高压超高温锅炉后屏过热器管超温原因分析及处理措施

针对3台480 t/h高压超高温锅炉后屏过热器壁温测点均出现报警问题,通过对运行后屏过热器各壁温DCS数值分析得出,后屏过热器发生超温问题的主要原因是各管受到的辐射热及所接触的烟气温度有差别,且不同规格管子内部工质流量分配存在差异。通过在后屏过热器局部管子入口段加装不同规格一体式节流圈,有效解决了管间温度偏差大的问题。

海洋超高温高压油气钻井关键设备技术研究

为了提升我国海洋超高温高压钻井设备的国产化水平,对海洋超高温高压钻井主要设备进行了简要介绍,分析了海洋超高温高压钻井设备的国内外技术现状,重点阐述了海洋超高温高压钻井设备的关键技术及其研发思路。分析结果表明:钻井防喷器及控制系统、井口装置、泥线悬挂装置及井下工具等为当前急需攻关突破的超高温高压钻井关键设备;我国在这些关键设备的设计、制造和试验等多方面与国外存在差距,主要体现在高强度金属材料开发、密封设计制造、控制元器件开发和系统设备海试等4项关键技术方面。就这些关键技术提出了比较详细的研发思路,以期推动超高温高压钻井关键装备的国产化进程,增强我国海洋超高温高压油气田的勘探开发能力。

海上超高温高压井取心工具关键性能评价及应用研究

海上油田部分深井和超深井储层存在超高温、超高压、安全压力窗口窄以及地质条件复杂的情况,钻井取心作业过程中易发生井漏以及卡钻等复杂情况,使用常规的钻井取心工具取心效率低,无法满足取心作业要求。因此,在分析了海上超高温高压井取心技术难点的基础上,设计了一套适合海上超高温高压井的免投球钻井取心工具,并对螺纹连接强度、分水接头和取心钻头水动力学以及悬挂总成摩阻3个关键性能参数进行了评价。结果表明:取心工具在室温和超高温(250℃)条件下的螺纹强度均能满足行业标准要求,分水接头及取心钻头结构设计合理,产生的压降较小,悬挂总成的摩擦阻力较小,内筒工作比较稳定。海上超高温高压井钻井取心工具在乐东区块2口超高温高压井取心作业过程中进行了成功应用,WC-9井和LS-2井的井底温度分别为205.2℃和212.3℃,压力系数分别为2.29和2.31,2口井的取心收获率均达到了100%,岩心成柱性能好,取心钻头未明显磨损,应用效果较好,适合在海上类似超高温高压井进行推广应用。

超高温高压完井组块密封的研制

组块密封作为完井工程中的保持井筒完整性、实现井下资源分层开采的重要工具,其工作的可靠性与稳定性不言而喻。在超高温高压油气田中,对于组块密封的耐温性、耐压性要求更高,该方面研究在国内少有涉及。本文通过新型耐高温气密材料的开发、组块密封结构设计,结合结构仿真与试验,研制形成多个尺寸系列耐温204℃、耐压10000 psi的完井组块密封工具,为我国超高温高压油气田开发提供了国产化工具支持。

海上超高温高压钻井井筒温度压力场耦合研究

为研究海上超高温高压钻井井筒温度压力的变化规律,基于流体力学和传热学理论,考虑超高温高压井筒环境对钻井液密度以及钻井液流变参数的影响,建立海上超高温高压钻井井筒温度压力耦合预测模型,并利用实例井现场随钻数据进行模型验证,分析正常钻进期间井筒温度压力的变化规律。研究结果表明:对井筒温度而言,钻井液流变性变化的影响大于钻井液密度变化的影响,耦合计算温度结果要大于不耦合计算的温度值,且两者之间的温差随井深的增加越来越大;对井筒压力而言,钻井液密度变化对当量循环密度ECD(equivalent criculating density)的影响要大于流变性对ECD的影响,且耦合计算的ECD要小于不耦合计算的ECD值。该耦合模型可以提高井筒温度压力的预测与控制精度,并降低超高温高压地层窄密度窗口中的安全钻进风险,研究结果对超高温高压钻井精准的井筒温度压力预测及控制具有重要意义。

超高温高压液动截止阀阀座红套结构

介绍了一种名为红套阀座组的新型阀座结构,该结构适用于运行在超高温、高压以及特殊工况截止阀的研发与制造。根据阀座红套结构的研发背景,阐述了红套阀座组的特点、红套装配过盈量与加热温度的确定方法,最后通过有限元分析与压力试验对红套阀座组的设计效果进行验证。

