非常规油气井（通用7篇）
非常规油气井 篇1
1 工程概况
寿阳区块主要含煤地层为上石炭太原组及下二叠统山西组, 其中3#、15#煤为主力煤层。在寿阳区块煤层气井施工过程中, 有时会钻遇到较为复杂的地层, HS-124井在施工过程中就钻遇到了该类地层, 在孔深180 m、270 m处发生漏水, 350 m处发生坍塌, 掉块特别严重。在井深490~498 m处发生掉钻现象, 仅堵漏就用40余d, 石块、砖块用量达30~40 m3, 粘土粉20余t, 纤维素 (CMC) 2余t, HPAM 0.5余t, 另外还有小麦秸杆、玉米秸杆、锯沫等物0.5 t。HS-124井完钻井深为999 m。
HS-124井设计井身结构为:一开采用φ311.1 mm钻头钻进至稳定基岩10 m, 下入φ244.5 mm表层套管, 固井并侯凝48 h。二开采用φ215.9 mm钻头钻至目的层, 下入φ139.7 mm生产套管并固井。施工设备机具:TSJ2600/445型钻机, TBW-1200/7B型泥浆泵, 6135型柴油机。钻具组合从上到下:方钻杆—φ127 mm钻杆—φ165 mm钻铤—NC50接头—φ215.9 mm三牙轮钻头。
2 事故发生过程及前期事故处理情况
2.1 事故发生过程
2012年8月26日, HS-124井钻进至井深999 m完钻, 开始起钻, 在把钻具提离井底4.0 m时 (钻头在井深995 m) , 柴油机突然熄火, 待将柴油机重新开动后, 起钻钻具提不动, 开启泥浆泵泥浆可正常循环, 上下串动钻具, 钻具已不能活动, 初步判断钻具已被粘卡住, 造成了粘钻事故。
2.2 前期事故处理情况
打反车起上φ127 mm正丝钻杆435 m, 使用φ127 mm反丝钻杆带公锥反井内的残留钻具, 反至井深846.32 m, 即井内鱼头井深846.32 m。继续用φ127 mm反丝钻杆带公锥反井下钻具时, 无法反开, 使φ127 mm反丝钻杆也全部落入井内。后又不得不用φ127 mm正丝钻杆带公锥反井内的φ127 mm反丝钻杆, 当反至井深346.06 m时, 由于井内的φ127 mm反丝钻杆丝扣太紧无法反开, 只好将所下φ127 mm正丝钻杆倒开提出。将原来使用的功率260 k W的6135柴油机, 更换为功率560 k W的12 V 135柴油机。继续下φ127 mm正丝钻杆反井内的φ127 mm反丝钻杆, 反至井深735.44 m处, 即井内鱼头井深735.44 m时, 由于井内的残留钻具实在太紧无法反开, 只有改用其它方法进行处理。此时井内残留钻具从上到下:φ127 mm反丝钻杆12根, 反丝公锥1个, 长度105.38 m;φ127 mm正丝钻杆8根, φ165 mm钻铤9根, NC50接头1个, φ215.9 mm三牙轮钻头1个, 长度154.18 m。井内共残留钻具259.56 m。
3 对前期事故处理的分析判断
对前期事故处理的分析判断: (1) 井内残留钻具均已被岩屑等固相沉淀物埋住、抱死。HS-124井在钻进过程中, 钻遇漏水坍塌, 掉块, 掉钻等复杂地层, 堵漏所用泥浆粘度高, 密度大, 泥浆中的岩屑较多, 发生粘钻事故后, 岩屑等固相沉淀物把井内残留钻具埋住、抱死。 (2) 没用套铣筒把井内残留钻具周围岩屑等固相沉淀物套铣干净冲出井口后, 就下φ127 mm反丝钻杆下面带公锥强行捞取井内残留的钻具, 井内φ127 mm反丝钻杆丝扣已拧死, 结果造成井内事故重叠。 (3) 施工过程中钻遇漏水岩层段, 即强滤失地层段, 井壁形成厚、疏松的泥皮, 钻具在井内静止时间长, 下部钻具特别是φ165 mm钻铤在压差的作用下在事故初期已粘附于孔壁。
经过分析认为, 井内情况极为复杂, 钻具丝扣已被拧死, 采用常规方法逐根套铣再逐根的反开起出, 已经无法继续处理。只有改用非常规方法进行处理, 就是使用加长的套铣筒进行套铣, 清除井内岩屑等固相沉淀物对钻具的抱裹力及井壁对钻具的粘附力, 增加钻具从丝扣处反开的概率。
4 非常规方法处理步骤及处理过程
4.1 非常规方法处理步骤
根据井内残留钻具259.56 m的情况, 决定第一次用长130 m左右的加长套铣筒, 从鱼头井深735.44 m处套铣清除井内钻具周围岩屑等固相沉淀物, 然后下φ127 mm反丝钻杆带公锥打捞井内钻具, 直至捞出井内钻具的长度和套铣段的井深长度相差在3~5 m左右。第二次用长130 m左右的加长套铣筒套铣时, 要尽可能套铣至φ215.9 mm三牙轮钻头的上部, 然后下钻具一次把钻具捞出。
4.2 非常规方法处理过程
第一次下套铣筒13根, 长度131.97 m, 套铣至井深867.41 m, 套铣后下φ127 mm反丝钻杆带倒扣器打捞, 打捞出反丝钻杆13根, 长度105.38 m, 正丝钻杆2根, 长度19.06 m, 至此井内的反丝钻杆全部捞出。井内残留正丝φ127 mm钻杆6根, φ165 mm钻铤9根, NC50接头1个, φ215.9 mm三牙轮钻头1个, 共计长135.12 m。第二次下套铣筒15根, 长度137.66 m, 当套铣到井深970 m处时, 井内残留钻具突然解卡, 钻具落到井底, 继续套铣循环泥浆冲渣至井深997.5 m提钻起上套铣筒, 下正丝钻杆对扣井内残留钻具提钻, 事故处理结束。
5 非常规方法处理此类事故应注意事项
