试气工艺（精选5篇）
试气工艺 篇1
1 概述
我国的川东北地区的天然气含量非常丰富, 而且具有50~120MPa高压、90~150℃高温、5%~40%的高含量H2S以及5000~7500m深井三高一深特点, 实施试气测试技术的要求相对较高、施工难度大。经过多年的试气测试施工探索, 现已形成一套相对完善、颇具针对性的试气测试技术方案, 其中包含着多种试气测试办法, 以下就方法的种类以及所存在问题、改进方法进行详细探讨。
2 试气测试工艺技术种类
2.1 射孔测试联作技术
通常射孔测试联作技术是通过射孔测试联作管柱进行施工。放管柱下井时, 要关闭L P R-N阀, 不能令上下油管相通, 还需要添加一些清水垫液到油管内, 当测试设备和油管的抗外挤强度足够时, 尽量掏空管柱, 使其产生负压。当管柱下放到预设的深度之后, 进行一次电测校深, 发现偏差及时纠正。经过一系列技术试压通过后, 就打开L P R-N阀开井, 并且引爆射孔枪进行射孔。地层流体在地层外压以及油管被掏空后形成的负压作用下流向井筒, 然后引出井口, 最终放喷求产测试、取样。在这个过程中, 要坚持把L P R-N阀打开, 将油套环空压力控制在18MPa。测试完毕后, 通过关闭LPR-N阀进行关井, 再测试地层压力的恢复程度。接下来进行堵漏、解封等施工, 井压稳定后把射孔测试联作管柱抽出, 查看管内的电子压力计数据获得地层参数。
这项测试技术的操作相对是比较简单的, 管柱下井后就不需要进行其他操作了, 提高了井口的安全性, 但是该项工艺对测试设备与油管具备很好的密封性。
2.2 射孔酸压测试联作技术
通常射孔酸压联作技术是通过射孔酸压测试联作管柱进行施工。在管柱下井时, 要将OMNI阀放置在循环位处, 管柱下到所要求的深度后, 实施一次电测校深, 然后对管柱深进行校正, 对坐封封隔器加压, 射孔枪对准目标井段, 然后将井口防喷器拆开, 装上采气井口, 在连接地上流管设备, 按照要求试压通过后, 把油管内的压井液换成酸液, 关闭油套, 就能引爆射孔, 射孔完成后, 正挤酸液实现酸压施工, 一定时间后放喷排酸, 接着进行求产测试和取样。测试和取样完毕后, 关井测地层压力恢复情况。接下来进行堵漏、解封等施工, 井压稳定后把射孔酸压测试联作管柱抽出, 查看管内的电子压力计数据获得地层参数。
这项工艺相比于射孔酸压测试联作的优势在于不用换管柱, 加快了施工进程, 也降低了压井过程的井控风险及对地层的二次污染。
2.3 酸压工艺技术
我国川东北地的大多是碳酸盐岩, 经试验, 酸化压裂工艺是有效改造和令碳酸盐岩实现增产的重要措施之一, 也是进行油气藏测试的重要手段。川东北地多为二叠系和三叠系的碳酸盐岩储层, 主要具备温度高、藏点深、多孔洞和裂缝发育、地层间的孔隙压力高、渗透度低、石层闭合的内应力高以及H2S含量高等特点。当前最常用的酸液体系有耐高温、稠化、缓慢腐蚀速度等特征, 主要有胶凝酸、加重酸、前置酸、闭合酸以及稠化酸等种类。
2.4 开关井测试工艺
开关井测试工艺主要根据川东北气藏地区存在的三高一深特点, 而且在保证试气开井放喷时间缩短的情况下采用。该种工艺主要采取“一开一关”施工制度。即“一开”是进行排液与测气求产;“一关”是实施压力恢复测试。一般低产量地层需要关井4~5天, 高产量地层需要关井3~4天, 利用电子压力计的记录数据得到井内温度和压力值, 由此了解地层各种特征参数, 完成试气测试目的。
