陕224储气库注采井注采能力影响因素分析
- 格式:docx
- 大小:41.24 KB
- 文档页数:7
储气库采气期冻堵原因分析及解决措施摘要:随着社会经济的不断发展、人们对天然气的需求量越来越大。
为了满足人们对天然气的需求、加大天然气的储存量、我国各地都开始建立地下储气库。
储气库是国家能源储存的重要场所,对国家发展建设起至关重要作用。
在采气期采出天然气会带出部分地层水,由于压降引起温降,在节流部位易形成水合物,水合物会引起阀门堵塞,严重时会造成气井停产。
本文通过分析冻堵原因,提出优化现场工艺及调整井口注醇参数等措施,确保气井正常生产。
关键词:储气库注采井冻堵水合物储气库计量技术一、基本概况在冬季生产过程中,天然气从井口到站内过程中由于流态和环境温度的变化,在管线中或多或少的会产生凝析水,并逐渐积聚。
随着积聚物的增加,遇到管线起伏较大、冬季气温较低时,在管线可能产生节流效应的地方会产生水合物。
水合物一旦形成会减少流通面积,产生节流效应,加剧水合物的形成,以至于堵塞管线造成管线蹩压引发事故。
储气库在采气期采出天然气会带出部分地层水,由于压降引起温降,在节流部位易形成水合物,水合物会引起阀门堵塞,严重时会造成气井停产。
近几年采气期共发生62次冻堵,冻堵主要发生在注采阀组区迷宫发阀处,其中严重冻堵导致关井的有8次。
二、采气系统冻堵原因天然气水合物的形成除与天然气的组分和游离水含量有关外,还需要一定的热力学条件,即一定的温度和压力。
概括起来讲,天然气形成水合物必须具备以下条件:(1)具有能形成水合物的气体分子,如小分子烃类物质和H2S,CO2等酸性组分;(2)有液态水存在,天然气温度必须低于天然气的水露点;(3)低温,系统温度低于水合物生成的相平衡温度;(4)高压,系统压力高于水合物生成的相平衡压力;(5)其它辅助条件,如气体流速和流向的突变产生的扰动、压力的波动和晶种的存在在采气期,高压天然气从井口到站内主要通过气嘴、迷宫阀、双作用节流阀进行调压,压降会引起温降,加剧水化物的形成,特别是在开井初期,地层温度场的形成需要一定时间,由于井口温度达不到预测的温度,容易在这些节流部位产生冻堵。
储气库气井采气能力影响因素评价摘要:现阶段,气田开发进入中后期,地层压力下降,边水推进、底水上升。
老井组低套压生产,套压与采气管道压力持平,生产压差降低,气井产能进一步释放受限,成为影响区块整体采收率的重要因素。
本文主要对储气库气井采气能力影响因素评价进行论述,详情如下。
关键词:储气库;气井;采气引言储气库建设是国家大力支持发展的重点工程,其安全高效运行能够有效缓解国内天然气供需不平衡的矛盾,保障了国民生活质量。
1储气库气井采气能力影响因素对于油气藏型储气库,首先是采气管尺寸。
同一地层压力下,高中低不同产区气井的产量均随着管径增大而增大,管径增加,能够明显提高气井产气量。
高产区、中产区气井采气能力对管径变化表现最为敏感。
其次是地层压力。
不同产区气井在同一管径条件下,具有相同的变化趋势,采气能力均随地层压力升高而增大,然而地层压力变化时,各个产区产量增量各不相同。
高产井采气能力受地层压力影响最为敏感。
最后是井口压力。
在一定地层压力条件下模拟分析了不同井口压力时各产区气井采气量的变化情况。
改变井口压力时,高中低产区气井产气量变化趋势相同,即在相同地层压力条件下,井口压力越低,产气量越高。
降低井口压力可以有效提高气井采气量。
2储气库气井采气优化途径2.1超深高温高压气井排水采气技术当气井自身能量不足,无法将井筒中液体携带至地面时,向井筒内投入泡排棒,井筒内积水与泡排棒接触溶解后,借助于天然气流的搅动,形成大量低密度含水泡沫,从而改变井筒内气水流态,减少液体“滑脱”,这样在地层能量不变的情况下,提高气流垂直举升能力和携液能力,从而达到排出井筒积液的目的。
在采气树上安装好泡排棒投放装置,打开投放装置上部和下部阀门;向投放装置内注满清水,关闭投放装置上部阀门,并将试压泵连接到投放装置压力表处针型阀上,按照井口压力的1.5倍进行试压,分级打压验封,打压至目标值时关闭试压阀门,5min后压降小于0.5MPa为合格;关闭压力表处针型阀,将试压泵与压力表处针型阀之间泄压至0MPa,拆除试压连接附件,回装压力表,打开压力表处针型阀,将投放装置整体泄压至0MPa,关闭投放装置下部阀门及压力表处针型阀;确认清蜡阀门、采气树主阀处于打开状态,采气树双翼阀门关闭。
综合录井资料的影响因素分析保证综合录井资料的准确性才能为我们的解释评价工作打好基础,为了尽可能保证录井资料的准确性和真实性,我们务必对其各自的影响因素予以充分的了解和掌握。
3.1 气测录井气测录井的影响因素是多种多样的,从理论和实践中得知,其影响因素主要有:储层物性,原油性质,.泥浆性能,钻井因素,气测仪器等等[2]。
以下我将分别对这些影响因素进行分析,一方面在录井过程中避免录取假资料,保证录井资料的真实性;另一方面也可为以气测录井为基础的综合解释提供更多的解释可能,有利于排除干扰因素,更准确的评价解释油气水层。
3.1.1 储层物性和原油性质的影响当油气储集层的厚度越大,孔隙度和含油饱和度越大,地层压力越大,则在钻穿油气储集层时进入泥浆的油气越多。
对于储集层的渗透性,有两种情况:当泥浆柱压力大于地层压力时,泥浆发生超前渗透,由于泥浆滤液的冲洗作用,向岩层深处挤跑了一部分油气,使进入泥浆的油气减少;当泥浆柱压力小于地层压力使,储集层的渗透率越高,进入泥浆的油气越多,泥浆中的气体浓度也就越大。
油层的气油比越高,含气浓度就会越多,气测异常也就明显异常。
反之,气油比微小的重质油,气测异常不够明显。
气油比的大小,取决于石油的成分、地层压力、油藏的形成及保存条件,所以,油、气储集层特性及油、气性质,在一般情况下,是决定气测烃类组分变化的主要因素。
3.1.2 泥浆性能的影响泥浆性能的影响主要体现在其类型、密度、粘度和添加材料这三方面。
泥浆类型会影响到气体组分的检测,对于气体采集,水基泥浆可能是最好的,反之,原油污染的泥浆会增加泥浆中气体的保持力,从而增加再循环气。
在钻井过程中,泥浆的密度直接表现为泥浆柱压力,对油气层气测值的影响如下。
粘度大的泥浆,气测时脱气困难,导致气测值变低,但由于气体较长时间的保留在泥浆中,使气测基值增大,甚至使气测值随粘度变化而变化,进而影响下部油气层气测值的真实性。
