天然气侵入油基钻井液的井口脱气分离技术

天然气要溶于油基钻井液,其溶解度大小受多种因素影响。在超过临界压力和临界温度的井眼内,天然气有可能在油基钻井液中完全溶解凝析甚至发生超临界现象。所以,天然气侵入油基钻井液后的运移膨胀规律有别于水基钻井液的运移膨胀规律;在向上部井段运移过程中,溶解气存在反凝析挥发现象和气体因压力降低而发生的等温膨胀现象,这都将引起井筒气液体积比急速升高。若不对侵入油基钻井液的天然气进行井口控制,将可能引发灾难性事故。为了控制天然气侵入油基钻井液的风险,角51-1FM井在目的气层钻进时使用了旋转防喷器与液气分离器,对侵入油基钻井液的天然气进行井口脱气分离,取得了预期效果。     

超临界流体侵入井筒多相流动规律研究

在综合应用井筒两相流压降和传热模型的基础上,对超临界二氧化碳和超临界硫化氢分别侵入井筒后井筒多相流规律进行研究。考虑了钻井液和侵入流体的基本物性参数与井筒温度压力的耦合作用,通过数值方法计算全井筒温度压力等,并与甲烷侵入环空进行对比分析。结果表明,超临界二氧化碳和硫化氢在井筒温压条件下,发生相变的路径和次数不同。传热作用后井筒实际温度与原始地温相差较大,而甲烷在全井筒密度相对变化平缓,预警时间长,井控相对较易。硫化氢和二氧化碳早期侵入密度变化较小,不易被发现,在近井口处变为气体,体积膨胀比甲烷剧烈,更危险,井控困难。硫化氢与二氧化碳相比,相变点位置距井口更近,更加危险。     

酸性气体侵入井筒瞬态流动规律研究

酸性气藏一般位于海相沉积,钻井液安全密度窗口极窄,钻井过程中酸性气体易侵入井筒,发生气侵后井筒流动变得十分复杂,易造成井涌、井喷等井下故障。为实现气侵时井筒流动的准确预测与控制,将井筒流动与地层非达西渗流耦合,井筒流动、传热和流体物性耦合,建立了酸性气体侵入井筒瞬态多相流动模型,并引入酸性气体溶解度公式,给出了模型的求解方法。利用某井的基本数据,模拟了酸性气体气侵时的环空气液两相瞬态流动参数的变化特征,并对酸性气体气侵时的瞬态流动影响因素进行了敏感性分析。结果表明:酸性气体溶解度大,侵入后更加隐蔽,不易被检测到,但靠近井口处酸性气体溶解度降低,酸性气体大量析出,体积迅速膨胀,井筒压力降低迅速,井控更加危险。研究结果可为酸性气藏钻井井控参数设计提供指导。      

一种硫化氢侵入钻井液的在线连续监测方法

及时监测钻井液中H2S的含量能防范与减小钻井风险,为解决传统硫化氢监测中对于硫化氢侵入早期在钻井液出口硫化氢不易被检出的难题,通过检测钻井液中H2S、HS-和S2-的含量变化可作为判断地层硫化氢早期侵入钻井液的参考依据。但目前常见的碘量法、色谱分析法等离子检测方法无法适应钻井作业环境,通过分析钻井液的pH值与H2S、HS-和S2-的含量变化,提出一种连续在线酸化钻井液并辅以吹气的监测方法,其原理是将HS-和S2-还原为H2S脱出并监测。由于仅需消耗少量强酸,没有复杂的预处理程序,为硫化氢在线连续监测提供了一种新的思路。     

钻井液中H2S综合处理技术研究

利用模拟实验方法,给模拟井筒钻井液中加入硫化氢,采用化学综合处理技术对酚类化合物与糖类化合物组配的改性,遴选得到吸收效果较好的新型H2S吸收剂PCC样品。酚类化合物和聚合糖类化合物适当组配后,可提高酚类化合物在钻井液中对H2S气体的吸收效果。KJ-1和SJ-2组配后,得到的样品PCC在钻井液中添加量为4000mg/L时,吸收H2S气体的效果最好,且受钻井液pH值的影响小,从而实现在含硫地区钻井液中加入该产品达到H2S在井筒内的综合处理,防止因H2S气体造成的人员伤害事故的发生。     

酸性天然气侵入井筒不稳定流动规律研究

考虑地层渗流与井筒流动耦合、井筒温度压力耦合及酸性流体与水基钻井液间的相互作用,建立酸性天然气侵入井筒不稳定流动计算模型.通过数值计算,得到钻遇相同地层条件下,硫化氢和二氧化碳侵入井筒后的环空压力及物性变化规律.结果表明,在钻遇地层及工作参数相同时,二氧化碳、硫化氢和甲烷分别侵入,在相同的溢流时间,酸性流体对井底压力的改变小,相对于普通天然气,更难于检测.二氧化碳和硫化氢侵入的质量流量较普通天然气大,且溢流时间短,井控难度相应加大.井口回压对不同酸性流体环空密度剖面和侵入量的影响很大,在条件允许的情况下,适当提高井口回压,可以有效降低井底侵入量,同时使酸性天然气密度在近井口处密度变化较小或避免突变.     

