果表明,使用控压钻井技术,在控压钻进工况下可将井口压力波动控制在0.2 MPa以内,控压停泵和起下钻工况下可将井口压力波动控制在0.5～0.8 MPa,井底压力波动控制在1.0～1.5 MPa,可保证井底压力当量密度在控制范围内;能够快速发现溢流和井漏等复杂情况并进行有效控制,确保了施工过程的安全,实现了钻井安全和勘探开发的目标。     

川西地区德阳1井气层段的控压钻井现场试验

四川盆地川西地区自侏罗系蓬莱镇组到三叠系须家河组碎屑岩地层压力系统复杂,流体性质也很难准确预报。为减少同一井段气层钻进的喷漏复杂风险,在川西地区的德阳1井须家河组气层段开展了控压钻井现场应用试验：通过随钻环空压力监测、地面自动节流调整回压及压力补偿等手段,实现了钻进各个工况的井筒环空压力的闭环实时监测与精确控制;应用先进的“微流量控制系统”及时对气层监测和控制溢流,气层中钻进用微流量控制系统发现溢流比录井提前了21 min;通过控压钻井系统自动增加井口回压来平衡地层压力,实现了钻进各个工况的井底恒压。该系统的成功应用为复杂地层钻进积累了经验。     

抽油井不压井作业装置及抽油泵底阀设计

江苏油田的部分油井存在油管短路、地层高压低渗、漏失严重等问题,这些问题造成压井作业困难,并且压井作业过程中的井控与环境污染风险较大。为了进行不压井检泵作业,同时缩短检泵之后的产量恢复周期,进行了不压井作业技术研究,并研制了不压井作业装置。为解决起下抽油杆过程中的防喷问题,改进了抽油泵底阀结构,该结构可实现起下抽油杆过程中油管不带压、无溢流,并保障起下油管过程中的井控安全。该技术在江苏油田现场应用9井次,效果良好。     

单通道控压钻井装备压力控制方法与应用

为进一步提高钻井效率和降低钻井成本,研制了单通道控压钻井装备。该装备去除了冗余通道和辅助通道,优化设计了自动节流控制系统,降低了控压钻井作业成本;加强了模块化设计和自动控制软件功能设计,既可与自带回压泵配合,也可用钻井泵进行控压起下钻和接单根等作业,并开发了井口憋压接单根的专家模式以及进行欠平衡控压钻进作业的欠平衡模式;可与井下作业和固完井作业相结合,实现全过程控压作业。应用结果表明:单通道控压钻井装备在钻进过程中能够自动精确控制井口回压,自动监测钻井液进出口流量和立管压力,有效解决钻井过程中的漏失和溢流等问题。单通道控压钻井装备压力控制方法为安全快速钻井提供了保障。     

电液比例节流井控系统的动态分析

电液比例节流井控系统不仅可用于一般钻井溢流压井，也可用于欠平衡钻井井口回压控制。本文阐述了系统的组成和工作原理，研究建立了电液比例控制系统的数学模型，用频率特性博德图分析了该系统的稳定性及快速性，并计算了系统的稳态精度，为确定系统的控制算法和系统设计提供了重要的参考数据。     

国产精细控压钻井装备在塔里木盆地的应用

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩地层属于典型的窄密度窗口地层,常规钻井存在诸多技术难题,井下复杂情况频发,水平井常常因井漏溢流而被迫提前完钻。针对该区块地层特点、钻井难点及控压钻井的应用情况,对比分析了国产精细控压钻井与国外相关公司的装备特征,重点介绍了国产精细控压钻井装备在塔里木盆地碳酸盐岩复杂地层实施中的适应性、对策及应用效果,其中在TZ26-H7井创造了进尺1 476 m的新纪录（水平段进尺1 345 m,全井水平位移1 647 m）。该区3口井水平段钻井应用的结果证明：国产精细控压钻井装备及技术能够适应塔里木油田碳酸盐岩裂缝性储层的钻井需求,有利于储层油气的发现和保护,可有效控制溢流、漏失等井下复杂对钻井作业的影响,减少非生产时间损失;国产装备的各项性能和指标均达到或超过国际先进水平,为常压压裂缝性窄密度窗口油气层安全钻井提供了一种技术手段,具备投入规模化工业应用的条件。     

