Research and Application of Integrated Device for Acidification and Water Control in Puguang Gas Field
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摘要:
普光气田边部区块存在储层物性较差、具有边底水、完井后无法作业等问题。为解决这些问题，研制了一种酸化控水一体化装置，室内试验了该装置性能及开启功能。室内试验表明，该装置的抗拉强度、抗压强度及单向注入阀抗外压密封性能满足入井试验要求。为使1～5 m3/min排量下产生的节流压差满足小于5 MPa的要求，建议单向注入阀当量直径为11.0～12.0 mm，总当量直径大于36.0 mm。该装置在普光气田高含硫气井（L−X井）开展了现场试验，一次入井成功，该井日产气高达66×104 m3/d，生产1.6年累计产气量2.8×108 m3，液气比低至1.7×10−5 m3/m3。现场试验表明，采用该装置，一套管柱可解决既需要酸化又需要控水且两种工艺排量差异巨大的问题，在抑制边底水的快速锥进、增加单井控制区域采出程度方面表现出积极作用，为需要酸化且后期无法作业的边底水油气藏提供了控水增产的工具及手段。
Abstract:Aiming at the dual needs of acidification and water control for border blocks of Puguang gas field, and considering the difficulty that the wells can not be operated after the completion, designed an integrated device for acidification and water control, experiments were carried out to verify the performance and opening function of the device, field application was carried out in Puguang gas field. Experiments show that the tensile strength, compressive strength and sealing performance of the one-way injection valve meet the requirements of the well test; in order to meet the requirements of throttle pressure drop is less than 5 MPa when the flow rate is 1～5 m3/min, it is recommended that the equivalent diameter of the one-way injection valve is 11～12 mm, and the total equivalent diameter is more than 36 mm; The device was successfully tested in horizontal well L-X of Puguang gas field, assisting the well to produce gas up to 66×104m3/d, and the cumulative gas production reached 2.8×108m3 in 1.6 years, with a low liquid-to-gas ratio of
0.000017 m3/m3, Field application shows that the integrated device can meet the dual need of acidification and water control with a set of completion string, even though the flow rate of corresponding technologies for dual need is huge different, compared with vertical well in the high parts of reservoir at the same platform and similar horizontal wells with edge-bottom water, the well L-X with the integrated device shows positive effects in suppressing the water cone and increasing the recovery ratio of well control area, it provides a new type of tool and technology to control water and increase production for the edge-bottom water reservoirs that need acidification and cannot be operated at a later stage. -
