CBG7高溫高壓氣井完井工藝淺析-特種油氣藏

1、范文 1（文中體例與編寫規(guī)范不相符的，以編寫規(guī)范為準）負壓射孔與防漏失一體化工藝技術王向東，王輝，張勇，施明華，周大志*（中石化勝利油田分公司，山東東營 257237）摘要：勝利油田海上中低滲油藏開采前期無注水能量補充，儲層敏感性強，作業(yè)時油層保護難度大，為提高作業(yè)效果，延長油井穩(wěn)產(chǎn)周期，研制了超深穿透負壓射孔與防漏失一體化工藝技術。該技術通過井下防漏失閥隨射孔槍一趟管柱下入及留井，具有大負壓射孔、入井液零漏失、大幅節(jié)約施工周期及洗井藥劑用量，以及射孔深度大，泄油面積大，增產(chǎn)增注效果顯著的特點。在勝利油田海上東營組低滲透油藏的投產(chǎn)作業(yè)中進行了應用，實現(xiàn)了深穿透、負壓射孔、防漏失一體化施工，具有

2、良好的經(jīng)濟效益和推廣應用價值。關鍵詞：海上中低滲油藏；油層保護；超深穿透彈；射孔；防漏失中圖分類號： TE355.5文獻標識碼：A引 言勝利海上埕島油田東斜坡位于埕島油田主體東北部，東營組油藏具有埋藏深、油藏溫度高、孔隙度及滲透率低等特點，儲層平均孔隙度為13.3% 17.4%，平均滲透率為44× 10-32 m。由于依靠天然能量彈性開采，無注水能量補充，地層能量衰減較快，地層虧空嚴重1-7。為保證東營組低滲油藏的長效開發(fā)，研制了超深穿透負壓射孔與防漏失一體化工藝管柱，使用超深穿透彈射孔，增大近井地帶泄油面積，提高油井產(chǎn)量8-10 ；同時通過射孔+防漏失閥一趟施工，避免作業(yè)或生產(chǎn)過程

3、中外來流體接觸地層，提高了油層保護水平，在試驗及現(xiàn)場應用中取得了較好效果。1 超深穿透負壓射孔與防漏失一體化工藝技術1.1管柱結構射孔槍管串主要由射孔槍、壓力起爆器、沉砂緩沖器、減震器、壓力開孔裝置和射孔封隔器組成（圖 1），自下而上依次連接。壓力開孔裝置設有泄油孔，安裝在壓力開孔裝置中的導壓管與位于射孔封隔器上方的旁通連通。旁通的上部通過油管自下而上依次連接防漏失閥和懸掛丟手封隔器。旁通中的導壓管與位于射孔封隔器下方的壓力開孔裝置連通，可將射孔封隔器上方油套環(huán)空中的液體壓力通過旁通的進液孔和導壓管傳遞到下方的壓力開孔裝置中，打開泄油孔，使射孔封隔器下方的油套環(huán)空與其上方的油套環(huán)空連通，形成負

4、壓射孔。同時防漏失閥又可防止完井液進入射孔封隔器下方的油層。該管柱從懸掛丟手封隔器處丟開，將其以下的防漏失閥和射孔槍管串全部留在井下。防漏失閥是防止_收稿日期： 20131019；改回日期： 20140313基金項目：中國石油化工股份公司科研攻關項目“海上油井同井（組）注采工藝技術”（ P11018）作者簡介：王向東（ 1979- ），男，助理工程師， 2011 年畢業(yè)于中國石油大學（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上油氣田采油工藝的研究與作業(yè)監(jiān)理工作參加此項研究的還有任兆林、吳少勛、李家華。液體下行的單向閥，來自油層的液體可以將防漏失閥的閥球頂油管開上行，而來自上方油管中的完井液只能將閥球與閥座

