川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

高含硫气井集输系统天然气水合物的防治——以川东地区高含硫气井为例

高含硫气井因H2S含量较高,其天然气水合物形成温度较高,井筒及地面集输系统在冬季生产过程中极易形成天然气水合物,严重影响安全生产。为此,分析了高含硫气井集输系统发生天然气水合物堵塞的原因,在现有集输系统适应性分析的基础上,结合天然气水合物形成的边界条件,提出了高含硫气井集输系统天然气水合物的防治措施:井筒加注防冻剂或解堵剂;清洗井底脏物和天然气水合物;站场设备采用水套炉和电伴热加热,应用聚氨酯硬质泡沫塑料保温材料进行绝热保温;集输管线加注天然气水合物抑制剂;进行集输系统适应性改造;合理控制计量温度;制订合理的清管周期。     

河坝1井完井测试-试采一体化工艺技术

河坝1井是中国石化西南油气分公司在河坝区块的第一口勘探转开发井,属典型的高压、高产、含硫气井。文章针对完井及测试中面临的井口压力异常高、地面流程刺蚀严重、含H2S、CO2腐蚀性气体、油层套管抗内压低等难点进行了完井方案优选,采用＂三封隔器＂完井方案完井;通过地面控制技术优化、井下管柱优选,设计出了地面采用双套三级节流测试流程、井内采用单SB-3、DB永久式双封隔器的三封隔器带井下安全阀的完井管柱,形成了一套高压、高产、含硫气井勘探开发的完井及测试工艺技术。为今后在河坝区块的完井测试提供了宝贵的经验。     

��ѹ��Ԥ����Ȼ��ˮ�����γɷ����о�

随着高压气井的不断勘探与开发，由于受气体的焦耳－汤姆逊效应的影响，高压条件下天然气水合物形成条件的预测愈加重要。针对高压气井测试与生产过程中的压力高、流速高、天然气及地层水成分复杂等特点，应用热力学理论，结合部分室内实验，研究水合物的形成条件和预测方法，建立了计算模型和预测软件，以判断和预防高压测试系统中水合物的形成。还介绍了在水合物生成条件计算方法的基础上，利用实测数据，对计算结果进行的验证。结果表明计算误差较小,可用于高于100MPa压力条件下的计算。     

吉林探区深层天然气井水合物形成机理分析与探索

针对吉林探区深层天然气井地面测试中常遇到的水合物冻堵问题,开展气井水合物形成机理分析、探索。从水合物性质、生成条件以及水合物生成的影响因素入手,建立了气井井筒压力、温度计算模型,可对水合物生成进行有效预防和控制,降低作业风险,保障地面测试顺利进行。     

塔里木油田高压气井井下节流防治水合物技术

塔里木油田高压气井开采过程中水合物堵塞问题严重,影响了气井的正常生产,因而研究应用了合理的井下节流防治水合物技术。利用水合物生成预测模型与气井井筒压力温度预测模型,对高压气井的水合物生成温度和生成位置进行了预测;采用节点系统分析方法,以节流器为节点预测气井井下节流后的温度压力分布,对比节流前后的井筒压力和温度分布,分析高压气井井下节流防治水合物效果。根据高压气井LN422井的水合物相态曲线和井筒内温度压力场,认为水合物形成风险区为500 m以浅井段。应用井下节流技术后,LN422井的井口压力由29.2 MPa降至12.0 MPa,井口温度由21.0 ℃升至23.7 ℃,且井筒中各处的温度均高于该处的水合物生成临界温度。研究结果表明,井下节流技术可显著降低高压气井的井筒压力和水合物生成风险,延长生产免修期。      

气井水合物生成条件预测

气井井筒中形成的天然气水合物,会堵塞油管,影响生产。通过对国内外文献的调研,分析了气井水合物的形成条件、影响因素及各种预测方法。在研究气井井筒的温度、压力分布的基础上,结合水合物形成的简化牛顿热力学改进预测方法,建立了水合物形成的预测模型,并编制软件进行气井实例计算。计算结果表明,该模型预测水合物形成效果较好。     

深水气井天然气水合物预防方法比较研究

通常采用的水合物预防方法有注入抑制剂、井下节流、采用重力热管或注入热流体等。为分析其应用于深水气井井筒时的适用性和高效性等,开展了深水气井井筒天然气水合物预防方法的比较研究,比较分析了注抑制剂、采用重力热管和井下节流等方法抑制水合物生成的机理。抑制剂直接阻碍水合物的成核和生长,重力热管法与井下节流法则是通过调节井筒温度和压力分布,使其不具备水合物生成条件。利用改进的双流体模型计算井筒内温度和压力分布,以南海东部某深水气井设计资料为基础,比较分析了此3种方法对天然气水合物生成区域的影响规律。分析结果表明:注入抑制剂后,在低浓度范围内,随浓度增加初始生成位置呈小幅上升趋势;在高浓度范围内,随浓度增加初始生成位置大幅度上升;在热流体注入口附近,井筒流体温度出现突变,并随注入量增加与注入温度升高而升高;高产量下,井下节流使水合物生成区域增大;低产量下,节流后水合物生成区域减小。研究结果可为深水气井井筒流动安全保障设计提供参考。     