四川磨溪高石梯和下川东等地区应用精细控压钻井技术，解决了因钻井液安全密度窗口窄引起的漏失严重、喷漏同存等技术难点，但在起下钻及完井过程中缺乏有效且安全的封隔，钻井液漏失严重，井控风险极高[1-3]。如，高石00X-XX井在5 188.00~5 838.00 m控压钻进井段起下钻过程中漏失量达2 053.0 m3，完井过程中漏失量达1 985.0 m3；高石XX2井在5 356.00~5 860.00 m控压钻进井段起下钻过程漏失量达2 324.0 m3，完井过程中漏失量达1 180.5 m3。川渝地区常采用重浆帽加吊灌的方法解决精细控压钻井中起下钻和完井时的漏失问题[4-5]，但是川渝地区地层孔洞裂缝发育、钻井液安全密度窗口窄，钻井液密度稍高就会发生井漏，钻井液密度稍低就可能发生井涌、井喷等安全事故，并且会造成钻井液密度不均，不利于准确判断井下情况。国内还采用水泥塞封固后起下钻的方法[6]，即在套管鞋附近注入水泥塞，封隔下部井段，但是该方法存在水泥塞质量不高且候凝时间长的问题。
对于控压钻井或者欠平衡钻井过程中起下钻和完井时的油气封隔，国内外主要采用机械封隔和化学封隔2种方法。机械封隔即在技术套管内安装套管阀[7]，利用套管阀的开关实现在起下钻和下入完井管串时处于负压状态；用不压井起下钻装置实现整个作业处于负压状态[8]，但是该方法的成本较高。化学封隔是采用化学方法形成封隔介质，如国内吐哈油田、南堡油田等采用冻胶阀密封井筒油气[9-10]，但冻胶阀的基液黏度高，需使用水泥车泵注，占用设备较多，且需采用化学破胶剂破胶，破胶时间长，一般需要10~15 d。梁大川等人[11]提出采用聚合物凝胶封隔井筒油气，并研究出耐温110~140 ℃的聚合物凝胶，与常用钻井液配伍性好，现场应用表明，该聚合物凝胶段塞具有一定的封隔效果，但采用化学破胶，存在破胶时间长且破胶不完全的问题。美国MI Swaco公司开发出流体压力传递段塞FPTP[12]，这种基于交联聚合物的钻井液段塞是为保证控压钻井起下管柱井控安全设计的，目前已投入现场应用，但不在我国销售，也不提供技术服务。
因此，急需研制一种操作简单、成本较低、封隔性好且起下钻后能快速恢复钻进的控压钻井用凝胶隔离塞，为窄钻井液密度窗口地层安全、高效起下钻提供技术保障。为此，笔者基于无机水硬性胶凝理论、密实充填理论和固化增强理论[13-15]，通过室内试验，研制出一种无机凝胶隔离塞工作液，其密度、稠化时间可以调控，具有良好的流变性、抗钻井液污染性能，固化成塞后具有较强的抗气窜能力，能封隔油气，保证精细控压钻井起下钻安全。
1. 无机凝胶隔离塞工作液配方
选用一种工业废弃物且具有潜在活性的无机胶凝剂作为凝胶隔离塞工作液的主处理剂，其比表面积为420 m2/kg，密度为2.9~3.0 g/cm3；为了让无机胶凝剂颗粒均匀分散，需加入一定量的悬浮稳定剂；为了提高其适用性，需加入激活剂和缓凝剂，调节无机凝胶隔离塞工作液不同温度下的稠化时间；为了提高整个无机凝胶隔离塞的综合强度，需加入固化增强剂；为了调整其密度，需加入一定的重晶石。
1.1 无机胶凝剂加量优化
在清水中加入无机胶凝剂配制成凝胶隔离塞基液，在常温下静置7 d后测定其流动度，然后在100 ℃养护，用压力加载机测定不同养护时间下的抗压强度，以考察无机胶凝剂加量对隔离塞抗压强度的影响，结果见表 1。
表 1 不同无机胶凝剂加量下的凝胶隔离塞性能Table 1. Performance of gel plugs with different dosages of gelling agent胶凝剂加量，% 流动度/cm 抗压强度/MPa① 5 h 10 h 60 23 0 0 80 23 0.34 0.86 100 22 0.76 1.21 120 21 0.92 1.32 注：①养护温度为100 ℃。 由表 1可知：在常温条件下，加入不同量的无机胶凝剂配制出来的凝胶隔离塞基液具有良好的流动性，同时基液静置7 d后仍然具有良好的流动性能，说明该胶凝隔离塞基液在室温条件下呈现出稳定性，满足现场配制和较长时间放置的需求；在100 ℃温度下养护，胶凝隔离塞基液表现出活性，随着无机胶凝剂加量增大或养护时间增长，基液整体活性增强。无机胶凝剂加量为100%时，基液养护5 h后固化，抗压强度达到0.76 MPa; 养护至10 h，抗压强度提高至1.21 MPa。综合考虑成本和固化后隔离塞的抗压强度, 选择无机胶凝剂加量为100%。
