试油应用（精选九篇）
试油应用 篇1
1 成套测定技术
试油必备用具独有的特性, 是能耐住高温、能够抵挡高压, 同时防控硫。筛选可用技术, 包含RD特有的这类测试、封堵一体技术、插管架构下的封隔器。这些成套工艺, 提升了深井架构中的测验成效。
依据测得的总硫化氢、井下油气总量、井口方位的真实高压, 布设成套装置。这类搭配框架应添加带有防控特性的配件。地面控制计量, 包含带有自动化特性的这类体系。自动计量可分成高压架构下的防硫分离器、某规格的蒸气锅炉、某规格的热交换配件、地表数值搜集、ESD特有的安全管控。地面测试特有的步骤, 包含主体测试、后续辅助测定、主体生产步骤、后续双翼生产、放喷必备的套管、正反循环架构下的压井步骤、数值搜集处理、应急态势下的安全体系。
2 筛选试油管柱
筛选及布设试油管柱, 应考量力学特性, 反复查验强度。经过下钻步骤、射孔及加压、后续开井测验, 明确真实工况。试油惯用的管柱可分成APR、搭配的MFE等。
测验必备的APR装置, 依托环空加压、后续泄压步骤, 随时辨识井下架构中的阀门启闭。这种技术优势, 是便利了常规情形下的开关井;超高温范畴内的测井带有安全的特性。管柱固有的孔径不大, 流动态势下的阻力被缩减, 化解了地表层级内的污染难题, 很易测试成功。但这种途径弊病, 是很难判别阀门状态。高压井口内, 很难启开球阀。此外, 管柱耗费的金额也偏多。
MFE特有的常见管柱, 按照管柱常规的上下移动来判别阀门的启闭。这种途径优势, 是体系固有的构架很简易, 便利常规修护。在地表之上, 即可辨识井底布设的这类阀门方位。但对应的弊病, 是上提管路的精准高度没能被确认。此外, 还很易毁损搭配着的换位配件, 以及封隔器。
3 真实运用情形
3.1 防控硫化气体
硫化氢气体独有的特性, 是腐蚀状态偏重。对于此, 可采纳如下层级的管控方式:首先, 对于布设好的地表设备、井下必备油管、其他成套配件, 都应添加带有防硫特性的可用装置, 预备好碱性特性的压井液。其次, 采纳一体化架构下的试油管柱, 完成常规特性的各类测定、射孔及酸压。这样做, 能够缩减起落次数, 防控气体溢出。再次, 配套检测配件应能齐备, 拟定关联的管控机制、应急态势下的防泄漏途径。
3.2 提升总体产能
增产必备体系, 整合了自转向酸、某比值的闭合酸, 以及交联酸。布设的前置装置, 应当带有多层级架构内的配套工艺。采纳调配好的前置液, 妥善缩减温度, 同时增添裂缝。与此同时, 交联酸可以延展这样的裂痕, 以便均匀酸化。闭合酸及添加进来的转向酸, 增添了裂痕之中的侵蚀效果。这种状态下, 偏长的裂痕应能均匀酸化, 提升改造速度。
3.3 保护储层及地表
慎重保护储层, 按照调制得来的配套盐水及泥浆、某比值的甲酸盐, 制备必备的液压井液。这种必备液体, 维护了固有的储层稳定。测验必备液垫适宜采纳偏低密度特有的盐水、对应的氮气垫层。在压井之中, 采纳偏弱碱性这样的浆液。射孔步骤适宜采纳冻胶、不带有固相特性的液体, 以便妥善隔离。地表搭配着的防冻及防堵, 采纳了某规格的加温体系。
4 结语
深井试油技术, 针对测得的多样工况, 辨识了管柱特有的安全状态、各类工具强度。对于套管损毁、固井必备质量、塑变特性的地表状态, 予以慎重运算。试油必备的封隔器, 添加了下侧架构的滑套阀门。测试终结以后, 提升井下区段的管柱并闭合这样的阀门, 以便阻隔气路。这样做, 便利了接续的压井, 以及起下管柱。采纳井下测压, 规避井口方位的测压风险。
摘要：伴随勘探进展, 油田开发范畴的关联技术渐渐拓展。超高温特性的各类深井, 埋藏着深层级的油气能源。超高温范畴的这类深井, 地层表征的压力会超出65MPa;油井固有的地温会超出150℃。超高温这样的深井, 试油难度会增添, 试油之中的技术水准就凸显了必要性。为此, 本文辨识了超高温深井特有的若干试油步骤。按照调研得来的真实状态, 筛选最适宜的技术路径。
关键词：超高温深井,试油技术,具体应用
参考文献
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[3]卢红杰, 祁传国, 马玉鹏等.超高压高温深井试油测试技术研究应用——以卡拉吉达构造吉达X井为例[J].江汉石油职工大学学报, 2011 (01) :11-15.
试油应用 篇2
摘 要：当今时代科技在不断的发展，这在某种程度上也助推了试油测试技术的发展，而试油测试技术在复杂小断块油气藏中的应用，能够提升油气藏的评价准确性，同时也可以促进工作人员的工作效率。本研究主要分析试油测试技术在复杂小断块油气藏中的应用情况，希望所得的内容能够为相关的领域提供有价值的参考。
关键词：试油测试技术；复杂小断块油气藏；应用
中图分类号： TQ02 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）15-184-2
0 引言
在我国复杂的小断块油气藏较为众多，对复杂小断块油气藏进行试油探测同样是我国油气开采中的一个重要工作。当今科技在不断的发展，在这种背景下，我国的试油测试技术也在不断的发展，其技术渐渐的完善，并且也采取了与之相配套的相关方案，试油测试技术的完善，为我国复杂小块油气藏的开发提供了便利，能够促进我国油气藏的开发与利用。
1 试油测试技术在复杂小块油气藏的应用分析
1.1 试油测试技术——油气层保护技术
油气层一定程度上会受到受控的影响，造成这种因素的最主要原因就是因为正压差的缘故，在对流层进行射孔的时候，一般会采用射孔叶进行保护，而这也对社会产生了一定的影响，因为射孔液的颗粒可能会导致其孔隙出现堵塞。通过过滤液能产生正常的影响，因此导致油田的储存当中今年出现了膨胀情况，所以在正常的使用过程中会出现一定的危害[1]在对油田进行测试的时候，对油田进行正确的保护，可以产生一定的限制效果，但是同时也可能会对石油的测试造成一定的不良影响。所以根据油层的损害相关情况和变化趋势，目前我国已经推出了一套有价值的油气层保护措施，它主要是通过液压井的配合来促进固相含量的配合，因此能够有效地避免油气层当中粘土出现膨胀的情况。这能够有效地确保油气层的安全，促使将负压射频技术应用到油气层中，并将对地表皮的影响控制在最小的范围之内。
