深水井控的七组分多相流动模型

针对深水井控的特点,考虑深水钻井外部的多温度梯度环境和天然气水合物相变,将井筒内流体分为7种不同组分,建立了七组分井筒多相流控制方程。利用全尺寸实验井对井筒多相流动规律和井筒压力计算精度进行了验证。以墨西哥湾Mississippi Canyon井钻井工况为例,应用所建立的七组分多相流动模型算法,从溢流和井喷过程模拟、压井过程模拟及天然气水合物相变对井控参数影响等几个方面对深水井筒多相流动规律进行了分析。模拟发现,气体在沿井筒上升初期膨胀量比较小,进入隔水管内后开始明显膨胀,越靠近井口膨胀越剧烈。从溢流发展到井喷可分为3个阶段：井涌发展阶段、井喷阶段和井内喷空阶段。在井涌阶段末期,井底压力、泥浆池增量、隔水管内的气体体积分数等会发生剧烈变化,在极短的时间内演化为井喷。在深水压井过程中,由于节流管线内气体交换效应,节流压力的调节速度要高于陆地井控。由于水合物的生成,减小了泥浆池增量,降低了关井套压,给溢流的检测及气侵程度判断带来困难。     

总结经验教训提高天然气井钻井井控能力

根据多年来一直从事天然气井钻井,特别是天然气井钻井井控技术、油气井抢险灭火技术等技术工作,结合四川油气井灭火公司所收集的近10年来部份钻井严重井喷井、失控(着火)井实例分析得出,当前井控工作应“总结经验教训,提高天然气井、钻井井控能力”。从天然气特点与井控技术,井喷失控的原因分析,排除溢流的压井技术要点,井喷失控着火的处理,对今后井控工作的建议等几个方面,较为全面地阐述了如何提高天然气井钻井井控能力的现场操作技术。     

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     

综合录井井控监测技术应用现状及发展思考

钻井井控是石油勘探开发中的重要工作,如何实现钻井井控有针对性、有预见性,避免由于井喷失控而造成危害和损失,是石油工作者共同探讨的重要课题之一。围绕该课题,阐述了综合录井在井控中的重要性,针对起下钻与钻进过程,分析了综合录井以dc指数法为基础(成熟区有条件井可依据实测地层压力校正的dc指数),结合钻井液池体积、气测异常、钻井液出口流量与温度的变化以及相关特征参数,实现井筒压力的有效监测,确保井控安全。在此基础上,探讨了随着井控技术的发展和相应井筒检测手段研究的深入,综合录井现有井控监测技术与新的井筒井控监测技术相结合的途径,旨在提供更加可靠的井控监测技术,进而在确保井控安全的同时,实现优化钻井。     

气藏钻井井控难易程度确定方法与装置研究

溢流发生后的井控难易程度的有效评价是气藏钻井中井控成功的关键所在。提出了利用关井压力恢复曲线来判断钻井井控难易程度的方法,研制了天然气井钻井安全井控装置,并开发了配套软件系统。系统能够根据地层特征建立关井压力恢复图版,根据装置采集的关井压力恢复曲线的评价点位置来判断井控难易程度,评价点在图版中位置越靠上则欠平衡程度越大,评价点与起始点连线斜率越大则地层系数越大,都造成井控难度增加。该项研究为天然气井钻井现场井控操作提供了依据。     

井筒压力控制钻井技术

井筒压力控制钻井技术是指与井筒压力密切相关的系列钻井技术,主要包括欠平衡钻井、气体钻井、控制压力钻井和井控技术。井简压力控制钻井技术能够控制井底压力与地层压力之间的差值,使井底处于欠平衡、近平衡（平衡）、过平衡状态,实现安全钻进．保护油气层、提高钻井速度、解决工程复杂问题。     

高产天然气井井控技术探讨

石油和天然气从生成到储集和运移的原理基本相同．钻井时的压力控制原理和作法也有许多相同之处。但由于两者相态不同，各自理化特性差异大．表现在井控上，有很多不同点。气井的井控难度比油井要大，统计数据也表明出现井喷失控的井．     