2.5 射孔测试工艺
在川东北地区, 进行射孔测试施工一般采用耐高温高压性能较强的射孔枪弹, 具备高孔密、深穿透以及大孔径等作业优势。如果外径套管规格超过177.8m m, 需要采用127射孔枪127大1m弹, 如果外径套管规格在177.8m m以下, 则采用102射孔枪102弹。孔密通常为16孔/m, 补孔为8孔/m。相位采取60°相位, 补孔采取60°或者90°相位。
3 试气测试施工难点及解决方案
3.1 井大漏或大喷问题
在油井的试气测试过程中, 经常会出现井大漏或者大喷情况, 如果在这时解封在进行压井施工风险就会大增。因此为了避免出现井喷或者井漏情况, 需要在测试封隔器之上加装一个RD循环阀, 在解封之前先打开这个循环阀, 当地层沟通后, 就能进行压井或者堵漏技术操作, 井压稳定后方能解封, 这样能够减少大喷或者大漏的问题发生, 降低井控风险。
3.2 二次污染问题
对于某些测试办法的实施, 极有可能发生二次污染。例如酸压测试。所以在酸压测试过程中, 可以先用清水或者低浓度稠化水替换井筒里的压井泥浆, 再正替前置酸、将O M-N I阀调整到测试井段, 最后开始酸压施工, 令酸液直接流入地层, 这样就能防止压井液进入地层引起二次污染。
3.3 设备被损
进行射孔酸压测试联作施工过程中, 需要利用油管打压引爆射孔。由于射孔时, 油管内部存在高压情况, 而射孔引爆时会形成一股能量无法释放, 因此能量反弹内部设备, 就会引起封隔器失效、油套管串通等, 最终可能导致施工失败。要避免此种情况, 可以采取延时启动引爆器, 当油管打压到预设的射孔压力的时候就释放油压, 等到延时一段时间射孔后再进行下一步的测试施工, 可有效地解决这个问题。
4 试气测压方案的整体改进建议
实施酸压施工后的返排控制技术在理论上还没有完整的分析, 包括放喷压力的控制, 闭井时间的控制, 生产压差等方面的因素都会对实施酸压工艺后的孔洞导流能力有影响, 进而会影响到酸压效果。针对此种情况, 需要在进行酸压技术的时候制定一套规范的质量控制措施。
对于经常出现的沉淀物卡管问题, 可以通过采用外径尺寸较小的测试封隔器, 尽量增加套管和封隔器的间隔, 就能降低沉淀物卡管的风险。
通常前期的试气测试结果可以为后期的生产提供有用的数据, 从而在采用生产工艺的时候尽量优化技术参数, 实现增产目标。
摘要：我国的川东北地区有很丰富的天然气, 其地区还存在50120MPa高压、90150℃高温、5%40%的高含量H2S以及50007500m深井三高一深特征, 因此实施试气测试的技术难度较大。本文依据这三高一深特点, 详细介绍了川东北地区关于天然油气的各种试气测试工艺, 并提出存在问题和改进意见。
关键词：川东北地区,天然气,试气测试,工艺
参考文献
[1]王卫峰;岳长波.川东北地区试气测试工艺技术[J].油气井测试, 2009 (06) :25.[1]王卫峰;岳长波.川东北地区试气测试工艺技术[J].油气井测试, 2009 (06) :25.
[2]李明文.川东北地区高温高压含硫天然气深井测试工艺探讨[J].油气井测试.2010 (01) .[2]李明文.川东北地区高温高压含硫天然气深井测试工艺探讨[J].油气井测试.2010 (01) .