钻井过程中,为了避免井下事故的产生,常常在泥浆中加入璜化沥青和润滑油等添加材料,这些有机化学处理剂在一定的条件下可能生成气体而溶解于泥浆当中,这将影响气测基值或是产生假异常。
储气库注采
储气库注采是指将天然气注入储气库,并在需要时从储气库中采出天然气。
储气库是一种用于储存天然气的设施,通常由地下岩层或盐层等构成。
在注采过程中,首先将天然气通过管道或输气线路输送到储气库,然后通过注入井将天然气注入储气库。
注入过程中,储气库的储存能力会逐渐增加。
当需要采出天然气时,通过采出井将天然气从储气库中采出,并通过管道或输气线路输送到下游用户。
采出过程中,储气库的储存能力会逐渐减少。
储气库注采的目的是在天然气需求高峰期或供应短缺时,通过调节储气库的储存量和采出量,保障天然气的稳定供应。
同时,储气库还可以起到调峰作用,平衡不同时段天然气的供需矛盾。
需要注意的是,储气库注采过程中需要严格控制注采速度和压力等参数,以避免对储气库和周边环境造成不良影响。
地下储气库注采井井底压力计算研究岳三琪;付玉;伍勇;卞小强;陈余【摘要】根据能量守恒原理,利用伯努利方程,推导了地下储气库注气期、关井期井底压力计算方程,用改进的平均温度和平均偏差系数法、迭代法及逐点计算法计算注气阶段井底流压、关井阶段井底静压.依据Hagedorn-Brown两相垂直管流压力梯度方程,用改进的平均温度和平均偏差系数法、龙格库塔数值解法及逐点计算法计算产气阶段井底流压.注采井井底压力计算能为储气库注采周期内盖层和断层处压力变化、库容量、工作气量等研究提供理论基础.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)003【总页数】6页(P28-33)【关键词】储气库;注采井;井底流压;井底静压【作者】岳三琪;付玉;伍勇;卞小强;陈余【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安 710018;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE357.7地下储气库在周期注采运行过程中,需密切关注储气库断层盖层密封性[1-2],判定核实储气库库容量、工作气量,保证储气库安全运行的同时达到最佳工作状态[3-4]。
断层盖层封闭性、库容量工作气量变化取决于地层压力变化,需要计算井底压力进而推算地层压力。
地下储气库一个注采周期要经历注气期、关井期、产气期三个阶段,有时会出现注采气期间临时关井的情况,为了研究完整注采周期井底压力的变化需要计算注气时井底流压、关井时井底静压及产气时井底流压。
前人研究了很多关于井底压力的计算方法[5-9],目前常用的有平均温度和平均偏差系数法、数模法、Cullender-Smith法等,其中数模法有干气垂直管流法、VFPi法等。
探析影响注水井测试准确性因素分析及对策摘要:随着石油资源的逐渐减少,注水井测试准确性成为了石油开发过程中一个非常重要的关键问题。
本研究通过对注水井测试准确性影响因素进行探讨和分析,并针对不同因素提出了相应的对策,旨在提高注水井测试的准确性和开发效果。
关键词:注水井;准确性;影响因素1注水井测试的作用注水井测试是油田管理和开发中一项重要的工作。
它的主要作用是通过测试注水井的性能参数,如井口压力、井径和井深等,来评估井底注水层的情况。
通过注水井测试,可以确定注水井的注水能力和效果,以便进行合理的油田管理和开发决策。
注水井测试的作用主要体现在以下几个方面:1.1评估注水井的注水能力通过测试注水井的井口压力,可以判断注入井中的注水量大小,从而评估注水井的注水能力。
这对于合理配置注水设备、确定注水方案以及调整注水井的注水量都具有重要意义。
1.2评估注水井的注水效果通过测试注水井的井口压力变化,可以判断注水井的注水效果。
特别是在长时间的注水作业后,通过对井口压力的监测可以了解注水效果的变化趋势,从而判断注水井是否需要进行调整或改进。
1.3评估井底注水层的情况通过测试注水井的井底压力和井口压力的差值,可以判断井底注水层的压力情况。
这对于了解油田储层的动态特征、判断油井开采状况以及优化开发方案都具有重要作用。
总之,注水井测试的作用在于评估注水井的注水能力和效果,以便指导油田管理和开发工作的决策。
通过准确的注水井测试,可以提高注水井的开采效果,提高油田的产量和经济效益。
因此,注水井测试的准确性对于油田管理和开发具有重要的意义。
2影响注水井测试准确性的因素分析2.1测量仪器的精度和稳定性测量仪器的精度和稳定性是影响注水井测试准确性的重要因素之一。
测量仪器的精度指的是仪器测量结果与真实值之间的偏差程度,而稳定性则指的是测量仪器在长时间使用过程中的性能稳定程度。
首先,测量仪器的精度直接影响到测试结果的准确性。
若测量仪器的精度较低,其所测得的参数数值与实际情况存在较大的偏差,从而影响到对注水井性能的准确评估。
文章编号:1000 − 7393(2023)01 − 0031 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.005陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化倪华峰中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司引用格式:倪华峰. 陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化[J ]. 石油钻采工艺,2023,45(1):31-37.摘要:针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点,通过分析钻遇地层特性和工程难点,基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究,形成了储气库水平井钻完井关键技术,包括:“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25 d ,平均机械钻速5.24 m/h ,井身质量合格率100%,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%。
该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。