1.2 试油测试技术——电子压力计
为了更好的获取更加准确的油田储层的资料，这样就能够获得油田测试资料，确保测试资料更加的精确，能够为测量提供有效的科学数据支撑，但是在对油田储层进行测量的时候可能会应用到相关的器械，比如说电子压力计。电子压力计主要是通过机械的施加压力，来获得原始数据，然后通过电子压力计读取相关测试所得的数据？可以在一定程度上将石油测试结果的准确性提升，同时也能够更好地确保测试技术的提升。这可以有效地促进油气储量的评价，使得油气储量更加的准确，而对于电子压力计来说，其使用的时间越长，相关的工作人员所获得的信息量也就越加的充分，而电子压力计更加的适用于小断块非自喷井。通过将顶升泵的采油技术与电子压力计的技术进行结合，可以有效地将相关的干扰因素降低，这能够更好的加快自由工作的速度，这种技术能够更好地应用在天然气的勘探过程当中。
1.3 试油测试技术——跨隔测试工艺
我国的科技发展速度在不断的向前跨越，这也促使我国的石油测试技术不断发展，在这种背景下，跨隔测试技术开始出现[2]。跨隔测试技术主要应用到了封隔器，封隔器可以将测试层和其他的段落层进行分离，以此来实现对测试层的封堵、解堵和测试等程序。跨隔测试技术的工作效率相对较高，其测试的速度也比较快，具有较低的测试工作成本，这种测试技术并不会受到测试层深度的限制，但是其也有一定的缺点，那就是测试的成功率相对较低，所以，跨隔测试的技术在我国受到了一定的限制。通过多年来对于跨隔测试技术的研究，近年来又发现剪销封隔器是导致夸隔测试技术出现失败情况的主要原因。因为在进行下段的时候，剪销封隔器可能会出现剪断的情况，这样也对测试的成功率不能保证。所以经过相关人员的不断努力研究，又发明出了一种新型的跨隔封隔器，这种跨隔封割器大大的提升了测试的成功率，排除了剪销封隔器会导致提前剪断的情况，而且这种跨隔封隔器在工作的过程中对于下段的情况没有具体的要求，通常情况下，下转的速度一般控制在60根每小时左右，可以更好地对交通进行保护。
1.4 试油测试技术——MFE大斜度井测试技术
因为受到了地理环境和地理条件的制约，定向井和丛式井的钻井技术在我国的很多油田都得到了广泛的应用，这种井的特点是井的斜度比较大，其方位角相对也较大，井下的灌注具有较大的摩擦阻力，这种情况就会给靠上提和下放活动管柱以及对中表字有点显示有较大依赖的井下测试阀打开与关闭的MFE测试器带来了较大的麻烦，它很可能会导致开关井的判断出现失误，进而导致测试失败。因此，在对套管斜井进行测试的时候，需要对测试器进行筛选，可以选用PCT或APR压控测试器，因为对于这一类的测试器，其开关的操作并不需要上提和下放活动管柱，而是通过油管套管的环形空间进行打压和泄压来对井下测试阀打开与关闭来进行实现的。但需要注意的是，这一类的测试器对于裸眼井并不适用，所以斜井的测试问题还需要亟待解决。为了更好地解决定向裸眼井的中途测试问题，需要对FME测试器和相关开关的操作方法进行研究，并采用感件拉伸压缩的性质和压杆稳定的原理来进行，可以研制出一套能够上提高度和自由点判断相结合的开关井的操作方法，这种方法同样适用于裸眼井和套管井，是一种较为成熟的技术。
1.5 试油测试技术——射孔测试联作技术
涉恐而导致的损害一般是因为正压值所形成的时代表皮因子而导致的，为了有效地减少这种损害的发生，可以采用射孔测试联络工具和相关技术进行作业。在具体的应用当中，能够发现该项技术有一个致命的缺陷，那就是挤压力计损坏较为严重，这样可能会导致出现经济损失情况，严重的时候可能会采取不到有效的测试资料，导致测试出现失败。因此需要通过对压力计的损坏机理进行分析和研究，充分地利用物理原理设计出压力阻尼器，未及配合必要的减震器，以此来对机械压力进行，全面有效的保护。针对连做封隔器的承压系统，因为其不能承受较高的压力，也不容易进行地面试压，所以需要对其进行全新的系统设计，将地面的事压密封压力进行提升，提升到70Mpa，所以这样可以使得射孔测试联作的一次成功率高达百分之百。
1.6 试油测试技术——深抽连作技术
对于一些低压、低渗和低产层的油井，因为测试记忆当中的取样器一般情况下不能探取到真实的底层流样品，所以为了更好地落实促成的产业性质和有效产能情况，需要将测试技术和传统的常规试油汲油技术进行结合，充分地将其各自的优势发挥出来，以便于更好的进行从资料的获取。这种技术的特点具有一定的定性准确性，能够更好地对低渗第产层的真实面貌进行了解，同时也排除了井筒续流的影响，可以对地层参数的真实特性进行了解，有效地缩短施工周期，提高了生产的效率。
此外还有增产措施和助排措施，对于一些低渗和低产的岩层，最近这些年所采用的一些对促成改善的措施，主要是对相关处层的土壤进行酸化，在工艺上采用酸化和裂化等方式，能够取得一定的效果。压裂和酸化的工艺当中，排液是否及时和迅速在很大程度上能够对措施的最终效果产生影响，特别是对于低渗低产层，这非常的重要，但是在此基础上还需要增加对于液氮的助排工作，做好对二氧化碳助排工艺的了解和探索。
2 复杂小断块油气藏试油测试技术的未来发展
未来可能会出现抽汲计量技术，当前我国是由测试的过程所使用的超级计量技术是传统的抽汲计量技术，测试结果存在着较大的差异，将传统的技术发展为多相流量计量的技术，可能会实现对油田产能的评价准确性；未来可能会出现对油气藏的综合评价技术，同时也可能会出现探边技术，我国的油田石油技术在不断的发展，通过相关技术人员的不断钻研，未来可以逐渐实现对下部产层的探边测试，可以更好的提升油田的工作效率。
3 结语
本研究中，主要对试油测试技术在复杂小块油气藏当中的应用进行分析，同时也对未来的发展情况进行假设和展望，笔者认为，对于复杂小块油气藏的试油，需要不断在之前的石油技术基础上完善，这样才能够凭借之前的经验，获取更大的收获。
参 考 文 献
[1] 陈德帅，蔡福华，陈本才.江苏复杂小断块油气藏水平井录井实践与认识[J].西部探矿工程，2015，27（05）：462-463.