半潜式平台超高温高压井测试环空压力设计及实践

南海莺琼盆地超高温高压井地层温度超过200℃,井底地层压力绝对压力接近100 MPa,水深超过100 m。针对超高温高压测试作业放喷过程中B环空压力上涨,而半潜式平台水下井口系统B环空压力不能进行泄压,导致水下井口及套管易密封失效的问题,分析了影响B环空压力的影响因素,同时通过正交试验的方法,考察了放喷时间、放喷产量、水泥返高、A环空压力等因素对B环空压力的影响。计算结果表明,影响B环空压力主次因素依次为放喷时间、放喷产量、水泥返高、A环空压力,计算结果可以有效指导半潜式平台超高温高压井测试环空压力设计及现场控制措施,制定合理的测试工作制度。该设计方法在莺琼盆地5口超高温高压井得到成功应用,有效保障了超高温高压测试工程安全,同时实现了准确求取地层资料。

控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用

南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。

南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术

南海莺琼盆地超高温高压区块油气资源潜力巨大,随着超高温高压区块勘探力度的逐步加大,海上超高温高压气井裸眼完井测试的需求逐渐上升。目前海上超高温高压气井的裸眼完井测试存在巨大的风险和挑战:高密度测试液清喷困难,极端条件下易造成测试液稠化沉淀堵塞测试管柱;超高温高压测试条件下,测试管柱配置较为复杂,同时管柱伸长量设计不合理,存在测试工具失效的风险;井壁岩石不稳定性风险较高,存在着井壁坍塌、地层出砂、埋卡封隔器等风险。为解决上述难题,自主研发了一套适用于海上高效勘探开发的超高温高压气井裸眼完井测试关键技术:研发了沉降稳定型测试液,通过在原完钻钻井液基础上添加抗高温降滤失剂和增加石灰含量增强沉降稳定性能;在常规测试管柱的基础上增加RD循环阀和选择性测试阀并合理计算测试管柱的伸长量,优化设计了测试管柱结构;合理优化海上平台的测试管线流程和装置布局,有效降低了测试过程中的风险;考虑测试过程中井壁不发生剪切破坏的前提下,制定了合理的测试压差和测试时间。该技术在南海超高温高压气井DF13-Y-Y井中进行了现场应用并取得了圆满成功,为后续海上超高温高压井的裸眼完井测试积累了宝贵经验。

超高温超高压条件下聚能射孔试验装置研制与应用

为满足油田用户掌握超高温超高压条件下聚能射孔器性能的需求,推动射孔技术的发展,研发了超高温超高压条件下聚能射孔试验装置。该装置能够模拟井下温度、压力(围压、井压和孔隙压力)及储层靶进行射孔试验和流动测试,可以检测穿孔深度、穿孔孔径、流量等数据;额定工作温度300℃、额定工作压力210 MPa、单次连续工作时间超过180 h。完成了210℃、48 h、181 MPa条件下50 g(PYX)装药的聚能射孔弹射孔等试验,装置安全性好、操作性强,能够满足现场生产需要。为耐高温耐高压聚能射孔器的检验、评价和应用提供了条件。

超高温高压流变仪的研制与应用

针对现有仪器无法满足超高温高压流变性测试需求的问题,研制了超高温高压流变仪,该仪器主要由工控机、黏度测量系统、温度控制系统、压力控制系统4个部分组成。在研制工程中,通过一种非接触式黏度测量方法解决了测试腔体密封问题,通过独特的温控算法和介质切换冷却技术实现了大跨度温度范围内的精确温控和高效冷却。该超高温高压流变仪可以在模拟钻井温度、压力、钻头转速的条件下测量样品黏度,最大测试压力为220MPa,最高测试温度为320℃,最低测试温度为-20℃。使用该超高温高压流变仪对钻井液样品进行了恒压变温以及恒温变压流变性测试,结果证明该仪器可以测量水基和油基钻井液在超高温高压条件下的流变性,可用于深井、超深井钻探用钻井液体系优化。

