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。
大牛地气田水平井注醇量的计算分析
大牛地气田水平井注醇量的计算分析一、概述对于大牛地气田这样的“三低气田”，结合气田滚动开发的建设经验，为了防治在井筒和集气管线中形成水合物冻堵，采用甲醇作为抑制剂是比较合适的。
针对水平井目前产气量大、产水量高的特点合理的进行水合物抑制剂注入量的选择是在集气站工艺设计中重要的一环。
大牛地气田截止至2012年9月1日，投产水平井55口，主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。
本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井，对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。
对于投产2年以上的水平井的生产数据以DP35-1为代表进行统计，该井投产于2009年5月。
DP35-1单井配产1.7万方，投产至今产气量维持稳定，能具有代表性的反应出稳产期水平井的各项参数。
该井目前处于稳产期，其压力、产气量、产水量在每年的各个时期都基本上处于一个稳定的范围之类，而与以上各参数相关的甲醇的注入量相对稳定。
二、注醇量的计算2.基础参数目前大牛地气田除33#集气站外均采用“高压集气”工艺，即“井口不加热、不节流”，气井天然气通过高压采气管线输往集气站集中加热、节流、计量、处理，集气站天然气在经过二级节流后，集气站天然气外输压力为5.0MPa。
在集气站内建有注醇泵，集中向单井注入甲醇作为水合物抑制剂。
目前大牛地气田新建水平井基础参数为所示：水平井生产基础参数3.计算结果及分析经过计算，新投产的水平井在井口压力15MPa～23MPa，井口温度0℃～20℃时，甲醇最低的富液溶度范围在44%～59%之间。
水合物抑制剂的注入量收到气井生产诸多因素的影响，下面将分别针对影响甲醇注入量的各种因素进行计算，分析出各个因素对甲醇注入量的影响，本次计算考虑作为抑制剂注入的为纯甲醇。
3.1井口压力对甲醇注入量的影响随着气井生产过程的持续，下面对不同的井口压力对注醇量的影响进行计算。
因气井生产的井口温度为0～20℃，为了便于计算，本次选取井口温度的平均值10℃作为统一的温度条件，计算结果如下表所示：不同井口压力对应的注醇量对比可以看出，随着气井压力的下降，在同一温度条件下，水平井所需要的甲醇最低富液浓度也在逐渐减少。
大牛地气田水平井冻堵浅析
大牛地气田水平井冻堵浅析一、陈述大牛地气田自2012年开始在大8-大10井区进行水平井的开发及生产，目前大牛地气田水平井集气站采用“高压集气、低温分离、井口注醇”的工艺进行生产，采取注入抑制剂为甲醇，可有效地防治水合物冻堵现象的发生。
但甲醇具有中等毒性，易挥发，通过呼吸道、食道侵入人体，对人中毒致死剂量30mL，如果空气中含量达39～65mg/ m3，人在30～60min会出现中毒现象。
因此，使用甲醇必须采取可靠的安全措施。
二、水平井生产概况大牛地气田截止至2012年9月1日，投产水平井55口，主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。
本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井，对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。
对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DPH-10、DP41S、DP43-5H、DPH-8为代表进行统计，这四口水平井均投产于2012年7月～8月之间，属于刚刚投入生产的水平井，能够反应出水平井在投产之初的特有生产情况。
处于刚投产初期的水平井产气量在生产一段时间后能够保持稳定，且产水量和产气量维持一个正比的关系，但其中的也有例外，气井DP41S产气量是本次统计的4口水平井中最低的，仅约为2×104m3/d，而产水量却一直高居不下，然而根据目前的注醇量数据显示，注醇量最大的气井却是目前DPH-10，且投产至今DP41S、DP43-5H、DPH-8尚未出现过管线冻堵情况，仅DPH-10在8月17日出现过井口冻堵。
因生产时间短，水平井在投产初期存在着压裂液的反排等一系列特殊阶段，详细的生产参数需待水平井投产一段时间后方能明显的显现出来。
对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DP16、DP30H、DP27H、DP28T 为代表进行统计，这四口水平井均投产于2011年10月～12月之间，经过2011年的越冬生产及2012年的夏季生产，一年间各个时期的生产数据都有详细的记录，能够充分反应出水平井在稳产初期的生产情况。
大牛地气田水污水井回注潜力分析
Analysis of reinjection potential of water sewage well in Daniudi gas field
