试油试采中的安全6

第6章试油中的储层、井筒、地面安全控制方法6.1试油试采中的储层保护技术1、出砂对储层伤害机理在油气藏测试与生产过程中，存在着负的生产压差。在该压差的作用下，岩石所受应力超过岩石本身的强度而使地层发生剪切破坏或拉伸破坏时，储层有可能出砂。出砂的严重程度与压差、储层性质等有关。对于弱胶结、疏松砂岩而言，即使生产压差很小也可能出砂。而对于胶结强度好、坚硬地层，则需较高压差下才可能出砂。对于同样大小的生产压差，由于储层特征参数不同，地层流体流速大小不同，因此岩石所受流体的冲击力与曳力不同，引起的出砂程度也不同。1、出砂对储层伤害机理（1）

油气藏测试期间产量确定的误区对于传统的油气井测试，在测试之前，确定大致产量范围与油嘴尺寸范围。在测试期间，根据油压大小、产量大小及其稳定情况考虑更换油嘴尺寸。测试工作制度，既有可能生产压差过大，产生出砂，也有可能产量过大，造成出砂。

1、出砂对储层伤害机理（2）

油气藏测试期间的畅喷的误区传统的油气井测试，为了显示地层最大的产量与供液能力，放大油嘴进行畅喷。畅喷也确实显示了油气产量。但是潜在着许多危险：第一，对于常压井，如果储层岩石胶结不好，容易造成出砂与微粒运移；第二，对于高压井，不仅对于岩石胶结不好的储层，即使对于岩石胶结相对较好的储层，都有可能造成出砂与微粒运移。2、水锁对储层伤害机理

对于天然气藏，由于生产压差过大，造成边底水侵入储层，产生水锁。研究表明：一旦水侵入储层，储层有效渗透率大幅度下降。在试气试采中，严重影响产量。对于探井，将严重影响对储层评价，甚至严重影响开发方案制定。2、水锁对储层伤害机理

孔隙空间同时存在油（气）水时，油（气）相对渗透率的大小取决于含水饱和度，随着含水饱和度的增加，油（气）相对渗透率急剧下降直至为零的现象称为“水锁”现象。在凝析气藏开采过程中，当地层压力降低到上露点压力时，将会发生反转凝析现象，产生凝析油，凝析油一旦析出，将润湿并吸附于岩石孔隙、裂缝的干燥而巨大的表面，阻碍气体流动，降低气相相对渗透率，在储层中形成烃锁。

气藏一般具有极强的毛管力自吸作用毛管力曲线2、水锁对储层伤害机理

2、水锁对储层伤害机理

水锁损害示意图

Dp=2s(1/R1–1/R2)2、水锁对储层伤害机理

2.1水锁产生的原因及危害气藏一般具有极强的毛管力自吸作用毛管力自吸作用曲线2、水锁对储层伤害机理

水锁导致裂缝性气藏相对渗透率降低水锁前后裂缝性气藏相对渗透率曲线2、水锁对储层伤害机理

液锁产生的途径广、过程短，难避免。开采修井液锁钻井完井射孔酸化压裂试采压井2、水锁对储层伤害机理

3、微粒运移对储层伤害机理

研究及实践证明，在砂岩油气藏测试与生产期间，微粒运移是储层伤害一个重要方面。微粒运移可以堵塞储层喉道，降低油气层孔隙度与渗透率，从而导致测试与生产产能低。其结果轻则影响对储量的评价与产量，重则影响探井发现。

4、试油试采中的储层伤害防护技术

（1)基于防止出砂与微粒运移的合理生产压差确定根据不同的储层的岩石特征，确定地层不破坏极限生产压差；在测试期间，实时计算不同油气比下生产压差，可以防止目前高温超压井测试过程中因无法知道生产压差而给测试带来的严重后果。

4、试油试采中的储层伤害防护技术

（2)

