彭州海相超深水平井钻井提速关键技术实践

川西气田彭州海相区域天然气资源储量丰富,但受制于储层埋藏深、地层可钻性差、裂缝孔隙发育等原因,钻井施工过程中复杂故障多、施工周期长。针对此现象,文章在区域工程地质特征及钻井技术难点分析的基础上,从预弯曲防斜打直技术、PDC钻头耐磨锥齿优化技术、基于机械比能的参数强化技术、减摩提速工具优选、岩溶地层防塌钻井液体系等方面开展研究攻关,形成了海相超深水平井钻井提速关键技术,相关技术在PZ3-5D等3口超深水平井进行了集成应用,对比区域内前期直井的施工情况,在施工难度大幅度增加的情况下,机械钻速提高了102.76%,钻井周期缩短了25.87%,取得良好应用效果,为川西气田海相超深水平井钻井施工积累了宝贵的经验。

川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术

川西气田海相雷口坡组气藏埋藏超深、地质条件复杂,前期采用的四开井身结构难以满足钻井提速和经济高效开发的要求。通过分析工程地质特征,在保证雷口坡组专层专打的基础上,基于地层三压力剖面和井壁稳定性研究结果优化了必封点位置,设计了超深大斜度井三开井身结构。结合地层岩性特点,优化设计了井眼轨道,进行了高研磨性地层定向钻头和配套工具的优选,研制了复合盐强抑制聚磺防塌钻井液和强封堵高酸溶聚磺钻井液。超深大斜度井三开井身结构及钻井配套技术在PZ4-2D井进行了现场试验,解决了长裸眼复杂地层的井眼失稳问题,完钻井深6 573.77 m,钻井周期199.3 d,平均机械钻速3.53 m/h,提速40%以上。现场试验结果表明,三开井身结构设计科学、合理,钻井配套技术提速效果显著,可在川西气田海相气藏大斜度井钻井中推广应用。

川西气田取水工程实施方案优化分析

川西气田是中国石化继元坝气田之后勘探在川西地区发现的一个大气田,主体区块位于彭州市境内。气藏东距彭州市约15km,西边靠近都江堰市,主体区块在彭州市境内,该区处于川西平原西缘,地势上较为平坦,工农业发达。基于此,根据各站建设的具体情况,依据项目前期的可研方案,从“市政供水、企业供水、地表取水、地下取水、工程同步建设”五个方面研究各站取水方案的可行性和经济性。

某X52弯管泄漏失效分析

为了分析某X52钢级Φ325 mm×7 mm输气管道弯管段开裂泄漏原因,通过宏观观察、磁粉检测、理化性能检测、扫描电镜和能谱分析等对失效管段进行了取样分析。结果表明,该失效弯管的化学成分、拉伸性能、冲击韧性、硬度测试均不满足相关标准要求;失效弯管外弧侧裂纹源处发生氧腐蚀,在外弧侧形成点蚀坑,在材料本身的残余应力、张应力和管内内压的作用下起裂并发生扩展,当扩展到一定程度时剩余壁厚的强度无法承载导致裂纹快速扩展开裂,裂纹扩展呈脆性特征,属于应力腐蚀开裂。

四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏气源再认识

天然气探明储量超千亿立方米的川西气田是中国石化继普光和元坝气田之后,在四川盆地发现的第3个大型海相气田。目前对该气田中三叠统雷口坡组气藏的气源认识尚未统一,争议较大,有必要对其开展再分析。对川西气田不同构造雷口坡组四段三亚段(雷四三亚段)上、下产层的天然气组分和烷烃同位素特征分析表明,川西气田同一构造雷四三亚段下储层气藏和上储层气藏具有相同的气源,而不同构造间气源具有差异。其中,石羊场构造和鸭子河构造天然气中H_(2)S和CO_(2)含量高、δ^(13)C_(2)偏轻(均值-32.5‰),以及烷烃气碳同位素倒转,表现出典型的油型气特征;金马构造天然气中H_(2)S和CO_(2)含量相对较低、δ^(13)C_(2)偏重(均值-27.5‰),以及烷烃气碳同位素正序分布,表现出混源气特征。此外,基于研究区天然气运移条件分析,结合前人研究成果认为,川西气田石羊场构造和鸭子河构造天然气主要来自雷口坡组自身烃源岩,而金马构造天然气则主要来自雷口坡组烃源岩和上二叠统龙潭组烃源岩,但不排除上三叠统马鞍塘组-小塘子组烃源岩对其有少许贡献。