1.2 悬浮稳定剂加量优化
选择生物聚合物XCD和膨润土作为无机凝胶隔离塞基液的悬浮稳定剂，将其加入无机凝胶隔离塞基液(水+100%胶凝剂)配制成无机凝胶隔离塞浆液，测定其流变性能和析水量，以便确定悬浮稳定剂的最佳加量。考虑到浆液整体的固相含量，将膨润土加量固定为3.0%，只调整生物聚合物XCD的加量，结果见表 2。
表 2 悬浮稳定剂加量对无机凝胶隔离塞浆液流变性及析水量的影响Table 2. Effect of a suspending agent on the rheology and fluid loss of gel slurryXCD加
量，%表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa12 h析水
量/mL14.5 14.5 0 94.0 0.2 20.5 20.0 0.5 26.0 0.3 24.5 24.0 0.5 15.0 0.4 28.5 27.0 1.5 5.0 0.5 31.0 26.5 4.5 ＜2.0 0.7 38.0 31.0 7.0 ＜2.0 由表 2可知：加入XCD和膨润土能够改善浆液的流变性能和稳定性能；膨润土加量为3%时，随着XCD加量增大，浆液的黏度升高、切力增大，析水量减小；当XCD和膨润土的加量分别为0.5%和3.0%时，浆液的析水量小于2.0 mL，凝胶浆液表现出良好的稳定性能。因此确定悬浮稳定剂的最佳加量：XCD为0.5%，膨润土为3.0%。
1.3 激活剂加量优化
无机凝胶隔离塞浆液在低温条件下无活性或活性很弱，为了拓宽无机凝胶隔离塞浆液在低温条件下的应用，选择激活剂A和激活剂B，在60 ℃条件下考察其对无机凝胶隔离塞浆液性能(初凝时间、终凝时间和抗压强度)的影响，结果见表 3和表 4。
表 3 激活剂A和B对无机凝胶隔离塞浆液的性能影响Table 3. Effect of activators A and B on the performance of gel slurry激活剂
加量，%初凝时间/h 终凝时间/h 5 h抗压强度/MPa 激活
剂A激活
剂B激活
剂A激活
剂B激活
剂A激活
剂B1.0 3.0 5.0 0.34 1.5 2.0 3.0 4.5 6.5 0.68 0.28 2.0 1.5 2.5 4.0 5.0 1.04 0.83 2.5 1.0 2.0 3.5 4.5 1.32 0.98 3.0 0.5 1.5 2.0 4.0 1.48 1.13 4.0 0.3 1.0 1.0 3.0 1.64 1.28 表 4 激活剂A和B复配后对无机凝胶隔离塞浆液性能的影响Table 4. Effect of the compounded activators A and B on the performance of gel slurry激活剂及加量 初凝时
间/h终凝时
间/h抗压强
度/MPa备注 1.0%A+3.0%B 2.5 5.0 0.60 固化(结构松散) 2.0%A+2.0%B 2.0 4.0 1.62 固化 3.0%A+1.0%B 1.5 3.5 1.24 固化(有裂纹) 从表 3可以看出：无机凝胶隔离塞浆液加入激活剂A或激活剂B，都可以让其在低温条件下表现出活性，随着激活剂加量增大，该凝胶隔离塞浆液的初凝时间和终凝时间缩短，其固化后的抗压强度升高；激活剂A加量超过2.5%时，固化后表面出现较多裂纹，其原因可能是激活剂A的激活效果过强，导致无机凝胶隔离塞浆液固化过快，收缩并产生裂纹；加入激活剂B的无机凝胶隔离塞浆液固化后未出现裂纹。因此，综合考虑无机凝胶隔离塞浆液固化后抗压强度和表面裂纹情况，将激活剂A和B复配作为复合激活剂。
从表 4可以看出，激活剂A与B的加量均为2.0%复配时，隔离塞浆液固化后的抗压强度最高，达到了1.62 MPa，且未出现裂纹。综合考虑后，激活剂A和B的加量均选择2.0%。
1.4 缓凝剂优选
无机胶凝剂在低温状态下需要激活剂才能激发活性，但在高温条件下无需激活就能表现出较强的活性。因此，需要加入缓凝剂，以防止无机凝胶隔离塞浆液在高温条件下提前凝固。综合考虑缓凝剂的物理、化学性质，测试了缓凝剂A，B和C在120 ℃温度下对无机凝胶隔离塞浆液成胶时间的影响，结果见表 5。