Xie Baolin Zhou Huimin Zhang Jiawei China Petroleum Chemical Cooperation Eastchina Oil and Gas Branch Company，Zhengzhou 450000 Abstract：In this paper，the limit water injection model of wastewater reinjection wells in Daniudi gas field is established by volume method. The model uses the existing dynamic data of sewage reinjection wells，and the parameters are accurate and easy to obtain，thus avoiding the difficulties and uncertainties in obtaining large amounts of static parameters. The application of 3 sewage wells in Daniudi gas field shows that the model can accurately predict the limit reinjection capacity of a single well，and provides an important theoretical basis for safe and efficient wastewater reinjection. Keywords：wastewater reinjection；volumetric method；reinjection quantity
基于两相流模型的直井动态排积液方法研究——以大牛地气田为例
基于两相流模型的直井动态排积液方法研究——以大牛地气田为例姜一【摘要】有效排出积液对低压低产气井的稳产保产具有重要意义.针对目前大牛地气田直井积液状态无动态监测手段、排液方法相对粗糙的缺陷进行排积液方法研究.首先基于两相流的形成与转换机理,结合环状流、过渡流、段塞流、泡状流4种流态的特征,定义了无积液、井壁积液、井筒积液、井底积液4种积液状态;其次,通过对比实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系,将4种积液状态的气井进一步细分为8类,并将泡沫排水、提产带液、降压带液等排水方法进行组合,制定了针对性的8类排积液方法;最后,实例分析证明该方法在现场应用中取得了良好的效果.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2017(014)015【总页数】5页(P73-76,81)【关键词】两相流模型;流态判别;积液状态;泡沫排水;降压带液;大牛地气田【作者】姜一【作者单位】中石化华北油气分公司采气一厂,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】TE375鄂尔多斯盆地大牛地气田是典型的低渗、低压、低产气田，气田开发以直井为主，气井普遍产水，平均产水量0.4m3/d。
大牛地气田普遍应用泡沫排水(简称“泡排”)工艺，并围绕着泡排药剂优选、泡排影响因素、泡排工艺效果评价等方面开展了广泛的研究[1～10]。
随着气田开发进入中后期，多数气井的实际产量已低于临界携泡流量，早期单一的泡排工艺已无法有效排出积液，积液问题造成的井底回压增加、井筒气液滑脱效应加剧，气井难以稳产的问题日益突出。
通过分析泡排工艺在大牛地气田的应用现状，总结出目前研究存在的缺陷主要有以下两个方面：第一，井筒积液状态不明晰，导致选择的排液方法缺乏针对性；第二，实际产量低于携泡流量的气井应当如何有效排液，缺乏系统的方法。
综上所述，笔者以两相流模型为基础，依据4种流态特征定义了4种积液状态，通过判别实际产量与各流态的形成边界以及临界携泡流量的大小关系，将直井细分为8类，并提出了针对性的排液方法。
大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究
大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究薛成国【摘要】准确预测压裂液返排率是压裂后排液阶段评价储层压裂效果的重要内容.依据离子浓度分析法,提出了实际压裂液返排率计算模型,并对大牛地气田压裂水平井实际压裂液返排率进行了计算分析.结果表明,实际压裂液返排率随返排时间的增加而趋于稳定,此时质量浓度不再变化,可结束试气工作,从而达到缩短试气周期、降低施工成本的目标;当质量浓度稳定时结束压裂液返排,压后返排率与实际压裂液返排率之间呈线性关系,可根据该关系预测实际压裂液返排率,进而快速评价水平井压裂效果.