基于防止水锁的合理生产压差确定根据不同的储层的岩石特征，采用从小到大的油嘴组合，识别测试期间水侵情况。采用较小油嘴与适当产量，抑制较多水侵入储层，避免出现严重的水锁。

6.2试油试采中的井筒安全技术

1、管柱安全技术

测试管柱作为传递操作参数和产物流动的通道，直接把井口与井底连接起来，贯穿整个测试过程。地面控制、操作参数、地下产物性能、压井液性能等任意一个因素没有考虑到，都可能会引起管柱出现安全性事故。

高温高压测试管柱可能出现的重大事故主要为：（1)高压引起油管内外压差过大，造成油管强度破坏；（2)当砂堵、井下关井时，高压油气上顶测试管柱，引起插管从封隔器中拔出；（3)高压低渗出现水合物，封冻引起管柱缩短，插管从封隔器中拔出；（4)高温高压引起井下工具操作动作失灵；（5)腐蚀性泥浆、硫化氢气体等腐蚀井下工具，造成失效。1、管柱安全技术

对于确定的测试管柱，影响受力与变形的外界因素包括：重力、管内外流体压力、流体流动粘滞力、温度、顶部钩载、底部封隔器处约束方式、操作顺序等。这些因素共同作用，使管柱的力学分析与计算非常复杂，主要表现为：1、管柱安全技术

（1）多种效应并存管柱除常规的温度效应、膨胀效应、屈曲效应、活塞效应及重力效应外，还有流体流动粘滞力及离心力的作用（这里称为“流动效应”）。

1、管柱安全技术

（2）螺旋变形具有重要作用以前的管柱力学计算，把螺旋屈曲的影响简单地理解为使管柱轴向缩短。与其它因素相比，螺旋屈曲直接引起的管柱轴向缩短量很小，以至有人认为可以忽略掉螺旋变形影响。实际上，在一定条件下，螺旋屈曲对管柱变形的影响比其它因素更大。主要表现如下：1、管柱安全技术

（a）螺旋屈曲改变管串下入（或坐封封隔器）阶段管柱轴向力的分布管柱轴向力分布规律：计算表明，随着管柱底端轴向压力的不断增加，将出现螺旋屈曲。屈曲后管柱与井壁接触，引起摩擦力。轴向压力越大，屈曲越严重，摩擦力也就越大。管柱底端轴向压力有一个极限值，无论管柱有多长，即使全部管柱重量都压下去，底端的轴向力也不会超过这个极限。对于实际使用的管柱，这个极限值并不大，因而通过下放管柱来给封隔器加压往往达不到预期效果。如果不考虑螺旋屈曲的影响，那么管柱顶部松弛多少力，底部就能获得多少力，但这与实际情况不符。

1、管柱安全技术

（b）螺旋屈曲制约管柱的变形测试管柱下入井中以后，每次对测试工具进行操作，都不同程度地改变管柱的受力与变形状态。如果前面的操作使管柱发生了螺旋屈曲，那么管柱底部就有一定长度上存在摩擦力，后续的轴向力的变化或轴向变形，必然是在原有的力与变形上发生的。这里的前后关系并不是简单叠加，而是前者制约后者。

1、管柱安全技术

（c）螺旋屈曲严重时会引起管柱永久性螺旋变形受螺旋屈曲后摩擦力的影响，管柱下入阶段，底部的轴向压力不会太大。但正因为这个原因，使屈曲段变得很长。而在后面的操作过程中，一旦使管柱伸长，则原有的摩擦力又阻止轴向变形的重新分布，造成底部变形自锁，产生过量局部变形，引起管柱永久性螺旋变形（塑性变形）。

1、管柱安全技术

（3）每口井的参数、操作步骤各不相同不同的井，深度、压力、产物性质等不同，测试目的也不同，因而测试管柱组成、操作方式就不一样。这些因素给编制通用程序带来许多麻烦。（4）管柱受力与变形只能预测，无法实时观测

