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西北油田自主研发超高压气井试油井控安全设计技术

  西北油田顺南区块奥陶系叠合有利勘探面积1.57万平方公里,资源量2.1万亿方,勘探潜力巨大。三超共存、储层易漏、富含腐蚀性流体、裸眼试油等苛刻作业环境等气藏固有的特性,决定该区块的试油难点属国内特有。

  针对试油期间井控安全、试油管柱优化设计和资料录取与解释等难点,西北油田科研人员依托科技攻关项目,通过室内模拟实验、理论研究、现场实施等开展相关研究,自主研发超高压气井试油井控安全设计技术,该项技术通过4项技术攻关,获得3项专利,发表2篇文章,实现了高压气井试油井控零事故。

  该项技术针对进口采气树,采购周期长、费用高、维护保养难等问题,对采气树进行4项技术改进,提升整体结构性能,实现所需采气井口国产化,现场成功应用7井次,节约880万。同时针对窄窗口井存在井控风险大、泥浆漏失量大的问题,研发钻采一体化四通、声纳液面监测仪和试油管柱优化等技术,形成漏失井安全试油技术,增强井控安全、减少泥浆漏失。应用14井次,安全率100%,节约泥浆3430m3。

  另一方面,该项技术创新针对重浆固相随高压气体产出带来试油期间流程超压、冲蚀等井控风险,攻关指导地面流程六项工艺优化,形成试油地面流程优化和配套技术,应用4井次,安全率100%。同时针对试油期间承压变化频繁,井筒完整性易失效等问题,通过套管剩余强度分析、井口抬升评价等技术,形成了井筒完整性压力评价与控制技术,现场成功应用13井次,试油期间最高井口压力102.11MPa。

  2011-2015年,该项技术在塔中北坡气藏应用15井次,累计节约投资3.03亿元。2014-2017年,项目部分或者成套技术在塔河油藏、雅克拉和顺北新井广泛推广应用,累计超过400井次。该技术的现场应用,缩短了评价周期、减少了资源浪费、加快了勘探进程,解决了恶性漏失井安全试油的技术难题,目前已申报自治区科技进步奖。
 

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