表 5 不同缓凝剂对无机凝胶隔离塞浆液成胶时间的影响Table 5. Effect of different retarders on the gelation time of gel slurry缓凝剂 加量，% 初凝时间/h 终凝时间/h 最终状态 1.0 2.0 凝固 A 1 1.0 2.0 凝固 B 1 0.5 1.5 凝固 C 1 2.0 4.0 凝固 从表 5可以看出，缓凝剂A对无机凝胶隔离塞浆液无缓凝效果，缓凝剂B有加快无机凝胶隔离塞浆液凝固的作用，缓凝剂C对无机凝胶隔离塞浆液具有很好的缓凝作用。
表 6为120 ℃下缓凝剂C的加量对无机凝胶隔离塞浆液稠化时间、初凝时间、终凝时间的影响的试验结果。
表 6 缓凝剂C的加量对无机凝胶隔离塞浆液成胶时间的影响Table 6. Effect of retardant C dosage on gelling time of gel slurry缓凝剂C
加量，%稠化时间/
h初凝时间/
h终凝时间/
h最终
状态0 0.5 1.0 2.0 凝固 0.5 1.5 2.0 3.0 凝固 1.0 2.0 2.5 4.0 凝固 1.5 2.5 2.5 4.5 凝固 2.0 3.0 3.5 5.0 凝固 3.0 4.0 4.5 7.0 凝固 由表 6可知，缓凝剂C对无机凝胶隔离塞浆液有很好的缓凝作用，且随着缓凝剂C的加量增大，缓凝效果变好，无机凝胶隔离塞浆液的初凝时间和终凝时间增长。通过调整缓凝剂加量，可在120 ℃下将其稠化时间控制在0.5~4.0 h，从而满足深井安全施工要求。
1.5 固化增强剂加量优化
无机凝胶浆液固化后表现出一定的抗压强度，但为了满足现场封隔井下高压流体的要求，还需要进一步提高固化后的强度，选择密度1.14 kg/L、黏度260 mPa·s、环氧当量480的水乳环氧树脂作为无机凝胶隔离塞浆液的固化增强剂，考察了水乳环氧树脂加量对无机凝胶隔离塞浆液固化后抗压强度的影响，结果如图 1所示。
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图 1 固化增强剂加量对无机凝胶隔离塞浆液固化后抗压强度的影响Figure 1. Effect of curing reinforcing agent dosage on solidifying compressive strength of inorganic gel slurry从图 1可以看出：未添加固化增强剂水乳环氧树脂时，无机凝胶隔离塞浆液固化后的抗压强度较低，5 h抗压强度为1.80 MPa，10 h抗压强度为7.18 MPa；随着固化增强剂加量增大，其固化后的抗压强度呈增大趋势，当固化增强剂加量增大到20%时，其固化后5 h的抗压强度为2.65 MPa，10 h的抗压强度为11.9 MPa，分别提高了47.2%和65.7%，说明添加固化增强剂可以明显改善无机凝胶隔离塞浆液固化后的抗压强度，综合考虑固化增强剂成本和增强效果，最终确定固化增强剂加量为20%。
根据上述试验结果，确定无机凝胶隔离塞工作液配方为:清水+0.5%XCD+3.0%膨润土+100.0%无机胶凝剂+2.0%激活剂A+2.0%激活剂B+0.5%~3.0%缓凝剂C+20.0%固化增强剂+重晶石。
2. 性能评价
2.1 流变性
测试无机凝胶隔离塞工作液在常温下及在120 ℃下养护2和5 h后的流动度及流变性，结果见表 7。
表 7 无机凝胶隔离塞工作液的流动性能Table 7. Rheological properties of inorganic gel plug working fluid密度/
(kg·L-1)测试条件 流动度/
cm塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa静切力/
Pa1.41 常温 25 28.5 5.0 2.5/5.0 120 ℃×2 h 22 58.0 9.5 4.0/7.0 120 ℃×5 h 已固化 1.82 常温 23 44.0 13.5 5.0/8.0 120 ℃×2 h 20 67.0 19.5 7.0/11.5 120 ℃×5 h 已固化 2.13 常温 21 75.0 15.0 7.5/13.0 120 ℃×2 h 19 93.0 22.5 10.0/15 120 ℃×5 h 已固化 从表 7可以看出：刚配制的低、中、高密度凝胶隔离塞工作液都具有良好的流动度和流变性，满足泵送要求；在120 ℃下养护2 h变稠，但是流动度和流变性仍然能满足安全泵送的要求；但在120 ℃下养护5 h其已经固化，不再具有流动性。
2.2 稳定性
无机凝胶隔离塞工作液的稳定性是整体性能的保证，测试凝胶隔离塞工作液在室温条件下静置不同时间后上下部的密度差、析水量和观察搅动后流动性的恢复情况，结果见图 2。