海洋深水钻井油基钻井液气体溶解度计算

在深水钻井过程中,泥线上、下井筒温度差异较大,受温度、压力的影响,气体会溶解于钻井液中,也会从钻井液中逸出,气体在环空中存在的状态对环空压力的影响较大。为此,以天然气在水和油中的溶解度计算模型为基础,建立了气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度计算理论模型,分析了深水环境下气体在水基钻井液和油基钻井液中的溶解度随温度、压力的变化。计算结果表明,随着压力的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度随之增加; 随着温度的增加,气体在水基和油基钻井液中的溶解度减小。在相同条件下,油基钻井液气体溶解度远大于水基钻井液气体溶解度。     

硫化氢治理技术研究与试验

主要阐述了温度、压力对H2S在原油中溶解度的影响;H2S高效吸收剂(可回收利用)的评价;原油中H2S含量测定方法;液体停留时间与H2S脱离效果的关系;硫化氢吸收剂浓度简易测定方法;高效吸收剂回收装置(小型化)。     

含硫气井的硫沉积及其解决途径

含硫气井产生硫沉积的主要因素有:1.H2S含量愈高愈容易发生破沉积,从统计角度看,H2S含量高于30%以上的气井大部分都发生硫堵塞。2.采气量低于28.2×104m3/d的气井都发生硫堵塞。3.井底温度和压力较高的井容易发生硫沉积。4.硫在酸性气体中主要以两种形式存在,即硫与H2S反应生成多硫化氢以及存在于物理溶液中。流体运移时由于所发生的温度和压力变化,改变了流体与硫之间所处的饱和状态,从而也出现硫沉积。解决硫沉积的途径主要有3种类型:发生化学反应、加热熔化及用溶剂(或溶液)溶解硫。文中详细介绍了物理溶剂和化学溶剂的名称和溶硫量。     

碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价

以塔中顺南地区碳酸盐岩储集层为例,分析碳酸盐岩储集层钻井井涌特征,建立井涌风险定量评价方法,并进行算例分析。依据钻井地质资料,分析塔中顺南地区碳酸盐岩储集空间特点与气体侵入井筒机制,发现储集层裂缝及孔洞发育,气体主要以压差与气液置换方式侵入井筒。综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒中运移规律和井筒温度-压力场,并引入井筒气相体积分数密度函数,建立了井涌风险定量评价方法和井控风险分级方法。算例分析结果表明:可采用施加井口回压法判定井底气体侵入方式;碳酸盐岩储集层孔缝洞发育特征和酸性气体对井筒气相体积分数影响较大,易引发难监测、高强度井涌;井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度和钻速对井涌风险的影响依次减弱。     

硅酸盐钻井液防塌机理研究

基于电位、粒径分布、红外稳定性、压力传递和吸附量等测定方法,对硅酸盐钻井液的防塌机理进行的研究结果发现,无机盐类型和浓度以及pH值是硅酸盐粒径分布的主要控制因素,通过影响硅酸盐粒径分布从而影响硅酸盐钻井液的防塌效果,适当的无机盐也有利于协同防塌。通过压力传递实验研究发现,硅酸盐钻井液阻缓压力传递的效果显著,诱导的化学渗透压力效果也非常明显,其膜效率高。这也从另一个侧面反映了钻井液的强封堵能力可能源于在井壁上所形成的硅酸盐与页岩作用的膜,用实验验证了硅酸盐钻井液能够在极短时间内有效封堵井壁。     

大牛地低含H2S/CO2气井腐蚀规律及主控因素研究

大牛地奥陶系风化壳气藏含有不同程度的硫化氢,整体属于低微含硫范围,目前对H2S/CO2共存条件下腐蚀规律认识不清,气藏安全生产存在一定风险。通过静态失重法探究温度、压力、硫化氢浓度对气井油套管腐蚀规律的影响。结果显示:N80和P110两种钢材的腐蚀速率随硫化氢浓度降低、压力升高呈升高趋势;随温度升高腐蚀速率先升高后降低,80℃时达到最大值1.4521 mm/a和1.8915 mm/a。初步确定大牛地气田腐蚀主控因素为H2S浓度,研究结果为该气田井筒管材优选及腐蚀防治提供了依据。     