使用加长的套铣筒套铣钻具时, 应认真检查套铣筒各处连接丝扣的磨损程度, 发现丝扣不好或磨损超限的必须要重新加工丝扣, 确保套铣筒两端丝扣完好。套铣筒的材质必须使用N80、G105、S135;套铣筒的长度, 套铣筒的直径 (包括内径、外径) 均要丈量准确, 同时确保套铣筒内径要大于套铣钻具的直径;套铣钻头应购买专用套铣钻头。必要时套铣钻头应自己加工制作, 以确保套铣钻头能够磨铣所套铣的钻具外部岩屑等沉淀物。钻头合金不得有内出刃, 以防磨伤所套铣的钻具管体;用加长的套铣筒套铣钻具时, 每次钻具下至计算的井深上部1 m左右时, 应先开泵循环, 待钻具上下畅通无阻后, 方可进行套铣作业;套铣井内鱼头时, 钻机操作人员应集中精力, 双人看车。套铣过程中, 切忌钻具有扒车、蹩车现象, 以防将套铣筒扒断, 待确认鱼头已套入套铣筒时, 即可正常套铣;套铣过程中, 压力以5~10 k N为宜, 最大不得超过20 k N, 钻机应采用1挡, 转速43 rpm, 柴油机转速800~900 rpm, 钻机离合器采用半离合状态, 严防扒车现象的发生;套铣钻具完成, 冲孔循环过程中, 钻具在井内静止时间不得超过3 min, 应不断地上下提动或慢速转动钻具, 防止静止时间过长而发生套铣筒粘卡事故;套铣过程中应加强泥浆的维护及管理, 不能随意向泥浆池中添加清水, 使泥浆性能达到优质状态;套铣钻具时, 钻机人员应将井内鱼头位置、套铣筒长度、所下钻具及残留钻具尺寸等准确丈量, 并记录清楚, 准确把握套铣进度;在处理粗径钻具事故时尽可能使用倒扣器。
6 结论
用加长的套铣筒套铣钻具处理井内复杂事故, 是一种有效的方法, 使用过程中应对井内情况分析判断准确, 方可进行。套铣筒套铣钻铤上部的钻杆时, 可解除一部分井壁对钻铤粘附力的同时, 钻杆可起到导向的作用, 可以使套铣筒平稳地顺着钻杆套铣钻铤, 减少套铣筒套铣钻铤过程中扒车、蹩车和将套铣筒扒断的现象。但是, 如果井内仅残留钻铤 (因大口径施工一般钻铤直径都在φ159 mm以上) , 钻铤重量较大, 与井壁粘连过紧, 不能使用此种方法, 以防将加长套铣筒折断, 造成事故更加复杂化。
摘要：根据对寿阳区块煤层气井HS-124井事故发生过程及前期处理情况, 分析总结了事故发生的原因及前期处理过程中的失误, 提出了采用非常规处理井内残留钻具的具体方法, 并对每一步骤操作要点进行了具体分析和研究, 成功处理了HS-124井内的事故。通过HS-124井事故处理的实例进一步证明, 在钻铤上部带有钻杆的情况下, 采用非常规处理井内残留钻具的方法是可行的。
关键词：煤层气井,钻具粘卡,事故处理,非常规处理
对非常规油气及相关术语的讨论 篇2
美国页岩气革命取得了令能源界振奋的成果，其中之一是使人看到油气产量可持续上升且在21世纪中期非常规油气可与常规油气的产量平起平坐二分天下的可能[1]。非常规油气作为正蓬勃发展的新领域，产生了一些新术语，其中有些术语有多解、歧义的现象，甚至在使用中形成混乱。笔者认为有必要予以讨论、澄清。
1.非常规油气(unconventional petroleum)
常规油气的近义词是传统油气，即以石油地质学的传统理论、方法、技术可以进行经济开发的石油和天然气。如果说理论、方法比较抽象，不易把握，那么常规油气的简明含义就是以限定的技术条件可以开发并取得经济效益的油气，在此条件下难以获经济效益的就是非常规油气。显然，这是以技术经济上的尺度对所有油气类型的二分，似乎是非此即彼。
但一提到“限定的”技术水平和经济可采性门槛就须给出一个特定的时间区间。在2005年出版的《地球科学大辞典·应用学科卷》石油天然气地质学部分中收有常规油气和非常规油气词条，其中关于时间的规定为“目前”[2]。这显然值得商榷。“目前”这一提法的时间限定相当模糊，即使以出版的2005年计也不妥。非常规油气概念的流行约在20世纪70—80年代及其后，此前的相当长期间油气开采的技术发展较缓慢。两次石油危机大大促进了石油科技的研发，使油气成藏和开采理论、钻井、井下作业、储层改造等技术水平快速提高，导致许多类难采油气的经济门限大幅降低，迎来了非常规油气的大发展。因此，业内逐渐达成共识，将常规油气和非常规油气界定所依据的经济可采与否的着眼点放在20世纪70—80年代[3]。
现在许多非常规油气已具有可开采性，甚至还可进一步说，某些非常规油气的开采成本可能并不一定高于某些处于开采后期的常规油气田。美国页岩气的成本大幅度降低就导致美国天然气的整体价格成为世界各大区中最低者。我们说非常规油气中的某一类型现在可投入经济开发也只是一般性的说法。如说重油是可采的非常规油，并不意味着其全部都可采。当其密度和黏稠度加大、丰度降低、埋深增大时，可采性降低，可使其开发成本明显高于经济门限。可以说对所有非常规油气类型来说，都存在着继续向其难采领域开拓的问题。
显然，非常规油气与常规油气的划分界线带有一定的模糊性和过渡性，他们的具体性质和特点随时间推移和技术水平的不同可有一定的变化。
2.致密油气(tight petroleum)