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图 2 无机凝胶隔离塞工作液的稳定性评价结果Figure 2. Stability evaluation results of the working fluid gel plug从图 2可以看出：静置168 h后，无机凝胶隔离塞工作液上下部的密度差小于0.03 kg/L，析水量小于1.4 %，说明无机凝胶隔离塞工作液的稳定性好；搅动后流动性恢复，进一步说明长时间静置对其整体性能影响小，满足现场配制和长时间存放的要求。
2.3 抗钻井液污染性能
为了评价无机凝胶隔离塞工作液抗钻井液污染的性能，选取磨溪高石梯区块常用的聚磺钻井液，按不同比例与该凝胶隔离塞工作液混合，采用增压稠化仪测试混合液在常温下的流变性和120 ℃下的稠化时间，结果见表 8。从表 8可以看出：无机凝胶隔离塞工作液与聚磺钻井液按不同比例混合后在常温下的流动性良好，未出现增稠现象；混入聚磺钻井液后，无机凝胶隔离塞工作液的稠化时间没有缩短；当混入的聚磺钻井液低于50%时，无机凝胶隔离塞工作液仍然可以固化并具有一定的抗压强度；当混入的聚磺钻井液高于70%后，其不能再固化，说明无机凝胶隔离塞工作液具有良好的抗聚磺钻井液污染的性能。
2.4 综合强度
无机凝胶隔离塞工作液固化后的抗压强度及其
表 8 无机凝胶隔离塞工作液与聚磺钻井液混合后的性能Table 8. Performance of the working fluid gel plug mixed with polysulfonate drilling fluid配方 密度/
(kg·L-1)表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/Pa 静切力/Pa 稠化时间/h 10 h抗压
强度/MPaA 1.94 37.5 25.0 12.5 6.0/12.0 B 2.03 90.0 75.0 15.0 7.5/13.0 2.0 8.50 B+10%A 2.02 86.5 72.0 14.5 7.0/13.0 4.0 5.00 B+30%A 1.99 73.5 60.0 13.5 7.5/12.0 5.5 1.50 B+50%A 1.98 60.5 47.5 13.0 6.5/11.5 7.5 0.45 B+70%A 1.97 51.0 38.5 12.5 6.5/12.5 — — B+90%A 1.95 40.5 28.0 12.5 6.0/12.0 — — 注：A为密度1.94 kg/L的聚磺钻井液；B为密度2.03 kg/L的无机凝胶隔离塞工作液。 与套管壁面的胶结强度是关键指标，直接影响封固段的质量，因此采用便携式高温高压养护釜、压力加载机和动态胶凝强度分析仪评价了不同养护温度和时间条件下无机凝胶隔离塞工作液固化后的抗压强度和胶结强度，结果见表 9和表 10。
表 9 不同养护温度下隔离塞工作液固化后的抗压强度Table 9. Compressive strengths at different curing temperatures温度/℃ 抗压强度/MPa 2 h 4 h 5 h 10 h 80 — 2.52 3.25 5.86 100 — 3.51 4.04 6.91 120 — 4.13 5.23 8.02 150 — 2.21 5.11 7.54 表 10 不同养护温度下隔离塞工作液固化后的胶结强度Table 10. Bonding strength at different curing temperatures温度/℃ 胶结强度/(MPa·m-2) 2 h 4 h 5 h 10 h 80 — 0.45 0.51 0.61 100 — 1.07 1.19 1.21 120 — 1.25 1.39 1.45 150 — 1.20 1.31 1.35 由表 8和表 9可知：在不同温度下养护时间不超过2 h时，无机凝胶隔离塞工作液未固化且流动性良好，能满足现场安全施工时间要求，养护时间达到4 h时凝胶隔离塞工作液就能固化，而在120 ℃下养护时间达到5 h时，固化后的抗压强度和胶结强度分别可达到5.23 MPa和1.39 MPa/m2，说明在不同温度下，凝胶隔离塞工作液中的活性成分呈现出的活性不同，表现出来的物理化学性能也不一样，养护温度越高，凝胶隔离塞工作液固化后的强度越高。
2.5 承压封气能力
无机凝胶隔离塞工作液注入套管后，若自身固化胶结强度不高或者与套管胶结强度差，就会出现微裂缝或者微环隙，控压钻井起下钻过程中地层流体就会沿着微裂缝或者微环隙上窜。为了模拟无机凝胶隔离塞工作液在套管中固化后对地层流体(包括气体)的封隔能力，采用自主研制的抗气窜封隔测试装置评价了密度1.80 kg/L无机凝胶隔离塞工作液固化后对流体的封隔能力，结果见图 3。