5、閉合，丟槍封隔器完井液不能通過。井下防漏失閥旁通懸掛丟手封隔器 （圖 2）的丟手機構主要包括丟手頭、上連PT封隔器導壓管接管、球座中心管和下中心管，上連接管的上部外圓設有螺紋壓力開孔裝置泄油孔與球座中心管連接。為了簡便操作，容易倒扣，懸掛丟手封隔減震器器在丟手時，無需上提找出管柱的懸重中和點，就可以倒扣丟沉砂緩沖器手；上連接管進液孔兩側的管體上裝有密封圈，防止帶壓液體壓力起爆器從上連接管與下中心管之間的環(huán)空泄露，導致射孔槍引爆失??；射孔器為防止懸掛丟手封隔器提前丟手，在懸掛丟手封隔器的液壓缸油 層與上套筒之間裝有防轉銷釘。圖 1 射孔留槍防漏失一體化管柱示意圖12345678910111213

6、1415161上接頭2活塞3 液壓缸4 壓環(huán)5解封打撈頭 6坐封銷釘7 鎖環(huán)8中心管9護套 10套筒11膠筒 12上錐體 13護罩 14 卡瓦牙15 下錐體 16下接頭圖 2懸掛丟手封隔器結構2.2工作原理負壓射孔是指井底液柱壓力低于儲層壓力條件下的射孔，由于油管內外負壓差的存在，可使地層流體產(chǎn)生一個反向回流，沖洗射孔孔眼，避免孔眼堵塞和射孔液對儲層的損害，同時還可減輕壓實作業(yè)程度。一體化管柱應用專用射孔丟槍封隔器、井下防漏失閥與超深穿透射孔槍串結合，使用油管傳輸，實現(xiàn)2 個工具的一趟下入，同時實現(xiàn)大負壓射孔及井液防漏失，實現(xiàn)井液與油層的徹底隔離，最終達到保護油層的目的。工作原理為：工具管串通

7、過油管連接下入油井中，管柱下到射孔井段后正轉管柱，下放加壓使射孔封隔器座封于套管內，使其封隔密閉油套環(huán)空。通過油管與套管之間的環(huán)空打壓，使壓力通過旁通傳至導壓管，經(jīng)泄油孔傳壓至壓力起爆器將射孔槍引爆。油層返出流體上行經(jīng)泄油孔與導壓管之間的環(huán)空流經(jīng)防漏失閥和懸掛丟手封隔器及油管最終流至地面。放噴求產(chǎn)后，在油管內投鋼球，將懸掛丟手封隔器分階梯打壓坐封，然后正轉油管，將懸掛丟手封隔器的丟手機構與下部連接的管柱脫離，將下部連接的工具和射孔管串留于井內，最后下入電泵完井管柱完成施工。2.3 主要工具技術參數(shù)射孔丟槍封隔器（ 1）射孔丟槍封隔器坐封方式為液壓坐封，解封方式為上提管柱，膠筒耐溫為160，工作

8、壓力不大于 35MPa，丟手方式為投球打壓或正轉管柱方式。（ 2）技術特點：增加了封隔器膠筒的密封機構，保證油套管不連通，提高負壓射孔成功率；增加防轉結構， 保證 PT 封隔器在前期正轉座封時不會使射孔丟槍封隔器提前跟隨其旋轉座封；增加了帶倒扣器的丟手方式，丟手時無需記錄指重表讀數(shù)，管柱加壓70 80kN 后可直接丟手成功，施工簡單，可靠性強。井下防漏失閥井下防漏失閥內部結構主要由上軸承、下軸承、上連接管、中心管、防轉銷釘、“ O”型圈、液壓缸、伸縮彈簧等組成( 圖 3) 。整體采取316 不銹鋼材質， 選取特殊材質加工伸縮彈簧，連通處采用大水眼設計，耐溫為160，高溫下能夠在設置壓力下完成開

9、關動作。1237456891 上軸承2下軸承3丟手頭4上連接管5中心管6防轉銷釘7“O”型密封圈8球座連接管9液壓缸10上接頭圖 3防漏失閥結構圖射孔槍管串結合一體化工藝管柱的特點，在管柱的組合及性能上進行了優(yōu)化和完善，主要表現(xiàn)在：使用了延時起爆技術，在射孔器起爆信號檢測時不受壓力波動影響，判斷準確，并能保證壓力開孔裝置在射孔器起爆前實現(xiàn)開孔，油套連通形成負壓；使用了縱向+橫向減震器組合，有效減少射孔器起爆時震動對上部管串、儀器的影響；主要射孔技術參數(shù)：射孔彈射孔深度為1200mm，孔徑為 12mm，設置油管負壓值為 1525MPa。3 現(xiàn)場實例分析該一體化工藝技術自2013 年首次試驗成功以