从石油地质学的基本概念上看，油气储层可以包括众多岩石类型：常见的有砂岩类、碳酸盐岩类、煤(岩)层、火山岩类。他们可以因成岩作用而逐渐致密化。凡是在致密岩石中赋存的油气，广义地说，都可称为致密油气。在目前已投入工业性开发的致密油气包括致密砂岩、页岩和煤层中的油气。广义的致密储层的范围太大，其中油气的开发技术必有很大差异，生产中必须再区分类别、各寻对策。当各具特征的致密岩石和其中油气的勘探开发形成独立的研究和生产分支并被获得独立的称谓后(如煤层中的气特称为煤层气)，其最主要最常见的类型——致密砂岩油气便被凸显出来。它成为致密类储层的代表，甚至同义词。进而约定成俗地省去了砂岩二字。这样一来，致密储层和致密油、致密气就可以理解为以砂岩为主体的致密粗碎屑岩系及其中的油、气。这就是生产中流行的狭义概念。
近年来在西方(特别是美国)的生产和研究中出现了一个值得注意的倾向：在统计非常规气储量、产量值时，其值包括致密(砂岩)气、煤层气、页岩气三项的和，这显然使用了致密气的狭义概念；而对非常规石油来说，却使用了致密油的广义概念，与常规石油储、产量并列的是致密油的储、产量。这对使用其数字的非专业人士带来许多困惑，但只要分析一下图表和相应文字即可以掌握其实际所指。后者列举其增值的主要产层、产地往往所指恰为页岩油。
3.页岩气(shale gas)和页岩油(shale oil)
在美国，页岩油气已成为发展最快的非常规油气类型。但在中国，页岩油气勘探刚起步时，却遇到了什么是页岩的小争论。部分人从地质学术语的严格定义出发，认为中国很少有真正的暗色页岩，却存在不少暗色泥岩，甚至建议称为“泥页岩气”。在讨论给页岩气开发以补贴时，有人提出对其夹层凡厚度大于1米者均应从页岩气计量中去除，不给予补贴。出现上述情况的原因主要在于不了解学科研究中严格细致分类的术语与流行的社会语言间的差别。先了解一下页岩气革命起源地美国的实际情况。在其工业开发中，页岩气中的页岩指以泥质岩为主体的暗色细碎屑岩系。强调是一套“岩系”就允许其含有各类夹层，甚至夹有其他岩类相当发育的岩性段。显然，如果真按教科书上狭义页岩的定义来套，美国很大一部分页岩油气就要被“开除”了。按传统概念曾被勘探家“置之度外”的整个页岩层系在现阶段都要被刮目相看，作为重要找油气目的层对待，何必用夹层及其厚度来削足适履、作茧自缚呢。
作为石油地质学家的常识，油气是可以伴生和共生的[4]。在典型情况下，暗色页岩内的可生烃有机质随埋深增大，成岩作用的加深在热演化中生成油气。首先在较低温度时主要形成生物气。温度升高时有机质进入成熟期主要生成油，伴生部分气。温度进一步升高时有机质过熟，其生成的烃就以气为主且已生成的石油也被裂解成气，随温度升高由湿气变干气以致近于纯甲烷。在页岩层系内，地下的气被采出地表时，温度压力降低，会导致一部分气态烃变成液态烃，将其分离出来就是凝析油(condensate oil)。在商业上，这是价值更高的一种原油。当页岩气价降低时，为保障盈利人们可采取措施多产页岩油：一方面控制页岩气井的井下压力使之多产凝析油，另一方面向该页岩层中有机质热成熟度降低(埋深更浅)处布井以多产石油。这就导致近年来美国页岩油，乃至整个石油产量的快速提高。
前已提及，在讨论非常规油时，西方常使用致密油的广义概念，甚至主体可以是页岩油。2013年5月国际能源署(IEA)于巴黎召开了其能源展望工作组的专题会议，名为“致密油革命的未来”(the future of tight liquids revolution)。这里用liquids涵盖了液态的petroleum。会议指出其tight liquids包括两部分：NGLs(natural gas liquids 天然气液) 和LTO(light tight oil轻质致密油)。LTO即对(广义)致密油加上轻质的限定。而NGLs的主体为凝析油，即前面曾提到过的与页岩气相伴生者，亦为轻质油。这类术语显示出目前作为非常规油开发的致密油有轻质性的限定。这就道破了致密储层中油气开发的奥妙。在难采的致密储层中，气的分子小、流动性大，首先实现经济开发的是致密气，而后才是致密油。油的分子越大、越黏稠、采出越难，因而，以目前技术来看，能在致密类储层中实现经济开发的只能是其中油质相对轻的部分。于是致密油便顺理成章地获得了轻质的定语。油质趋重、流动性趋差者经济开采更困难，应是今后致密油进一步开拓的指向。
4.油页岩(oil shale)
油页岩是一种高灰分的固体可燃有机沉积岩，人工加温干馏可获得液态和气态烃[5]。严格说，作为固体矿产资源的油页岩中不含原油，即使干馏产出的液态烃也不应称为页岩油，而是汽油、柴油等油品(products)。回顾1949年之前，它的中译名“油母页岩”倒是更贴切的称谓。因而，在《地球科学大辞典·应用学科卷》对油页岩的第一种解释中“含液态及气态的碳氢化合物”[2]是不确切的。至于在勘探中常规定的油页岩储量(折合)油吨，也应理解为是理论上可能产油品的总量，并不能等同于一般石油的可采储量。要注意到不仅相当多的干馏厂达不到此产油率，且一部分油页岩并不用来炼油而直接燃烧发电并综合利用。
参 考 文 献
[1]张抗. 页岩气革命带来油气地质学和勘探学的重大创新[J]. 石油科技论坛，2012，31(6)：37-41.
[2]地球科学大辞典编委会.地球科学大辞典·应用学科卷·石油天然气地质学[M].北京：地质出版社，2005.
[3]张抗.中美非常规油气概念差异及其启示[J].中国石油企业，2012(1-2)：32-33.
[4]张抗.在页岩气发展中应重视综合勘探开发[J].当代石油石化，2010，18(7)：6-8.