关键词:储气库;井身结构优化;轨迹控制;水基钻井液体系;半程固井;长庆油田中图分类号:TE243 文献标识码: AOptimization on key technologies for drilling and completion of horizontal wellsin gas storage in Shan 224 blockNI HuafengChangqing Drilling Corporation , CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited , Xi’an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: NI Huafeng. Optimization on key technologies for drilling and completion of horizontal wells in gas storage in Shan 224 block [J ]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 31-37.Abstract: In the gas storage in Changqing area, during the process when drilling horizontal wells with large-scale boreholes in the fourth section, in view of the fact that it is difficult to carry sand in large boreholes, the rate of penetration is low, it is difficult to control well trajectory, the well wall is unstable and collapsible, the contradiction of collapse and leakage is prominent, downhole failures occur frequently, and cementing requires high qualities, by analyzing the formation characteristics and engineering difficulties encountered during drilling, and based on the technique researches on such as wellbore wall stability, wellbore structure optimization in terms of improving rate of penetration, wellbore trajectory control, drilling fluids with strong plugging and strong inhibition, well cementation, and well completion, the key technologies for horizontal well drilling and completion in gas storage were formed. The key technologies include: conduit+four-section slim hole well structure, well trajectory control technology, water-based drilling fluid system of strong plugging and strong inhibition, and screen+liner half-process cementing and completion supporting technology.These technologies were applied to 2 wells in the Shan 224 gas storage area, with an average drilling cycle of 120.25 days and an average rate of penetration of 5.24 m/h, and the qualified rate of wellbore quality was 100%. Compared with the well completed before optimization, the drilling period was shortened by 49.79%, the rate of penetration was increased by 174.74%. This technology provides a technical support for efficient, high-quality, and rapid drilling of horizontal wells in the gas storage of Changqing Oilfield in the第一作者: 倪华峰(1971-),1996年毕业于西南石油学院钻井工程专业,现从事定向井、水平井钻井完井技术研究与相关管理工作,高级工程师。
文章编号:1000 − 7393(2023)04 − 0410 − 08 DOI: 10.13639/j.odpt.202211042双6储气库大尺寸注采井钻井技术王博 赵春 陈显学中国石油辽河油田公司辽河油田(盘锦)储气库有限公司引用格式:王博,赵春,陈显学. 双6储气库大尺寸注采井钻井技术[J ]. 石油钻采工艺,2023,45(4):410-417.摘要:为解决现有双6储气库注采井网无法满足高月调峰需求的问题,优化部署首批3口大尺寸注采井。
针对大尺寸井高强度注采交变载荷影响、大井眼钻井液携岩屑能力弱、固井顶替效率低等技术难题,优化设计盖层井身结构,技术套管封隔盖层顶部,生产套管封隔盖层中部,Ø177.8 mm 油层尾管半程固井封固盖层底部,提高了井筒完整性;采用连续岩屑称重技术实时监测岩屑返出量,降低井下事故风险;优选固井工具和施工参数,同时改善套管居中度提高固井质量,取得了良好的实践效果。
