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南海海域高温高压钻井液技术赵文;谢克姜【摘要】南海西部海域属世界三大高温高压并存的地区之一,且存在地温梯度高、压力高、压力窗口窄等特点.要在该海域打井必须解决在高温高压共同作用下对钻井液性能的影响,确保高温高压井的安全、快速钻进.文中简单分析了高温高压条件下水基钻井液技术的难点,高温对钻井液性能的影响和作用机理,通过对南海西部海域从1984年至2004年间所钻19口高温高压探井的实践经验和科研成果进行归纳,总结出南海西部海域高温高压井钻井液技术的特点,探讨适合南海西部海域高温高压井特点的钻井液技术.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2007(029)006【总页数】3页(P87-89)【关键词】高温高压;钻井液技术;探讨【作者】赵文;谢克姜【作者单位】中国海洋石油油田服务股份有限公司油田化学事业部,广东湛江,524057;中国海洋石油油田服务股份有限公司油田化学事业部,广东湛江,524057【正文语种】中文【中图分类】TE254.1南海西部海域已钻19口高温高压探井中最高温度达249 ℃，最大钻井液密度2.38 g/cm3，有合作井(Chevron、Arco)和自营井(CNOOC)，提供钻井液技术服务有M-I公司、Milpark公司、Dowell公司和中海油服。
钻井液在高温下很容易失去其性能，同时，高压又易使井壁不稳定和诱发卡钻等井下复杂事故。
钻井液的性能不仅关系到井下安全和油气层保护，而且直接影响机械钻速。
可以说，钻井液技术对高温高压井钻井成败、质量好坏、速度快慢起着关键作用。
1 钻井液技术1.1 高温对水基钻井液性能的影响1.1.1 对处理剂的作用(1)降解。
高温降解是有机高分子化合物因高温而产生分子链断裂的现象。
对于钻井液处理剂，高温降解包括高分子主链断裂，亲水基团与主链联结链的断裂2个方面，前者使处理剂分子量降低，部分或全部失去高分子性质，从而导致处理剂部分或全部失效，后者降低处理剂亲水性或吸附能力，从而使处理剂抗盐抗钙能力和效能降低，以致丧失其作用。
气田采输水输送管道关键部件冲蚀理论研究摘要：目前，国内大量气井采出的天然气中含有大量的游离水，在经过井口初步分离后，采出水通过管道输送到净化场站进行处理。
由于气田采出水中通常含有大量泥沙等固体颗粒，当流体流经弯头、三通等局部管件时，固体颗粒将会对管道内壁产生严重的冲蚀作用。
鉴于此，本文开展弯头管件的冲蚀研究。
关键词：输水管道冲蚀气田1绪论1.1研究背景因不断利用油气资源的开发呈上升趋势，导致管道输送当中的腐蚀问题也随之增加。
冲蚀是物质损害的一种常见形式。
实际当中到处都可以看到固体颗粒的冲蚀与腐蚀，引起工程材料破坏、设备不能正常运作，带来很大的经济损失。
探究材料的冲蚀特征，揭露冲蚀原理和影响要素，根据结果选择最佳材料，发明抵御冲蚀的新材料，以及提高经济效益、减少和节约能耗材料的意义重大。
随着油气资源的不断开发，管道运输中的腐蚀问题越来越多。
冲蚀是物质损害的一种常见形式。
实际过程中到处可见固体颗粒的冲蚀与腐蚀，从而引起工程材料破坏、设备不能正常运作，给经济带来巨大的损失。
探究材料的冲蚀特征，揭露冲蚀原理和影响要素，根据结果选择最佳材料，发明抵御冲蚀的新材料，以及提高经济效益、减少和节约能耗材料的意义重大。
1.2国内外研究现状近年来，冲蚀与腐蚀的相互作用一直是国内学者关注的焦点。
从不同的角度和方法研究了腐蚀与冲蚀的相互作用。
腐蚀的主要内容有两种，一种是冲蚀腐蚀，另一种是磨蚀腐蚀。
分别使用转鼓设备和销环磨损测试装置。
大多数的研究结果证明，腐蚀和冲蚀的相互作用关系，在很大程度上加快了材料的破坏，这种破坏程度是材料一次损伤的几倍甚至几十倍。
所以，冲蚀、腐蚀可以看成是一种物质冲蚀，包括基于机械损伤的冲蚀和基于腐蚀的电化学行为[3]。
