天然气气井钻井安全管理实效性分析

随着经济的不断进步,城市化进程逐渐加快,人们对于矿产资源的需求量与日俱增,尤其是天然气等传统能源。针对于天然气的开采方式也在不断发展。作为常见的天然气开采技术之一,气井钻井开采以其高专业性、高技术性,在生产中应用广泛。但是由于开采环境复杂、技术人员能力存在差异等原因,促使天然气气井钻井技术实效性,往往难以负荷日益增长的天然气需求。针对天然气钻井安全管理现状,探究了提升天然气气井钻井安全管理实效性的方法。

天然气气井腐蚀与防腐技术研究

天然气气井油管腐蚀类型多样,且腐蚀范围各不相同,本文就天然气气井腐蚀与防腐技术进行简要分析,仅供相关人员参考。

小型天然气气井开发生产模式探讨

首先介绍了小型天然气气井生产工艺流程,然后对小型天然气气井开发建设方案进行了设计,为我国小型天然气更好的开采提供了一定的依据。

浅谈小型天然气气井开发生产模式

相比一些大型天然气气井的开发,小型天然气气井的开发,主要是通过建立相应的小型LNG工厂。在结合相应的天然气生产工艺过程特点的基础上,形成模块化的管理方式,并在全生产过程中形成撬装设计,采取搭积木的方式,构建主要设备以及工艺管道等多方面的要素,在钢结构的处理上,打造成整体快速安装的管理模式。文章主要围绕小型天然气的快速开发以及生产技术模式进行分析,以便更好地发挥相应的作用。

新街台格庙煤—气重叠区天然气井立体封堵方法

进入统筹建设阶段的国家重点特大型新街台格庙矿区,其煤炭资源与苏里格气田东部、大牛地气田北部完全重叠。针对传统天然气井封堵工艺不能满足双方的安全生产和资源回收需求,提出“五段封堵、三层阻隔、查固补注、分段用材、层层质检”的天然气井立体全井段封堵方法:套管内建立气层段、中部地层段、煤层段、淡水层段和井口的全井段封堵体系;水泥塞与机械塞搭配设置3层合理的封堵屏障;开展固井情况评估,封隔套管外环空通道;气层段封堵使用超细油井水泥,确保封堵半径的有效密封性,其余封堵段使用G级油井水泥;带压候凝、下钻探塞面和逐级试压评估封堵质量。该方案封堵实验表明,封堵质量完全合格。

天然气井质量管理探索

本文根据华北油田采油四厂廊坊采油作业区天然气井的生产管理现状,分析了廊坊采油作业区天然气井目前存在的问题,提出降低天然气井生产安全风险、提高天然气井安全管理水平等工作对策,以期提高天然气井的生产效率,保证天然气井安全平稳运行,达到提质增效的目的。

宁庆天然气井钻井液技术研究

针对宁庆区块存在的塌漏问题,开展了井壁稳定性理论研究,明确了安全钻井液密度窗口,并对天然气直井/定向井和水平井阳离子钻井液体系开展评价,结果表明钻井液性能良好,可耐受地层温度,可有效抑制地层钻屑的水化作用,对地层渗透性漏失有较好的封堵性能,水平段钻井液还具有良好的润滑性能、井眼清洁性能和储层保护性能,能够满足区域钻井需要。

基于PSO优化的天然气井油管腐蚀速率预测模型

天然气井中油管普遍存在腐蚀破坏问题,给生产安全带来极大隐患。为了评估油管腐蚀情况,本文提出了一种基于主成分分析-粒子群优化-支持向量机回归(PCA-PSO-SVR)的腐蚀速率预测模型。通过主成分分析对评估指标进行降维处理,并利用粒子群算法优化支持向量机的关键参数。实验结果表明,该模型稳定性好、识别精度高,具备良好的预测精度和泛化能力,具有实际应用价值和意义。

一种天然气井用泥饼固化剂的性能评价与现场应用

为了提高元坝地区天然气井固井二界面胶结质量,介绍了一种适用于水基钻井液条件下的泥饼固化剂GJM。室内实验结果表明,在温度压力为120℃ × 0.01 MPa、泥饼厚度为0.5 mm的条件下,采用GJM的固井二界面胶结强度较未采用GJM的提高了8~10倍。GJM与水基钻井液和水泥浆具有良好的相容性,满足天然气井固井作业要求。5口天然气井的现场应用结果表明,固井一、二界面胶结质量合格率100%,优良率100%。其中,YL12井目前已完成压裂测试,天然气产量77.17万方/日,且压裂前后环空均未出现带压,为高压天然气的高效勘探开发提供了良好的井筒保障。