超声波成像测井结果显示,已完钻的双6-H431井Ø339.7 mm 技术套管的固井质量合格率为93.1%;Ø244.5 mm 生产套管的固井质量合格率达到99.9%,盖层连续优质井段长达221 m ,远高于储气库钻井行业标准。
研究成果可为辽河储气库及国内其他储气库后续的大尺寸井钻井工程提供实践经验。
关键词:双6储气库;大尺寸井;注采水平井;井身结构;固井配套技术;固井质量中图分类号:TE243 文献标识码: ADrilling technique for large-diameter injection-production wells ofthe Shuang-6 Underground Gas StorageWANG Bo, ZHAO Chun, CHEN XianxueLiaohe Oilfield (Panjin ) Gas Storage Co., Ltd., Liaohe Oilfield Company , PetroChina , Panjin 124010, Liaoning , ChinaCitation: WANG Bo, ZHAO Chun, CHEN Xianxue. Drilling technique for large-diameter injection-production wells of the Shuang-6 Underground Gas Storage [J ]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(4): 410-417.Abstract: To deal with the incompetence of the current injection-production well pattern of the Shuang 6 Underground Gas Storage (UGS), the first three large-diameter injection-production wells were deployed. Given the intensive alternating load during injection and production, insufficient cutting-carrying of drilling fluids and low cement slurry displacement efficiency in large wells,optimize the design of the wellbore structure of the cover layer, seal the top of the cover layer with technical casing, seal the middle of the cover layer with production casing, and seal the bottom of the cover layer with a half way cementing of the Ø177.8 mm oil layer tail pipe, improving wellbore integrity; the continuous cutting weighting was performed to monitor cutting return in real time and reduce risks of downhole accidents; the cementing tools and parameters were optimized and the casing centering was enhanced for better cementing quality. These efforts resulted in excellent effects in practice. The cement bond logging showed the cementing qualification rates of the Ø339.7 mm intermediate casing and Ø244.5 mm production casing of the drilled well Shuang 6-H431 reach 93.1% and 99.9%, respectively, and the high-quality cemented section along the caprock is 221 m long. These indicators are far higher than those specified in the industrial standard of underground gas storage. This research provides practical experience for drilling engineering of large-diameter wells in the Liaohe UGS as well as other UGS in China.基金项目: 中国石油勘探与生产分公司重点科技项目“复杂断块储气库建库关键技术研究与现场试验”(编号:2022KT2301)。
储气库注采井环空带压分析及管控措施研究摘要:储气库注采井因具有运行压力高、单井吞吐量大、注采切换频繁等特点,井筒完整性要求较常规气田开发井更为严格。
国内储气库运行实践表明,环空带压是目前注采井普遍存在的一类井筒完整性问题,若处置不当可能引发井口装置或井内管串超压损毁、甚至井内气体外泄等事故,影响储气库的长期运行安全。
本文以文23储气库注采井为例,综合利用投产作业井史、井口压力/环空液面监测数据、环空泄压-恢复数据等资料,推测了油套环空带压类型、泄漏程度及可能的漏点位置,并参考现行标准中关于环空压力管理的推荐做法,计算了油套环空压力允许上限,绘制了注采井环空压力管理图版,科学指导注采井环空压力管理,保障储气库安全平稳运行。