在海上，如果在半潜式平台上进行测试，从管串下入井中，悬挂在海底井口开始，管串的受力与变形情况就不可能受到实时观测，而只能通过井口压力、温度、流量等进行预测。

1、管柱安全技术

2、合理生产压差实时计算与控制技术如果生产压差过小，则达不到测试目的；如果生产压差过大，可使井下工具失效、井口装备与地面管线失效、地面压力控制失效、气藏地层出砂导致地层破坏等。该问题涉及两个层次的内容：第一，测试之前应该知道多大的生产压差属于安全范围；第二，测试期间应该知道目前的生产压差是否在安全范围。1、测试之前合理测试压差确定技术（1）出砂机理出砂与否与测试压差、产量、地层性质、流体性质、炮孔大小、形状等密切相关。通常测试过程中的出砂机理可归纳为如下几类：（a）炮孔壁剪切破坏出砂对于弱至中等胶结的储层，当炮孔壁上的塑性变形超过岩石的极限塑性应变值时，油层产生突发性破坏。而大量产砂，与过大的测试压差有关。

2、合理生产压差实时计算与控制技术（b）炮孔壁拉伸破坏造成出砂实验表明：炮孔壁承受很小的力即进入塑性状态，因此，可以认为测试过程中炮孔壁岩石基本处于塑性状态，此时，岩石的粘聚强度将大部分丧失，因而在流体存在较大的压降梯度时易产生拉伸破坏而出砂。根据以上两类破坏机理，结合炮孔壁岩石受力状态的计算，可以得出炮孔产生剪切破坏及拉伸破坏时的临界生产压差（或产量）的计算模式。2、合理生产压差实时计算与控制技术

炮孔的形状可以简化成理想的状态，其前部为一柱状，尾部为球形。国内外出砂模拟试验及理论研究结果均表明，针对不同的生产条件，炮孔前部的柱状部分易产生剪切破坏出砂，而尾部的球状部分流量大，易发生拉伸破坏出砂。

2、合理生产压差实时计算与控制技术(2)出砂预测模型介绍当前，各石油公司应用于出砂预测的模型很多。如：Perkins模型、Bratli模型、Weingarten模型、极限应变模型，其中Weingarten模型为适用于气藏的模型，出砂量预测模型能够较好的预测连续出砂阶段的出砂量。2、合理生产压差实时计算与控制技术(3)不同测试压差下油层损害半径的计算模式

若对于中等强度砂岩，具有一定的塑性变形性质，压差过大，并不直接造成炮孔壁破坏而出砂，而是使储层内部孔隙结构发生破坏，造成渗透性降低，损害油气层。根据实验数据建立的渗透率与岩芯的破坏比之间的相关模式，可求出给定测试压差下，储层损害半径。

2、合理生产压差实时计算与控制技术（4）利用测井资料确定砂泥岩力学参数

根据国内外所研究的：岩石动态弹性参数与测井资料的相关关系；动、静弹性参数转换模式；纵、横波速度转换关系式；岩石强度参数与测井资料的相关关系；地层强度与层理面夹角的相关关系式，利用纵、横波，密度、井径、伽玛测井曲线可求得地层的如下参数：岩石动静弹性模量、泊桑比;地层强度参数：粘聚力和内摩擦角；不同应力状态下的岩芯纵、横波速度；

2、合理生产压差实时计算与控制技术2、测试期间合理生产压差确定技术（1）油气井测试管柱内油气水多相流流型分布2、合理生产压差实时计算与控制技术对于垂直管气液两相流情况，四种流型。不同的流型，沿程压降、气液流速、含气率等参数差别很大。泡状流段塞流搅拌流环状流图5.1气液两相流型图......井眼底部井眼中上部油气井测试期间环空气液两相流型

2、合理生产压差实时计算与控制技术（2)

