大牛地气田水平井排液方法研究_朱明富
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
DP3井 盒3
DP35-1 太2
DF1井 山1
DP1井 山1
DF2井 山1
目录
一、前言 二、井身结构优化 三、裸眼水平井系列完井液技术 四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术 五、结论和下步工作
二、井身结构优化
表 5口水平井井身结构数据表
井号 DP1 DP35-1 DF1 DF2 DP3
一开
钻头
表套
三、裸眼水平井系列完井液技术
1、氧化解堵完井液
表 DP1井山1-1层与周围邻井产量效果对比表
井号 DP-1
大探1 D1-3-9 D1-3-4 D1-3-1 D1-3-6 D1-3-7 DK1
目的层 山1-1
山1-1 山1-3 盒3+山1-1 山2+山1-1 盒3+山1-1 山1-1 山1-3
措施 裸眼+ ClO2+HCl
171/2″×401. 133/8″×40
37
1.19
121/4″×401 95/8″×400
121/4″×259 171/2″×502 171/2″×506
95/8″×258 .44
133/8″×50 1.31
133/8″×50 5.47
二开
钻头
技术套管
81/2″×2927 7〞
.00
×2924.74
压力系数
10.27
1.36
0.98
8.66
0.73
0.91
9.09
0.55
0.87
7.94
0.58
0.85
7.62
0.66
0.9
8.58
0.70
0.79
一、前言
录井技术在大牛地气田水平井钻井中的发展及应用,化工范文.doc
录井技术在大牛地气田水平井钻井中的发展及应用,化工-：段旭东王振华摘要：水平井钻井技术是开发建设鄂尔多斯大牛地气田的迫切需要，针对该区水平井施工中地层研磨性强，井眼轨迹控制难的难题，录井技术也在不断发展进步。
随着水平井钻井技术的日趋完善和成熟，我们正不断探索与研究综合录井技术水平井钻井技术在低渗透气田大牛地气田的开发研究。
阐述了录井技术在大牛地气田从初期岩屑录井、气测录井和钻时录井，发展到如今的x射线录井，定录一体等特色录井技术，充分发挥录井地质导向作用，为大牛地气田水平井的顺利、优质施工提供了技术支持和保障。
关键词：大牛地；水平井；综合录井；地质导向一、大牛地气田水平井发展概况大牛地气田已成为中国石化的一个重要的天然气开发基地，而水平井钻井技术已成为该油气开发的主要手段，水平井与直井比较，具有低成本优势。
水平井与直井比较，产量是直井的3～5倍，甚至更高，而钻井投资与直井相比，井深3 000 m为2倍左右；井深1 500 m为2．5倍左右。
二、综合录井在大牛地气田的发展综合录井技术从狭义上讲是随钻技术，是跟踪技术；广义上讲是信息采集处理技术。
它集常规地质录井、气测录井和工程录井为一体，是地面录井技术的最高阶段。
1.岩屑录井岩屑录井在大牛地气田的综合录井发展中一直占着举足轻重的地位，在钻井过程中，随着泥浆一起被带至地面的那些地下岩石碎块叫作岩屑，俗称为“砂样”。
在钻井过程中，按一定的时间顺序、取样间距以及迟到时间，将岩屑连续收集、观察并恢复井下剖面的过程即为岩屑录井。
岩屑录井过程中产生的资料即为岩屑录井资料。
岩屑录井为我们现场录井提供了第一手的地质资料，通过岩屑录井我们现场工作人员可以掌握井下地层层序、岩性、，初步了解钻遇地层的含油、气、水情况如图（1），在水平的施工过程中更好的做到地质导向的作用，为水平井顺利到达A 靶点提供技术支持。
图（1）通过岩屑录井建立多井对比图而岩屑录井具有成本低、简便易行、了解井下地质情况及时、资料的系统性强等优点。
大牛地气田马五1+2亚段水平井高产主控因素研究
大牛地气田马五 1+2亚段水平井高产主控因素研究摘要：在地质资料及生产资料分析的基础上，对大牛地气田奥陶系马家沟组马五1+2段储层发育特征及水平井高产主控因素进行研究。