关键词:储气库;注采井;环空带压;漏点位置;管理图版0 引言为了弥补国内天然气资源分布的不均衡性和消费需求的季节性差异,我国近年来加快了地下储气库建设进程,截至2020年底,已投运各类储气库27座,建成近160×108m3的天然气年调峰能力,极大地缓解了天然气供需矛盾[1]。
储气库建设快速发展的同时如何科学管控运行风险、保障储气库运行安全也日益引起行业重视。
以枯竭油气藏型储气库为例,注采井在周期性、大排量吞吐过程中,因受交变载荷、温度压力变化及腐蚀介质等因素影响,可能引发水泥环、套管及完井管串完整性失效,也是储气库各子系统中最为薄弱的单元。
相关数据显示,注采井事故占储气库各类事故比例约31%[2],事故类型以气体泄漏为主,环空带压作为注采井普遍存在的一类生产问题,若不加以科学管控,最终可能发展为井内气体外泄甚至爆炸等严重后果。
因此,如何科学管控注采井环空带压问题是储气库安全管理亟待解决的一项难题。
为了深入研究上述问题,本文选取文23储气库注采井为研究对象,在全面分析各项资料的基础上,初步划分了环空带压类型并推测了漏点部位,同时绘制了环空压力管理图版,通过科学管控最大限度地降低环空带压运行风险,该研究成果也可为其他同类型储气库环空带压管理提供相应的技术借鉴。
基于数值模拟下的储气库气井注采能力评价方法——以文96储气库为例摘要:地下储气库的运行特点为“强注强采”,要求生产管理人随时掌握目前状态下储气库每口井的注采能力,从而制定科学合理的生产计划。
文96储气库运行了七个周期,总结了一些评价注采井产能的常用方法,如产能方程法、定生产油压统计法、节点分析法等,但储气库运行方式有别于正常常规气藏开采,导致评价结果出现较大偏差。
为提高注采井注采能力评价的精确性,进行“基于数值模拟的气井注采能力评价方法”研究,取得了较好成果。
关键词:储气库;注采井注采能力;数值模拟;干扰系数本文总结常规气藏气井产能评价方法,分析其在储气库注采井产能评价中的局限性。
探索研究应用数值模拟法进行注采井产能评价的可行性,适用条件,操作方法及其优缺点。
1 常规注采气能力评价方法1.1二项式产能方程预测产量常规气田开发评价气井产能时,普遍采用回压试井法,在地层压力确定的情况下改变工作制度得到一组稳定的气量、流压数据,通过作图得到二项式的A、B 值,从而确定气井产能。
通过试井数据做出(PR2-Pwf2)/qsc与qsc关系曲线,得到产能二项式方程PR2-Pwf2=A?qsc+B?qsc2中的A、B值。
PR:地层压力,MPaPwf:井底流压,MPaA:达西系数B:非达西系数qsc:气体体积流量,104m3/d利用产能方程预测不同地层压力和井底流动压力下的产量与实际产量对比分析,发现预测产量与实际产量误差相对较大,平均差异率19.8%。
(见表1) 2.2产量差异原因分析分析认为,造成注采气注采产量预测值偏差较大的原因如下:1、由于储气库在生产时都是大气量注采,造成地层压力短时间内变化较大,无法满足试井时保持地层压力基本稳定的要求。
2、井间距小、地层连通性好,造成井间干扰严重,影响试井数据的准确性。
3、注气与采气交替进行,造成地层紊流,影响试井数据准确性。
4、注气与采气流动方向相反,利用采气时的产能方程无法准确确定注气能力,特别是存在地层水时,结果偏差更大。
储气库气井采气能力影响因素评价摘要:油气资源的开采和输送一直是全球能源行业的重要问题。
在油气开采和输送过程中,为了充分利用资源和提高产能,需要采用一系列的技术手段。
其中,注醇技术和加热节流中压集气技术是比较常用的两种技术。
注醇技术适用于单井产量低、控制储量小,需要建设大量的单井的油田。
注醇技术是指在油井中注入一定比例的乙醇,从而调节井底渗透率和油水相对渗透率,提高油井产量的一种技术。
注醇技术不仅能提高油井产量,还能减少开采成本,提高油井的经济效益。
关键词:储气库气井;采气能力;影响因素1天然气生产概述天然气作为一种主要的能量来源,其开采工艺涉及到多个方面。
首先,气田的开发是整个开发过程中最重要的一个步骤。
天然气开采体系由储层、井筒和提升管组成;阀门,井口采气树,地面气体收集管道,分离器,压缩机等.它们相互配合,共同实现了气体的收集、分离、处理及输送。
煤层气在煤层中的运移非常复杂,各有特点。
在不同的开采阶段,压力差异对天然气产量的影响是不一样的。
气体从天然气储层的边界进入到井内,并在井内通过井口采集到的气体,进入到收集和加工系统,再由管线到达客户。
在管道运输的时候,会产生一些液态的气体,有的气田还会产生液态的气体,然后再进行运输。
另外,也可以采用汽车贮槽或海运方式来满足客户需求。
因此,必须对采气设备进行经常性的维修,以确保采气设备的正常运行。
为了确保天然气井的安全生产,必须对井筒、提升管柱、阀门等设备进行常规的检测与维修。
此外,还要加强对地面设施如集气管道、分离器、压气机等的维护与维护,以避免因系统失效而造成的损失。
2气藏的地质特征浅述2.1气藏地质类型储层的地质特点是影响油气资源开发的关键因素之一。
气藏的地质特征主要是指气藏的性质、边界性质、气水关系以及气藏的压差等与储层渗透率的关系。
不同气藏的储集物性有很大差别,其根本在于储层储集空间的连续性和均质性。
裂隙型油藏是油藏的主要类型。
该类油藏以缝网发育为特征,缝网的形状与尺寸决定了油藏中的气水赋存及含气量。
文章编号:1000 − 7393(2020)06 − 0797 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2020.06.022储气库井注气压力剧变诱发微粒运移实验模拟康毅力1邵佳新1游利军1高新平2陈明君1谭启贵1韩慧芬21. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学;2. 中国石油西南油气田分公司工程技术研究院引用格式:康毅力,邵佳新,游利军,高新平,陈明君,谭启贵,韩慧芬. 储气库井注气压力剧变诱发微粒运移实验模拟[J ]. 石油钻采工艺,2020,42(6):797-803,810.摘要:微粒运移是一种重要的储层损害类型,地下储气库井在注气过程中因注气压力递增或波动而诱发储层微粒运移。
当前,基于储气库注气压力变化下的微粒运移机理尚不明确,且少有系统开展模拟储气库注气压力变化下的微粒运移实验研究。
为此,选用相国寺储气库黄龙组碳酸盐岩储层岩心制取裂缝岩心,分别开展了应力敏感实验、气体速敏实验、模拟储气库注气压力递增和压力波动情形下的岩心流动实验,测试压力递增和压力波动的岩心渗透率和出口端微粒浊度,并借助X 射线衍射和扫描电镜等手段,分析储层微粒运移的潜在微粒类型,揭示了储气库注气压力动态变化诱发储层微粒运移机理。