冲蚀和腐蚀的因素很多。
对主要的研究影响因素为介质的浓度大小、冲蚀角度、流速、pH值大小、固体颗粒的含量、液体温度、样品成分与性质。
得出最终实验结果说明，如果流动速度越大、pH值越大，那么电刷与腐蚀的相互作用就越大。
关于高温高压盆地石油勘探的分析摘要：本文探讨的重点是石油地质勘探的几个基础性问题，包括高温高压盆地勘探、勘探信息化、GPS放样测量等几个问题。
在实际勘探当中，应当按照实际地形、地貌特征实现数据的有效采集，针对采集数据的有效性进行再次勘探，实现盆地采油的有效勘探。
关键词：盐体覆盖数字应用系统高程处理一、高温高压盆地勘探特点1.特征从钻井数据中得出，高温高压盆地的最高井底温度（BHT）可达160℃，盐下最大泥浆密度系数达2.1g/mL。
对于钻井工程优化具有较大的难度，资料显示，异常高压与第三系的膏岩盐的分布具有密切相关性。
当膏岩盐的厚度大于400m 时，就存在高压的可能性。
在上覆地层的不均衡性的诱导下，高压导致了盐层的变形，由于受到盐层的封堵，在区域内可见异常高速度带，从而形成异常高压区，由于发育砂岩储层的存在，故在同等深度情况下，孔隙压力或者流体压力将会比其它的未被盐体覆盖的储层的孔隙压力或者流体压力大。
通常情况下，异常的高压比较难以释放，使得储层的密集性保持良好，在油气的运输上提供了比较好的空间。
2.断裂和盐层发育对勘探工程的影响对于断裂带，具有钻探的高难度，在断裂的发育区，由于受到大断裂的影响和泥浆浸泡等恶劣因素的影响，使得区域周围的砂岩比较疏松，泥浆在冲刷力的作用下沿断裂带流动，造成漏失。
在实际井位的设计过程中，必须考虑避开大断裂，考虑岩盐的特殊理化性质，在实际钻探中，要有效的控制钻探速度，对地层进行区域划分，并且避免钻杆卡钻或下套管遇卡等地质灾害的发生。
3.盆地盐下构造识别对于高温高压盆地的钻探，逐渐从盐上构造转入到对盐下深层构造的研究。
对于假体构造的存在要具有高度的识别。
由于岩盐在构造应力和上覆地层重力的作用下发生塑性流动，其在流动过程中，与围岩混杂，而盐上构造圈闭的结构比较复杂，其类型形成多样。
在勘探中，由于盐层与围岩流动速度具有差异性，造成地层常规剖面上的畸变，是假构造的基本特征。
目前来看，盐层和盐下地震成像技术已成为制约盐下油气勘探的关键，在具有高温高压的盆地结构的地质区域内，深水区二维地震资料对于油气地质勘探具有重要的参考价值。
高压天然气多孔节流效应及冲蚀特性分析王江云;彭贤强;刘玲莉;李雅琴;王娟【摘要】基于欧拉-拉格朗日多相流模型方法,采用RNG肛ε湍流模型和Sutherland viscosity law可压缩流体黏度修正模型及改进的冲蚀模型,对高压天然气单孔和多孔节流过程进行数值模拟.通过高压天然气单孔节流数值模拟质量流率变化规律,与理论计算结果对比,验证了所采用的模型和计算方法的准确性,并考察了高压天然气流经单孔和多孔突缩结构的不同节流效应及冲蚀特性.计算结果表明,天然气流经多孔固定节流油嘴降压后,体积膨胀形成的最高流速值明显低于单孔固定油嘴,同时多孔均匀射流减少了单孔射流形成的卷吸冲蚀损伤,并在多股射流下的搅混作用下,冷核心能迅速混合,在后续油嘴腔体内更易实现压力回升和速度稳定现象,相比单孔节流可以有效地抑制冲蚀损伤及天然气水合物生成几率.%Based on Euler-Lagrange multi-phase flow numerical simulation method,the single hole and multi-hole throttling process of the highly compressed natural gas was studied by using the RNG k-ε turbulent model,the Sutherland Viscosity Law compressible fluid viscosity model,and the advanced erosion