试油工艺技术在浅井中的应用 篇3
1试油工艺技术介绍
试油工艺技术在油气勘探中地位及其重要，笔者认为试油工艺技术不仅是油气勘探工程的最后一个环节，更是油气勘探项目工程中的一个重要的环节，试油工艺技术的应用就是利用专用的试油工艺技术设备使浅油井处于临时生产的状态，在这个过程中所采用的一系列的工艺技术手段被称之为试油工艺技术。由于试油这个系统工程工序复杂，因此，人们在浅井中应用试油工艺技术时会存在一系列的问题。
2试油工艺技术在浅井中的应用探讨
在浅井中的试油工艺技术应用过程中，需要注意的事项有很多，笔者就试油工艺技术在浅井中的应用进行探讨。
在常规的试油工艺技术实施过程中，需要注意泥浆和管柱的深度问题，管柱完成时的深度必须在浅井深度的附近，不能够太高也不能太低，并且在进行试油工艺技术中，必须要保证浅井深度以上的泥浆全部清洗干净。这就要求在浅井试油工艺技术中所使用的水必须是清水，这些清水也必须要保持很高的洁净度，也就是说在试油工艺技术在浅井应用过程中，所使用的清水必须全部都干净，这从根本上保证了试油工艺技术的很好实施。在进行试油工艺技术过程中，用水量保持在井筒容积的1.5倍左右，这是一些浅井试油工艺技术应用容易忽略的问题。
试油工艺技术在浅井应用过程中的准备阶段工作很重要，不可忽视。为确保试油工艺技术在浅井中很好的应用，在浅井中应用试油工艺技术之前要成立领导小组，对使用工艺技术实施的全程进行监督、管理，要进行个人责任分配制，将责任分配到个人身上。以便更好的处理突发事件，有利于确保试油工艺技术在浅井中的应用质量。
试油工艺技术在浅井中的应用，还体现在高度重视试油工艺技术实施过程中的安全问题，由于油气的爆炸危险性比较大，原油还具有火灾危险性，因此，在实施试油工艺技术之前的准备阶段，必须高度重视试油工艺技术实施的安全问题，在实施试油工艺技术之前应该组建安全小组，部署好小组内人员的分工，并做好阻燃工作，以降低突发事件的机率，这就要求在10万m3原油储罐施工中运用阻燃性能好的材料，以降低原油的爆炸敏感性，保证试油工艺技术实施的安全，减少对生命安全的威胁和造成的财产损失。
试油工艺技术在浅井中的应用，要求对试油工艺技术实施过程中所使用的材料进行检查，检查材料的有关资料、有关证件。试油工艺技术在浅井中的应用不是一件小事，任何实施试油工艺技术环节都不能马虎，不能存在忽视、不重视某个施工环节的现象，对任何细小的地方都要仔细、反复检查，不让马虎成为事故的因素。天下大事必从细而做，试油工艺技术在浅井中的应用，必须从细小的事情着手，做到不忽视、不马虎。
试油工艺技术在浅井中的应用，要求在实施试油工艺技术之前对现场施工人员进行安全培训，安全培训是必不可少的过程，安全培训可以加强施工人员对安全问题的重视，可以避免试油工艺技术实施过程中的爆炸等事故。对施工人员的安全培训必须进行，要让施工人员明白施工过程中的事故发生，大多数都是因为对安全问题的忽视所导致，要对自己对别人负责。
试油工艺技术在浅井中的应用，还要求实施试油工艺技术工作人员要有丰富的试油工艺技术专业知识，还要求实施试油工艺技术工作人员要有很强的试油工艺技术动手能力，只有这样，才能够实施好试油工艺技术，使试油工艺技术在浅井中更好的应用。在试油工艺技术实施各个环节中，必须严格把关，试油工艺技术实施人员要有很高的素质、丰富的专业知识、极强的动手能力和认真的工作态度，能够将知识运用到实践中去，指导实践、与实践相结合。
浅井应用试油工艺技术是个大工程，所以，在试油工艺技术实施的同时，要注意施工现场的细节问题。很多油井事故的发生，究其原因，就有施工现场管理不得当，施工根本没有达到安全规范的要求，因此成为了悲剧的原因之一。在实施试油工艺技术时，应有小组专门负责施工现场的管理、细节问题，主要对施工现场的各项规定进行检查，只有按照规定体系进行施工作业，才能更好的完成施工任务、阻止悲剧的发生。
在试油工艺技术在浅井中应用时，安全管理绝对不能存在任何问题，很多原油爆炸事件的发生，重要原因就是没有健全的施工现场安全管理制度，其施工现场安全管理制度并没有配备专职安全员。一场悲剧一场事故的发生必有其原因，借鉴已发生事故的原因，才能更好的避免新的事故的发生，从已发生的事故原因的解析中，明白了安全管理制度的重要性。
参考文献
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海外高温高压井试油测试工艺技术 篇4
摘 要：对于油气项目而言，高温高压井试油测试工程具有重要的意义。由于各种不良因素的影响，高温高压井测试工程成功的例子较少，其不利于我国能源勘探事业的发展。海外高温高压井试油测试是国内油企重点关注的对象，为此需要及时解决各类技术瓶颈、优化施工设计，以求保障海外高温高压井测试项目的质量。
关键词：高温高压井；测试工艺；技术
目前我国高温高压井试油测试工作的经验不足，在实际施工中难以有效地解决各类问题，又由于钻探工作本身具有高风险与高成本等特点，所以有必要积极吸取先进经验，积极地提升施工工艺，从而实现形成具有较强普适性与可操作性的高温高压井测试技术与工艺。
1 高温高压井测试工艺
1.1 管柱结构 ①跨隔测试管柱。油管、RD循环器、测试控制头、电子压力计、剪销封隔器以及RTTS封隔器等装置共同构成了跨隔测试管柱的整体结构。采用以上结构设计的跨隔管柱具有能在不用下桥塞的条件下测试上部测试层的优点。②射孔测试联作管柱。油管、RD安全循阀、采油树、射孔枪以及电子压力计等装置构成了射孔测试联作管柱的整体结构，由于价格相对较低、功能较为丰富，因此受到了业界人士的广泛关注。该结构具有降低相关射孔所造成的二次污染以及减小封隔器压差的优点。③RD阀测试管柱。带孔管、RD循环阀、测试控制头、外挂电子压力计以及气密封油管是RD测试管柱的主要组成成分。经验表明，该管柱结构具有较高的安全性，并且拥有较大的测试管柱通径，所以其被广泛应用于高温高压测试项目中，通常能取得良好的应用效果[1]。④全通径试油管柱。根据测试工作性质的不同，应选择不同结构的全通径试油管柱。一般来说，由采油树、油管、井下安全阀以及回接插入管等装置构成的全通径试油管柱适用于完井工作。而当需要进行试产与酸化压裂操作时，则需要采用由采油树、回接插入管以及油管构成的管柱，如此方能最大程度地保障海外项目高温高压试油测试工作的质量。