10、來，已在各類中低滲油藏連續(xù)成功實施6 井次，現(xiàn)場施工成功率為 100%，累計產(chǎn)油 12000t 。以埕北 812A-5 井為例。該井儲層巖性主要為長石巖屑砂巖，石英含量為41% 45%，粒度中值為0.17 0.33mm，滲透率較低，為 107×10-326.5MPa，壓力系數(shù)約為m，孔隙度為 20%。地層壓降約為0.8091 。該井壓力系數(shù)低，洗井時會發(fā)生漏失現(xiàn)象，對儲層造成傷害；射孔井段薄，給射孔準確性帶來了難度；該井投產(chǎn)作業(yè)前鉆井泥漿已浸泡井筒超過60d，油層近井地帶存在一定程度的泥餅污染。結合該井油藏實際情況，選擇實施了超深穿透負壓射孔與防漏失一體化工藝技術。施工中，一體化管柱

11、由油管輸送下至預定位置后，通過電測校深，調配管柱至射孔器正對射孔油層井段后，首先下部射孔封隔器正轉，坐封于套管內，封隔密閉油套環(huán)空；之后再通過油套管環(huán)空打壓完成射孔器的負壓起爆射孔（油管負壓為25MPa），地層上返出液后，通過油嘴進行放噴，放噴結束后，油管內投入鋼球打壓，將懸掛丟手封隔器分級坐封，完成油套環(huán)空的二次密封；最后通過正轉管柱實現(xiàn)懸掛丟手封隔器的丟手，將丟手管串留于井內，再對井下防漏失閥進行開啟壓力驗證（開啟壓力設置為21MPa），在低于防漏失閥開啟壓力值下對井筒進行反循環(huán)洗壓井，最后起出丟手管柱，下入電泵完井管柱完井。該井僅用時6d 完成全部投產(chǎn)作業(yè)，相比鄰井同類型油井投產(chǎn)作業(yè)節(jié)約

12、工期2d，可節(jié)約平臺費用48×104 元。該井作業(yè)后5mm油嘴生產(chǎn)，日產(chǎn)油為75t/d ，生產(chǎn) 300d 后日產(chǎn)油一直穩(wěn)定在70t/d 。4 結論（ 1）超深穿透負壓射孔與防漏失一體化工藝技術有效解決了海上中低滲油田壓力系數(shù)低、入井液易漏失污染儲層的難題，不但可以實現(xiàn)入井液零漏失，保護儲層物性，還有效縮短施工周期，大幅降低洗井藥劑的使用量，經(jīng)濟效益十分顯著。（ 2）140 型高溫超深穿透彈射孔彈射孔穿深達 1200mm，穿透近井鉆井及作業(yè)污染帶能力強，有效增加了儲層泄油面積，有利于實現(xiàn)油井高產(chǎn)。（ 3）該工藝技術的實施在國內尚屬首創(chuàng)， 不同于國外射孔后將射孔槍直接釋放落于井內的丟槍工

13、藝；此外，應用雙級封隔器懸掛于套管內，大幅降低了下次打撈槍身時的施工難度及生產(chǎn)期間的井控風險，對于陸上油田開發(fā)也有著重要的借鑒意義。參考文獻：1 黃延章 . 低滲透油層滲流機理 M. 北京 : 石油工業(yè)出版社， 1998:29-31.2 牟學益，劉永祥 . 低滲透油田啟動壓力梯度研究 J. 油氣地質與采收率， 2001， 8（ 5）：58-59.3林光榮， 邵創(chuàng)國， 徐震鋒 . 低滲氣藏水鎖傷害及解除方法研究J.石油勘探與開發(fā)，2003 ，30（ 6）：117-118.4 萬仁溥 . 現(xiàn)代完井工程 M. 北京 : 石油工業(yè)出版社， 2000： 21-22.5 郭海敏 . 生產(chǎn)測井導論 M. 北