model numerical simulation.The calculated mass flow variation law in the throttle choke is compared with the theoretical calculations,which verifies the adopted models and calculating methods.And then the throttling effect and the erosion characteristic of the high pressure natural gas was studied to check its specific law with different throttle holes by using the advanced erosion model.Results show that,high pressure natural gas can reduce pressure and expansion when it flows through the single hole and multi-hole throttle choke,leading to a high-speed jet region near itsoutlet.But the maximum jet velocity of multi-hole throttle choke is significantly lower than that of the single hole.At the same time the multi-hole uniform jet reduces the vortex entrainment and the wall erosion damage,making it easier to mix the cold core and achieve stable pressure recovery at the role of the multi-jet mixing effect.Therefore,the multi-hole throttling can effectively restrain the erosion damage and the gas hydrate formation probability.【期刊名称】《石油学报（石油加工）》【年(卷),期】2018(034)003【总页数】9页(P521-529)【关键词】节流效应;数值模拟;流场分析;流动冲蚀;临界流动【作者】王江云;彭贤强;刘玲莉;李雅琴;王娟【作者单位】中国石油大学(北京)克拉玛依校区,新疆克拉玛依834000;中国石油大学重质油国家重点实验室,北京102249;中国石油长城钻探工程有限公司,北京100101;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油大学重质油国家重点实验室,北京102249;中国石油大学重质油国家重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE273在油气井测试生产等石油天然气工业过程中，常采用高压节流油嘴等装置给上游稳定回压，并通过改变节流油嘴孔径有效控制进、出口之间的压差，从而实现油气井测试及平稳生产的目的[1]。
实际上从某种程度来说，高温超压油气井的测试一直以来都存在着较大的难题，因此合理地做好油气井的测试工作，优化对油气井的测试工作制度，对于促进油气井的测试工作具有重要的意义。
一、对高温高压井进行测试的工艺难点分析高温高压给井口控制设备、油管、井下工具、套管等的密封性提出了更高的要求。
在施工中，曾发生过井口突然被刺坏及井下工具被刺坏的事故。
井身结构与试油测试工具不配套。
目前的射孔枪、射孔弹、井下工具系列与超深井的井身结构还不配套。