1.2 射孔液以及测试压井液的选择工艺 钻井完井液以及复合清洁盐水是海外项目高温高压试油测试中常用的两类特殊液体。在测试用液的选择工作上，我们需要从成本、使用流程便利性以及应用效果等方面对目标液体展开分析工作。一般来说，需要花费较大的成本来配制清洁盐水，并且由于清洁盐水中的盐分会加速金属与氧气的反应，因此需要避免在项目中应用清洁盐水。
应当认识到调制性能合适的施工现场泥浆的重要性，泥浆密度以1.8至2.3克每立方厘米最佳，并且需要具有良好的耐热性能，同时还应有悬浮效果良好、粘切变化小等优势。
综合来看，所选择的射孔液需具有经济安全、满足封隔器的承压能力等特点，能够在繁重的测试作业过程中始终保持正常的工作性能，不会对环境造成二次污染。
1.3 井口控制工艺 对于高温高压试油测试项目而言，井口控制工作有着重要的意义。需要科学地选择井口控制装置，有必要在井口控制系统中安装多个ESD紧急关闭阀。当进行关井压力低于70MPa以及井口流动压力小于50MPa的测试工作时，建议使用103MPa的常规测试控制头。
1.4 数据采集工艺 项目应用了大量的传感器探头，这些探头负责信号采集工作，并将收集的信号传输到计算机系统当中，系统将记录相关产量、压力、测试温度等数据。数据的获取工作既能实现对大量地面设备以及井下流体的有效监控，同时还保证了相关资料的对比性以及连续性，其有力地推动了项目的发展。
1.5 射孔工艺 就目前状况而言，海外项目所采用的射孔工艺由传输射孔、电缆射孔、高压大直径射孔枪过油管射孔等组成，具体选择何种射孔工艺应视实际情况而定。
1.6 地面测试工艺 在地面测试应当至少使用一个ESD紧急关闭阀，应当具备可靠的安全释放系统。测试项目中存在着大量难以控制的因素，其易使得相关操作环节失控。为了充分确保井口的安全，需要避免容易出现失控状况的环节靠近井口。在地面管线布置方面，应当采用质量合格的金属密封高压管线，因其耐热性好、强度高，故可以最大限度地避免刺漏情况的产生。除此之外，需要配备排污系统，以求及时地清除固相颗粒，为地面设备的运行创造清洁安全的环境，进而提高项目的施工质量。
2 高温高压井测试技术
2.1 测试前相关井筒的评价 一直以来存在于高温高压井测试项目中的问题便是井下情况较为复杂多变、钻井的周期相对较长以及泥浆中的固相颗粒容易磨损井筒等。为此有必要完善相关的井筒评价体系，如此方能最大限度地保障项目的安全[2]。
①套管抗内压评价。酸化压裂的平衡能力、压井液最大密度、管柱窜漏所造成的环空压力等因素的设计工作的重要参考之一便是套管抗内压强度评价数据。相关理论表明，井底套管与封隔器处套管的安全系数在重泥浆反压井时会出现明显的下降趋势。②套管抗外挤评价。套管抗外挤强度受钻井作业的影响。正常的套管厚度较大，然而其在不断被磨损的过程中壁厚将逐渐降低，由此套管的强度将无法达到预定的要求。井筒压力的变化会影响套管的强度，而井筒压力又受到测试工作形成的压差与压井液密度的影响。所以，需要在评价套管磨损状况时综合考量各方面因素，如此方能得出最为科学准确的结果。③井筒漏失评价。高温高压测试项目的高速流体中含有大量固相颗粒，而这些颗粒在流动过程中将对分离器、油嘴以及油嘴管汇造成破坏，合理的井筒漏失评价体系将帮助人们科学地配置相关地面设备，从而保障井筒质量稳定，以保证施工项目的安全。
2.2 压力预测技术 油气的产量既受地层物性影响，同时也受压力的控制，因此需要完善压力预测技术。相关的压力曲线以及计算公式应当根据日产气与平均流压梯度、油嘴的统计关系以及油嘴与日产气之间的关系来制定。不同关系的模板也需要根据不同管串结构、储层特性以及地层流体性质等建立，如此方能保证质量[3]。
3 结语
海外高温高压井测试工作对技术、人员素质以及设备等方面都有着极高的要求，为此必须加快改进工艺的脚步、吸纳先进技术、引进新式设备、提高工作人员综合素质，如此方能有效地提升项目施工的质量。
参考文献：
[1]李祖友，杨筱璧，严小勇，王旭，孙今立.低渗透致密气藏压裂水平井不稳定产能研究[J].钻采工艺，2013（03）.
[2]高仪君，刘建仪，张键.定向井井筒温度压力耦合分析[J].油气藏评价与开发，2013（02）.
判别分析在海拉尔油田试油中的应用 篇5
海拉尔油田位于我国内蒙古海拉尔盆地之内, 累计探明石油地质储量8 968.15×104 t, 年产原油近50×104 t, 是大庆油田增储上产的主战场。长期的勘探表明, 海拉尔盆地属于中新生代的多旋回、叠合式、断陷—坳陷型盆地, 构造条件复杂、油藏类型多样、储层物性较差, 多属于低渗透储层, 大部分井试油产能较低[3], 在试油过程中仅获得的少量的流体, 有些产层油水同出、有些产能只出水, 对地层的判断一般采用定型的方法, 难以有一个准确的尺度和方法, 对生产带来了很大的困扰。
在含油气盆地中, 地层水是盆地流体的一个主要组成部分, 与油气的生成、运移、聚集和保存有着密切的联系, 地层水性质可以从一定侧面反映地下储层油气分布状况, 为油气勘探和开发提供一定的线索[4]。勘探实践表明, 含油层的共生水的化学特征与不含油的水层化学特征具有明显的区别[5], 因此, 本文利用数学地质中的多元判别分析方法, 依据海拉尔油田地层水样品资料, 寻求出水层和非出水层地层水化学性质差异, 建立用于识别出水层和非出水层的定量判别模型, 为试油解释产层提供帮助。
1方法原理
判别分析是从定量的角度通过将未知类别客体的特征与已知类别的客体进行类比, 从而确定其所属类别的一种多元统计分析方法, 此法在油水层识别、沉积相分析、试油层位确定等方面都取得了良好的效果, 是数学地质中应用非常广泛的一种多元统计分析方法。
判别分析的基本思想是:设有G个总体a1, a2, …, aG, 已知待判样品X来自于G个总体的某一个, 判别分析就是根据G个总体中样品的某些特征指标值建立各个总体的判别函数, 然后根据X对应的指标值利用经过检验有效的判别函数来判别X所属类别。
1.1建立判别函数[6]
设从已知的G个总体中分别取出n1, n2, …, nG个样品, 并且每个样品有m个变量, 那么样品构成的观测样本为:
