川东北三高气井完井测试井口装置选型研究

针对川东北三高气井完井测试过程中高压、高产、高含硫对井口装置带来的安全问题,通过最高井口关井压力预测、井口流温预测、流体腐蚀分压预测,研究形成一套适合川东北河坝区块超高压、高产气井测试井口装置选型技术。该技术对取全、取准气藏测试评价资料,保证测试作业设备仪表完好,确保操作人员的健康和安全具有重要的现实意义。     

川东北高含硫气井测试作业安全控制技术浅谈

川东北地区气井普遍具有储层压力高、测试产量大及硫化氢含量高等特点,气井安全测试面临巨大的挑战。通过对川东北地区测试井控难点进行分析,重点从气井井筒安全保护、地面安全控制及作业过程的安全管理等方面进行了介绍。通过川东北地区近几年现场实践证明,探索出川东北高含硫气井测试作业安全控制技术成功实现了超深高含硫气井的安全测试施工,为川气东送工程的安全实施提供了保证。     

川东北三高气井测试管柱力学研究

川东北海相碳酸岩气藏地质条件复杂,气井高温、高压、高产使测试管柱在整个测试过程中载荷和变形变化复杂,给完井测试工作的安全、高效开展带来了挑战。针对川东北三高气井测试管柱工作条件和测试作业的特点,考虑管柱组合、管柱载荷、高温高压等因素及屈曲状态、井口和封隔器约束的影响,并综合考虑管内外流体压力、黏滞摩擦、弯曲失稳后法向支反力及库仑摩擦力的影响,给出了井下管柱载荷、变形计算方法与公式。在此基础上,使用可视化Visual Basic语言编制了测试管柱力学分析软件,并使用软件对川东北元坝1井测试管柱进行力学分析,证明了软件和数学模型的科学性和实用性。     

川东北含硫超深气井测试地面控制技术优化研究及应用

川东北地区海相超深碳酸盐岩储层具有高温、 高压、 含硫等特征, 给测试安全性、 成功率带来了极大的挑战。为此, 在川东北碳酸盐岩含硫气藏测试难点分析的基础上, 以提高测试施工的安全性为目的, 开展了测试地面控制技术优化研究： 通过优选井口装置、 优化地面流程, 确定出适合于元坝、 普光和通南巴地区的井口装置, 设计出３套适合于不同工况含硫气井的地面控制流程, 最终形成了一套针对性强、 适应性好的川东北含硫超深气井测试工艺技术, 为川东北含硫气藏测试工作的安全开展提供了安全技术保障。     

川东北地区高压气井测试技术研究及现场应用

川东北地区气藏主要为海相碳酸盐岩气藏,已经发现的普光气田,巴中地区和通一南一巴构造的主力气层为嘉二段、飞三段、长兴组,埋深4000—7000m,地层流体性质为含硫化氢、二氧化碳的天然气和地层水,地层压力为常压至异常高压,地层温度100～165℃。针对高压、高产、高含硫的工作环境形成了一套独具特色的川东北测试技术,可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本,降低测试对储层的二次污染,从而解决川东北高含硫气井测试的难题。     

川东北高温、高压、高含硫气井测试地面控制应用技术研究

为消除或降低四川盆地川东北北海相碳酸岩含气区域气井深井试气因高温、高压、高含硫所带来的爆炸、泄漏、中毒等危险,对国内外先进测试设备进行改进研究,形成了一套独具特色的川东北测试控制工艺技术,满足了川东北地区气井测试施工要求,正确处理有毒有害气体,有序排放液体废物。     

高压高酸性气井二次试采工艺技术探讨——以兴隆1井为例

针对高压高酸性气井二次试采作业的特殊性,以川东北兴隆区块兴隆1井为例,分析了此类气井二次试采作业的难点及工艺要求,认为二次试采作业方案重点为既要防止压井液对酸蚀裂缝的二次污染,同时也要满足高压高酸性气井完井工艺的需要,由此提出了二次试采作业技术方案。     

川东北超深含硫化氢气井测试技术实践与认识

川东北气藏具有超深、含硫化氢、温度高、压力高的特点,气井测试难度大。对川东北超深含硫化氢气藏测试中面临的难点和问题进行了分析,认为高温高压,地质条件复杂,含硫化氢、二氧化碳等腐蚀气体是制约川东北超深含硫化氢气井测试的主要因素。针对存在的难点和问题,主要从测试管柱选择、地面流程、测试技术及应急措施等方面,论述了超深含硫化氢气井测试技术要求和对策。     