研究认为：储层发育岩性以泥晶-细晶白云岩、含膏角砾白云为主；有利储集空间主要为溶蚀孔洞、裂缝；储层孔隙度小于6%，渗透率分布在0.3-0.03mD之间。
研究区水平井高产主要受储层地质条件的控制，其次为压裂规模。
关键词：大牛地气田；储层特征；测井响应特征；水平井鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界奥陶系储层天然气显示良好，马五1+2亚段已提交探明储量104.97×108m³。
通过前人的研究，对奥陶系马家沟组岩溶地层的储层特征及发育控制因素有了一定认识，认为储层的发育受到沉积环境、古岩溶作用的控制。
自2012年起，大牛地气田开始对下古开展水平井大规模开发，2011-2016年为水平井开发试验阶段，初步形成古地貌预测技术，明确了马五1+2优质储层分布发育规律与物探响应特征，实施全段加砂酸压试验，水平井产能取得突破，截止2021年8月底，马五1+2段共投产水平井42口，日产气21.4×104m³/d，液气比1.29m³/104m³。
1马五1+2亚段储层特征研究1.1岩石学特征通过岩心、薄片观察，大牛地气田马五1+2亚段储层岩石类型为白云岩，主要发育泥晶-微晶白云岩、细晶-粉晶白云岩、含膏角砾白云岩三类[6]。
（1）泥晶-微晶白云岩：储集性能较差代表了位于潮上、潮间的低能环境。
（2）粉晶-细晶白云岩：储集性能较好，代表了潮间的中低能环境。
（3）含膏角砾白云岩：储集性能良好，代表了潮间带中水体相对较深的高能环境。
1.2储集空间类型研究区马五1-马五2受多期岩溶叠加改造，孔、洞、缝较发育[7]，主要的孔隙类型有：晶间孔、晶间溶孔、膏模孔、溶孔、溶洞、溶缝等。
（1）晶间（溶）孔：晶间孔和晶间溶孔是研究区的主要储集空间类型。
大牛地气田水平井钻井液技术
水防塌材料 控制。 钻井液性能 以低粘切为主 ， 大排量钻进 ． 随水平段延 伸逐 渐提高粘 切， 提 高携砂能力 ， 每钻进 ２ ０ ０ ｍ短起下钻一次。 钻井液性能 ： 粘度 ３ Ｏ ～ ６ Ｏ ｓ ， 密度 １ ． ０ ３ １ ． ０ ８ ￣ｃ ｍｓ 失水 ３ ｍＬ泥饼 ０ ． ３ ｍ ｍ， 切力 ２ ～ ４ ， ｐ Ｈ值 １ Ｏ ， 塑粘 １ １ ～ １ ３ ｍｐ ． ｓ 。 含砂 ０ － ３ ％， 固相 含量 ６ － １ ０ ％， 摩 擦 系数 ０ ． ０ ８ ３ ． ５ 钻遇极易坍塌 的泥岩地层 ３ ． ５ ． １ 选用适 当的钻井液密度， 提高钻井液对井壁 的支撑能力 一般 情况 下 ， 钻井液密度必须大于地层坍塌压力。 ３ ． ５ ． ２ 严格控制钻井液滤失量 ． 特别是高温高压 滤失 量 施 工实践发 现， 在钻井液 中加入适量 的磺化沥青等沥青类 防塌剂效果较好 。 ３ ． ５ ． ３ 当钻至易塌地 层时加大钻井液 中防塌剂 的用量 ．如乳 化沥青 Ｒ Ｈ Ｊ 一 ３等 ． 可以有效地 防止井壁坍塌 ３ ． ６ 钻遇煤层 ３ ． ６ ． １ 根据 地质提示进入 煤层前降低钻井液 液面张力减小煤 层毛细 管效应 ． 控 制失水在 ４ ｍＬ以下 ． 防止煤层垮塌。 ３ ． ６ ． ２ 提高钻井液密度至设计上限 ． 若上限仍 不够 ． 可向甲方请 示 ． 将 密度提高至 ｉ ． ２ ｇ ／ ｃ ｍ ３ 以维持井壁的力学平衡 实钻过程 中要认真分析 井下情况 ， 结合钻井 中地层压力监测结果 ． 及时调整钻井液密度 ． 控制 力学不稳固因素造成 的井壁坍塌 。 ３ ． ６ ． ３ 加入 １ ％的单项封 闭剂 和 １ ２ ％乳化沥青在煤层钻进 时对煤层 裂隙有效封堵起到支撑作用 改变钻井液的性质 ． 满足对泥页岩的有 效抑制和封堵 ３ ． ６ ． ４ 保持钻井液 内高分子包被剂和钾离子含量 ． 利用包被和钾离子 对粘土晶格 固定 ， 防止煤层泥岩物质 的水化分散引起的煤层垮塌的加 剧。 ３ ． ６ ． ５ 在易塌层调整钻井液流型 ， 减轻钻井液对井壁 的冲刷 。 ３ ． ６ ． ６ 起钻 时 ， 连续灌满钻井液 、 严格控制起下钻速度 ． 防止抽吸及压 力激动造成 井塌