(1)
式 (1) 中g=1, 2, …, G; k=1, 2, …, ng;x
如果把取出的G组样品视为G个总体, 并记为
A= (a1, a2, …, aG) (2)
对X所属总体确定之前, 它属于任何一个总体都是可能的, 只是归属总体ag (g=1, 2, …, G) 概率不同, 如果把a1, a2, …, aG视为总体样本空间的一个划分, 那么由Bayes公式可以求得样品x属于ag (g=1, 2, …, G) 的条件 (后验) 概率:
式 (3) 中Pg, fg (X) 分别是总体ag的先验概率和概率密度。
依据条件概率P (ag/X) 的相对大小, 则可对未知类别的样品x的所属总体做出判断。若P (ak/X) 是条件概率中的最大者, 那么把未知样品X的总体判定为ak, 判错的概率就最小。对于不同总体, 式 (3) 分母 (全概率) 都相同, 只要比较分析的大小即可判断条件概率的大小, 进而就可以对待判样品X做出归类, 故可将式 (3) 中的分子记为:
Eg (X) =Pgfg (X) (g=1, 2, …, G) (4)
设ag (g=1, 2, …, G) 是以期望向量μg和相同协方差矩阵∑为参数的正态总体。那么ag的概率密度为:
根据样品构成的观测样本可求得式 (5) 中期望向量μg和协方差矩阵∑的估计值Xg和S, 并记矩阵S的逆矩阵为S-1。
观测样本的期望向量为:
(6)
式 (6) 中:
观测样本的协方差矩阵为:
(8)
式 (8) 中:
;N=n1+n2+…+nG) (9)
式 (9) 中X= (x (1) x (2) …x (m) ) ′。
先验概率Pg实际计算时通常用频率qg来估计, 即:
Pg=qg=ng/N (N为全部样品数) (10)
将式 (5) 和式 (10) 带入式 (4) 可得:
将式 (11) 两边取对数可得
去掉与g无关的项, 得判别函数:
判别函数Fg (X) 是x (1) 、x (2) 、…、x (m) 的线性函数, 共有G个。显然Fg (X) 在某组取得最大值时, P (ag/X) 在该组中也最大, 样品X就应归于取得最大值的这一组。
1.2判别效果检验
当判别函数Fg (X) 建立之后, 需要检验其判别效果。在实际研究中, 一般利用判别函数可对已知总体的N个样品的总体进行回判, 若判对了n个, 那么称R (R=n/N) 为正判率。R越接近于1, 判别函数的判别效果越好, 一般要求R大于75%。此外, 还可以通过统计方法对判别函数的判别效果进行检验。
2在试油解释中的应用
2.1判别模型的建立
本次研究系统收集了海拉尔油田2000年至2008年共8年的试油资料, 经过挑选和整理, 从中抽取了194份地层水样品, 根据试油结论不同, 将水层、低产油水层、含水工业油层、水层归为出水层 (Ⅰ类) , 将干层、低产油层、工业油层归为非出水层 (Ⅱ类) , 选择了能反映地层水化学性质的CO
出水层判别模型 (Ⅰ类) :
FI= (1.25X1+0.55X2+0.91X3+0.34X4+18.32X5-22.43X6-0.43X7) /1 000-2.35 (14)
非出水层的定量判别模型 (Ⅱ类) 。
FII= (0.18X1-0.34X2+0.56X3+3.95X4+37.5X5-22.01X6-0.94X7) /1 000-3.18 (15)
采用正判率法对判别函数进行检验表明, 对于出水层, 正判率达到99.1%, 对于非出水层, 正判率达到91.3%, 对所有样品, 正判率达到95.9%, 充分说明两类判别函数具有对不同地层属性的显著判别能力, 充分说明判别函数是有效的, 判别模型是可信的。
2.2模型实际应用
利用上述建立的出水层和非出水层试油解释模型对2009年海拉尔盆地试油所采集到的18份地层样品进行判别, 结果如表1所示。
通过对比发现, 17个地层水样品, 仅有第2个和第7个与试油结论不符, 正对率为88%, 说明判别模型和实际符合非常好, 可以用来作为试油解释模型使用。
3结论
(1) 海拉尔油田出水层和非出水层的地层水样化学性质有显著的差异。
(2) 根据海拉尔油田实际地层水资料, 应用判别分析方法建立的出水层和非出水层定量识别模型, 正判率达到95.9%, 表明所建立的判别模型是可靠的。
(3) 依据所建立的模型对2009年试油水样判别, 正判率达到88%, 说明模型吻合实际较好, 可以作为试油解释模型使用。
参考文献
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试油应用 篇6
关键词：石油,压裂,探究
1 现代压裂施工作业特点
1.1 分布区域广, 作业量大。
我国油气资源大多分布在东北、西北、新疆和西南等地区, 分布区域十分广泛。东西两北地区的油气资源的常规压裂施工工作作业量相对较大, 施工排量一分钟内低达3立方米, 高达16立方米。工作压力低的时候可能是30M帕斯卡, 高的时候就可以达到130帕斯卡。不同地区的施工参数可能不一样, 有时候差异很大。
1.2 优选大功率装备。
随着石油开发技术的不断发展, 大型施工作业和高压井作业量也是不断的上升, 目前我国的非常规油气已经初步进入开发阶段, 相对的, 压裂作业量也将会呈现上升的趋势。虽说如此, 但压裂作业确实存在着一些不可避免的问题。由于我国的石油资源在丘陵及山区的密集度很高, 因此井场面积、施工道路还有水源的供应就是一个问题, 于是大功率装备就成为一个十分重要的优选条件。
2 压裂装备技术现状及应用
2.1 国外压裂装备现状
在生产压裂设备这方面, 加拿大还有美国占有十分中的地位, 而且主力机型多为2300hp到2500hp之间的大型的成套的压裂设备。其优势也主要集中在以下几个方面:一、高压原件和助力泵等关键设施系列全、品种多。二、配套相对完善的的大型施工作业辅助装备。三, 国外压裂设备产品可靠性高、试验充分, 对工程适应性相对较强。四, 国外设备技术相对成熟, 因此, 工作也成本比较低。
2.2 我国压裂装备需求现状
目前国内压裂装备呈现上增趋势, 并且首选2000型以上压裂装备, 其次是2500A型以上压裂装备。不仅如此, 我国的国营企业和民营企业逐渐逐渐的进入到压裂装备的制造还有工程服务这个大队伍当中。