14、京：石油工業(yè)出版社， 2003:28-29.6 謝榮華 . 生產(chǎn)測井技術應用與進展 M. 北京 : 石油工業(yè)出版社， 1998：27-28.7 顏衛(wèi)軍，孫新波 . 國內外射孔技術發(fā)展概述 J. 測井與射孔， 2000 ， 4（3）： 75-79.8趙莉 . 不同類型復合射孔器火藥燃燒特征研究J.測井技術， 2006 ， 30（ 1）：44-46.9 張琪 . 采油工程原理與設計 M. 東營 : 石油大學出版社， 2009： 32-33.10 戴強 . 低滲透氣藏滲流研究現(xiàn)狀 J. 特種油氣藏， 2007， 11（1）： 18-19.編輯孟凡勤范文 2（文中體例與規(guī)范不相符的，以規(guī)范為準）接力熱

15、管稠油井筒伴熱的理論研究周立剛，李菊香，陳愛華（南京工業(yè)大學，江蘇 南京 211816 ）摘要： 結合采油井井筒結構，建立了接力熱管抽油桿井筒中稠油溫度分布的計算模型，分析了接力熱管改善井筒熱損失的原理，討論了不同井底稠油溫度及不同稠油產(chǎn)量情況下的接力熱管井筒伴熱效果。結果表明：隨著稠油產(chǎn)量增加，井底稠油溫度升高，井筒熱損失增大，但井口稠油溫度隨著升高；且稠油產(chǎn)量越小，井底稠油溫度越高，熱管伴熱的效果越明顯。在不消耗額外能量的前提下，依靠井底稠油的自身能量， 通過接力熱管的高效傳熱，可降低井筒的熱損失，提高井筒上部稠油的溫度，從而改善稠油的流動性。關鍵詞 ：熱管；稠油；熱損失；溫度分布中圖分類

16、號： TE172.4文獻標識碼： A引 言目前的稠油開采主要采用熱力法，但因舉升過程的散熱又造成了稠油降溫和黏度的急劇增加，流動性變差，出現(xiàn)滯留、堵塞和抽油機負荷過載等問題，影響了油井的正常生產(chǎn)。因此，在稠油開采中還需要井筒伴熱，如電加熱法和熱流體循環(huán)法1-2 ，但都存在能耗大、成本高及井下作業(yè)復雜等缺點。熱管是 1 種依靠內部工作介質的相變來傳遞熱量的高效傳熱元件3。 1995 年，李菊香等 4 率先提出了稠油油田井下作業(yè)的熱管利用可行性理念。近期，國內不少學者5-9 在重力熱管井筒伴熱方面進行了研究。但是，單支超長重力熱管存在真空度難以保證、液池過深、存在傳熱極限、工質流動阻力、摩擦破損后

17、失效概率大等問題，大大降低了熱管的可靠性。為此，本文提出了接力熱管井筒伴熱的方案，對接力熱管抽油桿井筒中的稠油溫度分布進行了數(shù)值計算，為接力熱管在稠油開采上的應用提供理論依據(jù)。1 接力熱管的工作原理接力熱管是指由多支重力熱管首尾連接組成的熱管傳熱系統(tǒng)，接力熱管抽油桿的井筒結構如圖 1所示。高溫稠油從井底流向井口，在其流動的過程中，為接力熱管系統(tǒng)中的每支熱管的工作提供了連續(xù)的熱源和冷源。通過接力熱管的接力傳熱，在不消耗外來能量的情況下，_收稿日期 ：20130321；改回日期 ：20130624基金項目 ：江蘇省科技計劃基金“微小型化學機械系統(tǒng)制造的關鍵技術研究”（BK2004214）作者簡介