超高温高压井测井技术及应用

阐述了针对高温、高压井做的测前设计、施工前的准备工作和施工方案。对测井电缆、地面设备、测井仪器的测前准备工作提出了具体的要求;对高温条件下的泥浆粘度和泥浆阻力、井下压力状况对仪器的吸附以及井下腐蚀气体活跃程度等复杂因素的影响等在测前设计中应予以重视;模拟地层条件下温度和压力对岩电参数的影响,岩电实验得出m值随着压力的不同、孔隙度不同的变化结果;将传统的井眼校正、围岩及层厚校正、泥浆侵入校正等图版移植到解释平台上,自动对恶劣环境条件下曲线进行校正;利用成像测井资料准确划分地层的岩性、详细描述储层裂缝的产状及储层结构;利用声波全波列测井资料提取的纵/横波时差,综合体积密度测井,计算岩石机械强度参数,进行地层应力的计算,估算地层破裂压力,预测压裂裂缝延伸方向和长度,为进行压裂设计提供依据。

南海超高温高压气田开发钻完井技术可行性评估与关键技术研究

南海莺琼盆地超高温高压区域存在"三超高、一极窄"的苛刻地质环境,气田开发钻完井技术面临巨大挑战。以L气田为例,依次从钻井极限、井身结构、控压钻井、完井工具等方面建立了超高温高压开发钻完井技术可行性评估思路,提出了开发井安全压力窗口预测、薄弱层预判与随钻前视、关键套管下深及井身结构优化、控压钻井技术适用性改造、主动提高地层承压能力、管材防腐与高密度无固相完井液协同、超高温高压完井工具分析等7项关键技术,并在L气田钻完井方案设计中取得良好应用成效。展望了超高温高压开发钻完井技术未来发展与研究趋势,以期为深海、深地及超高温高压油气勘探开发提供参考。

莺琼盆地超高温高压气井测试技术

南海莺琼盆地超高温高压气井井底温度接近200℃,地层压力系数超过2.3,且部分井CO_2含量高。超高温高压气井测试作业面临测试管柱设计复杂、高密度测试液易沉降、测试管柱及封隔器受力复杂、测试管柱失效风险高等一系列难题。为此,研究了超高温高压气井测试技术。该技术使用RD旁通试压阀有效解决了管柱密封性检验与管柱插入之间的矛盾,同时,使用选择性测试阀解决了测试工具响应问题;使用超细重晶石加重测试液,合理控制测试液pH值,显著提高了高密度测试液的沉降稳定性及抗CO_2污染性;通过模拟计算,分析封隔器受力及管柱伸缩量,有效降低了测试管柱失效风险。该技术在南海莺琼盆地3口超高温高压气井测试作业中进行了应用,成功率为100%,无事故发生,为海上超高温高压气井的安全测试提供了技术支持。

莺琼盆地半潜式平台超高温高压钻井取心技术

南海西部莺琼盆地超高温高压目的层安全压力窗口窄,超高温高压钻井取心作业井控风险高,且取心工具抗温要求高;地层泥砂岩交替多变,井底易沉砂造成堵心;同时采用半潜式平台进行取心作业,平台升沉导致取心参数控制困难。通过取心前充分调整高密度钻井液性能,保证井筒稳定;改造取心工具及优化取心钻具组合,增强取心工具防漏、防卡等能力;半潜式平台取心作业过程中严格控制取心钻进参数等一系列措施,形成一套适用于半潜式平台超高温高压钻井取心技术。该技术在莺琼盆地2口超高温高压井得到应用,首次实现了井底温度高达203℃、钻井液密度达2.30 g/cm 3、安全压力窗口仅为0.08 g/cm 3井况下半潜式平台钻井取心,取心作业顺利,无复杂情况发生,取心收获率均为100%,为该区块的半潜式超高温高压取心作业积累了经验。

