CN115324523A - 关井控制方法、装置、设备及存储介质 - Google Patents
关井控制方法、装置、设备及存储介质 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115324523A CN115324523A CN202110444454.8A CN202110444454A CN115324523A CN 115324523 A CN115324523 A CN 115324523A CN 202110444454 A CN202110444454 A CN 202110444454A CN 115324523 A CN115324523 A CN 115324523A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- integrity data
- semi
- well
- data
- shut
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 73
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims abstract description 64
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 61
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 25
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 6
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 5
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 claims description 4
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 12
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000002341 toxic gas Substances 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 43
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 6
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 3
- 206010043269 Tension headache Diseases 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 210000004884 grey matter Anatomy 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
本申请提供一种关井控制方法、装置、设备及存储介质，获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。能够实现目标时间段内的安全关井，减少天然气以及有毒气体的排放，保护环境。
Description
技术领域
本申请涉及油气生产技术领域，提出了一种关井控制方法、装置、设备及存储介质。
背景技术
我国有丰富的深层天然气资源，深层气藏普遍存在高温和异常高压的特点。
目前，对于异常高压凝析气井，在油气开发的生产过程中，当固井泥浆、井身结构及生产管柱的完整性容易受到破坏，各级管控之间的密封体系被打乱，高压气体会从破损点窜露，造成各级环空出现高压显示，部分环空压力显示会超过推荐最大控制压力值(井口井控装置所能承受的最高压力值)，使得井口无法正常关井。
然而，暂时没有一套切实可行的方法，使得异常高压凝析气井在大修准备期的两个月时间内能达到安全控制关井的条件。
发明内容
本申请提供一种关井控制方法、装置、设备及存储介质，用以解决暂时没有一套切实可行的方法，使得异常高压凝析气井在大修准备期的两个月时间内能达到安全控制关井的条件的问题。
第一方面，本申请提供一种关井控制方法，包括：
获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据；
根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值；
若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
可选地，根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，包括：
根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，实施半挤压井操作；
根据半挤压井操作，确定三级环空压力回升数据；
根据三级环空压力回升数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。
可选地，根据三级环空压力回升数据，确定半挤压井工艺程序之后，还包括：
若环空压力值大于可控关井值，则根据三级环空压力回升数据和半挤压井工艺程序，实施再次半挤压井操作；
根据再次半挤压井操作，更新三级环空压力回升数据；
根据更新后的三级环空压力回升数据，更新半挤压井工艺程序，以利用更新后的半挤压井工艺程序降低环空压力值。
可选地，获取井口装置完整性数据，包括：
对采气树进行加压测试，得到采气树完整性数据；
分别对套管头的主、副密封进行密封性测试，得到套管头密封性数据；