深水钻井溢流早期监测技术研究现状

深水油气井溢流及井喷的预防和控制是深水钻井过程中的重要工作,墨西哥湾“深水地平线”井喷溢油事故发生后,井喷的预防和控制成为海洋油气开发亟待解决的重大难题。应对深水钻井溢流及井喷问题,切实有效的技术措施是在早期监测和识别溢流的基础上及时采取应对措施。为此,通过分析深水钻井井控面临的主要困难,从平台监测、海水段监测和井下随钻监测3个层面,综述了国内外井下溢流早期监测技术研究现状,重点分析了井下随钻监测的发展现状,指出深水钻井井下溢流监测技术将朝着有利于更加及时准确发现和识别井下溢流的技术领域发展。最后,根据深水钻井和溢流监测技术的特点,优选出适合深水钻井环境的井下溢流早期监测方法,包括井口流量法、泥浆池液面法、钻井参数法、隔水管超声波法、PWD/LWD监测法、随钻超声波井下流量测量法6种方法;建立了溢流早期综合监测和识别技术,该技术不仅可以用于深水钻井井下溢流监测,还可用于压井和井筒压力精确控制过程的综合监控,为深水钻井提供技术保障。     

压井施工的精细计算

随着油气勘探开发的不断深入,目前油气钻井的难度、深度不断增加,大多数井的压力大,温度高,井控问题目益突出。如我国西北部油田在勘探开发过程中,常遇到高温高压（超高温超高压）油气层。目前采用的压力控制技术及井控装备已不能完全满足这些井的勘探开发需要。文中仍是采用经典的井控理论,主要对工程师压井法进行了更为细致地划分和计算,从而提高了这种常规压井方法的计算精度,为压井决策提供了保障。     

大港油田钻井井控安全关键要素分析

井喷失控是石油及天然气钻井中的灾难性事故,一旦发生将危及人民的生命财产安全,污染生态环境,甚至还会造成重大的国际国内影响。钻井井控是油田开发中的一个重要环节,结合大港油田井控设计的发展背景和概况,重点从设计环境背景、设计理念、井身结构设计方法、钻井液技术、井控设备、压力控制设备等方面对井控安全的关键要素进行分析,并提出设计中的关键点。对如何搞好大港油田老区块调整井的井控工作,实现安全生产,有一定的借鉴意义。     

海域天然气水合物的形成及其对钻井工程的影响

将气体生成水合物的条件与深水钻井井筒温度压力、地层温度压力分布相结合，证实了深水钻井过程中形成水合物和钻遇天然气水合物层的可能性。天然气水合物的形成会改变钻井液的性质、堵塞井筒、环空及防喷器；水合物层的分解会造成沉积物坍塌、井壁失稳，引起井漏、井喷等一系列问题，给钻井作业造成巨大的经济损失，甚至使钻进无法正常进行。国内外近几年在天然气水合物研究勘探方面的经验表明，解决水合物问题常用的方法是加入水合物抑制剂，或者是采取必要的措施来防止井喷，将钻井液中的气体循环出去。     

川西地区高压天然气深井钻井完井技术

川西地区天然气储层埋藏深，纵向上普遍存在多个产层和异常高压气层，钻井过程中易出现井喷、井漏、井眼坍塌、卡钻等井下事故和复杂情况。针对复杂的地质条件，开展了技术攻关和现场试验，逐渐形成了包括深井井身结构设计、深井钻井液技术、储层保护技术、高压井控技术、深井长裸眼井段固井技术的深井配套钻井完并技术，并试验应用了包括螺杆钻具＋PDC钻头、深井PDC钻头、旋冲钻井技术、涡轮钻具等提高深井钻井速度的新技术、新工具。近年来，该地区高压天然气深井钻井速度、固井质量不断提高，井下事故及复杂情况不断减少，未出现井喷失控的重大事故，加快了该地区天然气勘探开发速度。     

川西地区固井及完井过程中井漏原因分析及对策

针对川西地区固井完井过程的井漏问题，分析其原因，并提出预防和处理措施。指出了应用堵漏技术从安全的角度考虑应注意的主要问题：①对长裸眼层段存在多压力系统发生井漏与溢流，应分析各层段的地层压力与承压能力，确定漏失层与气层，为制定堵漏与压井施工方案提供科学依据；②在钻井施工中进行堵漏作业，应认真分析漏失层岩性特征、漏失原因与机理，针对性地选择堵漏材料与堵漏工艺；③对喷漏同存的井，应将堵漏与压井进行综合考虑和有机结合，保持井内动态液柱压力始终高于漏层压力，即气层发生井漏实施吊灌技术；④若漏失层为非产层，在不构成伤害油气层前提下，可选择堵漏固化后强度高的永久性堵漏材料；若漏层为产层，确需堵漏则选择能最大限度保护产层的暂堵材料；⑤高含硫气井喷漏同存复杂条件下，固井与完井工艺选择要符合气田采气技术要求。     