大牛地气田水平井钻井技术难点与对策
大牛地气田水平井钻井技术难点与对策大牛地气田构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大、煤层段坍塌，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，通过优选钻头、螺杆合理选择，钻井参数优化，实施直井段防斜打直、定向稳斜段井眼轨迹控制、防塌、防漏堵漏技术、MWD、LWD轨迹检测控制，钻具失效预防等工艺措施，取得很好的效果。
标签：水平井；钻井技术；难点对策；大牛地气田鄂尔多斯盆地大牛地区块水平井施工中由于地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大和油气、水层的不确定性，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，导致钻井速度慢，周期长，井下复杂故障率高的技术难点，制定技术措施，达到预期效果。
1 钻井难点①钻头选型困难，大牛地水平井靶前距小、斜井段造斜率高，PDC选择难；②造斜段地层可钻性差、研磨性强，螺杆磨损严重，钻头寿命短，使用数量多，制约钻井速度；③大尺寸井眼定向机械钻速低；④定向扭矩摩阻大、托压、轨迹控制难度大；⑤钻具失效严重，频繁起下钻影响施工周期；⑥井漏、井塌严重，井眼净化困难；⑦大斜度井段钻遇煤层，煤层胶结松散，卡钻的风险高。
2 技术对策2.1 钻头优选根据地层及临井资料选用合适的钻头类型。
定向段下导向钻具和PDC钻头或者高转速轮牙轮完成定向造斜钻进，采用PDC钻头，钻头工作时间基本不受限制，在延长组-刘家沟组井段，推荐使用牙轮钻头HJ517G等；石千峰组-石盒子组，使用适合中硬到硬地层的PDC钻头；山西组以下地层使用617型牙轮钻头；造斜段使用PDC钻头。
2.2 优选钻井参数及钻具组合3.2.1 钻井参数2.2.2钻具组合优选一开：φ311.2mmbit+φ203mmNDC×1根m+φ203mmDC×2根+φ177.8mmDC×3根+φ158mmDC×6根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开直井段：φ215.9mmbit+φ172mmLG+φ158mmNHWDP×1根+MWD+φ158mmDC×（6-11）根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开定向段：φ215.9mmbit+φ172LG+φ158mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-30）根+φ127mmDP三开水平段：φ152mmbit+φ120mmLG+φ88.9mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-50）根+φ127mmDP2.3 井眼轨迹控制技术2.3.1 直井段防斜打直采用大钻铤，钟摆钻具组合，控制钻压等。
大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
contents
目录
• 水平井分支井完井工艺技术概述 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
特点 • 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术
实施步骤
contents
目录
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术 效果评估
• 大牛地气田水平井分支井完井工艺技术 未来发展展望
水平井分支井完井工艺技术的原理主要基于对地下油气藏的精细描述和模拟，通过精确控制钻头轨迹，实现在水平主井筒内 钻出多个分支井筒。