2.3 我国压裂装备技术现状
虽然我国的工业起步较晚, 基础相对薄弱。但目前的技术研发体系已经能够研制很多成套大型压裂装备, 将学、研、产、用几方面融为一体, 在高压流体元件、压裂泵、自动控制、混配系统、等核心技术研发方面取得了十分重大的突破进展。但毕竟我国的工业起步较晚, 基础相对薄弱。因此, 在涉及到大型压裂设备时, 很多零部件, 比如说发动机、底盘、传动箱等还是主要从国外进口。
3 压裂装备技术发展与成果
3.1 压裂装备技术发展趋势
压裂泵发展呈现出长冲程、加固结构和多缸的趋势;简化操作和无线网络可以提升互操作性、系统高效性和可靠性;目前系统控制技术已经十分普遍, 该技术要求实现不同厂商的多装备的群控。为减低施工作业成本, 我国经常采用辅助装备配套、开放式平台、及快速维护会, 并对添加剂的精确控制和新型压裂液提出了新的要求, 以此来提升我国压裂设备的安全性能。
3.2 大型施工作业对装备的要求
目前我国的石油开采中, 压裂施工整体呈现多元化发展趋势, 基本上从单层向多段、多井方向发展, 施工过程中的工作时间还有总功率呈现不断增长的趋势, 进而要求连续工作和提升单机输出水功率的能力。在我国, 我国的压裂设备大型施工要求实现压裂、混砂、管汇的主体装备和输砂、配液、供液等辅助装备的集群控制和整体配套;提升快速集成能力和装备机动性能, 通过以上那些途径来降低施工作业成本。
3.3 材料和辅助装备的要求
很多种不同介质的新型材料和适应高压力研究能够为压裂泵和高压原件提供多种选择;为适应我国井场条件的辅助装置, 我国目前将技术发展的重点集中在大规模施工集成方面, 要求配液、供液、液体处理、供砂等辅助装置实现整体配套。我国在结合本国是有采集技术的基础上, 对其进行一定的优化设计, 然后对我国压裂设备所有的裂缝高度进行有效的、合理的、适宜的控制。就目前而言, 我国所有的相对成熟的技术有非支撑剂液体段塞控制缝高技术、人工隔层控制缝高技术、上浮剂及下沉剂技术、清水压裂技术、低稠化剂浓度压裂技术、变排量压裂技术、高砂比压裂技术等。
结语
全面构建社会主义和谐社会离不开社会的全面发展, 而社会的发展离不开经济这个大后盾。石油工业是一个国家的经济发展的血液, 石油的采集就成为我们面临的重大课题了。我国石油采集项目起步较晚, 基础设施及技术相对薄弱。总之, 过多年的发展, 油气藏压裂改造技术已经日渐成熟。因此, 在我国, 对石油气压裂新技术及应用进行探究是当前我国石油技术方面面临的重大课题。目前已经成为石油增产增效以及低渗透油气藏改造的主要技术之一。与此同时, 我国油气勘探开发中用的重要装备主要是大型压裂装备。就目前而言, 为适应油气开发的压裂装备技术, 我们将围绕系统控制、适应压裂工艺要求和连续作业这三个方面开展研究工作。
参考文献
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试油应用 篇7
(1) 产能资料。对于自喷层试油, 要录取油嘴直径、油压、套压、油层及流体温度、日产油、气、水量、油层静压、流压等资料。对于非自喷层, 要记录求产深度、恢复时间、求产时间、周期产油、气、水量等。油层静压、温度是必不可少的。
(2) 测试数据。录取资料应包括封隔器, 压力计的下入深度、井温及井下压力、关井时间、回收液量。通过测试, 要求测出地层的有效渗透率、流动系数、测试半径、异常点距离、堵塞比等。
(3) 取样资料。包括录取油、气、水的相对密度, 地面原油和地下原油粘度, 原油中硫、蜡、胶的含量, 凝固点、初镏点、原油含水及地层中的各种离子含量、总矿化度、PH值。
2 如何试油及步骤
探井试油可在钻井中进行, 也可以在完井后进行。在我国石油发展过程中, 试油工艺技术的发展可分为三个阶段。逐步形成了三代试油技术。以打水泥塞为代表的第一代试油技术, 打水泥封堵一层, 至上而下试完全井各个油层;第二代试油技术是以封隔器与配产器组成的分层试油管柱为代表, 这个阶段的试油方法是试油目的层一次射开, 有封隔器分开, 用井下仪器进行分层测试或取样, 可以实现多层同时测试;第三代是以地层测试器为代表的, 可以进行套管、裸眼测试, 射孔测试联作, 实现井下关井, 非自喷条件下的高压物性取样等。
不论哪一阶段的技术, 尽管在具体工具的应用方面存在打的差异, 但是试油的基本工序是相似的, 其基本工序大致如下:
2.1 通井替泥浆
完探人工井底后把钻井液替净, 以免射孔时造成地层污染, 一班用合格的清水替。
2.2 射孔
一般分两种:一是常规射孔, 井筒灌满液, 用电缆传输射孔, 这样的井一般解释为无自喷能力, 射孔后用常规试油或地层测试等试油井段。而有自喷能力的油气层, 则采用油管传输射孔, 这样可以减少压井液队地层的污染, 保护油气层, 而且缩短工期和安全可靠。
2.3 求产
根据油层的产油能力, 可选择提捞方式、抽汲方式、气举方式、液氮排液、溢流方式或自喷方式进行诱喷求产。对于产能强的井层, 可选择溢流或自喷方式;对于产液能力弱的层, 可选提捞方式、抽汲方式、气举方式、液氮排液等方式诱流。
2.4 测试
根据试油方式选择测试仪器和方法。采用封隔器与配产器组成的分层试油管柱或跨隔式地层测试技术时, 要监测分割器的密封情况, 在测试期间要进行井下流体取样, 要进行高压物性分析。
2.5 油层改造 (压裂、酸化或其它油层强化措施)
这一步是针对低产层进行的, 压裂规模可以大一些, 压裂过程要注意防止油层伤害。
2.6 压后求产
首先压后要及时排液, 排出压入地层的压裂液、其它方式可以多种多样。排净后再求产, 与压裂前的参数对比, 分析压后效果。
3 地层测试工艺的重要意义
上面提到了地层测试工艺取得比较多放入地层资料, 通过这些资料判断油层价值有下面几个优点:
(1) 能够较早地、直观地给出准确的勘探开发资料, 增强勘探开发工作的预见性, 提高了打井的成功率。
(2) 提高试油速度, 加快看他进程。根据大庆油田1983年的统计数据表明, 采用常规试油方法每试油一层平均需要15.5天, 而采用中途测试工具进行试油只需要5.8天, 使试油速度提高3倍.