实验表明:①驱替压力递增和压力波动实验中的压力梯度远大于速敏实验中岩心发生速敏时(微粒运移)的临界压力梯度,岩心应力敏感程度为弱~中等偏弱;②驱替压力递增和波动下岩心平均渗透率损害率分别为77%和57%;③驱替压力递增和压力波动引起储层裂缝壁面脆弱结构附着能力下降是微粒运移的重要诱发机制。
分析认为,注气压力递增或频繁波动会诱发储气库储层微粒运移损害,应预防钻完井过程中外来固相微粒侵入,并对储层中固有微粒进行清除。
关键词:储气库;碳酸盐岩;注气压力;微粒运移;储层损害中图分类号:TE972; TE258 文献标识码: AExperimental simulation on the fine migration induced by the violent change ofthe gas injection pressure of gas storage wellKANG Yili 1, SHAO Jiaxin 1, YOU Lijun 1, GAO Xinping 2, CHEN Mingjun 1, TAN Qigui 1, HAN Huifen21. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation , Southwest Petroleum University , Chengdu 610500, Sichuan , China ;2. Engineering Technology Research Institute , PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company , Chengdu 610017, Sichuan , ChinaCitation: KANG Yili, SHAO Jiaxin, YOU Lijun, GAO Xinping, CHEN Mingjun, TAN Qigui, HAN Huifen. Experimental simulation on the fine migration induced by the violent change of the gas injection pressure of gas storage well [J ]. Oil Drilling &Production Technology, 2020, 42(6): 797-803, 810.Abstract: Fine migration is one important type of reservoir damage. Fine migration in reservoirs is induced by the progressive increase or fluctuation of gas injection pressure during the gas injection of underground gas storage well. So far, the mechanisms of fine migration induced by the change of the gas injection pressure of underground gas storage have not been clarified clearly and the experimental study on the fine migration due to the change of gas injection pressure has seldom been carried out systematically. The cores of the Huanglong Formation carbonate reservoir in Xiangguosi Underground Gas Storage were selected to prepare fractured基金项目: 中国石油西南油气田分公司2018年科研科学研究与技术开发项目“储气库注采井储层伤害评价研究”(编号:20180303-12)。
陕224储气库注采井注采能力影响因素分析吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(34)11【摘要】利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点.2012年,长庆气区优选在靖边气田陕224井区建设下古酸性气藏储气库试验区.目前已完成3口注采水平井、1座集注站以及地面工艺配套设施,初步具备投产要求.由于该井区地质条件复杂,大井眼注采水平井实施难度大,储层改造方式限制,加之区块开发程度高、目前地层压力低,导致注采水平井产能较低,不利于开展储气库注采能力评价.本文通过对注采井地质、钻井、试气等三个方面分析现阶段注采井注采能力影响因素,提出改善注采井注采能力的有效方法及措施,提高注采井注采能力,为陕224储气库注采试验做准备.【总页数】4页(P43-46)【作者】吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【作者单位】中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE377【相关文献】1.长庆气田榆林南储气库注采井钻采工艺 [J], 韩东2.榆林气田南区储气库水平井注采能力评价 [J], 游良容;兰义飞;刘志军;何磊;卞晓燕3.靖边气田陕45井区地下储气库单井注采能力论证 [J], 徐运动;兰义飞;刘志军;王旭;伍勇;何磊4.适用于大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术——以重庆相国寺地下储气库为例 [J], 谢南星;孙风景;王威林;谭昊;任科;李力民;王岩5.地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验 [J], 周浪; 曾青松; 汪传磊; 李玉飞; 张勇; 张丹丹因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