气井水合物实时监测预警系统研究

气井井口温度较低时井筒内易生成水合物,为了避免测试时冻堵井下油管事故的发生,设计了与现场数采设备相配合的实时监测预警系统。以井口附近地面管线监测点实时传输的压力、温度及流量数据为依据,应用井筒多相流理论计算气井沿程压力温度分布,与图解法所形成的天然气水合物P-T图相比较,进而判断是否达到水合物生成条件,并计算可能存在水合物的井段,由此进行报警并采取及时的预防措施。系统中包含了所涉及开井与关井井筒压力温度计算、天然气水合物生成预测、预警预防设置3部分。编制的软件经现场实践可达到实时监测的目的。最后,给出在集成化实时监控下预防气井水合物的对策。     

气井水合物防治技术研究与应用

针对气井因产生水合物关井给气井生产管理带来一定难度的问题,对气田水合物的生成机理及产生规律进行了研究：通过室内实验,研究了气井水化物生成的温度、压力界限和破坏水合物生成条件。设计了井下节流器,将地面气嘴移到井下产层上部油管内,通过井下油嘴节流、降温后的天然气仍可吸收地层温度,降低井筒内天然气压力,提高采出天然气的井口温度,破坏水合物的生成条件,达到防止水合物生成的目的。     

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、超高转差率电动机

介绍了高、超高转差率电动机发展历程及技术水平和发展现状,提供了高、超高转差率电动机的工作原理、产品结构、性能特点、技术参数指标及用途;指出该产品具有节电性能好、机械收益高、起动性能优越等特点,并介绍了相关的自主知识产权、特色技术,产品室内试验与现场试验的情况,在国内外各大油田的现场使用情况,以及高、超高转差率电动机进一步研发方向。     

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。     

超高密度高温钻井液流变性影响因素研究

针对超高密度高温钻井液固相含量高、流变性难以控制这一难题,实验研究了膨润土浆流变性的影响规律,然后以新研制的超高密度高温钻井液为对象,研究了重晶石粒度级配与自由水含量对其流变性的影响,并通过正交实验对超高密度高温钻井液配方进行了优化.研究表明,配制超高密度钻井液需要严格控制膨润土用量;重晶石的粒度分布明显影响钻井液的流变性和滤失性;自由水含量与钻井液的黏度紧密相关,重晶石加量对自由水含量影响最大.     

三高气田套管磨损研究及应用分析

依据套管磨损相关理论,给出了套管磨损深度预测模型,开展了模拟现场钻井条件下气田在用套管磨损室内试验。分析了三高气田套管磨损后带来的问题,用编制的套管磨损预测软件并结合试验测得的套管磨损参数和实钻井史资料,对龙岗气田部分井在用的244.5 mm技术套管的磨损情况和强度进行了计算。计算结果显示,技术套管普遍存在磨损情况,平均磨损率在10%左右,套管磨损后抗挤强度和抗内压强度都显著降低。探讨了影响套管磨损的主要因素,提出了考虑磨损后套管强度满足要求的三高气田套管柱设计安全系数。研究结果对提高三高气田钻完井安全性有一定的指导作用。     

抗高温高密度水基钻井液室内研究

通过室内实验,优选出了能够抗200℃高温、密度达2．30g／cm^3的水基聚磺钻井液配方：4％膨润土＋1．5％SMP-2＋2％SPNH＋3％HL-2＋1％SMC＋0．2％80A51＋0．3％KHPAN＋重晶石＋2％SF260＋1％高温稳定剂＋0．5％表面活性剂＋1．0％润滑剂。评价了该钻井液的热稳定性及抗盐抗钙能力。结果表明,该钻井液流变性好,抗盐、抗钙污染能力强,对处理超高温水基钻井液具有指导意义。     

孤岛高硫高酸原油腐蚀性分析

对孤岛高硫高酸原油的基本性质及硫、酸值在各馏分油中的分布进行分析,并通过监测发现装置存在的腐蚀问题,提出了材料升级、加强监测等防腐措施。     

高温高盐油藏微生物采油菌种的应用

对美国MI/NPC公司MEOR菌种在高压、高温、高盐油藏条件下微生物驱油的适应性进行了评估,并在胜利油田营6断块Y6-16井组开展微生物驱油先导试验。Y6-16井微生物强化水驱后,解除了岩石表面的死油垢质等堵塞,疏通了井底周围和油层中的孔隙通道,降低了表面张力,提高了注水波及面积和原油采收率。对应的Y6-27、6-24、6-25油井,见到了较好的增油效果,200d累计增油1019.8t,平均投入产出比为1:3.41。