对套管密封进行注脂并试压，得到套管压降数据；
将采气树完整性数据、套管头密封性数据以及套管压降数据，作为井口装置完整性数据。
可选地，获取井筒完整性数据，包括：
根据环空漏点诊断测试方法，确定各级环空压力值的相关性；
根据各级环空压力值的相关性，得到井筒完整性数据。
可选地，获取产层完整性数据，包括：
根据产层对应位置的岩性特征分析以及井口出砂情况，得到产层完整性数据。
第二方面，本申请提供一种关井控制装置，装置包括：
获取模块，用于井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据；
处理模块，用于根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值；
处理模块，还用于若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括：存储器，处理器；
存储器；用于存储处理器可执行指令的存储器；
处理器，用于根据存储器存储的可执行指令，实现第一方面及可选方案涉及的关井控制方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现第一方面及可选方案涉及的关井控制方法。
第五方面，本申请提供一种计算机程序产品，包括指令，该指令被处理器执行时实现第一方面及可选方案涉及的关井控制方法。
本申请提供一种关井控制方法、装置、设备及存储介质，获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。能够实现目标时间段内的安全关井，减少天然气以及有毒气体的排放，保护环境。
附图说明
图1为本申请根据一示例性实施例示出的关井控制方法的流程示意图；
图2为本申请根据另一示例性实施例示出的关井控制方法的流程示意图；
图3是本申请的实施例提供的A环空和C环空压力的相关性测试的压力值变化示意图；
图4是本申请的实施例提供的N2井第一次半挤压井操作施工曲线及环空压力变化趋势图；
图5是本申请的实施例提供的N2井第二次半挤压井操作施工曲线及环空压力变化趋势图；
图6为本申请根据一示例性实施例示出的关井控制装置的结构示意图；
图7为本申请根据一示例性实施例示出的电子设备的硬件结构示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请中的附图，对本申请中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
下面以具体地实施例对本申请的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。
我国有丰富的深层天然气资源，深层气藏普遍存在高温和异常高压的特点。
目前，对于异常高压凝析气井，在油气开发的生产过程中，当固井泥浆、井身结构及生产管柱的完整性容易受到破坏，各级管控之间的密封体系被打乱，高压气体会从破损点窜露，造成各级环空出现高压显示，部分环空压力显示会超过推荐最大控制压力值(井口井控装置所能承受的最高压力值)，使得井口无法正常关井。
然而，暂时没有一套切实可行的方法，使得异常高压凝析气井在大修准备期的两个月时间内能达到安全控制关井的条件。
针对上述问题，本申请提出了一种关井控制方法，能够实现从气井异常起压日期至大修开工日期之间的安全关井，减少天然气以及有毒气体的排放，保护环境。并且，本申请实施例提供的方法为高压气田环空异常井管理作了有力的技术补充，适合大面积推广。
图1为本申请根据一示例性实施例示出的关井控制方法的流程示意图。如图1所示，本实施例提供的关井控制方法包括如下步骤：
S101、获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。
更具体地，井口装置是地面生产的主要装置，其完整性十分重要，需要保证无漏点。对采气树进行加压测试，分别对套管头的主、副密封进行密封性测试，对套管密封进行注脂并试压，得到井口装置完整性数据。根据环空漏点诊断测试方法，确定各级环空压力值的相关性；根据各级环空压力值的相关性，得到井筒完整性数据。根据产层对应位置的岩性特征分析以及井口出砂情况，得到产层完整性数据。
S102、根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。
更具体地，根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，对半挤压井工艺程序进行优化。优化的具体过程如下：
实施第一次半挤压井操作，先后对一级环空、油管内挤预设量的有机盐溶液和清水，观测三级环空压力回升情况。根据三级环空压力回升情况，确定第一次优化的半挤压井工艺程序。根据第一次优化的半挤压井工艺程序，降低环空压力值。若环空压力值小于等于可控关井值，执行步骤S103。若环空压力值大于可控关井值，实施第二次半挤压井操作，观测第二次的三级环空压力回升情况。根据第二次的三级环空压力回升情况，确定第二次优化的半挤压井工艺程序。根据第二次优化的半挤压井工艺程序，降低环空压力值，直到环空压力值小于等于可控关井值为止。
S103、若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
更具体地，大修准备日期为气井异常起压的日期。环空压力值小于等于可控关井值，反复实施第二次优化的半挤压井工艺程序，使得异常高压凝析气井在大修准备期的两个月时间内能达到安全控制关井的条件。
在本实施例提供的方法中，获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。能够实现目标时间段内的安全关井，减少天然气以及有毒气体的排放，保护环境。并且，本申请实施例提供的方法为高压气田环空异常井管理作了有力的技术补充，适合大面积推广。