非常规油气井 篇3
由中国石化工程技术研究院牵头组织的针对11家油田企业的“非常规油气石油工程标准”巡回贯标工作圆满完成, 油田专家、领导及现场作业人员在标准生效第一时间迅速掌握了标准技术内容, 为非常规石油工程的科学设计和安全高效施工奠定了技术基础。
2011年, 由中国石化工程技术研究院牵头实施完成的9项中国石化“非常规油气石油工程标准”, 顺利通过有关部门审查和批准后正式发布实施。总部相关部门面对面、点对点地向油田企业宣传标准, 石油工程技术研究院相关人员行程逾万公里, 深入相关油田企业施工现场反复宣讲, 向近1 000名技术专家、现场作业工程师和技术管理人员进行宣讲, 最终顺利完成中国石化11家油田企业“9项非常规标准”的宣传贯彻工作。
(开颜摘自http://news.cnpc.com.cn 2012-05-24
非常规油气开发技术标准分析 篇4
1 页岩气与致密油 (气)
页岩气是从页岩层中开发出来的, 主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中, 以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中。页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征, 气流的阻力比常规天然气大, 需要实施储层压裂改造才能实现有效开发[1]。致密油 (气) 主要是指与生油岩层互层共生或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩储集层中聚集的油气资源。虽然储集层物性较差, 但源储一体或紧邻, 含油气条件好, 储量大, 是继页岩气之后的又一勘探热点领域[2]。美国主要采用水平井多段压裂技术开发页岩气, 采用直井多层技术开发致密油 (气) , 开发成本低, 经济效益高。中国的页岩气、致密油 (气) 的地质 (埋藏深度) 和地面条件 (大多为山区或丘陵地带且水资源不足) 与美国有很大不同, 因此必须在学习国外相关技术标准的基础上, 结合常规油气藏开发经验, 逐步制订适合国内开发条件的标准。页岩气与致密油 (气) 钻井技术与常规油气藏区别不大, 压裂技术是开发页岩气和致密油 (气) 的主要技术。压裂技术相关的API标准见表1。
其中API HF1《Hydraulic Fracturing Operations-Well Construction and Integrity Guidelines, First Edition》、API HF2《Water Management Associated with Hydraulic Fracturing, First Edition》和API HF3《Practices for Mitigating Surface Impacts Associated with Hydraulic Fracturing, First Edition》主要适用于页岩气压裂作业, 对于其他类型资源压裂作业的重要区别也进行了说明。API HF1强调了水力压裂井对钻井作业的要求, 特别是表层固井的层间封隔问题, 对于直井、定向井和水平井均适用。API HF2给出了水力压裂作业过程中压裂液的获得、适用、管理、处理和废弃的最佳作法, 不适用于钻井和生产作业。API HF3在最大程度地降低油气开发对地表水、土壤和生态系统等的影响方面给出了指导性建议。API RP 41为优选水力压裂设备提供了技术支持。API RP 19C和API RP 19D对支撑剂相关性能的测定进行了统一。
目前国内压裂技术方面行业标准见表2。
压裂用水是压裂作业面临的重大困难, 美国页岩气埋深2 000m左右, 钻井作业和压裂作业总用水量约20 000t, 其中压裂作业用水量最大可占90%。如前所述, 我国页岩气埋深更深且水资源不足, 由此产生的一系列技术和环境保护问题 (如压裂产生的废液对浅层水、土壤和生态系统的影响) 不容忽视, 但目前相关的国内行业标准尚属空白。
海上施工条件、作业成本等与陆地均存在较大差异, 如设备连接及摆放、压裂液配制、压裂规模、压裂后处理及环保要求等方面, 因此适合海上压裂作业的设计和施工标准也需尽快制定。
国内行业标准与之前相比, 已进行了多次整合, 如SY/T 5289-2008《油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法》[3]整合修订了SY/T 5289-2000《油井压裂效果评价方法》、SY/T 5836-1993《中深井压裂设计施工方法》和SY/T 6088-1994《深井压裂工艺作法》[4], 但部分标准仍较分散, 需整合以便于标准管理和执行, 如压裂液添加剂等相关标准。
2 煤层气
煤层气是指可以开发利用的、在煤层及其周围岩石中自生自储的以甲烷为主的天然气。煤层气已成为非常规天然气开发的重要领域, 全球75个有煤炭储量国家中已有35个国家进行了煤层气开发技术研发。与国外煤层气资源相比, 国内煤岩构造复杂、埋藏深、压力、渗透率和饱和度低, 且基础研究不足, 缺乏相应开发标准 (大多仍参照常规油气开发标准) , 因此不能完全移植国外开发经验。国内现有煤层气国家标准和行业标准见表3。
从表3可以看出, 随着国内煤层气勘探开发进程的逐步加快, 国家煤炭工业局、国土资源部、国家能源局、国家安全生产监督管理总局和国家质量监督检验检疫总局对相关作业已建立了一些标准, 但目前国内煤层气开发主要以直井压裂和“U”形井开发为主, 国内标准主要以钻井为主, 对于煤层气完井、储层改造工艺、排采、效果评估、作业机具等方面尚未形成系统的标准。各生产单位可结合自身在国内煤层气开发的经验, 在上述标准的指导原则下对国家标准和行业标准进行细化, 提高标准可操作性, 并逐步健全煤层气勘探开发标准体系。
3 稠油
稠油指黏度大于50m Pa·s, 或在油层温度下脱气原油黏度为1 000~10 000m Pa·s的高黏度重质原油。因其黏度高、密度大, 国外一般都称之为重油。稠油资源在国内一直被作为常规油气资源进行开发, 技术难度主要为稠油热采技术, 面临的主要问题见表4。
目前国内稠油开发相关技术标准见表5。
另外海上稠油开发环境与陆地相比, 存在诸多的差异 (埋深、井型、井深、井身结构、平台面积、成本、安全等) , 主要差异见表6, 因此不能直接照搬陆地现有标准, 必须完善适合海上稠油开发的相关技术标准。
4 天然气水合物
天然气水合物是一种由水分子和天然气混合物在一定条件 (合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度等) 下形成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物, 因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧, 所以又被称作“可燃冰”或“固体瓦斯”和“气冰”。海洋环境中, 天然气水合物一般出现在水深大于300m的深水陆坡环境[5]。天然气水合物资源量是所有已知化石燃料资源量的2倍多, 发展前景非常大。中国自20世纪90年代开始关注国外有关天然气水合物的研究, 1997年开始启动天然气水合物资源的专项调查———“西太平洋气体水合物找矿前景与方法的调研”的专项调查, 1998年加入ODP计划, 2002年在南海发现了大面积含天然气水合物标志层BSR, 2008年在青海木里地区发现天然气水合物, 2013年在广东沿海珠江口盆地东部海域首次钻获高纯度天然气水合物。
目前在天然气水合物开发方面, 国内外还没有形成任何相关的技术标准, 主要是做一些探讨性的研究和试验。针对天然气水合物与常规油气在钻采技术方面的差异, 下一步国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。
5 结论
1) 压裂技术是页岩气和致密油 (气) 开发的关键技术, 国内还需要制定压裂相关的环境保护和海上作业标准。
2) 国内煤层气开发标准以钻井为主, 需补充完井、储层改造、排采、效果评估、作业机具等方面标准。
3) 稠油开发主要技术为稠油热采, 需完善适合海上稠油开发的相关技术标准。
4) 天然气水合物开发尚处于技术研究和试验阶段, 国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。
参考文献
[1]陈会年, 张卫东, 谢麟元, 等.世界非常规天然气的储量及开采现状[J].断块油气田, 2010, 17 (4) :439-442.