%Accurate prediction of the flowback rate of fracturing fluids is an important component in evaluating reservoir fracturing result.On the basis of ion concentration analysis method,a model of fracturing fluid flowback rate was proposed and the flowback rate of the horizontal wells in Daniudi gas field were calculated.The results show that the flowback rate tends to be stable upon some time elapsing.At this time,the mass concentration of the chloride ions no longer changes,so the work of gas testing can be ended to shorten the testing time and cut down the operation cost.The flowback rate and the actual flowback rate have a linear relation when the flowback is finished and the concentration of the chloride ions is stable.The flowback rate can be predicted according to the linear relation,and the fracturing effect of the horizontal wells can be evaluated quickly.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2017(029)002【总页数】4页(P123-126)【关键词】大牛地气田;水平井压裂;离子浓度分析法;实际压裂液返排率【作者】薛成国【作者单位】中石化华北油气分公司石油工程技术研究院河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE377薛成国.大牛地气田压裂水平井压裂液返排率研究[J].中国海上油气，2017,29(2)：123-126.XUE Chengguo.Study on the flowback rate of fracturing fluids in the horizontal wells in Daniudi gas field[J].China Offshore Oil andGas,2017,29(2):123-126.水力压裂是低渗透油气藏开发评价和增产增注必不可少的技术措施[1-3]，水力压裂过程中压裂液在裂缝内外压差的作用下不可避免地会向地层内滤失，从而对储层造成伤害，而压裂后试气过程中的压裂液返排工作则是水力压裂作业的重要环节，因此确定试气过程中压裂液返排率的大小对评价压裂效果起着重要作用。
大牛地气田水平井优快钻井技术
大牛地气田水平井优快钻井技术大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。
本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。
根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。
标签：大牛地气田；水平井；优快钻井1 大牛地气田的地层特点及钻探难度1.1 地层简介大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。
1.2 钻探难度该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。
在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。
2 提高机械钻速的技术措施通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。
2.1 钻头优选①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。
②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。
如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。
刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。
通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合片碎裂、掉片。
大牛地气田保护储层钻井完井液技术研究
