非常规压裂井口及地面测试流程配套应用

非常规油气资源具有其特殊的性质,在勘探开发过程中需要进行大规模的压裂改造施工。常规压裂一般施工排量为4～6m3/min,施工用液量一般在500～600m3;非常规压裂施工排量为10～15m3/min,单层用液量2000m3左右,而且非常规压裂通常采用的是电缆传输桥塞及射孔枪的形式,这就决定了压裂井口既要能承受施工压力,同时又必须有足够大的通径。另外,由于单井压裂用液量达上万立方米,导致返排周期长。针对目前常规压裂井口及试气装置存在的不足进行了研究,设计配套了非常规压裂井口及地面测试流程,在河南油田几口页岩油气井大型压裂施工中应用,取得了较好效果。

长宁-威远区块页岩气井地面测试流程优化影响因素分析

长宁-威远区块作为国家页岩气开发示范区,其勘探开发工作快速推进,预计到2020年天然气产量将达到100×10~8m^3/d。为了适应示范区高效、低成本的建设需要,各项钻完井技术不断优化完善。示范区页岩气地面测试技术作为钻完井技术组成之一,除了具备常规井地面测试作业功能外,还需满足试采、井口高压除砂、压裂砂堵应急处理和钻磨桥塞地面压力控制流程等多项作业。地面测试流程优化十分必要,但影响地面测试流程优化的因素也较多。文章作者从长宁-威远区页岩气气藏特征、地理环境、工厂化拉链式作业模式、作业功能需求等方面分析对地面测试试流程优化的影响,并提出了下一步地面测试流程优化的建议。

塔河油田三高油气井地面测试流程优化研究

塔河油田三高油气井具有超深、高温、地层漏失严重、多相流等特征,在进行完井测试作业过程中,地面测试流程主要面临地层流体温度高、多相流体分离计量、硫化氢防护、含硫原油转运等难题。本文围绕塔河油田地面测试流程相关要求出发,严格依照油气井地面测试流程的选取、安装、试压技术标准,对新疆境内的塔河油田地面测试流程配套进行系统的优化研究,以便为油气井今后的开发和保护提供若干有益的参考。

高温高压含硫气井测试地面流程优化

川东北气藏属于高温、高压、高产和含硫海相碳酸盐岩气藏。该气藏气井常规地面测试流程存在地面管汇多处节流和转向,容易形成冰堵、现场操作复杂、含H2S气井测试现场安全性要求高,不易采用人工方式等难点。对气井常规地面测试流程进行了优化:①在测试期间原则上不频繁开关采气树闸阀,第一级节流管汇要临时起到作为井口装置的作用,多台管汇台组合使用;②采用热交换效率高的EXPRO35/14型换热器和EXPRO三相分离器;③采用EXPRO地面数据采集系统,可实时采集监测数据,并可以以数字或曲线图的形式显示,按需生成各种报告;④在流程管汇与井口之间设置了ESD紧急关闭阀,可实现瞬时关井。PG101-3井和HB2井的现场应用表明,优化的"70MPa-35MPa"和"105MPa-70MPa"两级节流地面测试流程具有闸门倒换灵活、易于实现有效井控的优点,能适应高压、高产、较长时间下测试的需要,完全能满足川东北地区海相气藏的测试要求。

土库曼斯坦油气田测试技术

阿姆河右岸B区、C区和南约洛坦区块均为高温高压高产高含硫酸性气田,油气井测试过程中存在设备超压、刺漏、腐蚀和硫化氢有毒气体泄漏等风险。针对阿姆河右岸区块和南约洛坦区块的气藏特性,总结研究了适合这一区域的试油工艺方式,包括射孔+测试(酸化)联作管柱优化和地面测试流程优化等。井下测试管柱优化后,经实际应用,成功率达95%;地面流程优化后,实际应用成功率100%。

川东北普光气田试气投产井控技术

普光气田井控工作是关系到普光气田开发成败的关键,通过井控装置的设计及应用、屏蔽暂堵技术、气测录井监护、EE级地面测试流程等技术的成功应用,使普光气田30多口气井安全投产,确保了普光气田开发成功,攻克了高含硫气田试气投产井控这一世界性难题。

页岩气水平井压后返排动态调整技术

1.目的页岩气水平井压后返排作为压裂施工作业中的重要一环,对于整体的压裂和生产效果都有着重要的影响。但在目前的现场实际施工中,压后返排的工作制度往往由现场技术人员依据其自身经验来确定,难以满足页岩气开发上产愈发精细的要求。若返排时所用油嘴过大,有可能导致大量支撑剂回流,压裂后形成的裂缝无法得到较好的支撑;采用大油嘴返排还有可能增大支撑剂破碎率和嵌入率,增加裂缝的应力敏感伤害,直接影响裂缝的有效导流能力,并且大量支撑剂的高速喷出还有可能导致地面测试流程的损坏。反之,若返排时所用油嘴过小,则有可能增大水相圈闭伤害,并且返排初期裂缝中的悬浮物、残渣、岩屑、微粒、结晶盐等不能及时返排出来,容易造成堵塞,严重影响页岩气井产量;此外,小油嘴返排也不能满足现场生产单位快速上产的需求。