川西气田二开长裸眼固井质量保障工艺

川西气田在二开固井过程中存在环空憋堵、易发生井漏、顶替效率低下等情况,首轮开发井前期6口井二开固井质量不佳,直接影响着气井长期安全生产。结合近年来超深长裸眼大斜度井固井实践,通过开展强化井筒准备、优选固井工具、设计防漏失固井工艺、优化固井液设计等研究,成功解决了固井施工难题并在现场成功实践。固井质量优良率提高了50.29%,为川西气田二开固井质量的提升提供了有力保障。

川西气田中三叠统雷口坡组储层段灰岩薄夹层的识别及对钻井轨迹优化指导

川西气田鸭子河探区前期探井为直井且井数有限,一些灰岩薄夹层在测录井资料上未能真实反映,对钻井轨迹优化及下伏优质储层钻遇率有重要的影响。为了实现产能最大化,基于鸭子河构造带上资料相对丰富详实的2口大斜度井和1口直探井,研究川西气田主力产气层中三叠统雷口坡组四段三亚段3号层(T_(2)l_(4)^(3–3))灰岩薄夹层特征,并进行剖面对比分析。研究结果表明,T_(2)l_(4)^(3-3)层的中上部存在3~4套灰岩薄夹层,垂直厚度较薄且横向分布稳定,具有高电阻、低声波、低全烃、高钙低镁、差物性的特征。通过对灰岩薄夹层分布的系统解剖,其结果应用到后续施工井轨迹优化中,实现了快速穿过灰岩夹层,从而长穿优质储层,确保了优质储层的高钻遇率。

川西气田高含硫气藏环保测试技术应用及建议

川西气田地处川西较发达地区,气田主力层位雷口坡组为海相气层,硫化氢含量平均5.15%,属于高含硫气藏。在实施增产措施后的排液阶段,受残酸及硫化氢影响,出现异味扩散强烈,造成周边环境问题;同时返排液含硫化氢较高,运输过程中极易溢出,形成硫化氢中毒隐患。一般现场采用的放喷池预先加入氢氧化钠溶液进行中和的方式,已不再能适应现场实际状况。为进一步消除环境及安全隐患,通过对现场不断改进实施的“流程伴注除硫剂、除味剂 + 放喷口喷淋碱液 + 放喷口点火”、“在线实时除硫 + 放喷口喷淋 + 放喷口喷淋清水 + 放喷口点火”多种工艺应用效果对比,最终选择“酸性条件实时除硫工艺 + 放喷口点火”工艺,同时摸索出除硫剂及碱液加注参数,初步形成一套川西气田高含硫气层环保测试技术。目前现场已基本排除异味影响,返排液处理指标达到PH值7~9,H2S浓度 ≤ 5 ppm,满足直接入罐进行拉运要求。

川西气田高含硫气井油套环空带压处置、管控技术应用及推广

川西气田主力气藏为雷口坡组,属于海相地层,具有高含硫特征,其中金马构造硫化氢含硫3.72%,鸭子河构造硫化氢含硫5.63%,且由于气田位于川西平原西缘,地势平坦,工农业发达,人口密集,如在油气测试及生产过程中出现油套环空带压情况,势必产生重大安全隐患。结合PZ5-2D井油套环空异常起压现场处置实际情况,通过分析环空压力来源,计算最大允许井口压力,采取环空吊灌堵漏等措施进行处置,后续制定专项管控方案进行管控,确保了该井安全可控,形成一套川西气田高含硫气井油套环空带压处置及管控技术,为后续类似情况井治理及管控提供了解决思路。