使试油期间工具选型困难，有时只好改变封隔器的座封位置。
例如由于缺乏三寸小井眼工具，只能通过封隔器坐封在七寸井眼中来对五寸衬管中的层段进行测试。
放喷期间，地层流体携带砂粒高速流动，极易刺坏针阀、油嘴管汇，使下游压力突然增高，威胁下游设备安全和人身安全。
对产量、流压、温度控制不当，或加热炉供热不足，或许会使地面测试流程内形成天然气水合物，堵塞地面测试流程，对地面设备和人员安全造成极大威胁。
井口压力有时可达到井口设备的额定工作压力，此时，井口一定要放压。
井口温度有时或许高达设备的额定温度，而不能再继续进行测试。
封隔器突然失封时，环空压力突然升高，导致表层套管破裂，进而憋裂地表地层，井场四周冒气。
TCP射孔的火工器材在高温条件下，性能不稳定，导致射孔火工品在下钻过程中自行爆燃，造成返工。
井下关井阀在高温高压条件下关闭不严密，取不到合格的地层压力资料。
压力计也不能长时间在高温高压下稳定工作，影响资料录取。
井下工具的橡胶件不能承受井底高温，导致密封失败，管柱漏失，测试阀不能运转等一系列工具故障。
伴随硫化氢，二氧化碳等气体产出，对井下工具及地面设备造成腐蚀及损坏。
二、高温高压油气井测试优化设计1.高温高压油气井测试优化设计原则首先，测试人员需要充分了解测试工程的地质特征参数、工况参数，如湿度、流体浓度、排量、井筒压力等。
其次，建立油套管和井下工具的数据，来初步确定所要使用的井下工具以及管柱结构。
南海西部莺琼盆地高温高压堵漏技术尝试2新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司，新疆巴州库尔勒市8410003中海油服油化事业部湛江分公司，广东湛江524000摘要：中国南海莺琼盆地是世界三大高温高压聚集地区之一，也是我国南海海域天然气勘探的主战场,油气勘探前景远大。
主要目的层黄流组二段钻进时井漏频发，并且漏失量大，严重影响了钻井效率和井控安全。
这一区域高温高压井的漏失机理还没有清晰认识，还需要进一步探索研究，目前的防漏、堵漏材料效果欠佳，为此，针对莺琼盆地黄流组二段的漏失问题，通过分析区块井漏情况，明确区域漏失原因；基于漏失特点研制抗高温防漏堵漏材料；构建和评价适应于该区块的防漏堵漏体系，为高温高压井防漏堵漏工作提供理论依据和技术支持。
1井漏原因分析1.1地层安全密度窗口窄莺琼盆地的地层从上至下依次为乐东组、莺歌海组和黄流组，主要盖层是乐东组和莺歌海组，厚度超过2 000.00 m，地层岩性以灰色厚层状泥岩、粉砂质泥岩为主。
目的层是黄流组，主要岩性为浅灰色中砂岩、细砂岩、粉砂岩和灰色泥岩。
莺琼盆地底部由于底辟构造，形成了高温高压环境，造成地层压力抬升快、台阶多，压力系数迅速升高，黄流组局部地层压力系数超过2.3，同时地层温度高达200 ℃；特别是黄流组二段砂层薄弱，承压能力低，导致目的层安全密度窗口极窄。
LD10-1-A井测井井段漏失压力剖面1.2地层诱导性裂缝发育莺琼盆地是个高温超压低渗储层，岩石中泥质含量高。
在井下各种应力作用下，井壁最大主应力方向上会产生张性诱导裂缝，井壁成像测井结果显示，目的层井壁发育诱导裂缝，诱导裂缝宽且长，钻井液在压差作用下通过诱导裂缝进入地层，加上地层泥质含量高，导致诱导裂缝进一步扩大、延伸，进而引发井漏。
LD10-1-B井黄流组井壁成像测井结果裂缝宽度随井深变化裂缝长度随井深变化裂缝密度随井深变化裂缝视孔隙度随井深变化2构建堵漏浆并评价其性能2.1堵漏理念由于莺琼盆地高温高压井目的层井段安全密度窗口窄，同时井底温度高，要求所使用的堵漏材料与其他钻井液添加剂配伍性好，不能影响高密度钻井液的性能，以避免因钻井液性能变化引起激动压力过大，导致井漏进一步恶化；同时，要求堵漏材料抗温能力强，避免在高温环境下失效。
油气田集输管道的冲蚀模拟研究及影响因素分析摘要：油气的输送使用管道运输为主，并且在运输期间包含着流体所携带的固体污染物，这些污染物与管道壁产生碰撞，这样就会使表面材料发生变形与剥离水的现象，长此以往就会产生冲蚀的问题，对油气田集输管道造成了严重的损害。