井底流压计算方法

1）

单相流流动气柱计算方法运用下列公式计算井底压力及井口压力

式中

—井底流动压力，；2、合理生产压差实时计算与控制技术2、合理生产压差实时计算与控制技术—井口流动压力，；—油管内径，；—油管内气体平均温度，；—流动气柱井口、井底绝对温度，K;—在条件下，气体偏差系数；—标准状态下气体的流量，；—气体相对密度；—油管下到气层中部深度，；—Moody摩阻系数，建议用下面给出的Jain公式计算：

2、合理生产压差实时计算与控制技术

—相对粗糙度，为管子绝对粗糙度e与管径d的比值；

Re—气流雷诺数，建议用下式计算

—气体粘度，。

2、合理生产压差实时计算与控制技术2)拟单相流流动气柱计算方法

式中

—复合烃类气体的质量流量，kg/d；

2、合理生产压差实时计算与控制技术3)气液两相流计算方法气相连续方程

液相连续方程

混合运动方程2、合理生产压差实时计算与控制技术3)气液两相流计算方法气相连续方程

液相连续方程

混合运动方程6.3试油试采中的地面安全控制技术1、地面节流理论与参数设计在高温高压凝析气藏测试过程中，地面流程设计与校验是测试成功的关键环节，而其中节流系统的设计与校验又是关键中的关键。这其中涉及到高温高压凝析气藏单相流动与多相流动的临界流动问题。

（2）目前节流系统设计中的临界流计算模型流体通过气嘴的最大流量计算公式

1、地面节流理论与参数设计──标准状态（Psc=0.101325Mpa，Tsc=293K）下通过气嘴的体积流量，；

d──气嘴开孔直径，mm；P1，P2──气嘴上游、下游的压力，MPa；──天然气的相对密度；

T1──气嘴上游温度，K；Z1──气嘴上游条件下的气体压缩系数；

K──天然气的绝热指数。

（2）目前节流系统设计中的临界流计算模型1、地面节流理论与参数设计临界压力比计算公式式中

Yc──达到临界流动时气嘴下游压力P2与上游压力P1的比值；

K──天然气的绝热指数。杨继盛教授是假设天然气比重为0.60时，得出了一个临界压力比的值Yc=0.546。（2）目前节流系统设计中的临界流计算模型1、地面节流理论与参数设计存在的问题：l

节流级数选择依据是什麽？l

天然气、凝析气的临界流动压力比是否都是0.546？l

因为凝析气藏的测试期间有液相析出，那麽凝析气藏流体通过气嘴的临界流动是否还是单相临界流动？若是两相临界流动，最大流量又是多少？虽然我们把临界流动作为气嘴(或油嘴)设计与选择、放喷管线设计与选择、地面节流级数的确定的理论基础，但实际上，对于临界流动，尤其是两相临界流动还不很清楚，认识还不够深刻。

（3）临界流动概念的理解和运用

1、地面节流理论与参数设计在我国，为了保持气井产量稳定，通常是取井口油管压力高于管道回压两倍左右。因为大家通常认为：a这时气嘴(或油嘴)是在临界状态下工作；b气井的产量主要与井口油管压力有关，而管道压力的波动对产量的影响较小，甚至没有影响，这样就容易保持气井的产量基本稳定。实际上，这不是完全正确的。就节流级数而言，在我国深井测试中，多采用三级节流，对于难度较大的井，直至采用五级节流。而实际上，仅从临界压差而言，只要一级就可达到节流目的。

（4)两相临界流动和单相临界流动的不同

一般认为单相临界流动和两相临界流动没有什麽不同，包括用单相气临界流动的压力比0.546代替两相临界流动的压力比，认为两相临界流动的临界流速、压力波传播速度和声波传播速度相等。因此，我国气嘴设计与选择、放喷管线设计与选择、地面节流级数的确定至今仍是以单相流(气体)的临界流动作为理论基础。