莺歌海盆地乐东01超高温高压气藏形成条件及成藏模式

莺歌海盆地乐东01气田是我国海域已发现的罕见的超高温高压气田,单井测试气量最高可达240×10^(4)m^(3)/d,该气田的发现证实了超高温高压条件下可以形成高产工业气流。为了深化对该气田的地质认识、加快该区天然气勘探进程,通过对烃源岩、储盖组合、成藏动力、运移通道等开展系统研究,明确了乐东01超高温高压气田的形成条件及其天然气成藏模式。研究结果表明:①乐东01气田深层新近系中新统黄流组发育重力流水道砂岩与浅海相泥岩的储盖组合,砂岩粒间孔、溶蚀孔是低孔—低渗储层的主要储集空间,泥岩可形成直接盖层和区域盖层,具有“砂体独立成藏”的特征;②在生烃与欠压实等增压机制的共同作用下,中新统烃源岩内部孔隙流体压力增加,形成“源高储低”的源储剩余压力梯度,为天然气成藏提供了充足的动力;③中新统高成熟烃源岩生成的天然气在距今1.2~0.4 Ma期间,通过增压开启的微裂缝运移至黄流组二段储层中并聚集成藏,具有“中新统烃源岩供烃、优质储盖组合保存、微裂隙垂向输导、源储剩余压差驱动、天然气晚期充注”的成藏模式。结论认为,莺歌海盆地乐东01超高温高压气田具有良好的天然气勘探潜力,是拓展我国海上油气储量规模的重要领域,该研究成果对于类似盆地天然气勘探具有参考意义。

聚苯硫醚纤维的超高温高压染色性能

为了解决聚苯硫醚纤维难染色的问题,采用自制的超高温高压染色装置对聚苯硫醚纤维进行分散染料染色,优化工艺为:染料用量2%(owf),分散剂NNO质量浓度1.5 g/L,浴比1∶50,p H值4.5左右,140℃下染90 min。该工艺下分散染料分子能够进入纤维内部,上染百分率可达到85%左右且透染性良好,无环染、白芯出现;染后纤维的断裂强度在3.4 c N/dtex以上,与原纤维相比下降约6%,力学性能无明显变化;染色前后纤维的极限氧指数分别为34%、33%,阻燃性良好,基本达到染整加工的要求。

一种适用于超高温超高压塑性泥岩的V形齿PDC钻头

高密度钻井液静液柱压力和深部围压对近井区域形成的压持效应导致近井底区域泥岩呈现强硬塑性力学特征,钻头难以吃入、钻速较慢,同时还有可能因此诱发其他井下复杂情况,增加了钻完井成本。为了给深部塑性地层个性化PDC钻头的研制提供理论与技术支撑,以南海西部莺琼盆地超高温高压巨厚泥岩为例,基于塑性泥岩的岩石力学实验,选择D-P岩石强度准则并确定了本构模型力学参数,并据此进行了PDC钻头齿组切削泥岩的数值模拟。研究结果表明:①通过对比V形齿齿组、脊形齿齿组和平面齿齿组破碎泥岩的力学机理,V形齿齿组较脊形齿齿组和平面齿齿组对该塑性泥岩攻击性更强、破碎效率更高;②在保证钻头抗磨性能的前提下,采用较小的后倾角和较大的齿组间距能够在高温高压塑性泥岩中取得更高的破岩效率;③研制出的V形齿个性化PDC钻头在现场应用中平均机械钻速为20.99 m/h,约为邻井常规PDC钻头的2.52倍,大幅度提升了该层段的机械钻速,出井钻头基体完整,内外锥部分均未出现明显严重破坏,仍可以继续使用。结论认为,该研究成果为莺琼盆地深部塑性泥岩层的高效钻井提供了理论与技术支撑。

莺歌海盆地深层超高温超高压天然气勘探新问题及对策

莺歌海盆地深层超高温超高压领域勘探面临甜点储层分布预测、高阻抗砂岩识别及含气性预测、地震"亮点"型低速泥岩甄别等诸多新的难点问题,针对这些重难点问题开展了地震沉积学、岩石物理和地球物理方法等综合研究,并结合近年勘探新资料,提出了相应对策及勘探研究技术流程。结果表明,地震沉积学理论技术指导下精细化的源汇体系分析可提高莺歌海盆地甜点储层预测精度;高阻抗砂岩储层含气特征为高纵波速度、低密度、高纵波阻抗、低纵横波速比及Ⅰ~Ⅱ类AVO异常。多数"低速泥岩"为相对高伽玛、围岩密度接近、低纵波速度、低纵波阻抗、高纵横波速比特征、Ⅳ类AVO特征,且偏离背景趋势不明显。

莺歌海盆地超高温高压探井作业模式探索

南海莺歌海盆地超高温高压探井压力窗口极窄,作业风险高,易出现井漏、溢流、井涌、卡钻等问题。在盆地B区,勘探三号半潜式钻井平台自2017年以来先后成功实施了9口超高温高压井。介绍了他们由高温高压井向超高温高压井跨越之后,探索形成的适用于超高温高压井目的层段的技术与作业模式,对海上超高温高压井作业具有一定的借鉴意义。