因此，为了更好的解决该项问题，就需要对油气田集输管道冲蚀进行模拟，从中分析出其影响因素，并且在油气田集输管道冲蚀模拟分析的时候，主要是以COMSOL软件为主，以此分析固体颗粒的大小，以及进入管道的流速、流体粘度等对冲蚀速率产生的影响，并且做好相对关系，具有更好的直观性。
本文主要分析油气田集输管道的冲蚀模拟研究及影响因素。
关键词：油田；工程管道；腐蚀；防腐施工技术引言油气田集输管道物质颗粒大小的不同，冲蚀位置也是有所不同的，并且颗粒直径大小的而不同，冲蚀率也是不同的。
同时，入口速度的不同，冲蚀位置也是不同的，并且流体年度的增加，冲蚀率也会随之降低，逐渐趋向于平稳。
另外，在了解油气田集输管道冲蚀产生影响因素以后，通过利用内部防腐处理、外部的防腐处理、阴极保护等措施，以此降低冲蚀产生对管道的损伤，提升油气田集输管道运输的稳定性和安全性。
1、油气田集输管道冲蚀分析油气田集输管道以一般是金属管道为主，其传输的介质主要包括净化原油、含水原油等，这样管道在氧气和水之间产生反应，油气田集输管道输送期间很容易产生冲蚀的现象，影响管道的使用性能，其安全隐患也会随之产生。
同时，油气田集输管道在输送含有原油的时候，原油和水之间会产生一定的电位差，以此形成冲蚀的原电池，严重影响了油气田集输管道的安全性。
含水原油中包含大量的化学元素，例如：氧气、硫化氢、二氧化碳、以及还原菌等去极化物质，这些元素加快了冲蚀的速度。
另外，油气田集输管道在高温的运输环境下，输送介质中的气、水、烃等冲蚀组分，并且硫化氢、二氧化碳、氧气、氯离子等都是重要的冲蚀物质，并且水作为载体，然而氯离子作为冲蚀的催化剂，加快了油气田集输管道冲蚀现象的产生。
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CPCI 中国石油和化工
化工设计
南海高温高压气田油嘴冲蚀分析
刘 鹏 董 伟 曾庆辉 陈 柱 曾继斌
（中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方作业公司 广东湛江 524057）
摘 要：东方1-1气田F平台位于中国南海北部湾莺歌海海域，是我国在南海投产的首个高温高压气田。
气田刚投产时使用的油嘴是国外某知名公司的产品，自2015年投产使用后，这些油嘴的阀芯及阀座都出现不同程度冲蚀损坏，气井呈现出产量波动大稳定性差等特点。
油嘴失效使得气井不得不关井，而进口油嘴更换一个价格在5万美元以上，这将影响气田生产稳定性和开发经济性。
气田从油嘴流量特性、结构、材质等多个方面论证分析、重新选型，选用了能与气井相匹配、成本不到进口产品1/5的国产油嘴。
该种油嘴采用2mm的笼套小孔眼、笼套-柱塞内滑套结构，解决了在大压差、小Cv工况下气井运行不平稳问题。
关键词：高温高压气田 油嘴冲蚀 流量系数Cv 大压差
1 概述
东方1-1气田F 平台主力开发气层为中深层黄流组一段DF1-1-14井区IIb 砂体和IIIa 砂体，气藏平均烃含量69%，C02约22.3%，N2约6.5%，该气藏属于高温高压气藏，井底温度达150℃，地层压力达55MPa 。
油嘴是采油树身上重要附件，主要作用是控制和调节油井的产量，油嘴的大小与井底回压、生产压差以及产量之间的关系，称为自喷采气井的工作制度。
气田使用的油嘴其实就是节流阀，现场俗称油嘴，投产选用的油嘴最大开度为2英寸。
投产半年后，发现气井产量波动大，油嘴开度在变小，甚至在油嘴完全关闭的情况下，部分生产井的气量还有35万方/天。
因此，我们对各生产井的油嘴进行了拆解检查，检查发现各井的油嘴都存在不同程度的冲刷和结构件断裂。
如下图所示，受到冲蚀的地方有：（1）手轮固定外套筒内外边缘冲刷；（2）笼套孔眼冲蚀；（3）部分井手轮轴杆和油嘴套筒连接件断裂、手轮固定座套筒内边缘冲刷、油嘴套筒和手轮固定座套筒接触面冲蚀。