川西气田三开旋转导向工艺适应性分析

川西海相气藏平均埋深超5500m,岩石可钻性差,机械钻速偏低;水平段设计长,轨迹控制难度大。旋转导向钻井技术在国内外已经得到了广泛的运用,为了提速提效和确保优质长穿储层,川西气田在首轮开发井中使用两家公司的旋转导向钻井系统。通过对目前已完井的9口开发井旋转导向和滑动导向三开钻进井身质量、机械钻速、钻井时效对比,分析表明,旋转导向钻进井眼更加平滑,但机械钻速优势不明显且时效低下。结论认为,川西气田下步施工井三开钻进推荐着陆前及着陆后一趟钻采用旋转导向,后续井段采用滑动导向。

天然气开采中的安全管理及应急响应研究

随着全球能源需求的增长,天然气已成为重要的能源来源之一。然而,天然气的开采、运输和储存过程中存在着许多安全风险。因此,天然气开采企业需要重视安全管理和应急响应工作,以保障生产运营和人员安全。本文旨在研究天然气开采中的安全管理和应急响应,分析天然气开采中存在的安全风险和问题,并探讨安全管理和应急响应的有效方法和措施。

某天然气管道杂散电流干扰对阴极保护效果的影响研究

某天然气管道阴极保护率不能达到阴极保护标准的要求,提高管段电位后,阴极保护电位仍然不稳定。为了确定影响原因,对管道周边杂散电流干扰源进行了排查与分析。通过对管道进行24 h杂散电流检测,发现影响阴极保护电位波动的主要原因是受到较强的动态直流杂散电流干扰。为了减少直流杂散电流对管道的影响,采用排流器+锌带方法对受到干扰的管道进行排流。排流后,再次对管道的阴极保护系统进行了密间隔电位法(CIPS)检测。结果表明,该排流方法能有效减少杂散电流的干扰,使管道阴极保护系统合格率符合标准要求。

埋地保温管道腐蚀监测技术应用效果评价与改进方法研究

为了进一步明确埋地保温管道的阴极保护效果、完善阴极保护监测技术、降低油田维护成本、保证油田埋地保温管道安全运行,通过对一条埋地保温输送管线进行检测监测试验,分析了目前油田埋地保温输送管道检测监测技术的现场应用效果,设计了一种稳定、廉价的保温层内管道外腐蚀监测装置。结果表明:采用交流电流衰减法(PCM)、直流电位梯度法(ACVG)和交流电位梯度法(DCVG)检测外防腐层,检测结果的准确性会受到防护层的影响。采用高清晰漏磁检测器检测管道腐蚀状态,检测结果误差为6%,但检测结果并不能区分出是内壁还是外壁存在金属损失,需要开挖验证。由于防腐保温层的电流屏蔽作用,阴极保护电位的测量值不能表征管道的真实电位。设计出的基于金属电位差的埋地保温管道外腐蚀监测装置可以长期有效监测埋地保温管道保温层进水情况和管道的阴极保护电位。

天然气管道间接检测技术及应用

为了预防天然气管道发生腐蚀后引发泄漏等一系列安全事故,对管道开展周期性检测工作可以及时发现缺陷并采取修复、补强等措施。对比了目前常见的几种管道间接检测技术原理及其优缺点,并分别采用多频管中电流检测(PCM)、交流地电位梯度检测(ACVG)、直流地电位梯度法(DCVG)对一条Φ273 mm埋地钢制管道进行检测和开挖验证。结果表明,DCVG和ACVG检测法对管道外防腐层破损点定位的精确性和准确度最高,因此在对埋地钢制管道进行外腐蚀检测过程中,建议优先选用这两种方法对管道外防腐层进行破损点检测,同时尽可能缩小测试间距,减少大缺陷产生的电位梯度的影响,提高检测精度。

川西龙门山前带雷四段气藏气水分布及控制因素

利用钻井、录井、测井、实验分析、测试等资料,开展储层分析、流体识别、成藏分析等研究工作,对川西龙门山前带雷四段气藏的气水分布特征及主要控制因素进行剖析。结果表明,雷四段上下两套储层的特征和流体组分均存在差异,纵向呈薄互层状,单层厚度薄,层数多,横向大面积分布;气水分布具有以下特点:雷四段不同构造气水系统不同,同一构造南北两翼气水界面不同;上下储层段流体组分存在差异。气水分布主要受构造控制,构造幅度的高低对气水分布起决定性作用;雷口坡组自身生烃能力差,成藏过程中气源不足,各局部圈闭充满度低,地层水分布广;潮坪相储层的发育位置、非均质性及断层的再次调整使气水分布进一步复杂化。