试气工艺 篇2
关键词：工艺管道,试压,措施
在化工装置安装工程中, 管道工程的质量取决于三个方面的因素, 一是管道施工用的产品材料质量, 这是保证管道施工质量的先决条件。二是管道施工中的质量, 在施工过程中必须严格按设计规定的规范进行操作施工, 确保施工过程中的质量达标。三是管道试气试压的质量, 化工装置的工艺管道试气试压是管道安装施工中十分重要的工序, 也是检验管道的内在质量和管道施工质量, 保证工程完工投料生产的必需的手段。下面针对化工装置工艺管道工程中的系统试气试压, 介绍其工作的程序与注意事项。
1 试压前的准备工作
1.1 试压程序 (见图1)
1.2 技术准备
大型石油化工装置工艺管道系统多, 走向错综复杂, 为了使试压工作正常进行, 必须预先做好充分的准备。试压前, 应根据工艺流程图编制试压方案, 理清试压流程, 按要求确定试压介质、方法、步骤及试压各项安全技术措施等。
1.2.1 编制系统试气试压方案。首先要有完整的施工设计资料装置生产工艺流程图、管线一览表、配管施工图等。根据设计资料, 首先熟悉了解掌握各生产工艺系统中的设备管件、管道的材质, 工艺的介质及压力等级, 按不同的压力等级及试验介质, 划分成相同压力等级和试验介质的试气试压系统。
1.2.2 试压参数的确定。当设计文件有规定时, 应按设计文件的规定执行;当设计文件未作规定时, 试压应符合下列规定:试压介质:应根据生产工艺要求结合现场实际情况来选定, 气压试验时一般选用压缩空气或净化压缩空气, 液压试验时一般选用洁净水, 当工艺有特殊要求时, 可选用其它气体或液体, 不锈钢管道用水试验时, 水中的氯离子含量不得超过25mg/L。
1.2.3 试验压力。气压强度试验压力为设计的1.15倍, 液压强度试验压力为设计压力的1.5倍。
按照已划分的相同压力等级、试压介质的试气试压系统绘出工艺流程试压单线图, 在绘制试压系统工艺流程图时, 必须要考虑到哪些设备仪表可以与管道联通一同试压;哪些设备仪表不能同管道一起试压, 必须隔离, 拆除或配制临时连接管;哪些地方必须用盲板隔离, 计算出盲板的厚度、规格数量;哪些阀要打开, 哪些阀要关闭等等。试压时的进气进水点、放空点, 试压时用压力表安装点, 都必须在试气试压系统图中明显的表示清楚, 画上标记, 以便施工人员在试压时及时了解掌握。
1.3 管线的完整性检查
管线的完整性检查是管线试压前的必要工作, 没有经过完整性检查确认合格的系统一律不得进行试压试验。完整性检查的方法一是施工班组对自己施工的管线按设计图纸自行检查, 二是施工技术人员对试压的系统每根管线逐条复检。完整性检查的内容分硬件和软件两部分。硬件检查是检查现场安装的管道型号、规格、材质、座标、标高、阀门的流向、手柄的方向、支墩、支吊架的型式、位置、管道的坡度、垂直度、水平度是否符合设计要求和规范标准;对管道的焊接也应进行全面检查, 主要包括管道焊接工作是否已完成, 无损检测是否合格, 需热处理的焊口是否已处理, 不锈钢焊口是否已经酸洗钝化等。软件检查是检查管道安装记录和焊接记录是否正确完整, 各种记录表是否已签证确认, 对参与试压的有关人员进行详细、明确的交底, 并应形成记录。
1.4 试压设备、材料准备
试压工作是一种比较危险的工作。因此, 在此项工作开始前应进行充分的物资准备工作。主要包括试压设备的维护保养、安全检查和进场布设;各种试压用仪器、仪表的校验、检查和安装;试压临时管线及配件的安装布置;试压用盲板、螺栓、螺母、垫片等材料的准备;设备、仪表、阀门、管件、安全阀、流量计等隔离措施的实施;试压中各种安全技术措施所需物资的供应及现场的布置等工作。试压主要设备、机具包括压风机 (车) (气压用) 、水泵 (水压用) 、试压泵 (水压用) 、氧气瓶、乙炔瓶、吊车、移动式柴油发电机、电焊机、切割砂轮机、磨光砂轮机、倒链、气割工具、水桶等。
