天然气井（精选5篇）
天然气井 篇1
引言
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
[1]周际永等.国内外排水采气工艺综述[J].太原理工大学学报, 2005, 36:44-45.
[2]李士伦等.天然气工程[M].北京:石油工业出版社, 2008.
[3]David A.Simpson et al.Coal Bed Methane Production.SPE:80900, 2003.
[4]Artur Ryba et al.Methodologies and Tools for Coalbed Methane (CBM) Field Development Planning Studies.SPE:146545, 2011.
[5]宋丽平.煤层气井排水采气工艺技术研究[D], 2011.
[6]饶孟余等.煤层气井排采技术分析[J].中国煤层气, 2010, 7 (1) :22-25.
天然气井 篇2
双重介质模型由Barrenblatt等人[5]提出, 后由Warren和Root、Kazami等人[6,7]发展。模型认为裂缝性介质中存在两个平行的渗流系统:裂缝和基岩, 裂缝系统为流动通道, 基岩系统为储集空间。该模型刻画出了裂缝优先流的特点, 但是双重介质模型中窜流函数的确定仍存在较大困难。随着储层裂缝特征描述以及诊断手段的进步, 近年来兴起的离散裂缝网络模型 (DFN) , 使得裂缝性介质精细流动模拟已成为可能, 并成为研究热点[8,9]。基于离散裂缝网络模型, 吕心瑞、黄朝琴、Yao Jun等[10—12]采用有限元数值模拟法开展了裂缝性油藏下的油水两相流单井生产的相关研究, 但目前尚未见到对致密裂缝性气藏气井产量预测方面的研究。为此, 本文在非结构Voronio网格生成方法自动生成离散裂缝网络基础上将基质和裂缝系统渗透率分开处理, 同时结合质量守恒定理和控制体有限差分法建立了裂缝性气藏直井产量预测数值计算格式, 采用全隐式方法进行求解计算。研究结果表明:在无天然裂缝情况下, 该方法预测产量结果与国外商业软件计算结果对比一致性好, 验证了该方法预测结果的可靠性;气井产量与裂缝长度、数量之间存在正相关性关系;裂缝与井之间夹角对气井产量影响显著, 裂缝性致密气藏合理布井是其高效开发的关键之一。
1 离散裂缝网络模型生成
一般地, 裂缝性气藏发育着大量不同尺度的裂缝, 图1表示随机分布的大尺度天然裂缝性储层物理模型。裂缝特征参数 (如倾角、长度、密度等) 决定中裂缝性气藏中裂缝的流动特征。一般地, 裂缝特征参数是根据研究区域进行统计得出其分布规律。在统计规律基础上采用蒙特卡罗法模拟随机裂缝, 进一步采用非结构Voronoi网格生产方法产生离散裂缝网络, 其示意图见图2。
2 离散裂缝网络模型数学模型建立
为实现离散裂缝网络模型的气井流动模拟, 在离散裂缝网络基础上, 将基质和裂缝系统分开处理, 建立与之对应的气井数学模型。
假设气藏储层为均质、等温、等厚, 存在一定倾角、长度等相同特征参数的随机裂缝。气藏中为单相可压缩气体;忽略重力;在某个控制体单元的流入流出满足质量守恒定律;基质和裂缝系统渗透率不同;气井定产生产。其气井区和气藏区描述的数学方程分别如下[13]。
气井区:
气藏区:
式中, Tij, 为网格j到网格i的传导率;Pj为j网格压力;Pi为i网格压力;qsc气井产量 (标况下) , Vi为i网格体积, Δt为时间步长, Фi为i网格孔隙度, Bg为气体体积系数。
由于气体高压物性与压力存在很强的非线性关系, 为此采用全隐式方法对式 (1) 、式 (2) 进行数学模型进行离散, 其全隐式离散格式如下:
式中:k为网格渗透率;G为网格形状因子;μg为天然气黏度。
将式 (3) ~式 (6) 代入式 (1) 和式 (2) , 可获得离散格式如下:
气藏区:
气井区:
3 方法论证及参数敏感性分析
假设气藏基本参数 (表1) , 根据式 (7) 和式 (8) 式的离散格式, 模拟计算了无天然裂缝条件下气井产量, 并与国外商业软件———Topaze产量预测对比发现, 本文方法产量预测结果无论其数值还是递减趋势性均一致性较好 (见图3) , 进而验证了该方法预测气井产量的可靠性。
基于本文方法产量预测可靠性验证的基础上, 进一步计算讨论了裂缝特征参数对气井生产的影响。
从图4可以看出, 在裂缝角度 (0°) 和裂缝条数 (N=6) 一定的情况下, 在气井早期产量变化不大, 但随着生产的进行, 裂缝长度越长, 单井产量越高。计算结果与杨锋等人[2]关于致密裂缝气藏产能预测的研究成果中的面缝率越高, 产能越大认识一致。分析其主要原因是随着生产进行, 压力波逐渐波及到含有天然裂缝区域, 同时由于裂缝区域为渗透率高渗带, 流动阻力减小, 因此裂缝长度越长, 裂缝网格越多, 气体的流动阻力越小, 使得压力波及其区域内流动能力增加, 从而产量增加。
从图5可以看出, 在裂缝角度 (0°) 和裂缝长度 (L=50 m) 一定的情况下, 裂缝数量越多, 单井产量越高。其计算结果与杨锋等人[2]的研究成果面缝率越高, 产能越大一致。分析其主要原因同样是随着生产进行, 压力波逐渐波及到含有高导流能力的天然裂缝区域, 进而使得气体流动阻力减小, 因此裂缝数量越长, 裂缝网格越多, 区域内流动能力增加, 其对应的产量也越高。
从图6可以看出, 在裂缝数量 (N=12条) 和裂缝长度 (L=50 m) 一定的情况下, 裂缝角度对气井产量的影响。从图4可知, 当裂缝角度为0°时, 气井产量最高, 裂缝角度为90°时产量次之。从模拟计算结果可知, 为达到单井产量最大化, 应让气井与裂缝平行。
4 结论
(1) 在非结构Voronoi网格生产方法生成离散裂缝网络基础上, 结合质量守恒定量和控制体有限差分法建立了考虑天然裂缝条件下气井产量预测数值模型。
(2) 在不考虑天然裂缝条件下, 产量计算结果与国外商业软件产量预测对比表明一致性好, 证明了该方法对气井产量预测结果可靠。
(3) 剖析了储层裂缝参数对气井产量的影响。在裂缝数量和裂缝角度一定的情况下, 当面压力波及天然裂缝区域时, 裂缝长度越长, 单井产量越高;在裂缝长度和裂缝角度一定的情况下, 当面压力波及天然裂缝区域时, 裂缝数量越多, 单井产量越高;在裂缝长度和裂缝数量一定的情况下, 裂缝角度对单井产量影响显著。
(4) 致密低渗裂缝性气藏经济高效开发, 单井应尽量钻遇裂缝发育区。
摘要：裂缝发育程度是影响低渗致密气藏单井产量的主要原因之一, 但是目前含天然裂缝的致密气藏单井产量预测方法均是建立在双重孔隙介质模型之上, 该模型对储层等效过于理想, 难以描述实际裂缝特征参数对其单井生产的影响。提出以地质静态裂缝描述为基础的蒙特卡罗法模拟储层等效随机裂缝;利用非结构Voronio网格生成方法自动生成离散裂缝网络, 进一步根据质量守恒定理利用控制体有限差分法将基质和裂缝系统渗透率分开处理建立了裂缝性气藏直井产量预测数值计算格式, 采用全隐式方法进行求解计算。研究结果表明:在无天然裂缝情况下, 该方法预测产量结果与国外商业软件计算结果对比一致性好, 验证了该方法预测致密裂缝性气藏产量的可靠性;气井产量与裂缝长度、数量间存在正相关性关系;裂缝与井之间夹角对气井产量影响显著, 因此合理布井是高效开发裂缝性致密气藏的关键之一。
天然气井 篇3
1 PDC钻头工作机理及特点
1.1 PDC钻头的结构及破碎岩石的原理
PD C钻头是聚晶金刚石复合片钻头的简称, 亦称聚晶金刚石切削块钻头, 它是用聚晶金刚石做成小型切削块或烧结到钻头体上而形成。由于PDC钻头是以锋利、耐磨和能够自锐的金刚石为切削齿, 在低钻压下即可获得较高的钻速和进尺, 可大大缩短钻进时间, 节省钻井成本[3]。从统计结果看, 在PDC钻头钻井条件下的机械钻速是普通三牙轮钻头的3~5倍[4]。
1.2 PDC钻头工作特点
PDC钻头为一整体式钻头, 整个钻头没有活动零部件, 结构比较简单, 大致由钻头基体、钻头切削齿、喷嘴及排屑槽等几部分组成。PDC钻头是用切削齿对地层进行切削来破碎岩石, 整个切削过程, 与金属切削过程很相似。岩石的切削过程实质是一种挤压过程, 在挤压过程中, 岩石主要以滑移变形方式成为切屑。由于PDC钻头和牙轮钻头破碎地层的原理不一样, 它是高速旋转切削岩石的, 因此对岩屑研磨较碎。关于PDC钻头本身相关理论及性能分析等可进一步参阅文献[5~10]。
2 PDC钻头条件下录井现状和面临的问题
2.1 PDC钻头条件下录井现状
(1) 由于各个钻井队的钻机类型不一样, 造成个别传感器无法安装, 不能发挥其作用。
(2) 随着钻井使用PDC钻头, 钻井速度明显提高, 节奏加快, 导致综合录井仪器负荷加大, 没有及时维修和保养, 带着问题工作。
(3) 常规录井还是保持原样, 既一把铁锹、一个捞样筐, 录井条件没有大的改进。
2.2 PDC钻头给录井带来的问题和困难
(1) PDC钻头使岩屑变的细小、破碎, 捞取 (洗) 砂样困难。PDC钻头所钻岩屑细小, 甚至为粉末状, 部分岩屑混溶于钻井液, 造成岩屑捞取量很少, 甚至捞不到岩屑, 同时过细的岩屑给清洗工作带来较大的困难。
(2) 岩屑岩性识别困难: (1) 由于岩屑太细小, 挑真样困难, 无法获得可靠的能真实反映地层情况的岩屑。 (2) 用小复合片钻头时岩屑几乎呈粉沫状, 岩屑混杂, 增加了岩性识别难度, 岩性识别准确性降低。
(3) 砂泥岩钻时差别不大, 造成现场录井划分岩性界面及岩性归位困难。PDC钻头条件下砂泥岩钻时不象三牙轮钻头砂泥岩钻时差别大, 一般在4~6 min/m之间, 现场根据钻时划分岩性界面和岩性归位困难。
(4) 由于在一些地层使用的钻井液是清水聚合物, 在PD C钻头条件下, 携砂能力差, 加上岩屑颗粒小, 在泵压, 排量达不到要求的情况下, 岩屑失真严重。
(5) PD C钻头钻进快, 钻速快, 影响了现场迟到时间的准确测定。
3 PDC钻头条件下的录井改进技术
3.1 随时校正测量迟到时间
迟到时间的准确性, 是建立准确的地层剖面, 卡准油气层的关键。要准确测得迟到时间, 应及时测量, 采取理论与实际相结合的方法进行, 同时还必须用特殊地层或典型地层进行及时校正。尤其是用较明显的厚层砂岩、泥岩或具有气异常显示的砂岩地层及特殊地层如煤层等进行校正, 这种校正不是一次的, 只要有机会就应进行持续校正, 从而最大限度地保证迟到时间的准确性。
3.2 砂样采集和洗样方法的改进
PD C钻头钻进时岩屑特别细小, 岩屑的采集、捞取、洗样应严格按岩屑录井操作规程进行, 首先, 岩屑的采集应该使用采样盆接样。采样盆放置位置应合适, 以能连续接到从震动筛上滤出的新鲜细小真岩屑为宜。第二, 应据震动筛返砂变化情况, 灵活调整接样盆的位置, 接样盆接满后应尽快取样, 并将取样后多余的岩屑清理干净, 有时接到的岩屑样品呈稀泥浆糊状, 应尽量将整盆岩屑采集。其次, 改进洗样盆。由于岩屑细小, 如果用原来的洗样筐洗样, 可能什么都洗不到, 岩屑会流失, 所以应采用盆子或在原来的洗样筐底部放一块粗布即可。第三, 洗样时尽量采用小水流, 轻搅拌, 稍微沉淀后倒去混水再换清水的办法, 防止细小、悬浮的砂粒和密度较小的岩屑等真岩屑在洗样过程中流失, 切忌急水、猛冲、快倒;在倒样时, 尽量将细小岩屑全部留下, 将明显的大块岩屑掉块去掉。第四, 在晒样、烤样时, 切忌在岩屑未滤干水份的情况下, 过多地翻动, 以免造成岩屑表面模糊。第五, 在装样时, 应尽量将细小真岩屑装入袋中, 细小岩屑中真岩屑占的比例较大, 要尽量减少在各个环节的流失。
3.3 岩性识别技术改进
由于大量使用PDC钻头使得岩屑样品变的细小, 其中60%以上岩屑直径小于2 mm, 捞取到的样品少, 挑样困难, 造成岩性识别也存在困难, 因此提出了新的岩性识别方法。
(1) 采取传统的岩屑描述方法——既大段摊开, 远看颜色, 近看岩性 (主要方法) 。虽然岩屑混杂, 难以辨认, 但大段砂岩或泥岩, 在颜色上会有一定的变化, 所以可以同时摊开数十包岩屑进行颜色对比, 再确定岩性。从实际操作来说, 厚度一般要大于3 m以上。
(2) 借助于双目放大镜进行岩性识别 (辅助方法) 。由于岩屑细小, 部分呈粉末状, 肉眼观察困难, 但如果岩屑样品取样准, 洗样干净, 即使粉末状的细小岩屑, 可以通过双目放大镜来观察识别岩性。
(3) 使用手感法识别岩性 (辅助方法) 。虽然岩屑细小、混杂, 但大段的砂岩和泥岩其含量还是有一定的渐变, 可以利用手捏、搓来识别岩性, 感觉粗糙为砂岩, 反之为泥岩。
(4) 根据钻时变化情况, 划分岩性界面和识别岩性 (主要方法) 。使用PDC钻头虽然钻时变化不大, 但也有一定的规律。PDC钻头适用于软~中硬的脆性地层。对泥质岩类等脆性地层, 其特点是钻时快;对于研磨性较好的致密砂质岩类, 钻时相对较慢;而对于胶结较疏松的砂岩储集层, 钻时也较快。因而PDC钻头钻进时, 其泥岩与砂岩之间的钻时出现三种不同的组合特征:即 (1) 泥岩钻时高于砂岩。 (2) 泥岩钻时低于砂岩。 (3) 泥岩与砂岩钻时接近。