元坝超深高含硫化氢气井井筒堵塞机理分析及解堵措施应用

元坝气田气井生产过程中,出现了部份井筒堵塞情况,严重制约了气井安全稳定生产;井筒堵塞主要有软堵和硬堵两类,软堵为复合物堵塞,通过对堵塞物成份分析,引起井筒堵塞的复合物主要有黄铁矿(FeS2)、重晶石(BaSO4)、石灰石(CaCO3)、地层微粒(SiO2)及地层沥青等;硬堵为座封封隔器的球及球座芯架桥形成的机械堵塞,根据气井不同的堵塞程度及堵塞类型,研制了以无机酸、有机酸为主的化学药剂,同时配套形成了连续油管冲洗、连续油管钻磨等组合工艺,成功解除了8口井井筒堵塞情况,日增产242.67×104m3天然气,经济效益显著,同时可以广泛应用于其他类似堵塞井。

超深薄储层水平井轨迹控制优化技术及应用

中国石化川西气田是继普光、元坝气田后又一个大型海相酸性气田。川西气田雷口坡组四段三亚段(T2l4-3)储层段具有储层单层厚度薄、埋藏深度大、气藏含硫高、气水关系复杂的特点,水平井轨迹控制优化技术对该类气藏的效益开发意义重大。通过实时跟踪分析,总结出控标志层、控入靶角度、控水平轨迹及优化靶框、优化靶点、优化压裂分段的“三控”、“三优”的水平井轨迹控制优化技术。此项技术在钻井实施过程中现场应用效果好,实现了长穿优质储层和有效酸压改造,极大提高了优质储层钻遇率。

三塘湖盆地马东地区卡拉岗组烃源岩特征与致密油意义

凝灰岩致密油藏作为一种特殊的油藏类型,已受到高度关注,而烃源岩的质量对致密油藏形成起着至关重要的作用。为了研究新疆三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩油气藏成藏规律,本文在基本地质特征研究的基础上,通过岩石样品的岩石热解、干酪根碳同位素和饱和烃色质谱等分析测试,对马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩特征进行描述与评价。研究结果表明:凝灰质泥岩和白云质泥岩均具有一定生烃潜力,其中凝灰质泥岩生烃潜力大,有机质丰度高,总有机碳质量分数平均值大于2%,以Ⅱ型有机质为主;卡拉岗组烃源岩埋藏深度较小,镜质体反射率主要分布在0.5%~0.8%,总体上处于低熟—成熟阶段。纵向上各种岩性烃源岩与凝灰岩交错叠置,有利于形成源内自生自储型油藏,对卡拉岗组致密凝灰岩油藏的形成具有重要意义。

井工厂模式下多钻机同时施工电气故障分析及应对措施

天然气是我国的重要资源,在天然气开采过程中,电气设备作为钻井工作的重要动力来源,其设备稳定性是保障工作效率和人身设备安全的重要因素,电气设备故障将直接导致钻井作业意外中止,造成经济损失。本文针对某井工厂在多台钻机同时施工的情况下,分析了一起因电流互感器二次侧极性接反而引起断路器动作的电气故障,阐述了故障分析和处理过程,以及为了提高井工厂钻机电力系统的安全可靠运行所做的下一步工作思考。

天然气脱硫装置异地迁建过程管理与作业要点

针对天然气脱硫装置异地迁建过程中,在停工深度清洗吹扫置换、保护性拆除、保护性运输、异地适应性重建各环节,相较于新建装置开工存在更高的安全、环保风险以及施工过程中的工程技术难点,文章从方案编制的组织分工考量、各作业环节的要点、特殊注意事项等方面进行了分析,为装置迁建项目管理和现场作业提供指导,并可为高风险气田地面装置、化工装置的异地迁建作业提供借鉴。