四川盆地天然气井加砂压裂配套工艺集成技术探讨

本文主要简单介绍了四川盆地天然气井的现状,阐述了加砂压裂技术的相关概念,探讨了四川盆地天然气井加砂压裂配套工艺集成技术的应用,旨在加强对四川盆地天然气开采的研究,不断地创新相关技术,以提高四川盆地天然气开采水平,获得更高的产量。加砂压裂配套工艺集成技术包含了多个工艺,需根据四川盆地天然气井的实际情况来加以选择,从而保障四川盆地天然气开采工作的有序开展。

基于多维度数据监控智能化的天然气井一体化智能数据远传终端开发

大数据背景下,气田集气站存在上百个气井,井口数传设备以太阳能控制器、摄像机、蓄电池、无线数传电、太阳能板、避雷针等为主,存在运行维护难度大、工程量大、成本高、安装调试难等弊端,并且极易受到周边环境的影响,无法保障终端系统运行的稳定性。本文以提升天然气井信息化建设水平为研究目标,融入现代化科学技术与设备,以多维度数据监控智能化为基础,多角度入手进行天然气井一体化智能数据远传终端开发,以此达到天然气井口全方位监控的效果,维护天然气井口稳定运营。

天然气采气井站地面建设工程管理及风险管控措施研究

我国正转变其能源使用模式,伴随而来的是天然气抽提站的快速扩建,其中地面设施建设不可或缺。这类建设项目涉及诸多系统工程环节,唯有地面基础设施搭建完备,方能彰显天然气开采所带来的经济利益。因此,强化天然气井站地面建设工程的施工管理与风险控制,提升工程质量,保障天然气供应系统的长期稳定运行,是我们目前亟待解决的实际问题。文章将结合现实情况,探讨在工程管理过程中遇到的主要挑战,并对这些问题进行深入分析,提出具体的改善建议。

提高贵州赤水地区天然气井钻井速度配套技术应用实践

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。

天然气井的绒囊流体活塞修井技术

低压气井修井中的压井作业需要平衡地层压力,以防止天然气溢出引发井控安全问题。为此,引入绒囊流体作为压井液,室内评价研究结果表明:绒囊流体密度在0.5~1.5 g/cm^3,低剪切速率下的黏度达到7 850 000 mPa·s,性能可控,在井筒内胶结形成无固相、结构强度较高类似活塞的封堵段塞。修井时,通过注入不同密度和液量的绒囊流体建立不同的液柱压力,流体以低剪切速率下高结构强度控制天然气从活塞内部突破,阻止天然气从井筒内上升至地面,隔开井筒中天然气与地面的通道;作业中因地层压力变化或者起下管柱,流体可以像活塞一样整体上下浮动。作业后,同常规作业一样气举清理井筒内流体即可恢复生产。中国西北地区某天然气田地层压力系数下降到0.60~0.82,在该区进行了绒囊流体全井充满和绒囊流体活塞修井作业各3口井,作业时间分别为7 d、3 d,取得了较好的技术效果。该项技术为低压天然气井修井提供了一条新的途径。

天然气井套间气窜自修复技术

井口套间气窜即套间带压一直是困扰天然气井安全生产的技术难题,仅靠固井和修井技术难以从根本上解决问题。基于对天然气井套间气窜原因的分析和水泥基自修复理论,建立了气井井口环空气窜的两种自修复模式。采用在模拟套管的钢管中浸泡钻井液和使用冲击式造缝仪两种方法,来模拟固井水泥环损伤后形成的气窜通道(即微裂缝和微间隙),用GSN渗透结晶型自修复剂配制天然气井套间气窜自修复液,在XAN-RC封堵模拟实验流程中进行了水泥环损伤自修复模拟试验。结果表明,GSN自修复剂能够自动渗入气窜通道,形成渗透结晶水化产物,密闭固井水泥环的微间隙和微裂缝,有较好的自修复效果,明显提高了损伤水泥环的抗气窜强度。该研究成果对实现气井井口环空气窜的动态即时自修复,保持水泥环封固的可靠性和耐久性,解决气井环空带压问题有重要的工程运用价值。

