原油在线自动取样器

采用自动连续取样器进行原油的在线自动取样,可以减少误差,提高计量精度.该取样器可以以一定的频率,每次定量地从管道中不断地取得少量样品.它可以进行2小时、4小时、8小时……24小时的连续取样,这样就增加了样品的代表性. 在线自动取样器主要由取样头、防爆电机、减速箱、齿轮泵、防爆电磁阀、加热器、调压阀和样品罐等组成(见原油在线自动取样器结构图).齿轮泵的转速为40转/分,每转排量为1.2毫升.自动取样器的频率及取样量(多长时间开一次,一次开多     

油田聚合物驱油专用新型密闭取样器

针对目前油田聚合物驱油中,对井内液体物性分析化验所使用的老式机械时钟取样器存在故障率高、成功率低、取样准确率低等问题,研制了新型密闭取样器。该取样器主要由电子线路板、控制阀杆、锥阀、取样筒、卸压锥阀、保护筒等组成,具有耐高温、耐高压、操作方便等特点。由电子时钟控制取样筒的打开时间,可准确获取井下预定深度的原始状态下的液体样品。现场试验表明,该取样器已达到设计指标要求,能够成功获取井筒中任意井段的样品,取样成功率达到100%。     

原油管线自动取样技术

原油管线自动取样法是采用原油管线自动取样器,通过电磁阀或抓取机构高频率地提取恒定量小样,实现近似连续的快速间歇式自动取样。由于小样提取频率很高,可使油品变化充分、及时、准确地反映到样品中来,因此适用于非均质油品的管线取样或者是重要的贸易交接取样。自动取样法既可以克服手工取样代表性差的问题,又可以减轻操作人员的劳动强度。     

高抗硫保压井下取样器的研制及在P202-1井中的应用

针对国内目前井下取样器不抗硫化氢、所取样品不保压等问题,研制出国产化新型高抗硫保压井下取样器,该种取样器选材选用钛合金和全氟醚胶圈,解决了抗硫化氢腐蚀问题;采用氮气室背压保压技术,确保在取样、转样、运输过程中的样品压力始终大于取样点压力,实现了全程保压,保证所取样品相态不发生变化。在普光气田P202-1井成功取得2支可代表地层真实流体特性的井下PVT气体样品。     

水平井井下流体分段取样技术研究与应用

针对水平井机械找水存在测试周期长的问题,设计了水平井井下流体取样测试方法。该方法克服定向井取样器电缆传输无法下入水平段的难点,研制出水平井井下电控取样器,首次实现水平井段井下流体取样测试。该取样器在地面设定井下控制程序,下入水平井段后按照预设程序由井下微电机带动滑阀启闭取样腔,在正常生产状态下取得地层流体样品,通过化验分析可得各射孔段流体含水、矿化度、水型等资料。现场应用表明,该技术可一趟管柱完成多段压裂水平井取样,大幅度缩短找水测试周期,具有样品准确、测试简便、效率高等特点,为水平井控水增油措施提供可靠依据。     

蒸汽驱气体示踪剂取样器研制与应用

气体示踪剂井间测试技术是蒸汽驱现场动态监测及效果评价的重要方法,但在实际应用时,由于井口温度高,蒸汽等在室温下呈液态的组分在井口取样时为气态,造成取样困难。为此,研制了气体示踪剂取样器。该取样器主要由井口连接阀、进样管、均气板、换热管、瓷环填料、采气阀、排液阀组成,其特点在于逐级连续冷却石油气中水分等可冷凝物质,通过该取样器出来的气体含石油气和示踪剂以及极少部分的水蒸气等可凝组分。现场应用表明,采集到的气体示踪剂样品全部合格;冷却器中的瓷环使用寿命长,吸附系数小,可反复长时间使用。     

ZDQY—SBⅠ型管道自动取样器的应用

利用“手工法”所取原油样品缺乏真实代表性，造成计量误差增大，因此应采用在线式连续自动取样器。通过对自动取样器的使用、分析、对比，认为自动取样器所取的油样更加客现真实，能消除因输油工况的变化和输油工艺造成的人工取样代表性差的问题；能提高原油的交接计量管理水平，降低计量误差；能消除手工取样中的人为因素，减轻操作工人的劳动强度。     

ZDQY—SB I型管道自动取样器的应用

利用“手工法”所取原油样品缺乏真实代表性，造成计量误差增大，因此应用在线式连续自动取样器。通过对自动取样器的使用，分析，对比，认为自动取样器所取的油样更加客观真实，能消除因输油工况的变化和输油工艺造成的人工取样代表性差的问题；能提高原油的交接计量管理水平，降低计量误差；能消除手工取样中的人为因素，减轻操作工人的劳动强度。     