2 试压介质
管线试压介质一般分为两类:一类是气体, 一类是液体。气体一般采用空气、干燥无油空气和氮气等。液体一般采用水、洁净水和纯水等。试压采用哪一种介质一般是根据工艺管线的具体要求而定的。压力试验采用液压比采用气压相对安全。因此, 如果管线没有特殊的要求, 试压介质一般多采用水。根据管线系统的要求, 对试压用水的要求有严格的规定。压力试验用洁净水应在充水管道中设置适合的过滤器, 对不锈钢管道试验用水的要求是氯离子含量不得超过25ppm, 管道内部采用喷砂处理的管子在安装后应采用含有合适防锈剂的水溶液进行试验, 防锈剂应当不影响以后的工艺介质。
3 压力试验
3.1 液压试验前, 试压系统首先注水, 在管道最高点设排气阀, 将空气排尽, 将压力表安装在最高位置及地面易观测的位置, 测定压力以最高位置的压力表读数为准, 然后缓慢升压, 达到试验压力时, 稳压10分钟, 经全面检查, 以无泄漏、目测无变形为合格。气压强度试验时, 升压应缓慢, 当压力升至试验压力的50%时, 确认无泄露和异常现象后, 方可继续按试验压力的10%逐级升压, 每一级稳压3分钟, 直至试验压力, 然后稳压10分钟, 再将压力降至设计压力, 以无泄漏、目测无变形为合格。管线强度试验合格后, 应进行管线的气密性试验。用液体作介质的气密性试验, 将管道系统压力降至设计文件规定的压力后, 采用直接观测法进行全面检查, 以无泄露为合格。对于液压作强度试验、气压作气密性试验的管线, 应在管线吹扫合格后进行, 试验时升压应缓慢, 当压力升至试验压力的50%时进行检查, 确认无泄露和异常现象后, 方可继续升压, 此后每升试验压力的10%就检查一次, 直至试验压力, 然后进行全面检查, 稳压30分钟, 以无泄漏、无压降为合格。对于气压作强度试验的管线, 当强度试验合格后, 直接将试验压力降至气密性试验的压力, 稳压30分钟, 以无泄漏、无压降为合格。检验采用在焊口、发兰、密封处刷检漏液的方法。
3.2 管道系统检验合格后, 应及时拆除盲板、临时加固、临时短管及膨胀节限位设施等, 拆除时应仔细检查, 不得漏拆, 并恢复被拆除的部件, 经核对无误后, 填写试压记录, 提交业主/监理签字确认。
4 试压安全技术规定
管线试压是非常危险的, 应做好各项安全技术措施。液压试验管段长度一般不应超过1000米, 试验用的临时加固措施应经检查确认安全可靠, 并做好标识。试验用压力表应在检定合格期内, 精度不低于1.5级, 量程是被测压力的1.5~2倍, 试压系统中的压力表不得少于2块。液压试验系统注水时, 应将空气排尽, 宜在环境温度5℃以上进行, 否则须有防冻措施。试验过程中, 如遇泄漏, 不得带压修理, 缺陷消除后, 应重新试压。试压合格后应及时卸压, 液体试压时应及时将管内液体排尽。系统试验完毕后, 应及时拆除所有临时盲板, 填写试压记录。试压过程中, 无关人员不得入内, 操作人员必须听从指挥, 不得随意开关阀门。
参考文献
[1]GB50235-97.工业金属管道工程施工及验收规范.
[2]GB50236-98.现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范.
[3]SH3501-2001.石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范.