图2为本申请根据另一示例性实施例示出的关井控制方法的流程示意图。如图2所示，本实施例提供的关井控制方法包括如下步骤：
S201、获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。
可选地，获取井口装置完整性数据，包括：对采气树进行加压测试，得到采气树完整性数据；分别对套管头的主、副密封进行密封性测试，得到套管头密封性数据；对套管密封进行注脂并试压，得到套管压降数据；将采气树完整性数据、套管头密封性数据以及套管压降数据，作为井口装置完整性数据。
例如，对于某地区的N2号井而言，对于采气树的加压测试、套管头的主、副密封进行密封性测试，以及套管P密封的试压，可以采用如下具体的方案：
一、采用世界油田机器(Worldwide Oilfield Machine，简称：WOM)生产的耐压105MPa，HH级双翼双阀采气树，各阀门试压105MPa检验是否合格。现场检测是否有气体泄漏，进而判断采气树是否完整性良好，得到采气树完整性数据。
二、分别对7″、9-5/8″、13-3/8″套管头主、副密封采用卸开对应试压孔堵头，现场检测是否有气体显示，判断各级主、副密封密封有效性，得到套管头密封性数据。
三、对7″套管P密封进行注脂，试压60MPa，稳压5分钟，观测压力是否下降，以判断密封性，得到套管压降数据。
可选地，获取井筒完整性数据，包括：根据环空漏点诊断测试方法，确定各级环空压力值的相关性；根据各级环空压力值的相关性，得到井筒完整性数据。
以上述的N2井为例，该井为具有三级环空的井，一级环空至三级环空依次从井的中部向外扩展，一级环空对应于后续的A环空，二级环空对应于后续的B环空，三级环空对应于后续的C环空。由于N2井要实施可行的半挤压井操作，所以必须确定各级环空压力值的相关性、管柱漏点位置，因此采用了一系列的环空漏点诊断测试方法来确认完整性数据，即井筒参数。
具体采用的方式为：
一、通过B环空、C环空放压，初步了解各级环空压力值变化的相关性。
更具体地，在异常起压当天，在开井状态下，B环空、C环空采用1/4〞放压管线释放环空压力，了解出口气体的物质均为天然气。油压、A环空、C环空压力均稳定在38MPa左右。次日，对B环空放压，放出2L固体泥杂质，接着放出4L液体，后放出少量可燃气体。B环空放压至6.06MPa关闭，压力保持稳定，B环空放压过程中，C环空压力基本保持不变，证实了B环空压力源较小，与A环空、C环空起压相关性不明显。而C环空放压过程中，油压、A环空、C环空压力均逐步稳定至38MPa左右，证实了生产管柱有漏点，套管有漏点，C环空压力源来自A环空，与A环空相关性明显。综上，仅是以N2井为例的一种初步了解各级环空压力值变化的相关性的方式，该方式可以适用于现有技术中的其他井筒，只要按照上述的步骤进行相关性分析即可。
二、通过C环空气样组分与产层气样组分化验数据对比分析，进一步确认各级环空压力值变化的相关性。
表1
表1为N2井得到的C环空气样与外输首站天然气组分对比表。如表1所示，通过N2井C环空气样组分化验与处理厂外输首站天然组分化验数据对比分析，发现两者主要组分百分比含量基本与产层天然气成分分析结果一致，证实C环空压力来源为产层天然气，也进一步证实了C环空与A环空具有很明显的相关性。同样，此种分析也适用于现有技术中的其他井筒，只要按照该分析方式进行即可，例如可以分析其他各环空之间的相关性。
三、通过A环空补液测试，再次确认各级环空压力值的相关性，同时为后续半挤压井操作及压井液优化提供数据。
更具体地，采用1000型泵车对A环空直接进行补1.4g/cm3有机盐环空保护液，主要有三个目的：首先，判断C环空取样是否有环空保护液，进一步确认A环空、C环空压力的相关性；其次，初步计算油管柱漏点位置；最后，确认A环空单独补液后环空压力恢复的时间。具体表现如图3所示。
图3是本申请的实施例提供的A环空和C环空压力的相关性测试的压力值变化示意图。如图3所示，15:00，启泵，排量0.1m3/min，同时开C环空放压。18:34，累计补入42m3保护液停泵。18:35，A环空压力开始迅速下降，下降速度约为0.2MPa/min，油压从38.92MPa开始迅速下降，下降速度约为0.2MPa/min。19:02，压力降至0，现场出站取样口液样中见有机盐。19:07，C环空压力从38.5MPa放至23.02MPa，停放后缓慢上涨，稳定在28.5MPa。补液结束后，B环空压力从30.1MPa降至18.7MPa，后缓慢上涨，稳定在20MPa。19:37，A环空压力开始上升，此时，对应油温47℃。21:10，A环空压力4.25MPa，现场组织泄压，放出少量天然气，见有机盐后停放，压力不变。由图3趋势分析可知，A环空补液过程中，A环空、C环空压降趋势基本相同，补液后的压力恢复趋势也一致。而且，C环空放压管线取液样与环空保护液液性基本一致，再次验证了A环空、C环空压力相关性非常明显。再则，补液方量达42m3，初步计算油管柱漏点位置在3600附近，且漏点孔径较大。最后，趋势图显示，单独对A环空补液后，A环空、C环空压力恢复到补液前的压力仅仅间隔了52h，并不能满足控制环空压力安全关井的工况。但是，这步工序完成后，间隔挤压井控制关井技术已初具雏形。在此基础上，要对后续挤压井方案进一步优化，而且，还要考虑到修井准备期近2个月，间隔挤压井所用液量巨大，有机盐1.1188万元/吨，成本费用过高的问题，选择压井液也是优化措施之一。
可选地，获取产层完整性数据，包括：根据产层对应位置的岩性特征分析以及井口出砂情况，得到产层完整性数据。
一、2014年至2015年，是N2井井口堵塞最严重的2年，井口流程不同节点部位都有堵塞现象，分别是一二级节流油嘴、井口U型弯管、排污节流阀等处。堵塞物分析显示是0.01-5mm不同粒径的地层砂及岩石颗粒。该井由于井口堵塞严重也不能正常开井生产。因此，N2井的生产压差对地层完整性影响分析也逐步展开。