18、：周立剛（ 1987- ），男， 2010 年畢業(yè)于南京工業(yè)大學熱能與動力工程專業(yè)，現(xiàn)為該校熱能與動力工程專業(yè)在讀碩士研究生，從事高效傳熱傳質設備方面研究。提高了上部稠油的溫度，從而改變了井筒中稠油溫度分布。圖 1 接力熱管井筒結構2 接力熱管井筒中稠油溫度分布的數(shù)值計算2.1假設條件對接力熱管井筒傳熱模型作如下簡化假設: 稠油為一維穩(wěn)態(tài)的垂向流動；每支熱管為穩(wěn)態(tài)工作； 稠油不含氣， 熱物性參數(shù)基本恒定；不考慮由于其他因素引起的熱力學影響；忽略稠油在垂直方向的熱傳導；油管與套管的環(huán)空中充滿水，水以純導熱進行傳熱；由稠油到地層的散熱是穩(wěn)態(tài)過程；套管的外部為單一地層（實際套管的外部有混凝土層，其導

19、熱系數(shù)與土壤十分接近）；地層的導熱可視為外部邊界固定的圓柱體的穩(wěn)態(tài)導熱；忽略由于抽油桿的上下抽動引起熱管外相應位置處的原油溫度的變化；? 忽略熱管間連接處的長度。2.2稠油溫度分布模型對接力熱管系統(tǒng)中的單支熱管的蒸發(fā)段、冷凝段分別進行微元傳熱分析，得出沿單支熱管長度方向的稠油溫度分布。每支熱管冷凝段頂端處的稠油溫度正好等于上方相鄰熱管蒸發(fā)段底端處的稠油溫度，依此類推， 可得到整個接力熱管系統(tǒng)長度方向的稠油溫度分布，即整個井筒中的稠油溫度分布。單支熱管蒸發(fā)段管外的稠油溫度分布熱管微元段稠油能量平衡示意圖如圖2所示，以熱管底端為坐標原點，垂直向上為正，對于微元段， 根據(jù)能量平衡， 稠油進口焓等于熱

20、管蒸發(fā)段吸熱量、環(huán)境散熱量和稠油出口焓之和，可表達為：(1)圖2熱管微元段稠油能量平衡示意圖式中：為稠油熱容，W/；為稠油溫度，；為以熱管外表面積為基準的蒸發(fā)段總傳熱系數(shù)，W/(m2· ) ；為熱管工作溫度，；為熱管外半徑，m；為以油管內表面積為基準的油管內壁到地層的總傳熱數(shù)，梯度， /m； 為油管內半徑， m；W/(m2· ) ；時 ，為井底地層溫度，；為熱管底部稠油溫度，。為地層溫度式 (1) 的通解為：(2)其中：，。由式 (2) 可計算出熱管蒸發(fā)段頂部處的稠油溫度。單支熱管冷凝段管外的稠油溫度分布如圖 2所示，以熱管蒸發(fā)段的頂部為坐標原點，垂直向上為正，同樣，對于根

21、據(jù)能量平衡， 稠油進口焓加上熱管冷凝段放熱量等于環(huán)境散熱量和稠油出口焓之和，達為：微元段，可表(3)式中：為以熱管外表面積為基準的冷凝段總傳熱系數(shù)，W/(m2· ) ；時。式 (3)的通解為：(4)其中：，。由式 (4) 可計算出熱管冷凝段頂部處的稠油溫度。3 稠油溫度分布的計算與結果分析利用上述稠油溫度分布計算模型，分別對常規(guī)井、 單支重力熱管井以及接力熱管井的稠油溫度分布進行計算，計算采用參數(shù)10 如表 1所示。表 1計算采用參數(shù)名稱數(shù)值名稱數(shù)值熱管外徑 /mm45稠油黏度 /Pa ·s0.023923熱管內徑 /mm35稠油比熱容 / （J·kg -1 &#

22、183; -1 ）3600油管外徑 /mm89稠油導熱系數(shù) / （W·m-1 · -1）0.682油管內徑 /mm81環(huán)空介質導熱系數(shù) / （W·m-1 · -1 ）0.648套管外徑 /mm133管壁導熱系數(shù) / （W·m-1 · -1）40套管內徑 /mm123地層導熱系數(shù) / （W·m-1 · -1）0.8地層半徑 /m5井底地層溫度 / 40井筒深度 /m1000地層溫度梯度 / （ /m）0.03稠油密度 / （ kg/m3）9363.1不同稠油日產(chǎn)液量情況下，井口稠油溫度及接力熱管工作情況分析圖 36是