试气工作和试气层定性方法探讨 篇3
在复杂井的试气工作中, 一般都选择全通径测试工具, 进行联作测试。有射孔-测试-酸压-测试、射孔-测试、射孔-酸压-测试、酸压-测试等等多种联作工艺。其工艺过程为:在清水中下联作管柱, 坐封封隔器, 套环空间打压验封, 油管打压射孔。套管打压操作OMIN阀至循环位, 油管低替酸液至O M I N阀处, 套管打压操作O M I N阀至测试位, 油管高挤至酸液进入地层 (期间可拌注液氮助排) , 关井反应 (酸压车辆退场为止) 。放喷排残酸, 如无喷势可下连续油管氮气助排。选择合适工作制度求产, 求产结束, 套管打压操作井底安全循环阀关井 (在高压地层, 井筒内适当加压, 防止井底高压上顶封隔器使其失封) , 测压力恢复。关井测压力恢复结束, 套管打压操作井底循环阀压井, 至井不溢不漏为止。起出联作管柱, 测试结束。
2 气井产能测试工艺
(1) 回压法测试:回压试井选择3～4个测试点, 要求气井产量在每一个工作制度下都控制稳定, 开井一段时间后, 要求流动压力也基本达到稳定。
(2) 等时测试:等时试井选择3～4个不稳定测试点, 要求产量值达到稳定, 每一个测试点结束后关井, 要求井底压力基本恢复到初始地层压力值, 并在此基础上进行下一个点开井测试。在不稳定测点以后, 安排一个稳定测点, 产量和流动压力都要求达到稳定 (图2) 。
(3) 修正等时测试:修正等时试井同样选择3～4个不稳定测点, 要求产量值基本达到稳定。每一个不稳定测试点结束后关井, 关井时间间隔与开井时间间隔相同, 接着进行下一个开井产能测点。在不稳定测点以后, 安排一个稳定的产能测点, 产量和流动压力都要求基本达到稳定。
3 现场试气方法
勘探试气现场采用单气嘴和多气嘴求产, 然后关井测压恢复完成一个周期的测试。开发试气采用修正等时测试的机会多。
本文主要讨论勘探试气, 勘探试气不同于开发试气, 勘探试气的目的有两个:一是论证地层产不产气, 二是判断产气层是否具有工业价值。
4 试气工作方法探讨
在处理现场测试资料时, 发现多气嘴求产多数情况测试达不到设计目的, 设计目的是希望作回压法产能测试, 但因为勘探试气开井时间有限和地层本身的原因, 无法满足回压法产能测试要求, 气井产能方程无法求出。又因为倒换气嘴产生压力波动, 干扰了对地层流动压力变化趋势的认识, 使解释工作变得困难。因此, 用适当小气嘴长开井的方法, 模拟开发时的生产过程, 尽量控制流动压差使整个开井期间满足测试要求, 是本文提倡的方法。由于有了高精度电子压力计的记录, 现在可以分辨流动压力的细微变化。随着开井的延长, 细微的压力下降规律被记录下来。根据压力下降的快慢我们很容易地区分产气层工业价值高低。直白地说压力下降快, 就是求产产量高其工业开采价值也大打折扣。曾有一口井酸压井, 放喷出尽残酸后, 求取瞬间产量为56×103m3/d, 但压力下降迅速, 后改为小气嘴求产两天, 产气量为10×103m3/d, 而且末期流压下降明显, 从测试流动全过程分析, 该井工业价值低。但该井以56×103m3/d产量定为高产气层交开发部门, 开发部门投入数千万的资金进行试采, 试采结果产层工业利用价值低, 资金浪费极大。
因此, 在勘探试气过程中, 提倡用单气嘴开井生产, 尽量利用有限的测试时间, 掌握地层的流动压力变化趋势。流动时间越长, 流动压力变化趋势越趋于稳定, 根据趋势向后延伸预测的准确性越高。人们很容易根据压力变化趋势形成对地层价值判断。总结多年在测试行业解释工作经验, 地层的工业价值判断要比计算地层参数重要。