2 油嘴冲蚀原因分析
2.1 选用过大油嘴
流量系数Cv 又称流通能力，是节流阀选型的主要参数之一。
Cv 的定义为：当调节阀全开，阀两端压差ΔP 为1磅/，介质为60℉清水时每分钟流经调节阀的流量数，以加仑/分计。
在现有工况下，用FL 修正法对Cv 值进行修正，笼套式节流阀的=0.9，流量系数Cv 的计算公式为：
（其中，:气体流量 N/h ，：气体比重，P:压
差，：入口压力100KPa ）。
从上面公式可以计算出得出现有工况下油嘴Cv 值为3.33。
在F 平台压差大流量小的工况下，油嘴的额定Cv 值是很小的。
从F 平台各井一直处于小开度下工作也可以看出，现场使用的2英寸油嘴的Cv 值大大超出气井额定Cv 值，即额定CV 值与气井的实际流量不匹配，因此可以得出油嘴选用过大是造成油嘴冲蚀的一个原因。
从表一可以看出，各井油嘴受冲蚀影响，开度需逐步调小才能满足配产要求。
油嘴开度很小表明，笼套孔必须要处于关的状态才可以达到需要的节流效果。
此时笼套的最底部的一排孔眼处于开启状态，上部孔洞都被密封着。
当携有液滴的高压天然气流体流经底部孔洞时，就会对笼套孔洞边角产生强烈冲刷，冲刷出沟槽、磨损形态，使得笼套孔洞变得更大了。
2.2 油嘴的流量特性曲线与气井产量不匹配
两英寸油嘴冲蚀损坏后，气田使用了该公司提供的最大开度为3/4英寸的新油嘴，但是使用一个月之后气田拆开检查，同样出现了笼套孔眼冲蚀的现象。
可见，不仅油嘴选择过大是造成冲蚀的原
因，油嘴的流量特性曲线与气井产量不匹配同样是影响因素之一。
阀的流量特性定义为被控介质流过阀门的相对流量与阀门的相对开度（相对位移）间的关系。
油嘴的工作流量特性主要受阀芯的节流面积影响，体现在笼套孔眼大小、数量多少及分布规律上。
在F 平台现在工况下，阀门的计算Cv 值很小，要进行压力和流量控制通常的节流阀非常困难，这主要是因为该节流阀最小可控Cv 值大于实际的计算Cv 值。
从图一可以看出油嘴笼套最下面一排孔对应的流量已超过实际流量要求，平时只需要单个笼套孔的一半就能满足流量要求，显然只有这一排孔有用，这排孔以上的开度范围均起不到调节作用的。
如果把笼套的孔改小些（如下图所示国产油嘴采用2-16mm 孔眼），则实际流量要求的开度范围会增加，油嘴的寿命由此而延长。
2.3 油嘴结构影响
投产选用的油嘴为外套-笼套式油嘴，它通过阀芯相对于阀座垂直移动来改变限流面积，从而控制油嘴内部流量及压力。
该种油嘴本体所用的材料为1Cr13，阀座和外滑套本体也为1Cr13，阀座和滑套带有的衬套为TC 合金，滑套与笼套的配合间隙较大。
套筒连接杆选用普通材质，在高温极端工况下是不耐冲蚀的。
配合间隙大将会形成较大的环隙干扰流，改变了介质流体力学特性，会增加气体对滑套和阀座的冲刷，同时也会增加气体对外套连接杆的冲刷。
这样的冲刷、喘流会造成笼套表面严重应力集中，进而产生强烈震动。
震动载荷到达一定程度时，油嘴的阀座和外套连接杆就会存在断裂风险。
针对这些问题，气田选用了某国产油嘴，它由外滑套式结构改成内滑套式结构。
如下图所示，它的阀体为整体锻造，笼套嵌装在阀体中，笼套与柱塞间的间隙小，可以降低震动及气体在两者间隙中的冲刷。
阀芯中的衬套材料为碳化钨钴硬质合金制成，阀座中的阀座衬套也由碳化钨钴硬质合金制成，都具有良好的耐冲刷、耐腐蚀性能。
从现场定期拆检的结果看，该种笼套-柱塞式油嘴的冲蚀磨损主要发生在柱塞顶部及导向密封环，冲蚀磨损要比外套-笼套式轻一些。
3 结论
通过对F 平台使用过的三种不同型号的油嘴分析，结合在现场的使用情况比较，得出高温高压气田油嘴的冲蚀主要受油嘴流量特性与气井的匹配度、油嘴结构特性、油嘴材质等因素影响。
在以后高温高压气田开发对油嘴选型时，需要特别注意额定流量系数的计算，选择尺寸合适、合理结构的油嘴。
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