油田储气库注采气能力对油区开发影响摘要:油田储气库注采气是利用地下储层建设储气库,并进行气体注入和采出的过程。
它能够满足能源需求的波动性,提高能源供应的稳定性和安全性,并需要多方面的技术和管理措施来支持运行。
文章对储气库注采运行特点进行了简要的分析与阐述,结合相关科学理论知识,进一步提出了油田储气库注采气能力对油区开发影响,以供参考。
关键词:储气库;注采;不稳定1油田储气库注采气概述油田储气库注采气是指在油田或天然气田中建设储气库,利用其容量和地下储层的特点,进行气体的注入和采出。
储气库是一种用于储存天然气或其他气体的地下设施。
它通常位于岩石储层中,利用地下空腔或盐穴等地质结构形成储存空间。
储气库的建设旨在平衡供需尖峰差异和增加天然气储备,以满足能源需求的稳定性和安全性。
注采气是指将天然气注入储气库或从中采出的过程。
在储气库中,当供气过剩时,可以将多余的天然气注入储气库,以储存起来,并在需求增加时释放出来供应;而当供气不足时,可以从储气库中采出天然气,以满足能源需求。
注采气是对储气库进行填充和释放的基本操作。
油田储气库注采气的目的是通过注入和采出操作,实现能源储备的调度和调控。
它可以平衡天然气供需之间的季节性和日常变化,调节市场价格波动,提高能源供应的弹性和可靠性。
此外,油田储气库注采气还可以应对突发事件和气候变化,确保能源供应的稳定性和安全性。
油田储气库注采气涉及到多种技术和管理方面的考虑。
例如,需要进行地质勘探和评价,确定合适的储气库地点和容量;进行注入和采出管道的设计和建设;实施安全监测和管理,确保储气库的运行安全和环境保护等。
此外,监测注采气过程中气体的压力、温度和流量等参数也是必要的。
2油田储气库注采气能力对油区开发影响2.1 储气能力提升油区在生产和消费气体时,由于季节性和日常变化等因素,供需之间存在波动。
通过储气库的注采气能力提升,可以将多余的气体注入储气库,以平衡产能过剩时的供应,并在需求高峰时从储气库中采出气体进行供应。
陕224储气库注采井注采能力影响因素分析吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【摘要】利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点.2012年,长庆气区优选在靖边气田陕224井区建设下古酸性气藏储气库试验区.目前已完成3口注采水平井、1座集注站以及地面工艺配套设施,初步具备投产要求.由于该井区地质条件复杂,大井眼注采水平井实施难度大,储层改造方式限制,加之区块开发程度高、目前地层压力低,导致注采水平井产能较低,不利于开展储气库注采能力评价.本文通过对注采井地质、钻井、试气等三个方面分析现阶段注采井注采能力影响因素,提出改善注采井注采能力的有效方法及措施,提高注采井注采能力,为陕224储气库注采试验做准备.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)011【总页数】4页(P43-46)【关键词】储气库;注采能力;影响因素;注采试验【作者】吕建;李眉扬;汤敬;李婷;付江龙;薛伟【作者单位】中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司储气库管理处,陕西靖边718500【正文语种】中文【中图分类】TE377利用衰竭气藏建设储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点。
自2010 年起,在长庆气区已开采气藏建设储气库,优选榆林气田南区上古砂岩气藏和靖边气田陕224 井区下古碳酸盐岩气藏建设先导试验区[1]。
目前两座储气库均已建成,2011-2013 年榆林南储气库先导试验区已开展两轮注采试验,陕224 储气库准备开展首轮注采试验。
陕224 井区为碳酸盐岩气藏,井区较小,采出程度高,老井均为直井,单井产量较高,但含有硫化氢,对改建储气库带来巨大挑战,需开展注采试验落实酸性气体在注采过程中的变化规律。
因注采井设置为大井眼水平井,产能预测没有经验依据,注采水平井注采能力不明确,产能影响因素不落实,不利于开展注采试验,同时注采能力是影响储气库规模的决定性因素。
因此,需分析陕224 储气库注采井注采能力影响因素,针对产能影响因素,提出改善措施,提高注采井注采能力。
1 陕224 储气库概况1.1 陕224井区基本情况陕224 井区位于靖边气田中区西部,含气面积19.3 km2,地理位置位于陕西省靖边县海则滩乡和内蒙古自治区河南乡,地表为沙漠、丘陵,地势相对平坦,海拔1 200 m~1 400 m。
该井区构造简单,为相对平缓的西倾单斜,地层倾角约在0.15°~0.5°,马五13 气层埋深3 450 m 左右;其沉积相单一,主要为潮上含膏云坪;储层岩性以泥-细粉晶白云岩为主,另外含有含泥云岩、含灰云岩、灰质云岩以及次生灰岩等;主力储层马五1+2以成层分布的溶蚀孔洞为主要储集空间,见少量晶间微孔,网状微裂缝为主要渗滤通道;气体组分表现为含硫型干气气藏,地层水为弱酸性CaCl2 水型。
气藏密封性评价表明陕224 井区储层封闭性较好,具备建设储气库的封闭条件。
1.2 陕224 储气库基本情况陕224 储气库功能定位为季节调峰,设计库容量10×108m3,工作气量达到5×108m3,平均注气规模240×104m3/d,平均产气规模400×104m3/d。
陕224 储气库共部署注采水平井3 口,设计水平段长度1 500 m,注采水平井井身结构采用Ф508.0 mm表套+Ф339.7 mm 技术套管+Ф244.5 mm 生产套管+Ф139.7 mm 筛管完井;水平段钻井液采用强抑制全酸溶无伤害暂堵完井液体系,储层改造工艺采用连续油管酸化改造工艺。
2 注采水平井实施情况2013 年完钻、试气完井1 口靖平XX-X-1 井。
靖平XX-X-1 井于2013 年5 月14 日完钻,完钻井深5 329 m,水平段长1 652 m,有效储层钻遇率66.9 %;2013 年8 月26 日完成试气作业,测试静压11.90 MPa,流压7.19 MPa,产气量5.758 8×104m3/d,计算无阻流量7.652 6×104m3/d。