二、根据地质描述，N2井储层岩性主要为褐色粉砂岩、细砂岩，次为杂色-褐色含砾砂岩、砾岩等。在细砂岩碎屑成分中，石英含量25-29％，平均27％。长石含量10-21％，平均15％，以钾长石为主，次为斜长石。岩屑含量54-62％，平均58％，岩石类型以岩屑砂岩为主，次为次长石岩屑砂岩。普通薄片、铸体薄片、扫描电镜资料分析显示：相邻区块储层的孔隙组合类型与岩性关系较为密切，粉砂岩、中-细砂岩，含砾砂岩的剩余原生粒间孔、粒间溶孔等孔隙类型较为发育；而泥质粉砂岩、含泥粉砂岩、灰质和膏质粉砂岩、砂砾岩中由于填隙物含量高，孔隙不发育，构造缝、成岩收缩缝的相对含量就变高。
综合判断认为，N2井储层虽然具有低孔低渗特征，孔隙并不发育，但是储层构造缝、成岩收缩缝含量高，且填隙物含量高，当储层被打开后，高速流动的流体运移使得井筒附近的岩石局部平衡受力结构被破坏，在剪切和拉伸破坏作用下，井筒附近岩石裂缝加大，填隙物被带入井筒，形成地层砂。长期生产后，井筒附近主体岩石受力结构破坏加剧，产层岩石在上覆地层压力的作用下破碎成岩石颗粒随流体进入井筒。因此，从地层完整性考虑，N2井也不适合通过增大生产油嘴，加大生产压差开井生产的方式来解决环空异常带压问题。
上述为以N2井为例的产层完整性分析，以及根据产层完整性判断的N2井是否适合增大生产油嘴和加大生产压差的结论，以此得到产层完整性数据。现有技术中的其他油井均可与参考上述的分析方式进行具体的各井分析。
S202、根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，实施半挤压井操作。
更具体地，半挤压井操作是先对一级环空、油管内挤预设量的有机盐溶液和清水。
以N2井为例，某月某日实施第一次半挤压井操作：采用两台2000型泵车对A环空直接进行挤1.4g/cm3有机盐50m3，后对油管内挤清水45m3。排量0.8-1.0m3/min，最高泵压63MPa。
S203、根据半挤压井操作，确定三级环空压力回升数据。
更具体地，先后对一级环空、油管内挤预设量的有机盐溶液和清水，观测三级环空压力回升情况。根据三级环空压力回升情况，确定三级环空压力回升数据。
以N2井为例，某月某日实施第一次半挤压井操作之后，安全关井4天，观测C环空压力回升情况。图4是本申请的实施例提供的N2井第一次半挤压井操作施工曲线及环空压力变化趋势图。如图4所示，C环空压力开始迅速回升。14:00，启泵，往A环空注1.4g/cm3有机盐，排量1.0m3/min。14:13，关井。14:18，停泵，开放喷。14:32，再次启泵，排量0.8m3/min。15:02，停泵，累计注入1.4g/cm3有机盐50方。17:00-17:25，开放喷，见液后停放。17:36，启泵，往油管内注清水，排量0.9m3/min。18:17-18:35，停泵，观察后启泵。19:02，停泵，累计注入清水45方。
S204、根据三级环空压力回升数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。
更具体地，半挤压井工艺程序包括压井液的选择以及用量。
以N2井为例，半挤压井工艺程序为：考虑到有机盐成本因素(1.1188万/吨)，先分别对A环空与油管挤一定量的清水，把井筒内气体挤回产层；再分别对A环空与油管挤一定量的油田水(压井液)；最后，再合注一定量的油田水，将环空压力值降低至可控关井值。
S205、判断环空压力值是否小于等于可控关井值。
更具体地，可控关井值为井口井控装置所能承受的最高压力值。若利用此时确定的半挤压井工艺程序，环空压力值小于等于可控关井值，说明压井液的选择以及用量正确，进入步骤S209。若利用此时确定的半挤压井工艺程序，环空压力值大于可控关井值，说明压井液的选择以及用量不正确，进入步骤S206。
S206、若环空压力值大于可控关井值，则根据三级环空压力回升数据和半挤压井工艺程序，实施再次半挤压井操作。
以N2井为例，在上述实施第一次半挤压井操作之后，环空压力值仍然大于可控关井值，则实施第二次半挤压井操作：用放喷油管放A环空，10min见液后即停放，采用两台2000型泵车先后对A环空反挤清水75m3，对油管正挤清水35m3。待油套稳定，对油管正挤密度1.1g/cm3油田水15m3，对A环空反挤油田水55m3。最后，油套合注油田水10m3，排量1.0-1.3m3/min，最高泵压68MPa。
S207、根据再次半挤压井操作，更新三级环空压力回升数据。
更具体地，根据第二次半挤压井操作，观测第二次三级环空压力回升情况。根据第二次三级环空压力回升情况，更新三级环空压力回升数据。
以N2井为例，实施第二次半挤压井操作之后，安全关井4天，观测第二次C环空压力回升情况。图5是本申请的实施例提供的N2井第二次半挤压井操作施工曲线及环空压力变化趋势图。如图5所示，C环空压力开始迅速回升。19:10，启泵，A环空注入清水，排量1.0m3/min。20:35，A环空累计注入75m3。21:50，启泵，油管注入清水，排量0.94m3/min，泵压54MPa。22:18，停泵，油管累计注入35m3。22:53，启泵，油管注入污水，排量1.2m3/min，泵压54MPa。23:05，停泵，共注入15m3。23:10，启泵，A环空注入污水，排量1.0m3/min，泵压54MPa。24:00，停泵，共注入55m3。次日00:30，启泵，油管、A环空同时注入污水，排量1.3m3/min，泵压50MPa。00:40，停泵，共注入污水10m3。
S208、根据更新后的三级环空压力回升数据，更新半挤压井工艺程序，以利用更新后的半挤压井工艺程序降低环空压力值。
更具体地，在执行完S208得到更新的半挤压井工艺程序之后，回到步骤S205，再次判断判断环空压力值是否小于等于可控关井值。