钻出分支井筒后，需要对分支井筒进行完井作业，包括固井、射孔、测试等环节，以确保分支井筒能够有效连通主井筒和油 气藏。
水平井分支井完井工艺技术的应用场景
水平井分支井完井工艺技术适用于各 种类型的油气藏，特别是对于低渗透 、复杂岩性、薄层等难以开发的油气 藏具有显著优势。
安装钻机
按照钻井设计要求，将 钻机安装在井位上，并 进行水平和垂直调整。
准备钻具
根据钻井深度和直径， 选择合适的钻具组合，
并检查其完好性。
钻进施工
开始钻进
启动钻机，按照设计要求进行钻进作 业。
控制钻压
根据地质情况和钻具组合，控制适当 的钻压，以保证钻速和钻头寿命。
监测钻井参数
实时监测钻压、扭矩、悬重、泥浆性 能等参数，及时调整以保证钻进效果 。
01
水平井分支井完井工艺技术概 述
水平井分支井完井工艺技术的定义
水平井分支井完井工艺技术是一种先 进的钻井技术，通过在水平主井筒内 钻出多个分支井筒，实现对地下油气 资源的有效开发。
该技术利用了水平井筒能够穿越油气 藏较厚区域的优点，提高了油气采收 率和开采效益。
水平井分支井完井工艺技术的原理
大牛地气田固井漏失情况分析与技术对策
大牛地气田固井漏失情况分析与技术对策大牛地油气田是华北石油工程有限公司的主战场，经过长达十几年的开发，这里大量推广三级结构水平井。
但是近年来固井过程中越来越多的发生漏失情况，一般程度的漏失会造成水泥浆返高不够，严重的漏失直接造成固井的失败，这些都会影响到后期的油气开发。
本文针对漏失的原因分析，结合实际的生产情况，制定出一系列应对漏失情况的技术对策。
标签：鄂北工区水平井固井漏失0前言固井是钻井工程中不可或缺的一部分，固井的成功和固井质量的好坏直接影响到整个钻井工程的成败及油气井的生产寿命。
近年来，鄂北工区越来越多的井在固井作业时发生漏失，轻度的漏失会造成水泥浆返高不够，重度的漏失直接造成固井的失败。
如何应对漏失已经成为大牛地油气田固井工程一个长期存在的难题。
本论文一共分三章。
分别从漏失原因，如何减少漏失情况的发生以及漏失后如何补救来讨论。
1漏失原因的分析1.1油田开发到后期对地层的影响大牛地最常见的开发井井型为三级结构水平井，几乎每口井在完井之后都需要进行压裂工程，以便更好的提升油气的产量。
压裂施工会往地层里注入大量压裂液，使地层裂缝增加，对地层造成一定的破坏。
随着油田开发到后期，井位逐渐紧张，加密井越来越多，经常一个井场周围就有好几个采气树，钻井队不仅要注意井眼轨迹与周围井防碰，周围井的压裂作业也使井队在打钻过程中经常发生漏失。
1.2易漏地层经过多年开发的经验，大牛地油气田最常见的易漏失地层为刘家沟。
为了满足压稳的要求，二开技术套管固井前钻井液密度一般为1.25g/cm3左右。
但是压稳和防漏有时候是鱼和熊掌不可兼得，满足压稳的前提下，脆弱的刘家沟有时候会发生漏失。
由下表可见，刘家沟垂深一般在1700-2000之间，岩性多为泥岩和砂岩互层。
固井设计一般过渡浆段200m，尾浆段一般400多米，尾浆和过渡浆封固垂长约为500m，因此封固刘家沟的是最后一部分打入井内的领浆。
水泥浆有一定的封堵效果，但是如果漏失比较明显，这种效果就可以忽略。
大牛地气田无土相复合盐钻井液体系应用分析与建议
大牛地气田无土相复合盐钻井液体系应用分析与建议摘要：针对鄂北工区双石界面井壁易失稳和废弃岩屑环保处理的难题，五普钻井分公司配合试验无土相复合盐环保体系钻井液。
通过在大牛地工区D1-537小井眼丛式井组中试验，与常规钻井液相比，该体系钻井液具有井壁稳定性强、携岩性优良、环保性能好和储层保护效果佳等特点。
同时亦具有成本高、磨阻难控、循环立压偏高等不足之处。
本文客观分析该体系钻井液在小井眼定向井中的实际运用效果，并提出使用建议，为后续施工具有参考意义。
关键词：无土相复合盐体系钻井液；井壁稳定；强抑制性1无土相复合盐钻井液体系简介井壁稳定方面，该体系在传统抑制性和微米封堵性的基础上，增添了超低渗透膜井壁稳定功能，使得该体系可在纳米级孔隙的泥岩表面形成一层超低渗透膜，使得泥岩持续向地层脱水，从而达到井壁稳定的目的。