23、井底稠油溫度為60、不同稠油日產(chǎn)液量情況下，井口稠油溫度分布情況以及接力熱管的工作情況（圖中G為稠油日產(chǎn)液，t/d ； N為熱管支數(shù)，支）。44 無 熱 管42一支熱管1.8兩支熱管40四支熱管1.738W/36/kt fv1.624t/d34Q22t/d321.520t/d18t/d301.416t/d16182022242341G /t/dN /支圖3 不同日產(chǎn)液量時井口稠油溫度圖4 接力熱管中各支熱管的傳熱量2.824t/d3.824t/d2.622t/d22t/d2.420t/d3.620t/d18t/dW18t/dW16t/d16t/dkk/e 2.2/c3.4QQ2.03.21.8

24、3.01.62 N/支12支34134N /圖5接力熱管中各支熱管蒸發(fā)段的散熱量圖 6接力熱管中各支熱管冷凝段的散熱量由圖 3可知，隨著稠油日產(chǎn)液量的增加，井口稠油溫度也隨著升高；而且稠油日產(chǎn)液量越小，熱管伴熱的效果越明顯。此外，隨著接力熱管支數(shù)的增加，井口稠油溫度會降低，所以使用接力熱管進行伴熱時，要合理安排接力熱管的支數(shù)以達到最理想的伴熱效果。由圖 46可知，從井底的第1支熱管到井口的第4支熱管，在同一稠油日產(chǎn)液量情況下，熱管的傳熱量以及熱管蒸發(fā)段和冷凝段的散熱量越來越大；隨著稠油日產(chǎn)液量的增加，每支熱管的蒸發(fā)段和冷凝段的散熱量隨之增大，而每支熱管的傳熱量卻隨之減??；此外，冷凝段的散熱量遠

25、遠大于蒸發(fā)段的散熱量，所以若能在熱管冷凝段采取有效的保溫措施效果會更好。3.2不同井底稠油溫度情況下，井口稠油溫度及接力熱管工作情況分析圖 710是稠油日產(chǎn)液量為16 t/d ，不同井底稠油溫度情況下，井口稠油溫度分布情況以及接力熱管的工作情況。56無熱管5.06052一支熱管4.570兩支熱管48四支熱管4.0809044W 3.5100/kt f 40v3.036Q2.5322.0287080901001.560234td /1N/支圖 7 不同井底油溫時井口稠油溫度圖 8接力熱管中各支熱管的傳熱量5.0608604.57077080804.090W 690W3.5100100/k/ke3

26、.0c 5QQ2.542.031.523412341N /支N /支圖 9接力熱管中各支熱管蒸發(fā)段的散熱量圖 10接力熱管中各支熱管冷凝段的散熱量由圖 7可知，隨著井底稠油溫度的增加，井口的稠油溫度也隨著升高；而且井底稠油溫度越高，熱管伴熱的效果越明顯。同樣，隨著接力熱管支數(shù)的增加，井口稠油溫度會降低，所以使用接力熱管進行伴熱時，要合理安排接力熱管的支數(shù)以達到最理想的伴熱效果。由圖 810可知，從井底的第 1支熱管到井口的第4支熱管， 當井底稠油溫度較低時，熱管的傳熱量以及熱管蒸發(fā)段和冷凝段的散熱量略有增加；隨著井底稠油溫度的增加，熱管的傳熱量以及熱管蒸發(fā)段和冷凝段的散熱量隨之減小，且減小的幅度越來越大，每支熱管的傳熱量以及熱管蒸發(fā)段和冷凝段的散熱量都隨之增大。同樣冷凝段的散熱量遠遠大于蒸發(fā)段的散熱量，所以若能在熱管冷凝段采取有效的保溫措施效果會更好。通過以上分析可知，在不消耗額外能量的前提下，依靠井底稠油的自身能量，通過接力熱管高效傳熱，可減少井筒的熱損失，提高井筒上部稠油的溫度，從而改善稠油的流動性。4 結論（ 1