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

却勒地区高压差下保护储层钻井液试验研究

却勒储层属于碎屑岩孔隙型,储层胶结差,易造成井壁不稳定,所采用的钻井液其井底液柱压力必须大于地层孔隙压力才能保持井壁稳定.由于在储层钻井时形成了高压差,为了保证正常钻井,并减少储层伤害,确定合适的高压差钻井液体系是很有必要的.通过研究,在聚磺钾基钻井液体系的基础上,对高分子量聚合物增粘剂、降滤失剂、加重剂进行了优选试验,确定出适合却勒储层的聚磺氯化钾钻井液配方.对所确定的钻井液进行抗温性评价和岩心抗污染试验表明,该钻井液具有较好的抗高温能力和屏蔽暂堵功能,能够满足却勒地区高压差条件下对钻井液的要求.     

巴什托油气田高密度钻井液技术研究

为解决巴什托油气田在钻井过程中存在的盐膏侵严重、井壁失稳、井底温度高、存在高压层、易漏失等一系列难题,通过优选膨润土加量、抗高温处理剂、加重剂等,开发出一套适合巴什托地区的高密度钻井液体系。该体系密度达到2.20 g/cm3,抗温可达160 ℃,具有良好的热稳定性、抑制性能和抗污染能力。在BK8H井进行了现场应用,施工过程中钻井液性能良好,未发生任何井下事故和井下复杂情况,顺利钻穿440 m的盐膏层,三开井径扩大率为2.33%,而且与该区同类型井相比缩短了钻井周期,表明该高密度钻井液体系完全适应巴什托区块复杂条件下的钻井要求。     

抗硫化氢高强度冻胶阀试验研究

在新疆油田实施冻胶阀欠平衡钻井时,地层中富含的硫化氢气体会侵蚀破坏冻胶,影响冻胶阀的性能与使用寿命,针对此问题,开展了抗硫化氢高强度冻胶阀研究。在模拟井温125℃条件下,依次筛选出了主聚合物、有机交联剂、除硫剂三氧化二铁和处理剂,并对其加量进行了优选,配制了冻胶液。对该冻胶液的黏度、冻胶强度、最大可封隔压力及破胶性能等基本性能进行了评价,并利用抗硫化氢评价装置评价了硫化氢对冻胶性能的影响。评价结果显示,冻胶液黏度为50 mPa·s,抗硫化氢高强度冻胶阀在125℃下3.5 h后完全成胶,170 h内保持冻胶性能不下降,成胶24 h后每单位长度冻胶的封隔压力为0.08 MPa,能有效抵抗10000 mg/L硫化氢气体连续24 h侵入,体积分数10%的破胶剂可使冻胶60 min内完全破胶。研究表明,抗硫化氢高强度冻胶阀具有良好的抗温性、粘壁性和较高的承压强度,能够满足含硫化氢地层欠平衡钻井安全的需要。      

海洋天然气水合物藏钻探环空相态特性

海洋天然气水合物藏钻探过程中,水合物钻屑随钻井液向上返出,随着温度升高、压力降低,水合物钻屑上升至一定位置开始分解,使井筒流动变为环空复杂气液固多相流,这对井下流动安全产生严重威胁。考虑井筒温度、压力与水合物分解的耦合作用与影响,建立了海洋天然气水合物钻井过程中井筒温度模型、井筒压力模型、水合物动态传质分解模型和复杂环空多相流模型。通过模型求解,数值分析了井筒温度、环空压力和水合物分解在不同钻井工况下的变化规律。结果表明:增大钻井液排量,井筒中井底处循环钻井液温度升高,环空中井口处返出钻井液温度降低,分解起始位置下移;增大钻井液密度,环空压力升高,分解起始位置上移;增大钻井液入口温度,井筒温度升高,分解起始位置下移;增大机械钻速,分解起始位置不变。     

苏76-1-20H井钻井技术

为提高低孔低渗气藏的开采效率,渤海钻探在苏里格气田部署了一口长水平段水平井—苏76-1-20H井。苏76-1-20H井存在水平段长、轨迹控制难、井眼尺寸小、循环泵压高、井眼清洁难度大、井壁垮塌、钻具变形等钻井难点,文中针对钻井难点,从井眼轨迹控制、摩阻扭矩预测控制、地质导向技术、钻井液技术、井眼修复技术、事故复杂预防等方面都采取相应的措施。该井实钻水平段长2 856 m,创造了中国石油陆上水平段最长记录,施工过程安全顺利,积累了长水平段水平井钻井技术经验,对高效开发低孔低渗油气田具有重要的指导意义。