[2]许冬进, 尤艳荣, 王生亮, 等.致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展[J].中外能源, 2013, 18 (4) :36-41.
[3]SY/T 5289-2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法[S].
[4]SY/T 6088-1994深井压裂工艺作法[S].
非常规油气井 篇5
1 非常规油气资源的定义
从开发方式对非常规油气界定是目前使用较为广泛的一种方法。Etherington等认为非常规油气藏是指未经大型增产措施或特殊开采过程而不能获得经济产量的油气藏。目前, 非常规油气类型包括 (超) 稠油、致密砂岩气、致密砂岩油、页岩气、煤层气、页岩油、油砂、油页岩、可燃冰等。当前国内经济技术条件下, 致密油气、稠油已得到大规模商业开发, 煤层气、页岩油/气的开发技术基本成熟并进行试验性开发, 油页岩、油砂、可燃冰等由于开发成本或技术难度较高, 仍处于探索阶段。
2 非常规油气资源的基本特征
一般认为, 非常规油气资源的基本特征是“储量丰度低、储层渗透率低、油气大面积连续分布、圈闭特征不明显”[2]。
2.1 油气藏品质差且开发成本高
由于油气藏品质差, 开采难度大, 新井型的钻探及储层改造的成本高, 直接影响了非常规油气资源的开发经济效益。在技术取得突破性进展前, 必须强烈依赖于政府的财政补贴与优惠政策[3], 以增强技术储备。
2.2 储层致密并连续分布
常规油气是浮力驱动形成的矿藏, 其分布受构造圈闭或岩性圈闭控制而呈不连续分布形式;而非常规油气则是非浮力驱动形成的矿藏, 其分布不受构造、岩性圈闭控制, 呈区域性连续分布形式[4]。
2.3 工程技术要求高
与常规油气资源相比, 非常规油气藏由于储层致密、丰度低等特征, 在勘探、开采等环节均有特殊的技术要求。页岩油气的开采需要在 (多分支) 水平井钻井技术、多级分段清洁压裂技术等钻探、压裂领域取得突破;超稠油开采则需要进行井型与高温蒸气波及范围的综合性创新;煤层气地面开发则需重视钻探、压裂环节中储层保护技术的研究。
2.4 环境污染隐患大
由于非常规油气资源开采过程的特殊性, 其生产过程带来的环境隐患也高于常规油气资源。油砂在挖掘、蒸馏过程中可能会影响地下水质、破坏地表植被、消耗大量能源、释放温室气体等。据统计, 油砂油提炼过程所产生的二氧化碳是常规石油生产的三倍, 且需耗费大量天然气资源。页岩气作为清洁能源, 但压裂过程耗水量较大, 单井所用的超过5000m3的压裂液中所含各种化学成分, 会对地下水、空气、生态环境造成污染。
3 非常规油气资源的分类特征及开发措施
非常规油气资源在勘探、开发中, 根据开发对象的不同, 可以根据物理状态、储层物性、储层岩性、沉积相的不同, 将其分类研究, 也产生与之相适应的开发措施。
3.1 按物理状态分类
根据物理状态将油气资源分为液态、气态及固态 (超稠油、油砂、可燃冰) 。液态的致密油开发需要水驱工艺提高采收率, 而气态的致密气、页岩气开发则需注意钻井过程中的井喷及集输管线冰堵等。因原油的利用价值高, 因此三千米甚至更深的致密油井仍可具有经济效益, 但低产的煤层气井多小于1500米。固态的超稠油通过200℃以上的水蒸气进行热驱开采, 而油砂一般通过地面或井下挖掘, 通过蒸馏提取获取原油。
3.2 按储层物性分类
根据储层物性可分为超低渗、低渗、中渗、高渗等, 其中高渗的非常规油气藏一般为稠油油藏, 除热驱外, 还可借助其高渗透率进行出砂冷采;低渗、超低渗储层则需要进行压裂、酸化改造才能开采, 而且压裂过程中需注意储层保护, 以免堵塞油气渗流通道。
3.3 按储层岩性分类
根据储层岩性的不同可分为砂岩、泥页岩、煤层等。致密砂岩、泥页岩储层均关注其脆性矿物石英的含量, 石英含量越高, 储层脆性越大, 压裂效果好;煤层作为塑性体, 结合煤层割理, 相对其他储层的压裂中滤失较大, 需要根据煤层特性进行煤层气的合理开发, 利用大排量活性水压裂、空气动力造洞穴及精细化排采技术, 形成长期有效的储层裂缝网络, 使其得到高效开发。
3.4 按沉积相分类
根据沉积相的不同, 可分为扇三角洲相、滨海相、深湖相、辫状河三角洲相等。滨海相沉积体中, 应寻找潮间带这样水动力强、泥质含量低的砂岩储层;深湖相环境则应注重湖心位置或湖中隆起部位, 还原环境的暗色泥岩是良好的页岩油/气储层, 在咸湖条件下, 白云质、灰质等碳酸盐岩含量较高, 白云质/灰质泥岩储层极可能形成有利的裂缝性油藏[5];辫状河三角洲的分流间湾一般发育碳质泥岩或煤层, 可成为页岩气或煤层气储层。
4 非常规油气资源开发的前景展望
非常规油气资源开发, 是一项伴随社会发展而必然发生的趋势。原油价格从2003年前的不足30美元/桶增长到2008年后的超过100美元/桶, 使页岩气、煤层气等非常规天然气开发具有经济效益。随着经济社会发展, 对能源需求的再次增长, 页岩油、油页岩、油砂甚至可燃冰等资源也将投入商业性开发。在国内, 湖北、湖南、江西、广东等油气资源匮乏的南方中生界地层分布地区, 也将进行页岩气、页岩油勘探开发, 实现能源本地供应的愿景。