大牛地气田保护储层钻井完井液技术研究随着我国油气勘探开发的不断推进，大牛地气田作为新开发区块，已经成为我国油气产业的重要组成部分。
储层保护技术是油气勘探开发中极为关键的环节之一，而钻井完井液作为关键保护工具，在保护储层的同时也对储层开发起到了重要作用。
本文将对大牛地气田保护储层钻井完井液技术的研究进行探讨。
一、大牛地气田储层的特点大牛地气田位于我国西北地区，地质构造特殊，地层厚度大，深度深，是一大型滩坝气藏，属于致密砂岩气藏。
气藏中的天然气含量丰富，但孔隙度较低，渗透率也不高，因此开采难度较大，而且存在着较高的钻井风险。
二、钻井完井液的作用在油气勘探开发中，钻井完井液是非常重要的一环。
它能够清洗井眼，润滑钻头，控制孔隙压力，封堵漏失，加固井壁，防止漏水泥等。
在大牛地气田这样的难开发气藏中，钻井完井液的作用更是不可或缺。
三、大牛地气田保护储层钻井完井液技术研究1.完井液的选择钻井完井液的种类繁多，不同种类的完井液具有不同的性能特点，选择合适的完井液可以更好地保护储层。
在大牛地气田中，要选择低污染、低毒性、低腐蚀、高渗透性、高密度的完井液，以保护储层的完整性。
2.完井液配方的优化完井液的配方是影响钻井效果的关键因素之一。
在大牛地气田的气藏中，选用适宜的配方可以增加完井液的渗透性，改善井壁稳定性，起到更好的保护储层的作用。
3.完井液的施工管理完井液的施工管理直接影响着储层的保护效果。
要加强施工人员的培训，确保施工操作规范，掌握好施工时机、浓度和量的合理控制，以确保储层的有效保护。
四、结论钻井完井液是重要的油气勘探开发工具，也是保护储层的关键保护工具之一。
在大牛地气田这样复杂的气藏中，选择合适的完井液、优化完井液配方、加强完井液的施工管理，才能更好地保护储层，确保气田的长期稳定开发。
五、挑战与解决方案大牛地气田是一个复杂的气藏，其中存在许多困难和挑战。
针对这些问题，需要采取相应的解决方案。
1.孔隙度低、渗透率不高由于大牛地气田孔隙度低、渗透率不高，开采难度较大。
大牛气田水平井钻井提速技术
浅谈大牛气田水平井钻井提速技术【摘要】为了提高大牛地气田油气储藏动用率和单井产能，2002年在大牛地气田首次进行了水平井施工，经过多年水平井提速的探索与研究，大牛地气田水平井在井身结构、钻头选型、钻井液防塌技术和下套管固井防漏等方面逐渐形成了一系列配套成熟的特色技术，通过现场施工表明，这些配套技术在大牛气田提速提效上取得了较好效果，对其它油气田水平井提速提效也具有重要参考价值。
【关键词】大牛地气田水平井井身结构钻头选型1 井身结构优化技术1.1 大牛地气田水平井井身结构发展井身结构是钻井工程设计的重要内容之一，大牛地气田水平井井身结构大致经历了三个阶段。
过去由于结构不合理，导致建井周期长，成本高，事故率也高现象，从2010年至今，形成了水平段φ152.4mm小尺寸井眼中长半径为主井身结构，水平段长约800m，从已钻近10口水平井进行统计，钻井周期大幅缩短，钻井事故和复杂情况大幅减少，并形成了与之相配套的大牛地气田水平段分段压裂成熟技术。
1.2 大牛地气田水平井井身结构评价分析（1）通过井身结构优化技术，钻井周期大幅缩短，通过井身结构优化，大牛地气田水平井钻周期由过去平均100多天降低到平均50.79天，根据近几年试气情况看，小井眼单井产能整体高于大尺寸井身结构井眼。
（2）水平井井身结构优化，除钻井周期缩短，钻井施工成本也降低1倍以上，全井井下事故和复杂情况大幅减少。
2 水平井水平段pdc钻头选型研究及应用2.1 大牛地气田水平井pdc钻头优选难点（1）根据大牛气田地层可钻性特点和分析研究大牛地气田各类pdc钻头多年使用情况，大牛地气田目的层井段下石盒子组、山西组和太原组几套地层都不同程度的含有砾石，地层研磨性强，水平井存在单只钻头进尺少，机械钻速低等问题。
（2）大牛地气田地层研磨性强，水平井pdc钻头需要具较强的保径能力，且水平段较长，摆工具面和调整次数多，除了要求有较高机械钻速，还要考虑到定向摆工具面和定向钻进时的稳定性。
浅析大牛地气田水平井地质导向难点
文章编号：０ ５ ６ ３ （０ ０ １— １９ ０ １０ — ０３ ２ １ ）６ ０ ８ — ４
Ｓ ＩＴ Ｃ Ｆ Ｒ Ａ Ｉ Ｎ Ｄ Ｖ Ｌ Ｐ Ｅ Ｔ＆ Ｅ Ｏ Ｏ Ｙ Ｃ—Ｅ ＨＩ Ｏ Ｍ ＴＯ Ｅ Ｅ Ｏ Ｍ Ｎ Ｎ Ｃ ＮＭ
２１年 ００
第２卷 Ｏ
第 ｌ 期 ６
Ｓ ＯＮＧ －ｕ ， Ｙｅｘ ｎ ＤＯ ＮＧ ａ ｇ Ｆ Ｌｉｎ ， ＥＮＧ ｈ ｏ ｈ ｉ Ｓ ａ －ｕ
ＡＢＳ ＴＲＡＣＴ： ｈ ｓｐ ｐ ｒ ｘ ｏ ｎ ｓｔ ｅ ｐ ｉ ｃ ｐ ｅ ｆ ｄ ｐ ｉ ｇｃ ｒ ｕ ａ ｉ ｎ ｍｅ ｈ ｄ ｆ ｒ ｎ ｔ ｒ ｇｉ ｏ ｒｃ ｂ ｅ ｉ ｔｏ ｕ ｅ Ｔ ｉ ａ ｅ ｐ ｕ ｄ ｒｎ ｉ ｌ ｓ ｏ ｔ ｉｃ ｌ ｔ ｔ ｏ ｅ ｈ ｏ ａ ｎ ｏ ｏ ｍｏ ｉ ｉ ｐ ｗｅ ａ ｌ ， ｎ ｒ ｄ ｃ ｓ ｏ ｎ ｎ
（ ） 场 调 试 运 行 证 明 ， 系 统 运 行 稳 定 性 良好 ， 量 准 确 ３现 本 测
［ ］ 王星 ， ４ 尚涛， 陈兵 ， ． 联网海底 电缆护套绝缘监测方法 等 海南