以N2井为例，首先，对半挤压井操作和再次半挤压井操作分析总结：油压相对平稳，A环空压力均上升较油压快，且超过油压值，说明A环空内在挤压井过程中在漏点下始终有圈闭气存在；B环空在压井过程压力变化不大，基本维持在26MPa左右，B环空压力源较小或不畅通；C环空在压井过程中放出压井液(油田水)，证实A环空与C环空沟通性良好，为修井堵漏提供了较为准确的井筒判断；半挤压井后C环空压力会稳定一段时间，伴随A环空压力上升，C环空出现拐点迅速上升，C环空漏点在油管漏点上部，液位在漏点上时能控制气体往C环空窜漏，液位下降到漏点以下，C环空压力开始迅速上升。
通过2次半挤压井操作的实施，半挤压井工艺程序进一步优化。通过步骤S205，发现利用此时确定的半挤压井工艺程序，环空压力值小于等于可控关井值，说明压井液选择油田水正确，成本费用大幅降低，现场能实施安全可控关井。进入步骤S209。
S209、若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
更具体地，环空压力值小于等于可控关井值，反复实施第二次优化的半挤压井工艺程序，使得异常高压凝析气井在大修准备期的两个月时间内能达到安全控制关井的条件。
在本实施例提供的方法中，能够实现从气井异常起压至大修开工期间的安全的关井，减少天然气以及有毒气体的排放，保护环境。并且本申请实施例提供的方法为高压气田环空异常井管理作了有力的技术补充，适合大面积推广。
图6为本申请根据一示例性实施例示出的关井控制装置的结构示意图。如图6所示，本申请提供一种关井控制装置40，装置40包括：
获取模块41，用于井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据。
处理模块42，用于根据井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用半挤压井工艺程序降低环空压力值。
处理模块42，还用于若环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行半挤压井工艺程序，目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
具体地，本实施例可以参见上述方法实施例，其原理和技术效果类似，不再赘述。
图7为本申请根据一示例性实施例示出的电子设备的硬件结构示意图。如图7所示，本实施例的电子设备50包括：处理器51以及存储器52；其中，
存储器52，用于存储处理器可执行指令的存储器。
处理器51，用于根据存储器存储的可执行指令，以实现上述实施例中的关井控制方法。具体可以参见前述方法实施例中的相关描述。
可选地，存储器52既可以是独立的，也可以跟处理器51集成在一起。
当存储器52独立设置时，该电子设备50还包括总线53，用于连接存储器52和处理器51。
本申请还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机指令，计算机指令被处理器执行时用于实现上述的各种实施方式提供的方法。
其中，计算机可读存储介质可以是计算机存储介质，也可以是通信介质。通信介质包括便于从一个地方向另一个地方传送计算机程序的任何介质。计算机存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。例如，计算机可读存储介质耦合至处理器，从而使处理器能够从该计算机可读存储介质读取信息，且可向该计算机可读存储介质写入信息。当然，计算机可读存储介质也可以是处理器的组成部分。处理器和计算机可读存储介质可以位于专用集成电路(Application Specific Integrated Circuits，ASIC)中。另外，该ASIC可以位于用户设备中。当然，处理器和计算机可读存储介质也可以作为分立组件存在于通信设备中。
上述计算机可读存储介质可以是由任何类型的易失性或非易失性存储设备或者它们的组合实现，如静态随机存取存储器(Static Random-Access Memory，SRAM)，电可擦除可编程只读存储器(Electrically-Erasable Programmable Read-Only Memory，EEPROM)，可擦除可编程只读存储器(Erasable Programmable Read Only Memory，EPROM)，可编程只读存储器(Programmable read-only memory，PROM)，只读存储器(Read-OnlyMemory，ROM)，磁存储器，快闪存储器，磁盘或光盘。存储介质可以是通用或专用计算机能够存取的任何可用介质。
本申请还提供一种计算机程序产品，该程序产品包括执行指令，该执行指令存储在计算机可读存储介质中。设备的至少一个处理器可以从计算机可读存储介质读取该执行指令，至少一个处理器执行该执行指令使得设备实施上述的各种实施方式提供的方法。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种关井控制方法，其特征在于，包括：
获取井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据；
根据所述井口装置完整性数据、所述井筒完整性数据以及所述产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用所述半挤压井工艺程序降低环空压力值；
若所述环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行所述半挤压井工艺程序，所述目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述井口装置完整性数据、所述井筒完整性数据以及所述产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，包括：
根据所述井口装置完整性数据、所述井筒完整性数据以及所述产层完整性数据，实施半挤压井操作；