摘要：当前, 油气田开发理论体系将稀油油藏称为常规油气资源, 而稠油、煤层气、页岩气、页岩油、油砂、可燃冰等均归为非常规油气资源。从资源量看, 非常规油气比己发现的常规油气多一至两个数量级。非常规油气资源的物理状态、储层物性、储层岩性及沉积环境等因素的不同, 对其开发方式有极大影响。
关键词：非常规油气资源,资源特征,开发方式
参考文献
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非常规油气井 篇6
在非常规气体开采中, 煤层气的排水采气是一个难度很大的问题。在煤层气井生产中, 通过抽排煤层中的承压水, 降低煤层压力, 使煤层中吸附的甲烷气释放出来。能否抽出地层中的承压水以降低煤层压力, 是煤层气生产的关键[1]。
排水采气在常规天然气中的已经很普遍, 各种排水采气技术也已经较为成熟, 而煤系地层在地质条件、岩石性质等诸多方面与常规油储层有明显的差别, 煤层气的赋存、运移和产出机理以及过程与常规油气层产气机理也不相同, 使得我国煤层气排采方法和设备的选择主要依赖油田方面的经验, 在实际使用中存在投资大、设备不配套、参数选用不合理等诸多问题, 严重影响了煤层气的正常开采。因此, 有必要对煤层气井和常规天然气井排水采气工艺技术进行一个对比分析, 从而对煤层气的排水采气进行优选改进。
1 排水采气机理对比分析
1.1 常规天然气井
随着气藏压力和天然气流动速度的逐步降低, 致使气藏中的产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒, 从而滞留在井筒中, 这些液体在一段时间内聚集于井底, 形成液柱, 对气藏造成额外的静水回压, 导致气井自喷能量持续下降。如果这种情况持续下去, 井筒中聚集的液柱最终会将气压死, 导致气井停产[2]。排除井筒内的积液来降低井底压力, 使气井恢复正常生产的措施, 称为排水采气。
1.2 煤层气井
煤层气井的生产就是通过排放煤岩储层中的地层水, 使煤岩储层压力降低, 使吸附在煤岩储层中煤层气解吸释放出来[3]。煤层气的生产是通过对煤岩储层的排水降压实现的, 也是目前人们可以采用的相对较经济实惠的方法。煤层气生产的关键是, 是否能有效降低煤岩储层压力, 顺利的解吸煤层气[4]。
2 排水采气工艺对比
2.1 煤层气与常规气井共性
目前在煤层气井和常规天然气井中使用的排水采气方法主要有气举法、有杆泵法、电潜泵法、射流泵法和螺杆泵法。将这些方法进行一个综合对比, 如表1。
2.2 煤层气与常规气井差异
2.2.1 气举法
对常规天然气井来说, 间歇自喷和水淹气井适合气举法。气举法每日的排液量可以达到300m3, 对于强排液是很有利的;并且气举法不被井深、井斜以及地层水化学成分这些因素所影响;对于中低含硫气井是很适用的。
对于煤层气来说, 气举排水采气比较适合于煤层气排采的开始阶段, 因为那时排出来的主要是水。这时, 能够排除气体和固体颗粒的影响, 并且可以很好地控制页面以及压力。不足的是, 当进入排采后期时, 地层水几乎没有了, 这时气举法就不再适用。
考虑到这一不足, 可在生产前期和后期分别采用连续和间歇排采方式进行生产。如果再考虑到经济问题, 在丛式井组和多分支水平井组上使用气举可以降低成本。
由于煤层气井需要考虑生产压差方面的要求, 因为生产压差直接影响煤层气能否有效释放, 气举法在这一方面就很局限。这时人们希望能关闭高压注入气体的注入通道, 减少注入气体对煤层的影响, 通过井下压力计作为控制源, 来完成煤层气的排采。
2.2.2 有杆泵法
对常规天然气井来说, 气井连续排液有一个临界流动条件, 只有确定气井的产量能够符合这个条件时, 有杆泵法才适用。开采早期时, 产水量较大, 此时的生产应该选择合适的油管, 并且是小尺寸的;施工井的精选也是一个很重要的因素
对于煤层气来说, 目前在煤层气的开发中, 普遍使用的是有杆泵法, 其原因有很多:设备不仅耐用且故障率低, 技术相对成熟, 经济方面也满足成本较低的要求。可对于煤层气来讲, 因为出液量会随着生产阶段而变化, 有杆泵不能满足这一明显的变化, 也就不能及时调整排采制度, 对气井的日常生产和管理产生影响。
2.2.3 电潜泵法
对常规天然气来说, 由于电潜泵法的条件多且要求相对苛刻, 通常需要耐高温高压, 并且抗腐蚀, 如天然气中所含有的硫化氢及二氧化碳, 所以难度大, 想要获得好的效果, 只有满足上述条件的变速泵组。尽管成本较高, 可电潜泵法在设计安装维修等方面都有明显优势, 可调性也很好, 除了高含硫井, 对水淹井复产及气藏强排水都很适用。
对于煤层气来说, 电潜泵对供电质量要求比较高。因为煤层气排采现场电压通常不稳, 不能满足电潜泵对供电质量要求比较高这一条件, 电机容易烧损, 维护的成本会大大增多。另外, 因为电潜泵散发出的热量需要及时的扩散和消耗, 否则会烧坏电机, 所以, 需要泵有足够的沉没度, 可是煤层气井不能达到这一沉没度。电潜泵适用于大排量和供液足的气井。
2.2.4 射流泵法
对常规天然气来说, 由于腐蚀和含砂流体中会有固体颗粒, 容易对泵的运动部件造成损坏, 射流泵的工作原理却使它能适合这种情况;安装方便, 维护费用低;倾斜井和水平井对结构的要求较高, 射流泵的紧凑结构也能满足, 并且易控制;由于射流泵不受举升深度限制, 也适用于高温深井。从经济方面来讲, 投资较高, 而且泵效较低;如果遇到地层水结垢或产腐蚀性介质的井, 需要考虑泵的防护问题, 以免损坏。停泵时泵不能长时间停留于井内。