(3) 能节省大量钢材和水泥, 降低钻井技术成本。
(4) 通过中途测试所得到的资料, 有助于选择合理的完井技术及增产处理设计。
3.1 地层测试的工作原理
地层测试是获得地层流体样品, 估算地层参数和确定地层有无生产能力的一次暂时性完井。其原理是油管或钻杆将压力计记录仪、筛管、封隔器和测试阀下入测试层段, 让封隔器坐封于测试层上部, 将其它层段和压井液与测试层隔离开, 然后由地面控制, 将井下测试阀打开, 测试流体经过筛管的孔道和测试阀流入钻杆或油管, 直至地面。为了防止生产压差过大造成测试层坍塌, 可以加入测试垫, 一般采用液垫, 为了详细记录井底的压力变化, 配备有高精度的井下压力计记录仪。井底测试阀是由地面遥控的, 可以开和关的阀, 开井流体流动求得产量, 关井求压力恢复数据。
3.2 典型压力卡片
上面是二次流动, 二次关井的标准压力卡片。由于测试的地层有各种变化, 压力卡片也是千差万别的, 如何真确分析和区别压力卡片很重要, 这里就不介绍了。
4 油井完成与试油的关系
4.1 钻井油层液体对试油的影响
钻井泥浆对油气层的损害主要包括以下几个方面:
①使地层终粘土膨胀
②破坏空隙内油流的连续性, 使单相的油流动变成油水两相流动, 增大了油流阻力。
③产生水锁反应, 增大油流阻力, 可能在试油时表现为“无油气”的假象, 严重影响对油气层的评价。
④形成堵塞地层的固体或絮状沉淀物。
⑤泥浆中固相颗粒直接侵入生产层, 堵塞地层空隙, 妨碍油、气流出。
4.2 固井质量对试油试采的影响
①对于完井的选择要考虑油藏的驱油机理、油层渗透率、均质性、井的产量大小、增产措施的要求及成本因素。
②对于多油层、层间渗透率差异较大或岩层疏松易发生垮塌的井选择套管射孔完井。
③产对于坚硬致密、渗透性很差的油层, 选择裸眼完井。
参考文献
[1]孙永涛, 马魁魁, 陆爱华.浅海试油排液工艺的对比及优选[J].油气井测试, 2010 (03) [1]孙永涛, 马魁魁, 陆爱华.浅海试油排液工艺的对比及优选[J].油气井测试, 2010 (03)
试油应用 篇8
射流泵由射流泵芯和泵筒组成, 需要排液时, 先油管打压切断射流泵筒滑套销钉, 滑套下移, 打开循环孔, 油管内投入泵芯, 泵芯入座后, 通过地面高压柱塞泵向油管注入高压动力液, 动力液通过喷嘴、喉管、扩散管时, 在喷嘴高压射出, 在扩散管处形成负压区, 引导地层流体向上流动, 动力液跟地层流体混合一起经过油套管返出地面, 进行分离计量。
2 射流泵排液的工艺特点
2.1 射流泵排液的优点
2.1.1 射流泵是利用液体输送介质的动力设备, 无运动部件。因而, 具有结构简单、紧凑、轻便, 运行可靠, 无泄露, 检泵简单易行, 更换维修方便等优点。无需起出泵排管柱, 可通过液力返洗或钢丝投捞, 进行泵芯工作筒的检修。
2.1.2 强度大、速度快、可以实现射孔后连续大压差求产, 具有一定解堵作用, 射流泵排液掏空度高, 射流泵可负压至3000m, 且流压平稳, 能够实现连续、大量排液。一般在排出井筒容积的2倍左右地层液情况下即可落实液性。
2.1.3 射流泵动力液可以进行加温, 也可在动力液中加人各种添加剂, 破乳剂、降粘剂、降凝剂等, 用于改善流体性质, 充分发挥动力液的增温、稀释、降凝、降粘等载体作用, 满足高凝稠油井试油测试及排液的要求。
2.1.4 射流泵泵芯下可以接电子压力计, 对整个排液过程进行压力温度记录, 通过压力记录可以计算射流泵掏空深度, 地层流动压力和流动温度, 现场根据地层流动压力变化情况, 随时调整排液各种参数。
2.1.5 井控安全性能更加完善。射流泵排液时井口装采油树、测试树、防喷器组全部安装密封, 动力液从计量罐打出, 产液直接进罐计量, 形成密闭循环系统, 更具安全性。
2.2 存在问题
2.2.1 排液条件受井筒情况限制
射流泵排液一般是从油管注人, 套管返出。对于套管上部有射开层段的井, 该排液方法不太适用。在大尺寸套管中使用, 液体流速慢, 难以实现诱喷, 且难以快速落实地层液性。
2.2.2 地层水性难以及时界定
在排液过程中, 得到的是地层液体和动力液的混合液体, 无法及时对地层产液水的液性进行定性分析。只有通过井下取样器进行取样来快速获取地层真实样品, 使所取水样的时效性、真实性和指导性都受到影响。
2.2.3 对于疏松地层的使用受到限制
疏松地层极易出砂, 在排液过程中封隔器有可能被砂埋, 造成卡钻事故。因此, 对于易出砂地层, 或携砂能力相对较弱的大套管井, 射流泵排液具有一定的风险性, 应优化选择排液的各项参数。
2.2.4 排液诱喷后资料录取问题
在使用射流泵排液诱喷后, 泵芯不能脱离开泵筒, 所以常常是套管放喷。这时, 流压、高压物性、关井压力恢复等资料无法录取, 使试油资料的全准性受到影响。
2.2.5 泵芯容易堵塞, 需要反复洗出泵芯进行清理。
由于动力液不干净、油管内壁铁锈杂质多或射流泵芯喷嘴结垢等原因, 容易造成射流泵喷嘴堵塞, 不能正常工作, 造成不能连续强排, 影响排液效果。
2.2.6
低的井由于地层供液不足, 只能通过提高地面泵压, 来增加掏空深度, 然而地面动力设备不能满足长时间高压作业, 极容易造成阀座刺漏。
3 现场应用
3.1 埕海36井第一层
射孔井段3838.5-3853.4m, 电测解释孔隙度8.05%-9.49%, 渗透率3.01-4.78×10-3μm2, 渗透性较差, 射流泵下深3200m。
压裂后射流泵排液情况:
从表1、图1中可以看出:该层压裂后进行放喷, 放喷结束后进行射流泵排液, 历时26h, 地面泵压25M P a, 最低流动压力22.4MPa, 平均流动压力22.9MPa, 造成负压9.1MPa, 产液59.9m3, 产油51.3m3, 产残液8.6m3, 从泵排曲线看, 压力曲线总体波动趋势稳定, 产量稳定, 实现了压裂后快速反排的要求, , 尽快落实了产量, 日产液55.38m3, 日产油47.35m3。达到证实压裂效果的目的。
3.2 埕海35井第二层
射孔井段3827.3-3836m, 电测解释孔隙度9.3-9.69%, 渗透率6.06-6.44μm2, 渗透性较差, 采用TCP+STV+JET三联坐测试管柱进行测试, 射孔后未自喷, 进行射流泵排液, 射流泵下深3498.4m。
射流泵排液28h, 地面泵压25MPa, 最低流动压力7.759MPa, 射流泵制造最大生产压差达26.259M P a, 折算掏空深度2679.49m, 持续负压28h, 压力曲线总体流压波动平稳, 累计产液16.52m3, 折日产液14.16m3, 排液曲线如图, 如此大的生产压差对于其他排液方式很难实现, 该次排液对低渗产层进行了深排强排, 及时落实了地层产量, 为制定下步措施节约宝贵时间。
4 结论和建议
(1) 射流泵排液操作简单, 设备简便, 减少劳动强度, 占用场地小, 能够满足海上平台狭小空间内进行测试作业。
(2) 射流泵排液时使用密闭循环系统, 且采油树, 防喷器组密封, 减小了施工带来的井控风险, 复合海洋石油开发的H S E要求。
(3) 泵下电子压力计能记录射流泵排液全过程的压力温度变化, 根据曲线可以对排液参数进行调整, 使取得的排液数据与地层真实数据更加相符。
(4) 射流泵排液能连续大排量排液, 尽快落实地层产量, 实现酸化压裂后迅速反排, 同时能进行深排强排, 造成较大生产压差, 缩短施工周期, 提高试油速度。
(5) 射流泵排液动力液采用无杂质淡水, 入井油管内壁清理干净, 避免造成喷嘴结垢堵塞或杂质堵塞。
摘要：近两年来射流泵排液技术在大港油田浅海试油中被广泛采用, 其优点是结构简单、可操作性强、排液周期短、速度快、能有效实现连续大量排液, 有效防止地层二次污染。
关键词：射流泵,测试
参考文献
[1]吴奇.下作业工程师手册.京:石油工业出版社2002.