气体钻井的录井监测方法

由于气体钻井循环系统的流体介质改变——由常规的液态变为气态,致使传统的录井方法无法适应,表现为:①粉尘状岩屑采集困难且样品质量很难满足要求;②因出口样气中粉尘掺混,易产生管路堵塞,影响气测分析结果的精度;③综合录井仪原有的密度、电导率等参数无法监测,切断了地层流体信息识别和井下工况异常的及时报警。针对这些难题,通过现场调研和探索,分别研制出"岩屑自动取样装置"、"气体净化装置"和"气体钻井实时监测系统",实现了气体钻井连续、自动录取岩屑,提高了钻井地质剖面的符合率;实现了样品气的连续、干燥、无尘获取,确保了气测分析精度的需要;在出口管线的适当位置加装湿度和硫化氢等集成传感器,实现了气体钻井出口参数的实时监测和工程、地质异常的预警,为安全钻井施工方案的制订提供了依据。该方法与技术经现场多口井应用与推广,取得了良好的效果,获得了2项实用新型专利并申请了1项软件著作权登记。     

SDL 9000综合录井仪现场常见问题及维护

现场定期对SDL 9000综合录井仪进行维护保养并及时发现与排除故障,是确保其随时处于最佳录井作业状态的前提.针对该型号综合录井仪的计算机系统、气体分析系统和传感器部分,介绍了正常维护保养方面的经验和故障查找与排除的途径和方法,对于操作和维修人员具有一定的指导作用.     

控制泥浆帽钻井泥浆帽高度影响因素分析

在控制泥浆帽钻井过程中,主要通过泥浆泵调节泥浆帽的高度实现对井底压力的控制。以多相流理论和控制泥浆帽钻井基本原理为基础,建立了环空多相流计算模型,并利用有限差分法对模型进行了求解。通过仿真算例,讨论了气侵时间、排量、钻井液密度、初始井底压差、气相渗透率、井深、钻井液黏度等对泥浆帽高度的影响规律,结果表明:气侵时间越长、排量越小、钻井液密度越小、初始压差越大、气相渗透率越大、钻井液黏度越小,需要调整的泥浆帽高度越大;在其他条件相同的情况下,井越深,泥浆帽高度的峰值出现得越晚。研究结果为控制泥浆帽钻井过程中泥浆帽高度的合理调节提供依据。     

河坝1井复杂地层钻井完井技术

河坝1井是川东北地区的一口重点区域探井，完钻井深6130．00m。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且存在含硫化氢的超高压天然气层、盐水层、盐膏层以及易漏失地层等，在钻井施工中出现多次井壁严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等井下复杂情况和事故。深部井段由于钻井液密度高．钻井周期长，不但给钻井液的维护和处理带来了极大的困难．而且造成钻具、套管磨损严重。河坝1井采取了优选钻具组合、钻井参数、钻井液体系以及水泥浆体系等技术措施，并采用了系列钻井新工艺、新技术．历时1241．96d．钻至设计井深，发现了两个高压气层及数个含气层。详细介绍了该井钻井作业中存在的技术难点及采取的技术措施。     

岩屑气分析技术在油气层评价中的应用

针对当前新的钻井工艺、复杂勘探对象对录井技术提出的要求，提出了检测岩屑气作为现场录井的重要参数之一，参与评价、解释地层。其方法是在相对应的井深点定量取岩屑混样300g，放入专用的岩屑破碎脱气仪中获得脱出气样，用红外气体分析仪等检测设备进行分析。通过现场对比试验，其所获得的岩屑气参数能较好地反映地层真实情况．而且能细分层位。特别是在欠平衡钻井条件下，岩屑气分析比气测资料有更强的分辨能力，能够排除因上部油气层烃类侵入井眼导致的假显示。虽然从岩屑气分析方法与试验情况来看．尚需进行大量的试验研究，但可以肯定的是，岩屑尽管经历了降压、脱气、钻井液冲刷过程，其孔隙中仍保存了大量地层信息，只要采取适当的手段，就能获得准确的地层信息资料。     

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贵州赤水地区碳酸盐岩裂缝性气藏存在裂缝发育，断层多，纵向产气层达十多个，各个产层裂缝发育不均一，岩性横向变化大，每个产层又形成互不连通的裂缝系统，构成多个压力系统；钻井使用的钻井液密度高，地层压力异常和漏喷并存等主要特点，致使钻井速度慢，钻井周期长。为此，通过研究分析，找出了影响钻井速度的５个主要因素，采用喷射钻井配套技术和平衡压力钻井技术相结合的方法是提高赤水地区天然气井钻井速度，缩短钻井周期的有效技术。通过旺１３井的实践表明，与近几年来同类井比较，机械钻速提高１６％，全井钻井周期缩短２８％，纯钻时间提高３２２１％，井深３４２５ｍ，最大井斜仅３９°，取得了显著的技术经济效益。同时，提出了今后提高赤水地区钻井速度，缩短钻井周期的主攻方向。     