对于煤层气来说, 射流泵的原理和煤层气的排采机理是相矛盾的, 因为射流泵要求有较高的压力才能排采液体, 可煤层气的采出机理则是要求降低地层压力。同时, 煤层气储层的渗透率对地层的压力波动较敏感, 压力变化太剧烈可能造成对储层的伤害。目前, 在排采前期, 煤层气的开采方式采用的是油管排水, 套管采气。射流泵的排采方式是套管注动力液, 油管采出液体, 空压要求基本能达到。可当煤层气开始解吸时, 由于管道中形成气水两相流流量也会随着压力的变化而变化, 此时想要控制井底压力, 就很难达到平稳下降了, 只能不断改变设备的工作参数。
2.2.5 螺杆泵法
对于煤层气来说, 螺杆泵系统在我国煤层气现场应用较少, 磨损问题是螺杆泵主要问题。磨损情况的发生一是井下气液比过高导致磨损问题的发生。二是泵抽空造成磨损。其次, 固体颗粒的影响, 导致油管、抽油杆断裂的发生。由于断口呈锯齿形, 打捞的难度很大, 给抽油杆装上扶正器可以避免这种状况。低速旋转时, 想要保持排液量不变, 也可选用大排量的螺杆泵。以上问题没有解决, 螺杆泵的大规模推广是一种挑战。
3 结语
在煤层气的排水采气中, 有杆泵排水采气, 由于其耐用性以及低的故障率, 并且有杆泵的抽深和排量能够满足大多数煤层气井的要求, 有杆泵排采设备是优先考虑的。
电潜泵和螺杆泵排水采气在美国圣胡安和黑勇士盆地已经形成商业化的开采, 取得了大规模的成功[6]。可是在国内还是处于研究实验阶段, 没有大规模的推广。所以还是需要对我国煤层的具体地质情况进行研究然后研制出合适的电潜泵和螺杆泵排采工艺技术。
气举在国外的煤层气排采中也体现了一定的优势, 可是在国内煤层气排采上几乎还没有起步, 可以对煤层气的气举排采工艺进行研究, 能够达到大规模的排采。
由于现在研制新的工艺比较困难, 煤层气排采现在还可以用组合的排采方式, 可以采用两种或几种排采方式的组合, 对其进行研究实验, 可以有效地改进煤层气的排采方式。
参考文献
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[5]宋丽平.煤层气井排水采气工艺技术研究[D], 2011.
非常规油气井 篇7
1 原油集输系统常规作业中存在的典型“三违”行为
1.1 雷雨天卸油点进行卸油作业, 容易导致雷击甚至发生火灾爆炸事故。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2005第7.5.1.10条:“雷雨天气或附近发生火灾时不应装卸油品。”
1.2 车辆未安装阻火器进入油库区, 车辆在启动时排气管可能产生火花, 如遇积聚至爆炸极限的油气可能发生火灾爆炸事故。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2005第7.1.2.6条:“机动车辆进入油库生产区, 排气管应戴阻火器。”
1.3 拉油罐车在卸油作业时, 由于照明光度不够, 现场操作人员使用非防爆灯具照明, 若产生电火花, 易引起火灾爆炸事故。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225–2005第7.5.1.9条:“油品装卸作业时不应带电修理电气设备和更换灯泡, 不应使用非防爆照明工具。”
1.4 储油罐在放底水过程中, 无监护人员监护, 容易造成储油罐内原油外泄, 进而引发火灾、爆炸事故和环境污染。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225–2005第7.4.1.10条:“储油罐放底水应有专人全程监护。”
1.5 油库化验室, 员工用汽油清洗衣物, 容易造成火灾爆炸事故。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225–2005第1.2.7条:“在集输、输油等站、库生产区内不应使用汽油、轻质油、苯类溶剂等擦地面、设备和衣物。”
1.6 输油泵房, 女员工未戴工帽进入泵房进行启泵操作, 长发易卷入运转设备中, 造成机械伤害事故。
依据《劳动防护用品监督管理规定》 (2005年9月1日施行) 第三章第19条:“从业人员在作业过程中, 必须按照安全生产规章制度和劳动防护用品使用规则, 正确佩戴和使用劳动防护用品;未按规定佩戴和使用劳动防护用品的, 不得上岗作业。”
1.7 油库地下涵洞施工作业时, 施工作业人员进入涵洞内作业前, 未对涵洞内气体进行检测, 易造成人员窒息伤亡事故。
依据《进入受限空间安全管理规范》Q/SY1242-2009第5.3.3.1条:“检测要求:凡是有可能存在缺氧、富氧、有毒有害气体、易燃易爆气体、粉尘等, 事前应进行气体检测。”
1.8 原油阀组间发生泄漏事故, 现场人员未确认阀组间内油气浓度, 便进入室内进行抢修, 易造成人员窒息、中毒事故和火灾爆炸事故。
依据《进入受限空间安全管理规范》Q/SY1242-2009第5.4.3.2条:“在特殊情况下, 作业人员应佩戴正压式空气呼吸器或长管呼吸器。佩戴长管呼吸器时, 应仔细检查气密性, 并防止通气长管被挤压;吸气口应置于新鲜空气的上风口, 并有专人监护。”
1.9 原油泵房内机泵电动机检修现场, 检修工人对电动机进行检修作业, 配电室已断电, 但未悬挂“禁止合闸”警示牌, 易发生误操作送电, 造成人员触电或机械伤害事故。