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图 3 无机凝胶隔离塞在不同温度下养护后的承压封气能力Figure 3. Pressure-bearing and sealing capacity of gel plug after curing at different temperatures从图 3可以看出，随着养护温度升高，无机凝胶隔离塞工作液最终固化后的承压封气能力呈现增强趋势，且随养护时间增长，承压封气能力也在提高，这是由于温度能够促进凝胶颗粒水化并缩短固化时间，最终形成强度更高、更加密实的固化塞，承压封气能力也随之升高。
2.6 可钻性
精细控压钻井安全起下钻后需要快速恢复钻进。因此，采用三牙轮钻头、PDC钻头岩石可钻性测试仪，考察了无机凝胶隔离塞的可钻性级值，结果是无机凝胶隔离塞的三牙轮钻头和PDC钻头可钻性级值均为1，说明该凝胶隔离塞具有良好的可钻性，精细控压钻井安全起下钻后可以快速钻除，然后恢复钻进。
3. 现场试验
某井位于四川盆地川中古隆起平缓构造区的高石梯构造，是一口开发水平井，目的层为震旦系灯影组灯四上亚段。该井一开，ϕ339.7 mm套管下至井深500.00 m；二开，ϕ244.5 mm套管下至井深2 930.00 m；三开，ϕ177.8 mm套管悬挂在2 528.00~5 291.00 m井段，然后将ϕ177.8 mm套管回接至井口；四开，采用ϕ149.2 mm钻头钻进，钻至井深5 543.21 m处发生气侵，于是将钻井液密度由1.50 kg/L提高至1.52 kg/L，但随后又发生漏失，即存在喷漏同存的情况。带压起钻至井深5 200.00 m左右，注入密度2.04 kg/L的重浆14.0 m3，保持井底压力比气层压力约高3 MPa，再吊灌起钻，每起出3柱钻柱灌1.50 kg/cm3钻井液一次，起钻至井深3 800.00 m的过程中，漏失钻井液约200.0 m3，决定采用精细控压钻井与无机凝胶隔离塞封隔裸眼段相结合的方式起下钻。
考虑到井深3 800.00 m处的温度约为108 ℃，调整无机凝胶隔离塞工作液配方，并配制了4.0 m3无机凝胶隔离塞工作液、6.0 m3高黏隔离液。钻头约在井深3 800.00 m处，依次泵入3.0 m3前隔离液、4.0 m3无机凝胶隔离塞工作液和3.0 m3后隔离液，替平后起钻至无机凝胶隔离塞工作液面以上100.00 m处，循环排出混浆，井口压力控制在2~3 MPa，候凝5 h，下钻至井深3 645.50 m处探得塞面，加压20 kN未通过，上提钻具至井深3 500.00 m处循环观察一周半，未见钻井液漏失，井口气测值正常，于是正常起钻换钻头后下钻，将钻压控制在5~10 kN钻除无机凝胶隔离塞，恢复钻进。无机凝胶隔离塞封隔了喷漏同存段，保障了起下钻作业的安全。
4. 结论
1) 基于无机水硬性胶凝理论、密实充填理论和固化增强理论，通过优选处理剂和优化其加量，形成了可钻的无机凝胶隔离塞工作液配方。
2) 无机凝胶隔离塞工作液密度在1.41~2.13 kg/L范围内可调，适用温度80~150 ℃，稠化时间可以控制在0.5~4.0 h，可以抗聚磺钻井液污染。固化后的抗压强度8.02 MPa、胶结强度1.39 MPa/m2，承压封气能力不小于2.69 MPa/m，具有良好的承压封隔流体的能力。
3) 无机凝胶隔离塞工作液配制方便，施工工艺简单，为解决控压钻井安全起下钻、降低钻井液漏失量及保证井控安全提供了技术保障。
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图 2 酸化控水一体化装置酸化过程示意
Figure 2. Schematic of acidification process for integrated device
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图 4 酸化控水一体化装置外部密封性能测试曲线（控水装置为盲堵）
Figure 4. Data curve of pressure test for one-way injection valve sealing performance
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图 5 酸化控水一体化装置投球打开滑套测试结果
Figure 5. Data curve of opening function test for the integrated device
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图 6 酸化控水一体化装置抗拉强度测试结果
Figure 6. Data curve of tensile strength for the integrated device