试油应用 篇9
1 试油井筒状况分析
在以往的试油工作中, 井筒受损事故时常发生, 大家对井筒的安全性已经越来越重视, 它能够诱导油流, 是试油工作开展的主要空间。本文主要分析某盆地的试油井筒状况, 该盆地地应力不均, 且井下较为复杂, 多井眼。
1.1 井下套管强度分析
通过观察发现, 套管磨损程度较重, 经长期磨损后, 套管壁变得越来越薄, 致使套管强度大大降低, 以至于在实施测试与井控环节时, 产生非常严重的后果, 例如引发地面窜气或套管受损甚至破裂的风险。除此之外, 由于地层的应力作用比较复杂, 在这种复杂压力下, 会导致井下堵塞, 甚至出现整个石油井口报废的局面, 造成十分严重的损失。
套管磨损程度具有专门的计算方法, 它的计算方法主要依据磨损理论所得, 现在被称为磨损效率模型, 通过此模型, 能够清楚显示套管的磨损消耗程度及其磨损量的变化。通过观察发现磨损所耗能量会随着套管体积的变化而变化, 若套管体积越小, 则其磨损所耗能量也越小, 反之亦然。
以磨损效率模型为依据, 其磨损率计算方式如下:
其中N表示正压力, V表示磨损量, H表示材料硬度, K表示磨损系数, L表示磨损滑动轨迹。
井下套管磨损程度与试油工作的开展存在很大联系, 它主要是指套管受到不同程度磨损之后的壁厚。从本次研究的具体情况来看, 有一半的套管磨损形状呈现为月牙状, 这表明月牙磨损非常严重。
1.2 射孔段套管分析
为了使油井系数得到合理完善, 提高石油出产率, 必须将射孔套管应用于其中, 由于很多工作人员不了解射孔套管强度, 对压差进行测试时, 大多都只单纯考虑到控制储层出砂能力, 而忽略了射孔套管强度, 一旦套管受损, 便会导致管柱事故的发生。可利用强度理论对射孔孔眼进行分析, 或者把射孔孔眼看做圆筒上的缺陷, 研究孔眼的性能。通过观察发现该地区的井壁具有较好的安全性, 射孔孔眼性能非常好, 套管安全度高, 没有发现明显的地层腐蚀。
2 试油安全评价技术
目前, 我国的石油工业开发技术已经取得了进一步发展, 试油工作在石油开发过程中占据着越来越重要的地位, 人们也逐渐意识到试油安全评价技术的重要性。安全评价技术涉及的内容非常广, 石油开发工程现场条件较为复杂, 因此, 试油安全评价难度非常大, 其安全评估主要包括自由段套管屈曲度评价和轴向力计算两个方面。
2.1 自由段套管屈曲度评价
自由段套管屈曲度是井下与地面的主要联系渠道, 它是一种比较特殊的机械构建, 工作负荷量较大。当其超负荷工作时, 由于受到过大压力的影响, 便会发生变形, 甚至导致套管破裂, 套管头发生位移现象, 给试油造成带来很多问题。地层具备不确定性的特点, 在试油工作进行过程中, 很多参数都存在较大的变化范围, 主要参数值有温度、压力、油气产量等, 在有些情况下, 这些值会超出极限范围, 使井下套管更容易遭到破坏。在试油作业开始之前, 必须对套管组合进行合理设计, 并争取选择试油工作所需使用的工具。
根据相关理论得知, 如果自由段套管下方受到了较大的轴向压力, 则会产生屈曲现象。将轴向压力与正弦临界值进行对比, 如果轴向压力较大, 则表现为正弦屈曲。将轴向压力与螺旋临界值进行对比, 若轴向压力较大, 则表现为螺旋屈曲。要想分析其安全性, 首先要计算套管的变形程度和负荷量, 了解自由段套管的具体构形状态。首先建立一个套管屈曲微分方程, 这个方程中包含的内容非常多, 其中主要有内外压力、活塞力、扭矩、横截面积、内径、方位角等。通过方程了解套管的屈曲行为。其方程为:
2.2 自由段套管轴向力计算
自由段套管会承载来自多方面的力, 其中主要有流体作用力、轴向力、自重等, 在这些力中, 轴向力占据着最重要的地位, 对它的计算必须精准。需要注意的是, 在计算过程中, 需将其边界条件纳入考虑范围之内。除此之外, 套管轴向还存在变形的可能。其变形现象产生的主要原因在于套管受到来自轴向力、内压、外压等方面的影响, 在这些压力的共同作用下, 套管便会出现轴向变形现象, 试油作业的开展会受到轴向变形的影响, 一旦变形过于夸张, 便会导致套管下部产生螺旋屈曲, 套管间摩擦力会因此大增, 对管柱的测试也会造成影响。目前, 国内外都有很多关于轴向屈曲变形的研究, 轴向变形主要有温度变形、轴力变形等。套管的长度会随着温度的变化而变化, 若自由段套管属于静定结构, 则其可以实现自由变形, 温度变化对其不会造成明显影响, 若自由段套管属于静不定结构, 温度变化对其会造成明显影响。通过研究发现, 如果井底温度尚未发生任何变化, 井口温度便会上升, 此时, 自由段套管会发生严重变形, 且变形幅度非常大。在进行石油开发时, 必须要对井底温度进行合理控制, 避免套管出现螺旋屈曲现象。通过本次探讨发现, 在研究自由段套管之前, 首先应对其屈曲状态进行分析, 将其屈曲状态了解透彻后, 便可实现其安全性的分析。
3 结束语
随着社会经济的迅速发展, 石油行业发展得越来越快, 不过在试油工作中, 很多问题日益凸显, 目前, 人们越来越重视试油井筒的安全性问题, 井筒的安全性决定试油工作能否顺利进行。试油工作在石油开发中占据着重要地位, 其中任何一个环节都不能出现问题, 一旦出现差错, 就可能导致套管破裂, 给施工带来很多问题。本文主要首先对试油井筒状况进行了详细分析, 然后研究了试油的安全性评价方法, 有利于今后试油工作的顺利开展, 促进我国石油行业的迅速发展。
摘要：随着社会经济的迅速发展, 石油工业已经取得了更大进步, 尤其是我国西部地区的石油发展最为迅速, 不过在发展的同时, 试油工作中的各种问题也日益凸显出来。本文主要研究试油井筒状况和试油安全评价技术, 为以后的试油作业提供依据。
关键词：试油井筒,石油安全评价,套管
参考文献
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井下加热工艺在高凝油井试油测试中的应用01-04
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试油队岗位职责04-22
试油队岗位操作规程04-25
井下作业与试油06-18
2011试油三队汇报材料06-16