依据《原油管道输送安全规程》SY/T5737-2004第5.3.1条:“输油泵机组检修:切断泵机组的电源, 并在相应的开关柜上悬挂“禁止合闸”警示牌。”
2 天然气集输系统常规作业中存在的典型“三违”行为
2.1 生产装置检修动火施工现场, 氧气瓶、乙炔气瓶搬运方法不当, 施工作业人员用脚滚动搬运, 滚动搬运时气瓶与地面碰撞, 易导致氧气、乙炔泄漏, 进而发生火灾爆炸事故。
依据《石油工程建设施工安全规定》SY6444-2000第6.3.2条:“搬运气瓶应轻抬轻放, 气瓶应有保护帽和防震胶圈。”
2.2 天然气装置区的轻烃泵检修现场, 维修人员使用普通金属扳手拆卸轻烃泵易产生火花, 遇泄漏的天然气或轻烃可能发生火灾爆炸事故。
依据《原油管道输送安全规程》SY/T5737-2004第3.2条:“输油站生产区和生活区应隔开, 并有明显的安全标识。在防爆区不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。”
2.3 天然气原稳装置检修期间, 操作人员在管线上加装盲板后, 未及时悬挂标识牌, 易导致误操作, 引发介质泄漏, 进而发生火灾爆炸事故。
依据《化学品生产单位盲板抽堵作业安全规范》AQ3027-2008第5.1.4条:“每个盲板应设标牌进行标识, 标牌编号应与盲板位置图上的盲板编号一致。”
2.4 天然气生产装置检修时, 操作人员安装法兰偏差超标, 法兰连接未穿足螺栓, 螺栓连接未出螺母。易导致管道内部气体泄漏, 进而发生火灾、爆炸、有毒气体泄漏等事故。
依据《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》SY0402-2000第4.2.19条:“每对法兰连接应使用同一规格螺栓, 安全方向一致。螺栓拧紧应按对称次序进行。所有螺栓应拧紧, 受力应均匀, 不得遗漏。”
2.5 四螺栓连接的天然气管线法兰未做等电位跨接, 管线内流动的液体接触其他物料产生静电, 特别是对于液体碳氢化合物, 静电可以积聚在液体中, 如带有大量杂散电流的气体管线或轻质油管线被拆开, 可能在拆开处形成电弧而引燃。
依据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T5225-2005第6.1.2.4条:“连接管道的法兰连接处, 应设金属跨接线 (绝缘法兰除外) 。当法兰用5根以上螺栓连接时, 法兰可不用金属跨接, 但必须构成电气通路。”
2.6 天然气分离器检修作业现场, 检修人员未佩戴正压空气呼吸器进入分离器内部作业, 易发生人员中毒、窒息事故。
依据《进入受限空间安全管理规范》Q/SY1242-2009第5.4.3.2条:“在特殊情况下, 作业人员应佩戴正压式空气呼吸器或长管呼吸器。佩戴长管呼吸器时, 应仔细检查气密性, 并防止通气长管被挤压;吸气口应置于新鲜空气的上风口, 并有专人监护。”
2.7 天然气站场内, 操作人员进入天然气轻烃场所, 不按规定触摸静电导除装置, 消除人体静电, 易产生静电火花, 如果遇到泄漏达到爆炸极限浓度的天然气或轻烃蒸气, 可能发生火灾爆炸事故。
依据《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004第9.3.6条:“甲、乙、丙A类油品 (原油除外) 、液化石油气、天然气凝析液作业场所, 应设消除人体静电装置。3装卸作业区内操作平台的扶梯入口处。”
2.8 天然气装置检修过程中, 检修人员更换压缩机重烃泵出口法兰密封垫片选型不对, 用普通石棉垫片代替螺旋形缠绕垫片或金属包石棉垫片, 易造成压缩机内天然气、轻烃泄漏, 遇点火源发生火灾、爆炸事故。
依据《陆上油气田油气集输安全规程》SY6320-2008第7.2.8条:“液化石油气、天然气凝液储罐液相进、出口阀的所有密封垫应选用螺旋形缠绕垫片或金属包石棉垫片。”
2.9 天然气外输管线泄漏抢修的动火作业现场, 电焊工补漏作业时, 现场未配备灭火器材, 不能及时扑灭初期火灾, 易发生重大火灾事故。
依据《动火作业安全管理规范》Q/SY1241-2009第5.2.2.1条:“动火施工区域应设置警戒, 严禁与动火作业无关人员或车辆进入动火区域, 必要时动火现场应配备消防车及医疗救护设备和器材。”
2.10 可燃气体检测报警装置不能正常工作, 如遇到油气泄漏, 不能及时有效检测气体浓度, 泄漏油气积聚到爆炸极限, 遇点火源会发生火灾爆炸事故。
依据《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY6503-2008第8.1条:“可燃气体监测报警系统的管理应有专人负责。负责人应接受专门培训, 负责日常的检查和维护。”第9.1.1条:“维修和检定工作应由有资质的单位承担。”
3 结论
本文结合国内风险评价研究的一些理论和原油、天然气实际建设情况, 统计出了目前原油、天然气建设项目过程中存在的安全隐患。有助于原油、天然气建设项目的安全评价体系的建立, 有助于推动原油、天然气的安全管理, 所以对原油、天然气集输系统常规作业中存在的“三违”行为的研究是非常有现实价值的。
参考文献
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