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鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上发现的较大气田之一 ,目前对该气田分析的 5口气井的气油比为 15 .9× 10 4～ 98.9× 10 4m3 /m3 ,是个湿气田或干气田 ,然而初步的实验研究结论恰恰相反 ,该气田确是一个凝析气田。气藏类型经验判断表明 ,该气田可能是“常规干气田” ,也可能是“无油环凝析气田” ,处于干气藏和凝析气藏的过度带 ,没有统一的结论。相态实验研究表明 ,该气田为特低含凝析油的凝析气田。实验还发现 ,退泵降压观测到的露点压力与进泵升压观测到的雾和油花消失的压力不相同 ,后者大于前者 ,而且相差很大 ,说明该气田凝析油一旦析出 ,就较难气化。气油比改变露点压力也相应改变 ,气油比升高 ,露点压力降低 ,说明高气油比井的气含量大、油含量少 ,使油完全溶解在气中的压力就低。定容衰竭预测结果表明 ,该气田的反凝析油量很低 ,但是如果气井在井底压力低于露点压力下经过长时间生产 ,井底周围地层中仍然会有凝析油聚集 ,造成反凝析油动态污染     

不停抽压力计算模型及应用探讨

达西定律表明，油井地层压力与井筒产液量和井底流压具有相关性。因此，从矿场生产实际出发，建立了油井生产压差与井筒产液量之间的数学模型，通过历史拟合方法，求出了地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。该方法可在不停抽情况下，根据油井地面生产资料随时定量分析地层压力，在油田矿场动态调配方面具有一定的参考价值。对某油田B单元8口井共49个测压点应用不停抽压力计算方法，计算结果相关性较好，平均相对误差仅1．67％。此方法可以作为重点变化单元动态分析定点测压的补充手段。     

渤海湾盆地含油气凹陷压力场特征及与油气富集关系

含油气盆地不同类型凹陷地层压力场具有明显差异,压力场与油气富集关系密切。以渤海湾盆地含油气凹陷实测地层压力资料为基础,探讨了含油气凹陷压力场类型及分布特征,以及超压与生烃作用、压力场与油气富集等关系。研究表明,渤海湾盆地含油气凹陷新生界纵向压力场大致可归为3类,即常压型、单超压型、双超压型;不同类型压力场凹陷的分布具有分区性：常压型多分布于盆地外围凹陷,单超压型在盆地广泛分布,双超压型主要分布于环渤海地区。生烃作用对凹陷超压的形成具有重要影响,超压层系与主力生烃层系相对应,凹陷充填演化历史及主力生烃层系的差异可能是形成3类凹陷压力场的主要原因。凹陷生烃层系超压与油气富集关系密切：平面上油气围绕超压中心分布,超压程度影响油气二次运移距离;纵向上油气富集层系受凹陷压力场类型控制,常压型凹陷油气主要富集于生烃层系及紧邻层系,单超压型凹陷油气富集于生烃层系及上下多套层系,而在双超压型凹陷,新近系油气富集程度较高;生烃层系超压程度影响凹陷油气富集程度,富油凹陷均为超压幅度较大的凹陷。     

深层致密砂岩气藏高异常破裂压力影响因素分析

川西坳陷深层气藏具有超埋深、超高压、圈闭形成历史复杂等特征,压裂施工难度大。现有压裂及测试资料表明该套地层存在高异常破裂压力。通过对可能引起致密砂岩储层高异常破裂压力的影响因素研究后发现,导致高破裂压力的因素主要有地质因素和工程因素,如储层致密、岩石中含有较多黏土矿物及层状、网状、斑状碳质层、地层超压、钻井诱导井眼附近应力场畸变、流体能量损失等。研究结果可为今后在该地区开展储层压裂改造提供参考。     

岩石强度法压力监测在高温高压井中的应用

在石油钻井过程中,岩石的抗钻强度主要受井下地层岩石性质的影响,地层孔隙压力是影响岩石抗钻强度的一个重要参数。根据室内模拟试验和大量现场实钻数据分析,建立了岩石抗钻强度与地层孔隙压力的关系。在钻井施工过程中,可根据井下地层岩石抗钻强度的变化来监测地层压力的变化,该方法在中国南海西部油田进行了应用,取得了良好的效果。     