渤海油田浅层气井喷预防及控制技术

浅层气井喷事故危害极大 ,严重时可导致井眼报废、船毁人亡等恶性后果。目前预防和控制浅层气井喷是国内外石油界的一个技术难题。 1999年蓬莱 19 3 3井、渤中 2 5 1 6井发生的浅层气井喷事故是渤海油田 30多年钻井作业中首次遇到的。以蓬莱 19 3 3井、渤中 2 5 1 6井井喷为例 ,简要分析浅层气井喷的特点 ,并结合海上作业实际 ,对浅层气区域的钻井作业要求、浅层气防喷措施、浅层气井喷的应急处理进行总结。实践证明 ,该套技术行之有效 ,具有较强的操作性。     

无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

采用常规压井方法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时存在一压即漏、漏完仍喷的问题,为解决该问题,基于安全控制井筒压力并重建安全压力窗口的指导思想,提出了五步压回法压井方法。介绍了五步压回法压井的基本原理和挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤,给出了压井液排量、漏失压差、井口套压和安全压力窗口等关键参数的计算方法。五步压回法压井方法自2006年开始在塔里木油田推广应用以来,控制了1 138井次溢流和38次井控险情,大大提高了压井成功率。研究结果表明,五步压回法压井方法能有效控制井筒压力,实现喷漏同存裂缝性地层的安全钻进。      

典型小储量气井井控技术难点及处理实践

通过对典型小储量气井阳79井又漏又喷的处理情况分析，从储层模型着手阐述，归纳出了小储量气井在井漏后，随着漏入钻井液量的增大，而表现出地层压力不断升高和循环正常后停泵又会出现井口溢流现象的两大特征，指出了井漏、溢流、提高密度、井漏的恶性循环是处理这类井的技术难点。提出了用放喷泄压技术处理小储量气井的井控问题是经济而有效的方法，并指明了应用放喷泄压技术从安全的角度考虑应注意的主要问题：①出现又漏又喷的气井，及时诊断是否属于小储量气井对选择处理方法很重要；②针对小储量气井出现又漏又喷情况，只要满足安全条件，采取放喷泄压处理的方法是经济有效的；③含硫化氢较高，而套管或钻具的材质抗硫化氢性能差时，不宜采用放喷泄压技术。应用放喷泄压技术前需考虑井口装置、套管抗内压强度和套管鞋附近地层的破裂压力是否满足安全要求。     

东方13-1 高温高压气田全寿命多级屏障井筒完整性设计

东方13-1 气田目的层温度高达141℃,压力系数1.90~1.94 g/cm3,天然气中CO2 含量14.63%~50.04%,属高温高压高含CO2 天然气藏,实际开发中极易造成固井窜槽、油套管强度下降及腐蚀失效,给井筒安全造成隐患。为此设计采用了具有防漏、防窜、防腐蚀、防应变、防温变功能的“5 防”树脂水泥浆体系及油气响应型自修复水泥浆体系,实现全井段水泥封固;并提出了“尾管树脂水泥浆+ 尾管顶部封隔器+ 回接插入密封+ 回接管柱顶部封隔器+ 自修复水泥固井+ 树脂水泥固井”六级屏障设计技术,形成多级屏障的安全系统。现场应用结果表明,东方13-1 气田各生产井?177.8 mm 尾管及回接段固井质量优良, 而且从投产至今,各生产井井口压力监测均未发现有环空带压问题。该套技术可以有效封固高温高压高含CO2 产层,保障从钻完井至后期开发生产整个周期过程中的井筒完整性,降低了环空带压风险。     

控制压力钻井气体溢流处理方法分析与改进

控制压力钻井(MPD)发生气体溢流后,如果处理不当有可能会造成进一步的溢流或者井漏,甚至会发展成为井喷。为解决以上问题,分析了控制压力钻井过程中影响井底压力稳定和井控安全的主要因素,给出了控制压力钻井最大允许气体溢流量的计算公式,并提出了一种控制压力钻井补液、排气新方法。通过数值模拟以及全尺寸井筒实验,证明了补液排气新方法的可行性,完善了控制压力钻井气体溢流的处理方法。     

四川盆地外缘常压页岩气水平井低成本钻井技术探讨

四川盆地外缘页岩气储层压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气钻井技术进行开发,开发成本高。在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术措施,提出将三开井身结构优化为二开井身结构,采用"双二维"模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹、使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供技术支撑。