储层保护方面，该体系无土相，低于1μm的颗粒基本没有，10μm以下的颗粒以可酸溶的超细碳酸钙为主，不会对储层造成固相伤害。
通过强抑制、半透膜井壁稳定来降低压差，并利用润湿反转剂来减小毛管力，协同以减少钻井液滤液进入储层；通过无土相和易降解聚合物来确保即使有部分滤液进入储层，对储层的伤害也非常小。
环境保护方面，而聚合物全部采用植物原料提取物制成，可生物降解，随着时间的推移，因聚合物粘度在井下造成的储层伤害会随着细菌的作用而逐渐消失。
该体系的聚合物全部由无色聚合物组成，不含沥青、褐煤等有色处理剂，不会对环境造成污染，而覆盖在其表面的聚合物以植物原料为主，经过细菌发酵后，自然晾干后，即可进行环保排放，不需要进行固化处理。
2无土相复合盐钻井液体系实际运用效果对比2.1 成本对比2.1.1 泥浆材料成本对比表1泥浆材料消耗对比表Tab.1 Mud material consumption comparison table无土相复合盐钻井液体系由于缺乏土的封堵作用，致使1-2μm粒度封堵不足，泥浆半透膜不能快速形成，对于砂岩渗透性好的地层渗透性较大，致使钻井液消耗量比常规钻井液要大。
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大牛地气田水平井排液方法研究朱明富(华北石油局井下作业公司 河南郑州450042)摘要 大牛地气田储层具有低压、低渗、低孔及薄层的特征,水平井是比较有效的提高单井产量、改善开发效果、提高采收率的技术措施,近年来水平井数量逐年增加,但水平井在渗透面积、渗流机理、气液两相流理论方面不同于垂直井,排液方法具有独特的特点,通过现场数据对比找到适合大牛地气田的水平井排液方法。
关键词 储层特征 水平井 渗漏特点 渗流特征 气液两相流 排液方法0 地质概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡,其上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等七套气层。
主要目的层孔隙度为6.8%~7.9%,渗透率0.325~0.906mD,地层压力系数为0.85~0.99,含气饱和度平均为57%,是一个典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。
该气田的规模开发始于2005年。
2003年开始进行开发先导试验,2004年进入开发准备,2005年进入了大规模开发阶段,年底已建成日产气近300万方,年天然气10亿方的生产能力。
到2008年已累计探明储量达3522.3亿方,三级储量合计7607.88亿方,目前仅动用了1120亿方,已建成30亿方的生产能力,是中石化向北京、山东、河南供气的主要气源地。
水平井作为 提高单井产量 的工程工艺技术措施,在大牛地气田的开发中已经取得了初步成效, DF2井、DP6井、DP3井先后在山1、盒3层获得经济可采自然产能。
水平井的数量自2006年以来呈现逐年增多的趋势,根据当前大牛地气田已经实施的水平井试气生产特点,分析研究提出了有利于携液、提高返排率和水平井最佳放喷排液时机及诱喷方式。
1 水平井的渗漏特点及危害水平井的增产机理在于增加了气层的裸露面积,增产的同时也增加了压井液和完井液的渗漏面积,从而增加了渗漏液量,对于大牛地气田水敏性储层,主要为蒙脱石发育且遇水膨胀,阻塞或减小孔隙的吼道半径,易造成渗透性的急剧下降且不可逆转,在施工过程中表现出储层的渗漏液量大、渗透距离远、返排困难(时间长)的特点。
本文对DF2井山1气层后期试采排液进行了跟踪,该井2007年12月8日10:00开井试采,共计90天,累计产天然气392.6575 104m3,日均产气4.3629 104m3 d,累计产液43.69m3,日均产液0.48m3,平均氯离子含量为1838mg L,水型为重碳酸钠,为完井液或泥浆滤液,至试采结束,排液率为112%,数据见表1。
