莺琼盆地超高温高压气井测试技术

南海莺琼盆地超高温高压气井井底温度接近200℃,地层压力系数超过2.3,且部分井CO2含量高。超高温高压气井测试作业面临测试管柱设计复杂、高密度测试液易沉降、测试管柱及封隔器受力复杂、测试管柱失效风险高等一系列难题。为此,研制了超高温高压气井测试技术。该技术使用RD旁通试压阀有效解决了管柱密封性检验与管柱插入之间的矛盾,同时,使用选择性测试阀解决了测试工具响应问题;使用超细重晶石加重测试液,合理控制测试液p H值,显著提高了高密度测试液的沉降稳定性及抗CO2污染性;通过模拟计算,分析封隔器受力及管柱伸缩量,有效降低了测试管柱失效风险。该技术在南海莺琼盆地3口超高温高压气井测试作业中进行了应用,成功率为100%,无事故发生,为海上超高温高压气井的安全测试提供了技术支持。     

南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术

南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。     

南海莺琼盆地高温高压井测试液的研究与应用

南海莺琼盆地高温、高压、高含CO₂气体、低孔低渗等复杂地质条件要求测试液具有良好的抗温稳定性、沉降稳定性、抗CO₂污染能力及储层保护能力。由于前期无专用高温高压测试液,导致复杂情况频发,经过多年研究与实践,在完钻使用的钻井液中引入抗高温降滤失剂Calovis,适当提高测试液碱度,合理控制测试液的MBT,配合使用超细重晶石加重,同时提高测试液的返排性能,形成了一套高温高压井测试液技术。该测试液在莺琼盆地2口高温高压探井测试作业得到成功应用,其中一口井CO₂含量达到23%,井底温度超过200℃,测试液密度达到2.33 g/cm3,射孔压力及环空压力传递正常,静置7 d后,封隔器解封顺利,测试液性能未发生恶化,测试产量均超过预期产量,完成全部测试任务。      

海上超高温高压探井弃井水泥塞技术

莺琼盆地超高温高压探井高密度弃井水泥塞面临着流动性与沉降稳定性矛盾突出,水泥石强度易衰退,封固段长,温差大,顶部强度发展缓慢,安全密度窗口窄,水泥浆漏失与气窜风险并存等难题。通过使用球形微锰矿加重水泥浆,改善高密度水泥浆流变性,同时提高其沉降稳定性,优选高温成膜防气窜剂,降低气窜风险,优化硅粉加量,提高水泥石高温抗压强度,强化隔离液防漏性能,配合挤入式固井注水泥塞工艺,形成了一套莺琼盆地超高温高压弃井水泥塞技术。该技术在莺琼盆地应用最高井底静止温度达213℃,水泥浆最高密度达2.50 g/cm3。现场应用表明,弃井水泥塞流动性及沉降稳定性好,高温强度发展快且不衰退,稠化时间稳定,具有良好的防窜及防漏能力,均成功封固住高压气层。      

高压低渗井分段改造管柱失效风险分析及预防措施

塔里木盆地迪北气田气藏具有埋藏深、地层压力高、储层厚、孔隙度低、渗透率低等特点,需要采用双 封隔器大排量分段改造后直接投产,大排量分段改造作业给完井管柱带来了严峻挑战,多口高压气井分段改造过 程中发生管柱失效,导致改造作业提前结束。基于迪北气田典型高压气井井身结构和分段改造管柱,结合分段改 造作业引起的封隔器间环空压力下降预测,分析了高压气井分段改造管柱潜在的失效风险,并提出了针对性的管 柱失效风险预防措施。以一口高压气井为例,详细分析了该井的管柱失效风险,并制定了风险预防措施。分析结 果表明,高压气井分段改造过程中,井筒温度下降引起的封隔器间环空压力下降给作业管柱带来非常大的失效风 险。通过对封隔器间管柱打若干泄压孔能够有效预防该风险。     

莺琼盆地半潜式平台超高温高压钻井取心技术

南海西部莺琼盆地超高温高压目的层安全压力窗口窄,超高温高压钻井取心作业井控风险高,且取心工具抗温要求高;地层泥砂岩交替多变,井底易沉砂造成堵心;同时采用半潜式平台进行取心作业,平台升沉导致取心参数控制困难。通过取心前充分调整高密度钻井液性能,保证井筒稳定;改造取心工具及优化取心钻具组合,增强取心工具防漏、防卡等能力;半潜式平台取心作业过程中严格控制取心钻进参数等一系列措施,形成一套适用于半潜式平台超高温高压钻井取心技术。该技术在莺琼盆地 ２口超高温高压井得到应用,首次实现了井底温度高达203℃、钻井液密度达 2. 30 g /cm³、安全压力窗口仅为0. 08 g /cm³ 井况下半潜式平台钻井取心,取心作业顺利,无复杂情况发生,取心收获率均为 100％,为该区块的半潜式超高温高压取心作业积累了经验。     