气体钻井快速转换为常规钻井的钻井液技术

气体钻井与常规钻井液钻井相比具有速度快、周期短、综合成本低等优点,但气体钻井结束后井眼在由气体介质转换成液体介质过程中,由于转换的钻井液性能不适应干燥的井下条件、转换工艺技术不合理,易出现复杂情况或事故,使得转换时间长,气体钻井优势没有充分体现出来。为解决气体钻井结束后转换成钻井液钻井的井壁稳定、井眼畅通和防塌等问题,在总结多年气体钻井现场实践经验的基础上,提出了气体钻井后转换为钻井液体系和气液转换工艺及井眼清洁的工艺技术措施。     

中国第一口超千米深水钻井液技术

LW3-1-1探井位于中国南海珠江口盆地，作业水深1480m，完钻井深为3843m，地层以大套灰色泥岩和页岩为主，具有强水敏性．要求钻井液具有良好的流变性、润滑性、抑制性，良好的抗盐、抗钙、抗高温和抗低温能力，以及强的天然气水合物抑制能力。该井采用了PFMX钻井液体系，钻井周期为49d，介绍了钻井液工艺及现场应用情况。PFMX体系表现出很多油基钻井液的优点，如好的润滑性、高的钻进速率、膜效应、强的井眼稳定及页岩抑制性，解决了强水敏性地层的井壁稳定等问题，还解决了深水钻井中遇到的挑战，如低的破裂压力梯度、天然气永合物、浅层水流、深水低温等问题，满足了该区块作业需要。     

气藏水平井钻井液密度附加值研究

针对气藏特别是高产气藏水平井钻井过程中钻井液密度附加值是否需要提高的问题,在分析研究了气体侵入井筒后井底压力降低情况和钻井液密度变化对侵入井筒气体上升速度的影响后,从储层类型、井的类别、井型、井深等多方面探讨了气藏水平井钻井液密度附加值的确定方法和影响因素。结果表明,气藏过平衡钻井过程中是否会发生井喷主要取决于对地层压力的预测准确与否,而不在于钻井液密度附加值的大小,因此没有必要在气藏钻水平井就增大钻井液密度附加值;对于深井、超深井,钻井液密度的增加会引起气体上升速度的加快,反而缩短井控反应时间,因此钻井液密度附加值的确定应综合考虑储层类型、井的类别、井型、井深等多方面的因素。     

煤层气水平羽状分支井的综合录井

利用水平羽状分支井来开发利用煤层气，是一项新的钻探技术，它有别水平钻井,有其独特性。在录井过程中既存在常规煤层气井的共性问题，又有在分支钻进过程中确保井眼轨迹符合设计要求的问题，同时还存在样品气基值不稳定的问题。如何确保地质录井取得完整资料，顺利解决上述问题，是录井技术人具面临的崭新课题。介绍了煤层气水平羽状分支井的基本录井方法，并针对施工过程中存在的问题，寻找出有效的解决办法．为应对新的钻探技术下的录井难题提供借借鉴。     

超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

Lu206井是四川盆地南部泸县长宁地区油气页岩气勘查区块的一口评价井,目的层为宝塔组。该井直导眼井井深为4082 m,实际钻井过程中钻遇高压裂缝气导致所施工的最高水基钻井液密度为2.42 g/cm3,气层活跃井控风险大,必须维持钻井液具有超高密度,由于密度超高导致固相控制难度大,还因为上部泥岩地层易造浆,所以导致调控钻井液体系的流变性困难。总结区域内钻井经验,通过系统的室内实验研究,将上部聚磺钻井液体系转换成抗污染能力、抑制性强的超高密度复合盐水钻井液。该复合盐水钻井液在实践中也面临着流变性调控的难点,加强现场理论分析和小型试验,优选出了一种褐煤树脂KJ-4,将KJ-4、高密度分散剂、磺化单宁一起复配,在Lu206井直导眼井四开进行了超高密度复合盐水钻井液的试验。结果表明,该复配组合能较好地调控复合盐水流变性,控制超高密度复合盐水钻井液的黏度和切力,为该区块高密度钻井液流变性的调控提供了一种解决思路。     

超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

Lu206井是四川盆地南部泸县长宁地区油气页岩气勘查区块的一口评价井,目的层为宝塔组。该井直导眼井井深为4082 m,实际钻井过程中钻遇高压裂缝气导致所施工的最高水基钻井液密度为2.42 g/cm3,气层活跃井控风险大,必须维持钻井液具有超高密度,由于密度超高导致固相控制难度大,还因为上部泥岩地层易造浆,所以导致调控钻井液体系的流变性困难。总结区域内钻井经验,通过系统的室内实验研究,将上部聚磺钻井液体系转换成抗污染能力、抑制性强的超高密度复合盐水钻井液。该复合盐水钻井液在实践中也面临着流变性调控的难点,加强现场理论分析和小型试验,优选出了一种褐煤树脂KJ-4,将KJ-4、高密度分散剂、磺化单宁一起复配,在Lu206井直导眼井四开进行了超高密度复合盐水钻井液的试验。结果表明,该复配组合能较好地调控复合盐水流变性,控制超高密度复合盐水钻井液的黏度和切力,为该区块高密度钻井液流变性的调控提供了一种解决思路。