根据所述半挤压井操作，确定三级环空压力回升数据；
根据所述三级环空压力回升数据，确定所述半挤压井工艺程序，以利用所述半挤压井工艺程序降低所述环空压力值。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述三级环空压力回升数据，确定半挤压井工艺程序之后，还包括：
若所述环空压力值大于所述可控关井值，则根据所述三级环空压力回升数据和所述半挤压井工艺程序，实施再次半挤压井操作；
根据所述再次半挤压井操作，更新所述三级环空压力回升数据；
根据更新后的三级环空压力回升数据，更新所述半挤压井工艺程序，以利用更新后的半挤压井工艺程序降低所述环空压力值。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，所述获取井口装置完整性数据，包括：
对采气树进行加压测试，得到采气树完整性数据；
分别对套管头的主、副密封进行密封性测试，得到套管头密封性数据；
对套管密封进行注脂并试压，得到套管压降数据；
将所述采气树完整性数据、所述套管头密封性数据以及所述套管压降数据，作为所述井口装置完整性数据。
5.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，所述获取井筒完整性数据，包括：
根据环空漏点诊断测试方法，确定各级环空压力值的相关性；
根据所述各级环空压力值的相关性，得到所述井筒完整性数据。
6.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，所述获取产层完整性数据，包括：
根据所述产层对应位置的岩性特征分析以及井口出砂情况，得到所述产层完整性数据。
7.一种关井控制装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于井口装置完整性数据、井筒完整性数据以及产层完整性数据；
处理模块，用于根据所述井口装置完整性数据、所述井筒完整性数据以及所述产层完整性数据，确定半挤压井工艺程序，以利用所述半挤压井工艺程序降低环空压力值；
处理模块，还用于若所述环空压力值小于等于可控关井值，则在目标时间段内反复执行所述半挤压井工艺程序，所述目标时间段为用于表示大修准备日期至大修开工日期的时间范围。
8.一种电子设备，其特征在于，包括：存储器，处理器；
存储器；用于存储所述处理器可执行指令的存储器；
处理器，用于根据所述存储器存储的可执行指令，实现如权利要求1至6中任一项所述的关井控制方法。
9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1至6中任一项所述的关井控制方法。
10.一种计算机程序产品，包括指令，其特征在于，该指令被处理器执行时实现如权利要求1至6中任一项所述的关井控制方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110444454.8A CN115324523B (zh) | 2021-04-23 | 2021-04-23 | 关井控制方法、装置、设备及存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110444454.8A CN115324523B (zh) | 2021-04-23 | 2021-04-23 | 关井控制方法、装置、设备及存储介质 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115324523A true CN115324523A (zh) | 2022-11-11 |
| CN115324523B CN115324523B (zh) | 2024-03-01 |
Family
ID=83912544
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110444454.8A Active CN115324523B (zh) | 2021-04-23 | 2021-04-23 | 关井控制方法、装置、设备及存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115324523B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070244013A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-18 | Hre Ltd. | Drilling fluid and method for reducing lost circulation |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
| CN106948803A (zh) * | 2016-01-06 | 2017-07-14 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 起钻过程井涌的压井处理方法 |
| CN108764729A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-06 | 中海油安全技术服务有限公司湛江分公司 | 油气井完整性监测管理系统 |
| CN108825125A (zh) * | 2017-05-05 | 2018-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种动态变参数压井工艺方法 |
-
2021