莺琼盆地抗高温高密度防窜水泥浆研究及应用

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度高达200℃,压力系数高达2.30,安全密度窗口极窄,固井过程中极易发生气窜,压稳与井漏矛盾突出。通过使用抗高温胶乳型防气窜剂,以球形颗粒的锰矿粉作为加重材料,优化得到抗高温防气窜高密度水泥浆体系。室内评价结果表明,高密度(2.40 g/cm~3)防窜水泥浆高温流变性好,失水量低,早期抗压强度高;同时沉降稳定性好,高温养护后水泥石上下密度差较小;高密度水泥浆静胶凝强度发展快速,稠化过渡时间小于5 min,且稠化时间受温度影响小,可有效防止气窜发生。该高密度水泥浆体系在莺琼盆地3口超高温高压气井得到成功应用,固井过程中无漏失发生,且固井质量检测结果显示固井质量良好。     

南海:再次纵深又获突破——中国海油30年持续攻关“智服”深海超高温高压油气藏

<正>5月继国土资源部中国地质调查局从我国南海神狐海域水深1266米海底以下203-277米的可燃冰矿藏开采出天然气,取得天然气水合物试开采的历史性突破之后,南海莺琼盆地也传来大好消息,中国海油湛江分公司在南海莺琼盆地4000米处成功钻探一口超高温高压井,并获良好油气显示。     

南海超高温高压气田开发钻完井技术可行性评估与关键技术研究

南海莺琼盆地超高温高压区域存在"三超高、一极窄"的苛刻地质环境,气田开发钻完井技术面临巨大挑战。以L气田为例,依次从钻井极限、井身结构、控压钻井、完井工具等方面建立了超高温高压开发钻完井技术可行性评估思路,提出了开发井安全压力窗口预测、薄弱层预判与随钻前视、关键套管下深及井身结构优化、控压钻井技术适用性改造、主动提高地层承压能力、管材防腐与高密度无固相完井液协同、超高温高压完井工具分析等7项关键技术,并在L气田钻完井方案设计中取得良好应用成效。展望了超高温高压开发钻完井技术未来发展与研究趋势,以期为深海、深地及超高温高压油气勘探开发提供参考。     

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经过钻探证实,南海莺琼地区中深部地层同时存在着高温高压。实践也证明,高温高压在地层中的同时存在,比只是常温常压地层或者是高温常压地层、常温高压地层,给钻井作业造成的困难和风险大很大。南海西部石油公司组织人员,针对南海莺琼地区高温高压井钻井作业中遇到的问题,对国内外高温高压井的作业情况开展考察、研究,对适合南海莺琼地区高温高压井钻井的技术,进行了初步的探索,并取得初步认识。文章主要是在介绍南海莺琼地     

南海西部发现超高温高压气藏

<正>2017年5月5日获悉,中海油有限公司湛江分公司在南海西部成功钻探一口超高温高压井,获良好油气显示,展示了我国南海西部深层良好勘探潜力。这口井部署在南海西部莺琼盆地4000m处,地层温度近200℃,实钻压力系数2.25。石油行业通常将温度达200℃以上、压力系数大于2.0称为超高温高压。在超高温高压地层钻井极易诱发安全和井下复杂情     

深层气井带伸缩短接测试管柱设计与应用

伸缩短接能有效改善测试管柱的受力状况，提高测试作业成功率，越来越广泛地应用到深层气井作业中，但如何对带伸缩短接测试管柱进行力学分析和优化设计，已经成为困扰现场作业工程师而又急需解决的技术难题。为此，首先建立了伸缩短接力学分析模型，在此基础上建立了带伸缩短接测试管柱在封隔器内不能移动情况下管柱、封隔器以及封隔器处套管的受力分析数学模型，并针对深层气井特点建立了管柱强度校核方法，为伸缩短接启动载荷计算、安装位置确定、长度设计以及管柱优化设计提供了理论依据。将研究成果应用于川东北元坝2井，对测试管柱重新设计后，使原本无法满足施工要求的测试管柱满足了高温高压深层气井的施工要求。     