5 试气层定性方法探讨
标准规定生产压差是套管的允许掏空深度, 求产必须稳定。但在现场实际操作中求产压力稳定大多数情况是不能被严格地执行。因为在勘探试气中, 遇到很多气层本身就没有稳产能力。压力下降趋势往往被忽视, 因为描述产能时用的是单点压力和产量, 压力下降趋势没有描述参数, 而该参数是重要的技术参数, 对气层的准确认识非常有用。基于此, 引进一个压力下降趋势描述参数, 用求产产量流压曲线末端斜率前推到压力为零的时间来描述压力下降趋势快慢, 单位换算为月 (30天) , 称为拟采枯时间。用气体拟压力将求产末点产量折算到生产压差为地层拟压力的0.2倍时的产量, 称之为拟采产量Qp=Q*0.2ψR/ (ψR-ψwf) 。这样就消除了生产压差的影响, 利于不同井的产能比较。将拟采产量和拟采枯时间两个数复合在一起, 拟采产量保留整数部分, 后跟的三位小数为拟采枯时间。如120000.012表示拟采产量为120000m3/d, 拟采枯时间为12个月。经过复合的参数大致可以理解为可以用120000m3/d产量生产, 12个月采空。
尽管初产高, 但拟采枯时间短, 其工业利于价值也就大打折扣。一个极端的描述是120000.000表示在流压快速下降时求产, 拟采枯时间小于1月。另一个极端的描述是120000.999表示流压平直几乎接近水平, 拟采枯时间大于或等于999月。
6 结论
在勘探试气中, 建议用单气嘴开井, 尽量延长开井生产时间, 测出地层压力下降趋势。
超深井试气技术 篇4
鄂博梁Ⅲ号构造形态采用1999-2000年大庆石油管理局在该区风险区块勘探中采集的高分辨率二维地震资料精细处理解释落实, 构造特征与柴北缘的鄂博梁Ⅰ号、鄂博梁Ⅱ号、葫芦山等构造相似, 主要表现为构造翼部地层产状陡, 顶部断层发育、地层遭强烈剥蚀, 凹陷内地层产状较平缓, 地层保存完整。鄂博梁Ⅲ号构造位于柴达木盆地北缘块断带鄂博梁-葫芦山构造带的东段, 北邻冷湖六、七号构造, 南接一里坪凹陷, 位于伊北凹陷中央, 具“凹中隆”的构造格局。按照T1、T2’、T2、T3、T5、T R、T6反射层的波组特征和邻区引层结果, 对鄂博梁Ⅲ号构造区的33条剖面进行综合解释。解释认为, 鄂博梁Ⅲ号中深层构造为相对宽缓的背斜、断背斜构造。构造走向与浅层基本一致, 为北西-南东向, 但次级断裂发育。中、深层构造沿构造走向发育东、西两个高点。
鄂深1井钻探圈闭位于鄂博梁Ⅲ号构造东高点, 测网密度相对较大, 地震资料品质也相对较好, 所以各层位圈闭均落实。鄂深2井位于鄂博梁Ⅲ号构造西高点,
2 鄂博梁试油 (气) 工艺分析
2.1 测试工艺的分析
试油 (气) 总体分为三类, 即常规试油 (气) , 地层测试, 特殊井试油 (气) , 由于鄂博梁的井都是超深井, 如鄂深1井完钻井深4910.00m, 根据鄂深1井试油 (气) 计划, 鄂深1井拟在第一层进行射孔测试联作 (后单独下压裂管柱) 。根据钻井情况推测储层温度153.67℃/4834m、压力95.4MPa/4834m。根据国际高温高压 (HPHT) 井协会定义, 该井属于高温高压超深井。在鄂深1井高温高压超深井的试油气测试中决定采用APR测试-射孔联作工艺, 测试采用RD阀+RDS循环阀+RTTS封隔器的两阀一封工艺, 一开一关工作制度。
2.2 射孔工艺的分析
鄂深1井是青海油田公司在柴达木盆地北缘块断带鄂博梁Ⅲ号构造东高点上钻探的一口风险探井, 钻井深度较深, 温度较高, 位于青海省海西州冷湖镇106º方位约79.70km处。射孔是套管井试油过程中的一个重要环节, 射孔作业中需要全方位考虑:
(1) 油层温度决定射孔火工器材。射孔弹等火工器材必须满足该井高温条件下射孔作业的需要, 需要优化选配。由于该试油层位套管分别为5 1/2″尾管 (内径118.62mm) 和9 5/8″技术套管 (内径220.52mm) , 推荐使用现有对应的射孔枪为102型和127型射孔枪, 同时配套对应的超二代超深穿透射孔弹。
(2) 井筒压力密切关联射孔枪。下井的射孔枪工作压力必须大于油气井施工压力, 经计算决定用射孔液为1.3500g/cm3无固相压井液至井口。
(3) 作业工艺:采用射孔测试联作。该技术采用作业管柱一次下井同时完成射孔、测试两种作业, 减少压井起下管柱次数, 节约时间和费用, 有利于保护产层, 获得最真实的评价地层的机会。
(4) 作业管柱:带封隔器下井管柱能够保护套管, 从而保证油气井的安全。本次作业采用全通径测试工具, 为保护封隔器和测试工具, 需要配套减震装置。
(5) 起爆方式:采用压力延时起爆方式, 油管内加压到预设起爆值后稳压, 再井口泄压, 延时5~7分钟射孔枪起爆。这样一方面可以满足负压射孔的要求, 根据射孔的作业经验, 这种压力延时的起爆方式有利于保护作业管柱, 有效降低射孔震动对管柱的影响。
综合考虑全通径测试器的操作压力值, 射孔的安全压力值、RD循环阀的操作压力值及套管抗内压和外挤压强度, 我们采用油管加压、延时起爆射孔枪。
3 施工难点分析
(1) 鄂深1井井身结构为Ф244.5mm技术套管内悬挂Ф139.7mm尾管, 且技术套管和尾管的水泥返高不够, 存在大段的自由套管。第Ⅰ、Ⅱ层组固井水泥胶结差, 第Ⅲ层和预备层固井水泥胶结较好。施工过程按设计要求控制好油压及套压, 防止发生井筒安全事故。
(2) 对Ф2 4 4.5 m m技术套管和Ф139.7mm尾管计算套管安全抗外挤强度下应保证的井口最低压力或者最大允许掏空深度。施工时必须将井口压力保持在计算出的最低压力以上或者最大允许掏空深度以上, 若井筒内为纯气时, 即使下入封隔器将环空隔开, 井口也应保持4.70MPa以上的压力以保护尾管。使用1.00g/cm3淡水施工不满足施工要求, 因此不允许用淡水替泥浆、替液。采用1.35g/cm3加重液进行施工和措施改造时, 技套最大允许掏空深度为833m, 而尾管内最大可掏空至4448m。由于Ф244.5mm技术套管抗压能力低, 且存在井内管柱突然漏失的可能, 因此不允许对技术套管掏空, 在施工中必须派专人观察环空, 若环空液面下降, 应马上停止施工, 并向环空灌满压井液;每班定时测量压井液密度, 确保加重液密度为1.35g/cm3, 储备泥浆密度为2.05g/cm3 (Ⅲ层组和预备层组储备泥浆密度调整至1.75g/c m3) ;起管柱时边起边灌, 保持压井液液面在井口。具体施工压力和最大允许掏空深度还须根据井筒流体平均密度、套管磨损后的剩余强度和施工工程要求进行实时计算调整。
试气工艺 篇5
1 井下作业试气的主要任务
试气工艺使得我们对藏气工程中对天然气开发环境的地质气体构成的认识, 是评断油气田在投入使用之后是不是能够获得收益的一个标准。它能够对井下气层进行详细的检测, 对水、油以及气层进行评定。它的主要任务包括:对油气田所含有的油气面积、体积量以及物质构成进行详细的检测, 对油水以及水汽层进行准确的划定;对新的气层以及构造进行探测, 寻找具有价值的工业油气层;对井下油气的储层能量进行准确的测定, 明确油气储备量;对储层的含有油气的具体情况进行初探, 对藏气井的稳定性和可靠性进行准确的验证;
2 试气的工艺流程
2.1 搬迁安装