塔里木盆地超深天然气井全过程塞流防漏注水泥技术

塔里木盆地库车坳陷山前构造带是典型的超深超高压高温复杂天然气藏,盐膏层段和储层钻井均为多压力层段,如何保障尾管固井既要压稳产层又要防止水泥浆漏失,成为该区块确保气井水泥环完整性的关键。为此,提出了全过程塞流注替水泥浆解决方案,以控制注水泥当量循环密度(ECD)和水泥浆雷诺数为核心,建立了裸眼地层承压能力获取、塞流注替排量和下套管速度计算方法 ;结合盐膏层和储层井段小间隙、偏心、高温以及塞流注替时间长的特点,完成了固井工作液外加剂、外掺料优选以及工作液用量设计。该区4井次现场应用试验结果表明,以控制ECD、水泥浆雷诺数为核心的塞流注替方法能有效防止漏失,隔离液、水泥浆体系能满足全过程塞流注替要求。结论认为,该项固井技术能降低漏失风险,提高顶替效率,提高尾管固井质量,为解决库车山前构造带"三超"气井固井难题提供了新的技术途径。

天然气井油管有机涂层的失效分析

目的研究有机涂层在天然气井高温、高压环境下的失效特征和失效原因,为天然气井井筒有机涂层应用提供建议。方法模拟含CO_2,H_2S等介质的气井井下环境,通过9轮次、1914 h的长周期浸泡试验,对比测试某种有机涂层试样的厚度、冲击韧性等物理、机械性能参数,分析涂层宏、微观形貌变化。结果经过反复升、降压的苛刻室内浸泡实验后,有机涂层逐步老化。耐磨值由最初的3.28 L/μm下降到2 L/μm左右;硬度值由最初的125下降到95左右;冲击韧性值由最初的37.6 J下降到浸泡890 h时的23.5 J左右,之后趋于平稳。1914 h后,涂层与碳钢基体界面结合性能变差,表面出现明显的局部腐蚀坑点。结论室内涂层试验与气井油管涂层现场生产中发生的失效特征类似,存在失重、减薄—鼓泡—膜下腐蚀、脱落的失效过程。为避免油管内涂层失效,提高防腐效果,建议:在油管生产加工过程中控制固化度,避免因固化度不足导致涂层缺陷;在工程作业中应避免钢丝作业、快速泄压等对涂层的潜在损伤;定期进行缓蚀剂加注,减轻腐蚀。

天然气井井下节流后物性参数的变化模拟

基于空气动力学、计算流体力学理论,对天然气井井下节流后的流场与温度场分布进行了模拟,得出了气体温度、压强、流速及密度沿井深的分布曲线,并对局部流场进行了细化分析。模拟发现,井下节流可有效降压,节流嘴处压强经历了减小、增大的过程,并于出口下游稳定后,随井深的减小又逐渐减小;密度与压强的变化趋势基本一致;气体节流经历了亚音速-音速-超音速-亚音速的变化过程;温度沿井深的分布趋势与地温梯度基本一致,在节流嘴出口附近存有最小值,但因地温环境和气体粘性作用使温度仍保持一定高度,避免了水合物的形成。模拟结果与工程实际数据符合较好,证实了井下节流工艺降压、保温的特点,实现了流场、温度场分布的可视化,探索了一种方便、快捷的研究方法,为设计。

天然气井下涡流工具排液效果影响因素分析

大庆天然气田目前采用涡流工具进行气井排液,但在部分井中排液效果不明显。根据气液2相流理论,应用SolidWorks软件建立涡流工具模型,应用Fluent软件进行仿真计算,分析天然气流速、井底含水率和涡流工具结构对其排液效果的影响。分析结果表明,天然气流速、含水体积分数和涡流工具螺旋片的正截面形状是影响涡流工具排液效果的主要因素。具体表现为:天然气流速越大,工具排液效果越好;井底含水体积分数小于10%时,排液效果不明显;井底含水体积分数大于10%时,含水体积分数越高,排液效果越明显;螺旋片正截面为矩形比为梯形时的排液效果更理想;螺旋片的旋转方向(左旋和右旋)对工具的排液效果影响不大。

超低密度早强水泥浆在天然气井固井中的应用

在天然气井固井中 ,上部固井质量一直存在问题。为了提高固井质量 ,达到保护套管的目的 ,研制了新型水泥浆体系。经室内研究 ,选择了减轻剂的种类与粒级配比 ;根据低密度水泥浆的性能要求 ,确定了配方 ,并对该配方进行了触变防漏特性及稳定性分析 ,形成了具有体系稳定、水泥浆密度波动对水泥浆体系产生影响较小、抗漏失能力强、早期强度发展快等特点的超低密度水泥浆体系。经现场试验 ,获得了较好的效果。