川东北地区高温、高压、高含硫气井测试工艺技术

川东北地区气藏埋藏深、压力高、温度高,且气体组分中含有腐蚀气体,深井及超深井测试不仅工艺复杂,技术难度大,风险也高。从川东北气藏地质特征和测试工艺技术的角度出发,开展川东北地区高温、高压、高含硫气井测试工艺技术研究,最终形成一套适合川东北地区的具备耐高温、抗高压、抗硫腐蚀性能的测试工艺技术。     

APR工具在川东北高含硫超深气井测试中的应用

在川东北地区高含硫化氢气井的完井测试作业中，对APR测试时各种测试管柱的适用范围和性能特点进行了介绍，针对不同的井况及具体的试油目的，优选测试管柱结构，可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本，降低测试对储层的二次污染，从而解决川东北高含硫气井测试的难题。图6参3     

高温高压胶筒

对于深层气井压裂工艺来说,耐高温高压性能良好的胶筒可以使压裂工具下入更深,更容易压开高破裂压力地层.为满足生产实际需要,开展了180℃、100 MPa胶筒的攻关研究,为大庆外围深层气井压裂提供了技术支持.     

高温高压油管锚定器的研制与应用

为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。     

高韧性高流动性聚丙烯材料的研究

采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性，以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。     

高焊速高韧性氟碱型烧结焊剂

焊剂又叫焊药,类似于手工电弧焊条的药皮,它是由多种矿粉混合、烧结而成的颗粒状非金属物混合物。焊剂与焊丝是自动埋弧焊接中不可缺少的焊接材料,前者的主要作用是为金属焊接过程造渣、造气,从而保护焊缝金属不被氧化,减少焊缝金属中氮气的侵入,保证焊缝组织质量,提高生产效率。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

高温高压钻井技术的探索与认识

高温高压钻井作业过程中面临诸多的困难和挑战,为了保障高温高压钻井作业的安全、减少复杂情况,提高作业效率,分析了高温高压钻井所面临的主要挑战,结合国内外的成功经验,提出了相应的应对措施。指出了高温高压钻井除面临压高温高压之外,还要克服地层可钻性差、钻井周期长、钻具易发生疲劳破坏、部分地层含硫化氢等酸性气体等对钻井作业所带来的一系列影响;研究认为科学选择钻井装备、钻井工艺和配套技术,加强现场组织管理对高温高压钻井作业的成功至关重要。高温高压钻井技术是一项系统工程,要不断积累经验、做好技术沉淀,完善相关技术标准和规范,为今后高温高压井的作业提供借鉴和参考。     

高强高渗滤砂管的研制及实验研究

低渗油气田是今后油田开发的方向,滤砂管需要向高强度、高渗透、抗堵塞方向发展。在此基础上研制出的高强高渗滤砂管主要包括中心管、高精度内滤网、扰流网、高精度外滤网、外保护罩等部分。开展了高强高渗滤砂管与常规滤砂管的性能对比实验。结果表明,高强高渗滤砂管具有挡砂能力强,渗透率高,不易堵塞等优点,适合在裸眼完井中广泛应用。     

高温高压尾管悬挂器研制与应用

针对深井尾管固井中尾管下入深、载荷大、尾管下入困难、井底温度高、压力大以及井下环境恶劣等特殊固井问题,采用V型双向密封套、三瓣式带流通槽锥套和直连式尾管胶塞总成的优化结构设计,开发出适用于高温高压井的BH-XGH型尾管悬挂器。从工具的结构设计、仿真分析、性能评价等几方面进行了详细阐述,从理论上验证了高温高压尾管悬挂器的性能参数。现场应用5井次,解决了深井、超深井高温高压尾管固井的耐高温高压、小间隙、载荷能力、碰压成功率等系列技术难题,为国产工具的推广应用奠定了基础。     

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。     

高温高盐油藏化学堵水技术

论述了高温高盐油藏化学堵水技术的实验室研究和初期现场试验情况。该技术采用一种新型凝胶型堵剂,主剂为改性阳离子聚丙烯酰胺(CPAM),交联剂为分子中含有杂环的有机胺。实验室研究表明,在最高温度140℃、最高矿化度35×104mg/L的特殊条件下,堵剂成胶固化时间为6~24h,并在此范围内可调,封堵强度达耐压20MPa以上,基本满足中原油田高温高盐油藏化学堵水的要求。该技术在初期现场试验中获得成功,效果较好。