表1 大牛地气田部分水平井排液数据表井名层位排液气产量(104m3 d)管柱下深(m)管柱尺寸(mm)排液时间(天)氯离子含量井筒液返排率(%)无阻流量(104m3 d)DF2山1 1.7713093.5273mm10250091.810.5932(长庆) DP3盒3 5.5602881.4473mm116264592.37.0000(二项式) DP6山1 3.1443906.2873mm84000163.38.2453(长庆) DP9山1 2.4013792.3773mm45500082.5 3.2900(长庆) DP11山1 1.1993810.0973mm233380106.6 2.3562(长庆)DP35-1太2 1.3092475.2473mm61816067(入地液量) 2.7088(长庆) DP12山1-2 1.3203729.8173mm+89mm10.1747000177(入地液量) 2.45(长庆) DP15山1-2 1.2903339.2860.3mm11.3360090 1.262011年4月油 气 井 测 试第20卷 第2期[作者简介] 朱明富,男,1996年毕业于华东石油大学石油工程专业,主要从事试油气管理与研究工作。
从试气和试采排液数据分析,浸入地层的液体存在着浸入液量大、浸入深度深、返排时间长,返排困难的特点。
2 气举排液的效果分析大牛地气田采用反举排液,影响排液效果的因素有管柱下深、管径、液体的密度和粘度、储层的产能和压力及后期排液方法等。
管柱下入深、管柱小、液体的密度小、粘度高、储层产能高、压力高则气举效果好,反之则气举效果差。
因此气举方案需综合考虑储层、液性来设计管柱的深度和管径,避免过高的举通压力或不能举通液柱。
表2为水平井气举数据,DF2井第一次气举由于管柱下深较浅排液不充分未形成自喷,DP15井采用小油管实现了低产气层的自喷。
表2 大牛地气田部分水平井气举数据表井名层位压力系数增产措施诱喷方式管柱深度(m)举通压力(M Pa)液氮用量(m3)排液量(m3)管柱类型无阻流量(长庆公式)(104m3 d)DF2山10.95完井液反举3093.5228 33.462.0117.873mm24 33.120.815.373mm10.5932P3盒3 1.02酸液反举2881.4421 30.952.6115.573mm7.00(二项式) DP6山10.95完井液反举3906.2826.2 31.066.097.473mm 6.3223 DP9山10.95完井液反举3792.3729.5 30.965.9712873mm8.2453 DP11山10.95完井液反举3810.0924.8 30.969.0120.673mm 3.2900 DP15山1-20.95完井液反举3339.2823.2 31.169.2138.860.3mm 1.2629DP12山1-20.95完井液反举3992.1429 31.178.815273mm0.2555完井液反举3992.1418.4 31.156.47.673mm0.2555完井液反举3388.6229.1 31.140.016.173mm0.2555压裂液反举3729.8162.08073mm+89mm 2.45压裂液反举3729.8170.07073mm+89mm 2.45举通压力斜线前为施工数据,斜线后没计算数据3 放喷排液方法3.1 水平井渗流阶段的划分根据渗流理论,水平井流动分为:垂直拟径向流、线性流动、拟径向流阶段三个阶段,垂直拟径向流流动阶段主要为水平段的流动,线性流动主要为水平段和地层之间的流动,拟径向流主要为地层的流动,由于水平井段的渗透阻力小于线性流动和拟径向流动,表现出初产产能较高,随后产量逐步递减至拟径向的稳定阶段,因此在放喷排液初期选择较高的气产量放喷可以加快排液速度。
在不同的渗流阶段选择不同的产量充分利用地层能量尽快的排液,以提高返排率。
3.2 气液两相流流态的划分根据气液两相流动理论,水平井段流型分为:分离流、间歇流、分散流三种流态。
在水平段无滑脱现象发生,以分散流消耗能量最少,阻力主要来自于气相克服井壁摩擦力,裸眼完井的摩阻大于套管和筛管完井。