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图 7 普光气田L−X井酸化控水一体化完井管柱
Figure 7. Completion string of Well L−X in the Puguang Gas Field
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图 8 流量系数0.82单向注入阀不同组合时的节流压差
Figure 8. Throttle pressure drop of integrated device with flow coefficient 0.82
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图 9 流量系数0.62单向注入阀不同组合时的节流压差
Figure 9. Throttle pressure drop of integrated device with flow coefficient 0.62
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图 10 节流压差与流量系数0.82单向注入阀总当量直径的关系曲线
Figure 10. Throttle pressure drop of different total equivalent diameter with flow coefficient 0.82
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图 11 节流压差与流量系数0.62单向注入阀总当量直径的关系曲线
Figure 11. Throttle pressure drop of different total equivalent Diameter with flow coefficient 0.62
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图 14 L−X与P−X井和D−X井的生产数据对比
Figure 14. Production data of Well L−X , Well P−X and Well D−X
表 1 酸化控水一体化装置和镍基油管的强度参数
Table 1 Parameters of integrated device and Nickel-based tubing
装置 壁厚/
mm线重/
(kg∙m−1)抗内压/
MPa抗外挤/
MPa材质 ϕ88.9 mm镍基合金油管 6.45 14.05 109.5 102.7 镍基合金 酸化控水一体化装置 70.01 115.6 110.1 Inconel 718 
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表 2 酸化排量为5 m3/min时不同单向注入阀组合下酸化控水一体化装置产生的节流压差
Table 2 Throttle pressure drop of integrated device with flow rate of 5 m3/min
流量
系数单向注入
阀/个总当量
直径/mm密度/
（kg∙m−3）酸化排量/
（m3∙min−1）单个
直径/mm节流
压差/MPa0.82 6 24.50 1 049 5 10 24.37 0.82 6 26.90 1 049 5 11 16.77 0.82 6 29.40 1 049 5 12 11.75 0.82 9 30.00 1 049 5 10 10.84 0.82 9 33.00 1 049 5 11 7.40 0.82 12 34.60 1 049 5 10 6.12 0.82 9 36.00 1 049 5 12 5.22 0.82 12 38.10 1 049 5 11 4.16 0.82 12 41.57 1 049 5 12 2.94 0.62 6 24.50 1 049 5 10 42.63 0.62 6 26.90 1 049 5 11 29.33 0.62 6 29.40 1 049 5 12 20.56 0.62 9 30.00 1 049 5 10 18.96 0.62 9 33.00 1 049 5 11 12.95 0.62 12 34.60 1 049 5 10 10.71 0.62 9 36.00 1 049 5 12 9.14 0.62 12 38.10 1 049 5 11 7.28 0.62 12 41.57 1 049 5 12 5.14
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