2014 年完钻、试气完井2 口:靖平XX-X-2 和靖平XX-X-3。
靖平XX-X-2 井于2014 年10 月23 日完钻,完钻井深4 887 m,水平段长度1 177 m,有效储层钻遇率76 %。
由于施工过程中连续油管下放遇阻,该井实际连续油管下入深度3 953.0 m,下入水平段长度243.0 m。
2014 年12 月17 日至12 月20 日对该井采用单点法测试求产,测得地层中部静压为24.66 MPa。
在流压20.02 MPa 下,井口产量4.678 6×104m3/d,计算无阻流量13.122 9×104m3/d。
靖平XX-X-3 井于2014 年4 月22 日完钻,完钻井深5 215 m,水平段长度1 500 m,有效储层钻遇率62.2 %。
2014 年7 月1 日完成试气作业,测试静压9.53 MPa,流压7.12 MPa,产气量5.649×104m3/d,无阻流量9.489 9×104m3/d。
3 注采井注采能力影响因素分析3.1 地质因素靖边气田水平井产能影响因素主要有地层压力、渗透率、有效厚度、水平段长度和表皮系数,储层各向异性和偏心距因储层有效厚度较薄(2 m~5 m)影响不大。
目前注采水平井只开展了短期“一点法”试气和目前地层压力情况下的短期放压生产,生产动态不足以反映气井真实的产能,且无测井综合解释资料及试井资料,对储层发育认识仅局限于现场录井资料和3 口老井生产、试井资料,因此,本次分析从注采井录井、试气资料和3 口老井试井资料分析注采水平井产能影响因素[2]。
3.1.1 剥蚀区对注采水平井产能的影响靖平XXX-1 井钻遇炭质泥岩,判断进入本溪底部,侧钻后垂深下降2.8 m 后在储层内,说明地层剥蚀至马五12 段;靖平XX-X-2 井两次斜井段均发现本溪地层加厚,说明下古地层存在剥蚀,初步判断露出马五12。
靖平XX-X-3 井自4 261 m 钻遇大段铝土质泥岩,判断为本溪底部泥岩,说明沿水平段方向目的层上部地层存在剥蚀,部分位置地层剥蚀至五12 段。
水平段钻遇剥蚀区导致水平段钻遇较大段非储层段,致使3 口注采水平井有效储层厚度减少、储层钻遇率降低,降低了注采水平井注采能力。
靖平XX-X-1 井水平段长1 652 m,有效储层长1 105 m,有效储层钻遇率66.9 %;靖平XX-X-2 井水平段长1 177 m,有效储层长894 m,有效储层钻遇率76 %;靖平XX-X-3井水平段长1 500 m,有效储层长933 m,有效储层钻遇率62.2 %。
针对地质认识问题,建议加强地质研究和储层精细化描述,最大可能的准确预测地质模型,指导注采井的实施,确保实施效果。
3.1.2 地层压力对注采水平井产能的影响通过压力测试,3 口注采井和3 口老井目前地层压力已降至8.40 MPa(除靖平XX-X-2 井压力异常外),比区块原始地层压力下降22.0 MPa(见表1),注采井产能受到较大影响,除XX-X-2 井外平均无阻流量降至8.57×104m3/d,比区块内老井直井平均无阻流量低较多,采气产能下降较大,但注气能力增强(见图1)。
表1 陕224 储气库压力测试统计表?图1 无阻流量随地层压力下降曲线模拟图3.1.3 靖平XX-X-2 井压力异常对注采水平井产能的影响通过试气发现该井压力异常,靖平XX-X-1 井井口压力7.80 MPa、靖平XX-X-2 井井口压力18.80 MPa、靖平XX-X-3 井井口压力6.80 MPa,井口压力相差较大。
通过复查该井钻井实施、两次回填侧钻、地质导向、试气等过程资料,分析认为压力异常可能是非目的层气藏窜入、目的层气藏本身压力异常两种可能性,非目的层气藏窜入可能为本溪组上部气藏、马五12 或马五14气藏窜入。
综合分析认为:(1)该井目前地层压力异常是本溪组砂岩气藏窜入的可能性较大;(2)由于该井试气改造程度有限,综合老井及水平井实施情况认为该井近井地带受泥浆侵入影响导致储层连通性下降,三口注采井主力储层相互连通,但关井条件下短期内难以达到地层压力平衡。
该井的压力异常,对储气库注采生产组织带来困难,3 口井在低注气压力下无法同时注气,致使储气库初期注气能力下降,但采气能力有所增加。
3.2 钻井因素综合考虑注采水平井钻井工程实施过程,主要存在两个方面问题对注采井储层造成较大的伤害,一定程度的降低了注采水平井的注采能力。
3.2.1 较高的钻井液密度对储层伤害较大 3 口注采井为大井眼水平井,钻井工艺难点大,加之地质情况出现较大变化,钻遇支潜沟,导致钻遇较长段的泥质岩性段,井壁出现不同程度的垮塌、卡钻,造成钻井复杂。
为了保障钻井液具有强抑制防塌性,有效解决储层泥岩夹层的垮塌,采取提高钻井液性能的方式提高抑制防塌性。
注采井设计钻井液密度1.02 g/cm3~1.08 g/cm3,水平段初期钻井液密度为1.20 g/cm3~1.32 g/cm3,钻遇复杂后提高泥浆密度为1.29 g/cm3~1.55g/cm3,靖平XX-X-2 井最高提升至1.55 g/cm3(见表2)。
注采水平井目前地层压力为8.5 MPa~9.5 MPa,压力系数0.28,水平段较高的泥浆密度、大的压差使得储层产生了应力敏感伤害。
3.2.2 钻井、完井周期长对储层伤害较大注采井钻井、完井周期过长,尤其是完井周期,基本在36.4 d~53.5 d(见表3),高密度的泥浆性能下,加之钻井工程中的起下钻、钻具摩擦等因素,长时间侵泡,使得低压储层受到较大程度的伤害,产生水锁伤害和压力敏感伤害,近井地带储层受到污染,储层渗透率在一定程度上降低。
表2 注采井水平段钻井液性能统计表?表3 注采井钻井周期统计表?针对以上问题,建议加强储层保护技术研究,优选适合低压储层的钻井液体系[3],减少在施工过程中对储层的伤害;另一方面,提高钻井、完井速度,尤其是打开储层的水平段施工和完井施工,如优选钻具组合和钻头,实现快速钻进,强化完井工序组织,减短完井周期等。
3.3 试气因素为了保护储气库盖层密封性,陕224 储气库注采井采用连续油管均匀布酸酸洗工艺,简单解除泥浆污染。
通过现场施工,存在以下施工问题[4](见表4)。
(1)50.8 mm 连续油管在下入过程中,频频遇阻,导致连续油管无法下入井底,仅靖平XX-X-3 井实现全井段酸洗;靖平XX-X-1 井下深4 713 m,有616 m水平段无法酸洗;靖平XX-X-2 井仅在下入遇阻过程中布酸解阻注酸47 m3,有934 m 水平段无法酸洗。