［ ］ 方 电 网技 术 ，０ ９ ３ １： — ５ Ｊ． 南 ２０ ，（ ） ２ ６ ． ６
（ 责任编辑 ： 戚米莎 ） 第一作 者简 介 ： 业勋 ， ，９ ４年 ７月 生 ，００年毕 业于 宋 男 １７ ２０ 太原 电力高等专科学校 电力 系统及 其 自动化 ， 助理工程师 ， 太原 供电分公司 ， 山西省太原市 ，３０ １ ０００．
法做如下介绍。
外， 水平井工程钻进方式 也有所改变 ， 主要是使 用 了 Ｐ Ｃ钻头 ， Ｄ
造 成 岩 屑 细 小 、 时参 考性 降 低 。 在 大 牛 地 的水 平 井 录 井 中 ， 钻 由 于 地 层 原 因 造 成 多 口井 的重 复 和 提 前 完 钻 ， 为此 ， 们采 取 了 多 我
大牛地水平井速度管排液技术应用及改进
大牛地水平井速度管排液技术应用及改进周舰;张凌筱【摘要】大牛地气田水平井具有低压、低产、携液能力差的特点,需更换小直径油管来提高气流速度,预防井筒积液.更换常规小油管需压井作业,返排周期长且漏失量大,容易污染地层.根据气井携液理论和管流压降模型,优选出φ38.1mm速度管作为生产管柱进行排水采气.现场应用表明,速度管排水采气效果明显,解决了低压低产水平井排液难题.针对速度管施工过程中打掉堵塞器压力过高或堵塞器打不掉现象,降低密封圈压缩率至5.57％,实现密封圈与密封圈槽合理匹配,同时在速度管与堵塞器间设置承压能力低的剪切件,安装在密封圈下方,既保证堵塞器密封效果,又解决了堵塞器不易从速度管上脱离的问题,提高了施工作业和工艺一次成功率,满足现场生产要求.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2015(005)006【总页数】5页(P41-45)【关键词】大牛地气田;水平井;速度管;排水采气;堵塞器【作者】周舰;张凌筱【作者单位】中国石化华北分公司工程技术研究院,河南郑州450006;中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南郑州450046【正文语种】中文【中图分类】TE377大牛地气田累计探明储量4 545.63×108m3，已经动用2 316.44×108m3，未动用2 229.19×108m3，储量动用率仅为50.96%，未动用储量由于品质差，直井难以取得经济有效开发。
通过前期探索，水平井已实现大牛地低品质气藏经济有效开发[1]。
目前大牛地气田共有水平井269口，形成了日产天然气669.8× 104m3，建成了国内第一个十亿方产能建设水平井气田。
低品质气藏水平井普遍具有低压、低产、携液能力差的特点，导致气井携液效果不好，引起井底积液，严重时甚至导致水淹停产，给整个气田老区稳产和新区上产带来了极大的挑战。
为了解决这一难题，确保低压低产气井正常生产，就需要提高生产管柱的气流速度，增强气井的携液能力，为此，需要更换小直径的油管来提高气流速度。
水平井大规模压裂后排液求产方法探讨
水平井大规模压裂后排液求产方法探讨摘要：本文根据现目前已施工的9口井统计分析和经验总结，主要描述水平井多级压裂后排液求产方法，从压后返排情况，放喷选择合适的油嘴快速返排压裂液，通过放喷产量、井口压力、日产气量研究合理的钻塞时间和条件，快速返排压裂液。
通过压后产能变化规律的分析，选择适合的泵型排液求产。
关键词：水平井大规模压裂；油嘴放喷；螺杆泵；返排率引言随着大庆勘探工作的逐渐展开，低渗透油层的勘探开发工作也相继开展，水平井具有增大泄油面积，提高流动效率，暴露更多的天然裂缝系统的特点，它的多级压裂对于提高油层产能和解决低渗透油层难动用储量的开采具有重要意义。
1、放喷控制方法优选对2011年以来采用大规模压裂的9口水平井压后返排情况进行统计，除XX1井外，储层物性好，返排见油速度相对较快；相同储层下，XX2和XX3压裂液打入量多，返排见油速度快，而 XX4 和 XX5 压裂液打入量多，返排见油速度慢。
所以返排见油速度与打入压裂液量的关系还需要以后大量施工井的统计来查找规律。
可得出结论：水平井大规模压裂后，返排率 15%左右后见油产出。
水平井大规模压裂后，返排率20-30%之间日产油量达到最高值。
1.1合理选择油嘴控制放喷通过 9 口井的统计放喷前期最高日产液 235-449m3/d，平均370m3/d；放喷末期日产液41-160m3/d，平均91m3/d；放喷时间 2-20d，平均 12 天。
为了快速返排压裂液，同时又要防止支撑剂回流，需要选择合理的油嘴控制放喷，通过公式计算控制合适的油嘴返排量。
根据计算选取不同油嘴，针对油嘴在各个井口压力下的常用产量。
2、钻桥塞最佳时间优选放喷结束后将井底投球暂堵式桥塞快速钻磨掉，使井内完全畅通。
放喷前期平均日产液370m3/d，井口压力16MPa左右，大多数井放喷10天后日产液小于100m3/d，井口压力降为零，由于XX1井不是采用投球暂堵式桥塞，桥塞没有过液通道，只是放喷最后压裂的那一段，所以放喷时间短。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。