为了保证试气工作的顺利进行, 需要确保硬件设施的准备完整齐全。也就是说对于试气使用到的设备设施需要提前准备好并运送到试气的地方, 因此需要将这些设备设施的搬迁工作切实的落实到实处。具体包括用于搬迁的车辆的安排、时间的制定以及搬迁路线的设计, 只有当这些准备工作都准备齐全后才可以实施搬迁工作。并且需要专门的安排好专业人员做好现场的指挥调度工作, 只有这样才能够使得各项搬迁工作正常有序的进行。在搬迁的工程中需要注意人员和设备的安全, 确保整个搬迁过程中的安全。将需要搬迁的大型器械装载捆绑好, 防止松动摔落造成设备的损害。设备设施搬迁就位后, 就行科学的安装。按照具体的安装流程, 在专业人士的指挥下进行安装工作。
2.2 通洗井
在对设备以及设施搬迁成功后, 接下来需要做好通洗井工作。这在试气流程中属于相当关键的一个步骤, 并且这一步的操作好坏直接影响到下一步的成败。在进行操作时, 要严格的按照规程进行。在进行通洗井时, 需要对气层的套管、套补距以及人工井底的情况进行详细的了解。并且按照施工的规程要求一次进行对通井规、通管规的选择, 需要对油管进行多次重复测量保证测量的准确性。
2.3 射孔
射孔是为了打通井筒和地层的通道, 这样就可以使得液体在这之间进行自由流通了。在进行射孔时按照射孔段地层的压力和井筒内到射孔段的中部静液柱的压力之间的压力差, 将射孔操作分为正压和负压。在进行洗井操作之后并检验合格以后, 就可以进行射孔操作了。
2.4 气井的酸化和压裂
在进行这一环节的操作时, 需要严格的遵循施工设计要求。钻井的速度需要进行严格的控制, 一般需要保持在每分钟5-10米左右。当在钻井过程中发现钻井困难很可能是有阻碍物, 这个时候不可以强行加压。这样是为了保证设备的可长久使用, 避免封隔器受损。酸化的步骤连接高低压管线一中管线一试压一洗井一低压替酸一坐封一高压挤酸一投钢球一顶替一关井反应。对于一般的气井来说压裂主要是由于水力造成的压裂, 并且这是一种油气田领域增产的重要措施。
2.5 气井排液
为了确保井筒内的压力不至于过高, 需要进行气井排液。通过排液可以使得井筒内的液柱压力低于地层压力, 在这种液差的作用下就会强迫流体进入井筒内。在进行排液时应该对针阀放喷进行控制, 确保排液的正常进行。
2.6 对静压进行测量求取产量
气井在完成上一步的操作之后需要管井进行恢复, 在达到一定的压强之后可以对静压进行测量求取产量。在对气井进行开采投入使用时, 可以根据气井的产量来对使用的时间以及方案进行详细的制定。在对产能进行测量时, 可以依据压力梯度、静止压力、原始压力、流动压力等数据。
2.7 完井
在进行放喷时如果持续了两个多小时还是没有液体出来, 那么就需要将井关闭。等到压力恢复后在进行放喷, 若是持续五个小时也还没出液。那么就说明排液不合格。关井待恢复压力, 在油压、套压稳定3天3夜后即可完井。
结语
随着社会飞速的发展, 对能源的需求量越来越大。对能源的需求也开始从石油煤炭向天然气方向转变, 在这种大背景下对于油气田的开发提出了更多的要求。然而对于气井的试气工艺技术, 现阶段虽然已经趋于成熟但是还有一些问题等待解决。通过科学技术的不断研发探索, 相信在不久的将来能够有更加科学合理稳定可靠地试气技术出现。
参考文献
[1]吴炜, 杨栋, 廖伟.关于井下作业大修施工技术的研究与探讨[J].科技创业家, 2013 (10) 235.
[2]刘光新.浅析井下作业试气技术[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (19) 114.