1、地面节流理论与参数设计(5)两相临界流动的机理临界流动的概念为：在管内流动的可压缩流体系统中，如果上游流动条件保持恒定，下游出口处压力逐渐减小，则流量随下游压力逐渐减小而不断增加。但当下游压力下降到某一值时，如果压力继续减小，流量不再增大，达到了最大流量值。这一现象称为临界流动现象，相应的增大流量值称为临界流量，相应的流体流速称为临界流速。在气体动力学中，已对这种临界流动现象进行了充分研究，得出了一套良好的理论和计算方法。1、地面节流理论与参数设计在实际应用中，因为是通过下游压力的减小而使流体达到临界流动，所以，常常认为临界流动是由下游条件决定的。其实不然。而是上游条件一经确定，就决定了达到临界流动的情形，如达到临界流动时的上下游压力比、流动速度等。温度、压力、质量含气率等。当两相流动是一种可压缩流体流动时，也会发生这种流动现象，并已为实验证实。而且在大多数实际工况中，两相临界流动的临界流速比相应工况下任一相的单相临界流速低得多。

1、地面节流理论与参数设计迄今发表的大量实验和理论研究表明，仅在相当有限的工况范围内，两相临界流动的理论计算和实验数据之间是一致的。一般地说，至今尚没有满意的通用经验式。目前，一些流行的临界流动计算模型，常常利用某些单相临界流动准则，结合一些假设或修正，导出两相临界流动计算方法，因此，它们的适用范围是有限的。另一方面，在两相临界流研究中也发表了一些数学解析模型，但尚无法准确表达其有关的相间传递过程。而且，这类解析模型计算费用大。因此，在工程设计中，倾向于使用实用计算模型方法，估计临界流量。

1、地面节流理论与参数设计1）

天然气水合物定义

天然气水合物(NaturalGasHydrate)是在一定条件下，由气体或挥发性液体与水相互作用过程中形成的白色固态结晶物质，它是一种非化学剂量笼性物，为超分子结构，具有很强的吸附气体能力，单位体积的天然气水合物可含164倍同单位的气体，分子量小，成分不稳定，除以甲烷气体为主外，还含有乙烷、丙烷、丁烷等多种气体。从外观看，水合物类似松散的冰或致密的雪，其密度为0.88～0.90g／cm3。

2、水合物形成机理与控制技术

天然气水合物是一种水与烃类气体构成的结晶状的笼形晶格包络物，其中水分子以氢键构成晶格骨架，而气分子被包围在晶格的笼形孔室中，并依靠分子间的范德华力来保持晶体的稳定。2、水合物形成机理与控制技术

2）天然气水合物结构类型根据用X射线对水合物结构的分析，天然气水合物是一种白色结晶固体。水合物晶体的主晶格由水分子组成，烃分子占据晶格的孔穴，犹如溶于晶格中，可以在晶格孔穴内自由旋转。烃分子与水分子之间并不存在强化学键，仅靠分子间的范德华力保持晶体的稳定。2、水合物形成机理与控制技术

近年来，对水合物结构的研究，提出两种典型的结晶体结构，I型结构：由甲烷、乙烷、硫化氢等构成体心立方晶格；II型结构：由丙烷、异丁烷等较大分子构成金刚石型晶格。2、水合物形成机理与控制技术

2)天然气水合物的相态

气体水合物生成相图（P—T曲线）不仅具有理论的，且有一定的实际意义。例如，若己知测井资料所提供的地温梯度与压力梯度，便可将水合物生成温度—压力平衡曲线转变为温度—深度曲线，再迭加于地壳内部的温度—深度曲线上，从而得到自然界中可能的水合物生成区段的分布。这对于发现蕴藏于自然界中的气体水合物矿藏的前景区域提供了热力学分析的理论依据。

2、水合物形成机理与控制技术

4、天然气水合物形成条件

在采气工程中，研究天然气中水合物的生成条件，为防止油管、计量孔板、地面管线及设备生成水合物，保证正常生产提供工艺措施的依据有重要作用，对于天然气资源的勘探和开发也具有日益增长的实际意义。2、水合物形成机理与控制技术