顺北油田三高油气井完井测试封隔器影响因素及对策

超深超高温高压含腐蚀介质油气井,完井封隔器应用成功率不到90%。梳理历年各类封隔器应用情况认为,影响完井封隔器成功率的关键因素是钻井泥浆固相沉淀、井眼轨迹、固井附件、桥塞钻屑,以及低压低产、气举掏空等极端工况下完井管柱的复杂受力。针对上述要素,建立了主要包括提高钻井液性能指标、优化完井管柱结构、保障井筒通畅性及清洁性、动态评价管柱安全性等手段的一套相对应的完井试油跟踪评价体系。经对2018-2019年20井次超深超高温高压含腐蚀介质油气井的应用评价,完井封隔器应用成功率提高5%。结果表明,该评价体系能够有效降低完井封隔器失败率,提高完井作业一次成功率,确保油气井生产过程中井筒完整性。     

元坝探区高压气井射孔酸压测试三联作工艺改进

针对元坝探区高压气井射孔酸压测试三联作施工中存在封隔器串通失效、压井液气浸、管柱埋卡等问题进行分析研究,通过改进封隔器结构、控制施工压差、改变压井方式、优化测试管柱和施工工艺,减少了施工过程中井下复杂情况的发生,提高了测试成功率和施工安全。现场应用31口井49井次,测试成功率达98%,取得了良好效果。     

深水高压气井开关井作业窗口分析

针对深水高压气井测试生产过程中频繁开关井作业诱发生产管柱耦合振动失效安全问题,以南海某深水高压气井为例,充分考虑管柱与天然气之间的泊松耦合和摩擦耦合作用,建立了深水高压气井生产管柱和天然气耦合振动模型,分析开关井作业过程生产管柱振动特性,建立并优化深水高压气井开关井作业窗口。研究结果表明:考虑流固耦合作用下管柱固有频率有所降低,不易发生"锁频"现象;开关井作业过程中管柱振动幅值随着天然气产量增大而增大;对于大产量油气井,延长开关井作业时间,并减小扶正器间距,可有效扩展开关井作业窗口,减少开关井作业对深水油气生产管柱的损伤。上述成果可为深水高压气井生产管柱设计及安全作业提供理论依据和工程指导。     

控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用

南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。     

莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

川东北三高气井测试管柱力学研究

川东北海相碳酸岩气藏地质条件复杂,气井高温、高压、高产使测试管柱在整个测试过程中载荷和变形变化复杂,给完井测试工作的安全、高效开展带来了挑战。针对川东北三高气井测试管柱工作条件和测试作业的特点,考虑管柱组合、管柱载荷、高温高压等因素及屈曲状态、井口和封隔器约束的影响,并综合考虑管内外流体压力、黏滞摩擦、弯曲失稳后法向支反力及库仑摩擦力的影响,给出了井下管柱载荷、变形计算方法与公式。在此基础上,使用可视化Visual Basic语言编制了测试管柱力学分析软件,并使用软件对川东北元坝1井测试管柱进行力学分析,证明了软件和数学模型的科学性和实用性。     

深水测试管柱密封插管长度确定方法

在深水测试过程中,测试管柱下入井后其受力和变形无法观测,密封插管长度的不合理设置会造成封隔器密封失效及井下管柱永久变形等严重事故。为保障深水测试作业安全高效实施,对深水井下管柱轴向变形原理和规律进行研究,形成密封插管安全长度确定方法,并以我国南海某深水井为对象进行实例分析。计算结果表明,不同作业工况下测试管柱轴向变形相差较大,开井作业测试管柱的伸长量随着测试产量的增加而增加,温度和压力是深水井下测试管柱轴向变形的主要影响因素;建议选择关井后密封插管相对开井作业的上移距离为密封插管安全长度的参考值,考虑井底温度和压力预测结果的可靠性,实例井需选用长度至少为2.29 m的密封插管。     

进行管柱受力分析时值得重视的若干问题

对于压力和温度不太高或不合硫化氢的油气井封隔器管柱受力分析都比较简单,但对于井深、压力高、温度高、含硫化氢的气井,管柱受力分析就比较复杂了。高温高压含硫深气井在进行封隔器管柱受力分析时需要考虑相当多的技术问题,特别是技术细节问题,只有做到这样才能抓住管柱受力分析的关键和根本,使管柱受力分析建立在可靠的工艺基础上,也才能使完井试油和完井生产封隔器管柱在使用过程中更安全更可靠,防止封隔器管柱受力分析中出现简单化、主观化、片面化等问题。为此,笔者结合高压高温含硫深气井封隔器管柱受力分析研究、设计、实践经验谈谈自己的一些体会。