(5) 气测曲线异常识别法 (重要方法) 。气测值法就是利用砂岩 (储层) 的孔隙中存在流体 (水或油气) , 能够引起气色谱分析值的变化来实现判别岩性的目的。在近平衡钻井过程中, 当储层含有物为油气时, 其油气扩散到泥浆中会引起气测色谱分析值的升高;同时由于钻速较快, 普通色谱仪分析周期长, 造成气测显示厚度较储集砂层小。通过对色谱资料与验证过的岩性资料对比分析, 可找出色谱分析值的变化与岩性的对应关系, 便能利用气测色谱分析资料来辅助判别岩性。
(6) 综合利用综合录井仪的参数判识岩性 (辅助方法) 。综合录井仪直接测量的参数有十几种, 通过论证可知直接参数钻速、扭矩、温度、电导率以及气体参数和间接参数Dc指数、Sigma指数与地层岩性有一定的关系。通过大量数据统计情况表明, 当Dc指数向左偏离趋势值超过0.1 (趋势值-Dc指数) 、Sigma指数向左偏离趋势值超过0.05 (趋势值-Sigma指数) 时, 地层岩性则由泥岩转化到砂岩。对于扭矩, 可用实时扭矩曲线进行岩性识别, 如砂岩地层扭矩曲线表现为振幅大, 泥岩地层振幅小, 且比较均匀, 利用这些扭矩曲线形态帮助识别岩性。
(7) 加强地层横向对比, 准确划分地层, 建立地层剖面, 判识油气层, 卡准目的层 (主要方法) 。
4 结语
PD C钻头钻井技术是现代钻井技术发展的产物, 它的出现大大提高了钻进速度, 提高了生产效率。但是, PDC钻井技术由于钻速快、切削岩石屑较碎甚至会出现粉末, 这些特点使传统现场录井技术受到限制, 特别对现场录井剖面符合率影响很大, 现场剖面符合率急剧下降。本文根据自身生产实践经验, 及时将适应于PDC钻头条件下的录井改进方法及技术加以总结推广, 提高了现场剖面符合率, 保证了录井资料质量。
摘要：近年来随着PDC钻头在钻井中大规模使用, 勘探速度得到极大改善, 钻井效益日益彰显。但同时由于钻井速度的加快, 传统录井技术逐步暴露出难以克服的缺陷, 比如, 岩性识别率大幅降低, 地层剖面归位困难, 卡层取心等都技术都需要改进。本文在长庆气田长期作业实践中, 摸索总结出一套与PDC钻头相适应录井方法, 实践证明本套方法不仅兼顾了传统录井技术的固有的优势, 而且在充分利用综合录井、气测录井、岩屑录井等方法上有所创新, 取得了明显的效果。
关键词：PDC钻头,录井技术,岩性识别,录井技术改进
参考文献
[1]高海.使用PDC钻头录井技术的改进探讨[J].中国科技纵横, 2011, (19) :266.
[2]贺亚维, 窦娅莉.使用PDC钻头对录井的影响及技术改进[J].榆林学院学报, 2011, 21 (2) :33-36.
[3]陈涛平, 昊晓东.石油工程概论[M].北京:石油工业出版社, 2006.
[4]陈庭根, 管志川.钻进工程理论与技术[M].东营:石油大学出版社, 2000.
[5]王红波, 刘娇鹏, 鲁鹏飞, 等.PDC钻头发展与应用概况[J].金刚石与磨料磨具工, 2011, 31 (4) :74-78.
[6]徐昉, 申守庆.PDC钻头技术的发展与现状 (一) [J].石油与装备, 2012, (3) :110-111.
[7]徐昉, 申守庆.PDC钻头技术的发展与现状 (二) [J].石油与装备, 2012, (4) :118-119.
[8]徐昉, 申守庆.PDC钻头技术的发展与现状 (三) [J].石油与装备, 2012, (5) :111-112.
[9]徐昉, 申守庆.PDC钻头技术的发展与现状 (三) [J].石油与装备, 2012, (6) :124-126.