温度对超深裂缝性地层井壁稳定性的影响

温度效应对钻井井壁围岩稳定性的影响不可忽略,特别是超深（>6000 m）裂缝性地层。传统考虑温度效应的坍塌压力预测模型主要适用于连续性地层,温度对裂缝性地层坍塌压力影响的文献研究较少。针对上述问题,首先通过杜哈梅原理确定温度变化产生的诱导应力场,然后利用坐标转换,考虑裂缝渗流场和温度场耦合,获得裂缝面上应力分布特征,最后,将裂缝面应力场代入岩石破坏准则,建立了考虑温度效应的裂缝性地层井壁失稳预测力学模型,研究了温度和裂缝特征对井壁稳定性的影响。研究表明,相同应力和裂缝产状条件下,钻井液循环引起的井壁温度降低增大了井壁垮塌的程度,这与传统模型认为循环引起的温度降低有助于井壁稳定的结论相反;井筒液柱压力一定的条件下,井壁稳定性随裂缝产状发生变化,存在裂缝产状敏感区。对于超深裂缝性地层,随着钻井液循环导致井壁围岩温度降低,增大了井壁失稳风险和程度,在防止井壁失稳的坍塌压力当量密度设计方面应考虑温度和裂缝特征的影响。     

低渗油藏高压充填防砂技术研究

高压充填防砂是以砂防砂的油水井防砂工艺技术,携砂液在高压作用下进入地层,在油层形成稳定的砂桥,阻挡低渗透储层疏松砂岩随油水进入井筒,形成砂埋或者砂卡,从而提高防砂效果,延长油水井作业周期.通过在孤岛油田的现场实施,该项技术见到了良好的效果,具有一定的推广价值.     

克拉美丽气田火成岩天然裂缝漏失压力模型

克拉美丽气田火成岩地层发育裂缝,裂缝性地层中存在天然裂缝与孔隙或孔洞的复合结构,钻井过程中漏失压力与地层破裂压力差异较大。根据不同井段火成岩的裂缝—孔隙状态、裂缝开合、连通及充填情况,开展压力漏失机理研究,构建不同裂缝状态的漏失压力模型,依据地层孔隙压力、地应力等参数绘制分层漏失压力剖面,确定克拉美丽气田火成岩天然裂缝的压力漏失规律。研究表明,火成岩的闭合裂缝压力漏失受地应力控制,开启裂缝压力漏失受地层孔隙压力和充填状态影响。结合典型井的钻井参数,分析裂缝漏失压力在不同井轨迹下的变化规律,确定钻井液安全密度窗口,实现安全钻井。     

温度对超深裂缝性地层井壁稳定性的影响

温度效应对钻井井壁围岩稳定性的影响不可忽略,特别是超深（>6000 m）裂缝性地层。传统考虑温度效应的坍塌压力预测模型主要适用于连续性地层,温度对裂缝性地层坍塌压力影响的文献研究较少。针对上述问题,首先通过杜哈梅原理确定温度变化产生的诱导应力场,然后利用坐标转换,考虑裂缝渗流场和温度场耦合,获得裂缝面上应力分布特征,最后,将裂缝面应力场代入岩石破坏准则,建立了考虑温度效应的裂缝性地层井壁失稳预测力学模型,研究了温度和裂缝特征对井壁稳定性的影响。研究表明,相同应力和裂缝产状条件下,钻井液循环引起的井壁温度降低增大了井壁垮塌的程度,这与传统模型认为循环引起的温度降低有助于井壁稳定的结论相反;井筒液柱压力一定的条件下,井壁稳定性随裂缝产状发生变化,存在裂缝产状敏感区。对于超深裂缝性地层,随着钻井液循环导致井壁围岩温度降低,增大了井壁失稳风险和程度,在防止井壁失稳的坍塌压力当量密度设计方面应考虑温度和裂缝特征的影响。      

CNG公共汽车供气高压管路的流场特性研究

目前国内有关压缩天然气汽车高压管路布置方面的工艺规范较少,对于高压管路布局走向、管路长度、管路直径等设计参数的选择及其对储气的利用率、管路中供气稳定性等方面的影响尚缺乏深入研究。为此,采用计算流体力学数值模拟方法,计算分析了某型压缩天然气公交车供气管路内天然气的流场特性,发现管路的长度、曲率、半径以及气瓶阀通孔结构是影响流场特性的主要因素。研究结果表明:1气瓶阀内部流场存在涡流;2管路内部压降与管路长度呈线性关系;3不同工况下管路内部流场速度与压降呈正相关关系;4管路内部流场压降随着管路半径的增大而减小;5弯管曲率半径越大,内部流场速度和压力在拐弯处过渡越平顺。据此进行了以下优化设计:1优化气瓶阀内部通孔结构,解决了原气瓶阀内部存在涡流的现象;2缩短管路长度可以有效减小管路内部压力损失;3高负荷不利于提高气瓶中天然气的使用率;4增大管路半径可以有效降低管路内部流场的压力损失。优化后整个CNG公共汽车的高压管路压力损失减小了195.6 k Pa。