垂直井段气液两相流型为:泡流、段塞流、环流、雾流,在井筒流动过程中能量主要消耗在垂直井段,由于气液比重差别较大,流动过程中易产生滑脱损失,比较四种流型,段塞流消耗地层能量最小。
在高产井排液过程中主要为水平段的分散流、垂直段的雾流为主,液滴分散在气流中;低产井主要以水平段的间歇流和垂直段的泡流和段塞流流型为主,考虑到段塞流消耗能量最小,对于低产井可以考虑以间歇式排液的方法排液。
3.3 临界携液流量气井携液临界流量计算公式:q sc= 2.5 104AP wf g (ZT)(1) g=7.15[ ( L- g) 2g]0.25(2) g= 3.48 103P wf g (ZT)(3)式中:q sc 气井携液临界流量,104m3 d; g 最小临界流速,m s;A 油管截面积,m2; 气液表面张力,N m; L、 g 气体、液体密度, kN m3; g 气体相对密度。
通过大量经验数据,近似计算一般采用:对于水 =60 10-3N m, L=1074kg m3;对于凝析油, =20 10-3N m, L=721kg m3;从上述公式看出,对于一口井,在某一稳定气产量下,气体携液能力和油管管径横截面积成反比,管径越小,气体流速越大,携液能力越强。
(下转69页)67第20卷 第2期朱明富:大牛地气田水平井排液方法研究越强,从而使防喷管堵头具有了一定的自封性能。
2.3 直通式密封通道利于密封橡胶的更换更换防喷管堵头内密封橡胶是经常性的工作,每测2~3口井就要更换一次。
常规防喷管堵头内密封通道采用半开结构,密封橡胶只能从一头拆卸和安装,由于密封橡胶在平时的高强度挤压下,和密封通道结合得紧,这种半开结构拆卸和安装密封胶皮很麻烦。
把放密封橡胶的半开结构通道设计为直通式结构,需要更换内部密封橡胶时,卸开防掉器筒和压帽,利用直径合适的细铁棒可以直接推出密封橡胶,操作简便。
2.4 用油杯式压帽代替普通压帽,赠加润滑功能普通堵头因为密封橡胶和钢丝之间是干摩擦,密封性较差,在高压井测试时,压帽需要更大的力量压禁橡胶才能密封,这样,仪器下放就很困难,需要人工用手往井内拄钢丝,操作危险性较大。
通过在压帽上设计油杯,在高压井测试仪器下放比较容易。
3 应用效果(1)油杯式润滑和高压井自密封性减少了工人爬防喷管的次数。
(2)防掉功能杜绝了仪器因意外原因撞在堵头上造成的仪器落井事故,提高了测试安全性。
该多功能堵头通过进一步的改进,压缩了长度,防掉器长度仅6cm,小巧、实用、操作简单。
自2006年使用以来,没有出现一次仪器撞在防喷管造成的仪器落井事故,测试安全性得到很大提高,具有较好的使用和推广价值。
(3)密封通道直通式结构缩短了职工更换密封盘根的时间。
以往更换密封盘根大约需要10~20min,而多功能堵头更换密封盘根只需要2m in 作用。
提高了工作效率。
参 考 文 献[1] 试井手册 编写组.试井手册.北京:石油工业出版社,1991:248-251.本文收稿日期:2010-4-22 编辑:方志慧(上接67页)3.4 水平井排液方法水平井排液需综合考虑水平井的各流动阶段的渗流特征及产量,实时控制气液两相的流态,满足气相的临界携液流量,减少能量损失,充分利用地层能量或地层+压裂弹性能量尽快排液,减少地层污染。
水平井放喷排液在初始阶段具有较高的气产量,因此选择较高的气产量排液,随着产量的降低,主要根据地层能量、供液能力、液体性质(比重、粘度)依据上述理论合理选择气产量。
对于高产井地层能量充足,选择较高的产量放喷排液同时尽量放大压差扩大渗流半径;对于低产井由于地层能量不足,井筒易产生积液造成水淹,选择段塞式流动带液,一般采用交替式低气产量生产高气产量带液;压裂井能量来源于地层能量+压裂时产生的弹性能(采用强制裂缝闭合工艺技术利用压裂时的弹性能)尽快排液,在大牛地气田水平井排液取得了良好的效果。
4 结论建议(1)一次性气举排液效果虽较好,但举通压力高,易对地层造成污染,建议采用连续油管进行分段气举,降低举通压力。