川东北天然气井井漏实例分析研究 篇4
关键词：井漏,天然气,川东北,实例分析
井漏是井下的一种复杂情况。在钻井过程中, 井漏可发生在浅、中及深层中;也可发生在任何地质年代的地层中;从第四季直至元古生界的各种岩性地层中, 如粘土、砂砾岩、石灰岩、白云岩、火山岩和变质岩等[1];可以发生在任何时间, 不管白天还是黑夜;也可以发生在任何工况下, 钻进、起下钻、循环、固井等。川东北区块的天然气井大多数都是“高产、高压、高含硫”, 至少具备了两个的“三高井”, 且部分井更是喷漏同层, 一旦发生溢流井喷将造成巨大的经济损失和社会影响, 而井漏引起的井筒压力失衡是加速井喷导致井喷失控和处理难度增加的催化剂。井漏是影响钻井作业安全的危害最严重的复杂情况之一[2], 因此, 怎样尽可能早的发现井漏、正确的处理井漏成为了防止发生这类型溢流井喷的关键所在。我们通过对以往发生的井漏进行分析, 尤其是同区块的井漏的分析, 对于在该区块的施工具有指导意义, 能够有效地进行提前预防和正确处理井漏。
1 Yf1井
Yf1井设计井深5 280 m, 完钻井深5 117 m, 是部署在川西南低缓褶皱带五指山构造带五指山断背斜高部位的一口区域风险探井。
1.1全井井漏概况
全井共发生井漏75次, 其中钻进工况64次, 下钻工况2次, 划眼时井漏2次, 划眼时井漏5次, 固井 (含下套管) 时井漏2次, 漏失钻井液4 183.41 m3, 漏失清水6 087 m3, 处理井漏损失时间40.75天 (图1) 。
(1) 全井井漏频发, 表现为井段长, 漏点多, 覆盖了全井55.97%的井段。 (2) 漏失量超过50 m³的井漏次数为22次, 占30.99%;漏失量小于10 m³的井漏14次, 占19.72%。 (3) 钻井液最大漏失量706 m³, 最小漏失量3 m³, 差距较大。 (4) 井漏主要发生井段为594~1 131.5 m、2 089.93~4 354.76 m、4 846.7~4 908.28 m, 体现了该井井漏分散而又聚集的特点。 (5) 失返性漏失18次, 占25.35%;漏速小于3 m³的井漏15次, 占21.13%。巨微型漏失占比持平, 中型漏失占比超过了五成。 (6) 钻进工况下井漏占比大, 占85.33%, 说明在钻进工况下发生的可能性最大, 但其他工况下的井漏也不容忽视, 特别是固井 (含下套管) 过程中发生井漏处理难度和损失都会倍增。
1.2漏失原因分析
(1) 区域孔隙溶洞发育较好, 地层渗透性强, 孔洞连通性好。该井前期空气泡沫钻时地层大量出水, 一昼夜出水接近3 000 m³, 后改清水钻后又漏失清水6 000多方就是最好的证明。 (2) 地层倾角大、位于该构造的高部位, 多套压力系统共存[3], 井漏十分频繁。 (3) 该井是该区域构造的第一口探井, 缺乏可借鉴的邻井资料, 设计预报的准确性差, 加之对区域探井的复杂程度估计不足, 造成了与井漏频频遭遇。 (4) 部分操作者责任心及工作经验不足, 导致井漏的前期处理存在滞后。 (5) 钻进工况下作用于井底的压力较多, 压力平衡容易打破, 井漏容易发生。
2 Js1井
Js1井设计井深4 320 m, 完钻井深4 320 m, 是部署在川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-JSB背斜带焦石坝构造高部位的一口预探井。
2.1全井井漏概况
全井共发生井漏21次, 漏失工况包括了钻进、循环和固井, 漏失钻井液2 044.67 m3, 处理井漏损失时间403.35 h (表1) 。
(1) 全井发生失返性漏失11次, 占52.38%, 超过了一半。 (2) 钻进工况下发生井漏19次, 占90.48%, 钻进工况是发生井漏的最主要工况。 (3) 发生井漏井段较为集中, 说明低承压能力地层井段较长。 (4) 一般情况下, 漏速大则漏失量多, 但漏速与漏失量不成正相关, 关键在于发现是否及时, 处理是否对症下药。
2.2漏失原因分析
(1) 上部地层较为破碎, 孔洞较多, 地层破裂压力低, 多发生失返性漏失。 (2) 多套压力体系共存, 低压-高压-低压交错互生。 (3) 提承压困难, 反复多次提承压对地层原有结构产生了不良影响。 (4) 提前中完使得部分低承压地层未钻开, 使得后期施工漏失集中且频繁。 (5) 设计钻井当量液密度高于实际地层孔隙当量密度, 地层极易被压裂造成井漏。
3预防措施
3.1前期准备
(1) 充分学习钻井工程设计和施工设计, 做好相邻井、相邻区块井资料的收集、对比。 (2) 提前制定防漏、堵漏措施, 并及时传达到相关人员, 在日常施工过程中, 技术人员加强监督落实。 (3) 加强班组成员, 尤其是班组长、泥浆工、场地工等的防漏、早期处理的培训, 保证能第一时间发现井漏, 并能正确做好前期的处理, 为后续处理打下良好的基础。
3.2施工期间措施
(1) 资料收集处理及方案制定。 (1) 加强钻井工程各施工方的协调配合, 以钻井为主体, 钻井、录井、泥浆定期沟通;以井眼安全为目的, 及时了解地层岩性、孔隙压力、钻井液性能等变化, 根据实际情况制定相应措施。 (2) 施工中进行设计和实钻的对比分析, 根据实际钻遇情况, 向业主方提出申请, 及时调整钻井液密度, 做到近平衡钻井。 (3) 提承压要有系统的方案, 根据地层裂隙情况制定方案, 做到堵漏材料颗粒大小兼顾、刚柔相济, 为可能的下一次提承压留有余地。
(2) 实时维护。 (1) 实时监测、维护好钻井液性能, 如润滑、切力、粘度等, 当钻井液性能改变时, 及时作出调整并分析判断产生的原因。 (2) 在低承压能力地层充分暴露后, 将地层承压能力提高至满足下步施工要求;如果一次性揭开过多提承压难度大, 可以先揭开一段进行提承压, 然后逐步揭开提承压。 (3) 精心操作, 包括提放钻具、开停泵, 密切注意各项钻井参数的变化。 (4) 做好特殊工况 (如固井、测井、中途测试、下套管等) 前的地层承压工作, 确保施工过程中井筒稳定, 不发生井漏。 (5) 钻遇恶性漏失地层, 在处理完漏失后, 在条件允许的情况下, 尽可能的多钻进一段, 钻穿低承压地层, 进入承压能力强的地层后进行中完作业, 封隔低压地层。 (6) 根据前期制定的方案, 储备充足的各型堵漏材料, 保证配置堵漏浆的顺利快速进行。 (7) 在易漏失井段, 简化钻具结构, 去掉扶正器, 使用不装水眼的牙轮钻头, 为堵漏创造良好条件。 (8) 鉴于钻进工况下发生井漏的可能性最大, 因此要从人员素质、设备、物资储备等方面重点预防钻进工况下的井漏。
4结论
井漏的原因很多, 地层地质固有的、人为操作的、堵漏方案方面的、钻井液性能等, 但归根结底的一个原因是井底压力平衡被打破, 压裂了地层或钻遇了裂缝和溶洞, 井筒流体进入了地层中。
(1) 对于井漏, 更应注重于预防和前期准备和处置,
这是井漏得以正确及时处理的最重要的一环, 能够有效减轻或避免井漏带来的时间和经济损失。
(2) 通过对已钻邻井资料分析对比, 井漏是可预测的;通过岗位操作人员的技能、意识、技术措施的培训及材料的充足储备, 井漏是能够预防和及时正确处理的。
(3) 井漏的发生不是单一原因作用的结果, 井漏的发生必然是多项原因共同作用的产物。善于发现一个或几个可能导致井漏的原因, 及时找出应对的方案, 从而将井漏杜绝在萌芽状态。
(4) 从列举的两口井来看, Yf1井和Js1井发生在钻进工况下的井漏次数分别占到了85.33%和90.48%, 说明钻进工况下发生井漏的可能性最大, 因此要重点制定预防措施。
参考文献
[1]刘伟, 雷万能.井漏的成因及处理[J].中国西部科技, 2008 (08) .
[2]吕开河.钻井工程中井漏预防与堵漏技术研究与应用[D].中国石油大学, 2007.
天然气井 篇5
1 天然气井钻井井控监督管理现状分析
目前,我国一些天然气企业钻井井控监督管理工作并不乐观,主要是受到管理意识薄弱所致。企业内部缺乏对钻井井控相关知识的培训,使得职工在工作中,常常出现违规操作、无法及时解决井喷失控等问题,直接影响了钻井工作有序开展。另外,我国多数企业仍然采取计划经济体制下的监督管理方式,凭借自身以往工作经验处理问题。但当代社会,天然气井钻井井控工作多依靠现代化设备,传统方式和方法无法满足管理工作要求。随着企业规模不断扩大,原有监督管理制度滞后性越来越明显,如对岗位及人员职责划分不够清晰,直接导致井控监督管理工作能力不升反降。要想解决这些问题,我们需采取多项措施,规范各项工作。
2 提高天然气井钻井井控监督管理能力有效措施
(1)明确井控责任目前,安全生产受到了全社会的广泛关注。天然气井钻井工作具有危险性特点,成为安全生产监控的重要行业。因此为了能够提高监督管理能力,应将井控安全责任渗透至企业上上下下,如各级领导、组织及属地等方面。同时,在制度层面上对不同环节的职责应进行明确的规定。如直线领导,应系统地注重井控安全责任,监督井控工作执行情况[1]。而直线组织应发挥好自身承上启下的作用,及时传达上级任务,并加强对任务的执行。对于异体监督,我们需要给予一定的关注,当前多数天然气企业已经开展了HSE体系管理,所以说在实践工作中,监督人员需要进入到钻井现场,开展钻井井控监督工作,及时发现安全隐患,防患于未然,从而提高作业安全性。
(2)提高专业化水平出于对天然气井钻井安全的考虑,企业应加快培养一支专业性、高素质检修队伍。随着科学技术在钻井工作中的应用,在一定程度上提高了钻井质量及效率。但同时先进设备的应用,对检修人员的要求也越来越高。因此拥有一批高素质检修人员,并制定专业的检修、运输及试压制度,能够对钻井需要的设备进行定期检查和维修,减少由于设备故障引发的一些安全问题。之所以要求检修专业化,主要是为了提高井控监督和管理能力。在此基础上,能够促进钻井井控工作朝着规范化方向发展,如专业运输,确保各个运输环节的质量,确保场内与现场质量保持一致性。
(3)积极创新、引进井控技术加强技术创新在防范井控安全隐患方面具有积极意义。因此在实际工作中,企业管理者要树立现代化管理理念,积极引进先进的井控技术,实现对钻井全过程中的动态监督,利用计算机软件对钻井工作中一些数据信息进行系统分析和研究,找到故障点,将井控监督与管理工作真正融入到日常工作当中,以此来防范井控作业中各类风险的产生[2]。目前,常用的井控技术有声发射检测、环空液面监测等技术。其中声发射检测技术,主要是通过接收、分析材料的声发射信号,确定材料性能及结构是否完整。该项技术不会对钻井工作产生任何影响,适合广泛推广和使用,为提高井控监督管理能力提供了强大的技术支撑。
(4)规范井控设备安装对于井控设备的安装,应严格按照安装规范和标准开展工作,将设备安装工作落实到设计源头、现场安装等各个环节当中。其中对于设计工作来说,应确保其标准化水平,对设计队伍进行资质审核,减少对井控监督与管理工作产生的影响。另外,我国针对天然气钻井工作已经提出了明确的规章制度。所以在实际工作中,应严格按照法律、法规,积极采取国际先进标准,逐渐接近国际水平,从而确保井控设备自身具有的实用性能够满足生产所需。
3 结语
综上所述,天然气井钻井井控工作作为一项重要、综合工作,与企业效益、职工安全都存在非常密切的联系。由于天然气钻井工作环境较为恶劣,存在一定风险。因此提高井控监督管理能力非常必要。在日常工作中,企业应完善管理制度,积极引进井控技术,并加强对高素质检修队伍的培养,规范井控设备设计与安装,提高监督管理水平,从而实现安全生产目标。
摘要：随着经济与技术飞速发展,人们对矿产资源开发力度也逐渐增加。矿产开采工作中,对石油、天然气等资源的开采引起了高度重视。其中,常见的天然气开采方式是钻井开采。作为一项专业性、技术性较强的工作,加之钻井工作环境较为复杂,埋下了很多安全隐患。如何更好地提高天然气井钻井井控监督和管理成为企业管理的重点。文章结合当前天然气井钻井井控监督管理现状,从责任、制度及技术等角度探讨提高监督管理能力的有效措施。
关键词：天然气井,钻井井控,监督管理
参考文献
[1]宁晓国.加强钻井井控安全管理工作的具体方法及对策研究[J].化工管理,2014,(17):77.