- 2021-04-23 CN CN202110444454.8A patent/CN115324523B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070244013A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-18 | Hre Ltd. | Drilling fluid and method for reducing lost circulation |
| CN106948803A (zh) * | 2016-01-06 | 2017-07-14 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 起钻过程井涌的压井处理方法 |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
| CN108825125A (zh) * | 2017-05-05 | 2018-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种动态变参数压井工艺方法 |
| CN108764729A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-06 | 中海油安全技术服务有限公司湛江分公司 | 油气井完整性监测管理系统 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 胡超等: "高压气井突发环空压力异常应对措施", 《钻采工艺》, vol. 43, no. 5, pages 119 - 122 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115324523B (zh) | 2024-03-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453694C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| RU2453695C1 (ru) | Способ гидроразрыва продуктивного пласта | |
| CN105569613B (zh) | 一种中高阶煤煤层气排采方法 | |
| CN106401554A (zh) | 油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统及方法 | |
| RU2544931C1 (ru) | Способ разработки карбонатной нефтяной залежи | |
| CN110344809B (zh) | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 | |
| CN209261534U (zh) | 一种组合式煤层注水及瓦斯抽采封孔装置 | |
| RU2711131C1 (ru) | Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое | |
| CN104879167A (zh) | 改建储气库的方法及其分层注采系统 | |
| Pan et al. | CO2 injectivity in a multi-lateral horizontal well in a low permeability coal seam: results from a field trial | |
| CN115324523A (zh) | 关井控制方法、装置、设备及存储介质 | |
| RU2431033C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ | |
| Guo et al. | Theoretical assessment of CO 2 injection into low-temperature water zones for non-leaking storage in hydrate form. | |
| Dikshit et al. | Sand Screen with Check-Valve Inflow Control Devices | |
| Janiga et al. | Technical conditions of well application for EOR-CCS project in Polish conditions | |
| CN110043218A (zh) | 砾石充填方法 | |
| CN107461182A (zh) | 分层压裂防砂方法 | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| Shahin et al. | Injecting polyacrylamide into Gulf Coast sands: The White Castle Q sand polymer-injectivity test | |
| CN206928947U (zh) | 一种页岩地层钻井取心油气捕集装置 | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| CN111691865A (zh) | 一种套管井的免射孔裂缝起裂方法 | |
| CN113530511A (zh) | 天然气藏的开发方法 | |
| CN206233913U (zh) | 一种无桥塞多级压裂装置 | |
| Li et al. | A long-term inhibitor released technology for low permeability oilfield |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |