川东北高温高压高产含硫气井井口装置的优选

川东北地区气藏是海相碳酸岩气藏,普遍具有高温、高压、高含硫化氢和二氧化碳酸性腐蚀性气体等特点,酸性气藏(H2S、CO2)对测试设施腐蚀严重,不适应高压气井生产和测试需求。基于最高井口关井压力、腐蚀分压、井口流温预测,确定出普光地区、元坝地区以及河坝区块宜选用相应的压力级别、温度类别、规范级别、材料类别以及性能级别的井口装置,为高温、高压、高产、含硫气井的井口装置优选提供基础。     

多管柱热应力模型预测采气井口装置的抬升

井口装置抬升现象常见于稠油热采井、注采井,生产气井却十分罕见。由于高产气井在生产过程中井口温度高,大温差使得井口附近自由段套管产生热应力变化,进而导致井口装置抬升,破坏气井完整性、损坏地面流程,引发灾难性的后果。为此,分析了因大温差导致套管热应变而引起井口装置抬升的机理,建立了气井井口装置抬升的多管柱热应力模型,并对井口装置的抬升高度进行了实例计算,其预测结果与实际监测结果十分接近,预测结果可靠。研究认为:随着气井产量的增加,井口温度逐渐升高,井口装置抬升高度将不断升高;而表层套管自由段长度对井口装置的抬升高度最为敏感,多层套管固井质量差时对井口装置抬升高度影响较大。最后指出了气井井口装置抬升带来的安全风险,并提出大产量气井应以保证固井质量、合理配产以及加强气井环空压力监测等3项技术措施来预防、监测采气井口装置抬升。     

川东北地区“三高”气井开采关键技术

川东北地区河坝1井属一口高温、高压、高产气井,也是目前国内投入开发的井口压力最高的气井之一。针对河坝1井在投产中遇到的主要问题,分析了"三高"气井开采的关键技术,提出了采用可靠的井口装置和远程控制系统,合理选择高压平板闸阀,采用固定节流方式,合理分配节流压差,对油嘴进行硬化处理,采用法兰连接方式,以及直接开井等关键技术,确保了"三高"气井的安全平稳生产。     

川东北高压高产气井完井测试工艺优化研究

针对川东北高压高产气井测试面临的问题,以整个测试作业安全、高效完成为出发点,对川东北高压高产气井测试工艺优化技术开展研究,形成了一套适合川东北高压高产气井安全、优快、经济的完井测试配套技术。研究成果在川东北高压高产气井测试作业中的推广应用结果表明,测试成功率从77%提高到100%,有效提高了高压高产地层测试工程的设计和施工的科学性和准确性,为川东北地区三高气井测试作业的安全、高效提供了技术保障。     

川东北含硫超深气井测试地面控制技术优化研究及应用

川东北地区海相超深碳酸盐岩储层具有高温、 高压、 含硫等特征, 给测试安全性、 成功率带来了极大的挑战。为此, 在川东北碳酸盐岩含硫气藏测试难点分析的基础上, 以提高测试施工的安全性为目的, 开展了测试地面控制技术优化研究： 通过优选井口装置、 优化地面流程, 确定出适合于元坝、 普光和通南巴地区的井口装置, 设计出３套适合于不同工况含硫气井的地面控制流程, 最终形成了一套针对性强、 适应性好的川东北含硫超深气井测试工艺技术, 为川东北含硫气藏测试工作的安全开展提供了安全技术保障。     

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随着油气勘探的发展，深井、超深井、超高压井将会越来越多，勘探开发的领域必然向地层深部进军 。深井试油工艺涉及多门学科，技术难度大，面临着许多突出问题：深井测试工作薄弱，实践经验不足；缺乏深井测试工艺技术的研究机构和人员；缺乏深井试油的基础理论研究；缺乏有关国外超深超高压含腐蚀流体的井的测试及完井技术的科技情报等。文章介绍了新851井这一高温高压高产气井的测试工艺控制技术：利用静气柱精度公式准确地预测了最高关井压力，确保了井口安全；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；根据井口流温准确计算出采用三级降压时防止水合物形成所需的加热量，并采取了合理的保温措施，确保了测试时地面流程畅通无阻，安全顺利地完成了该井的测试工作，为高温高压气井测试提供了宝贵的实践经验，     

钻油管钻完井条件下采气井口装置冲蚀及优化

氮气钻井技术已经从低压、低渗储层拓展到高产储层,为保障钻完井过程的井控安全,某油田采用了钻完井一体化井口装置以及钻油管技术。由于钻完井过程中气体流量大,容易导致采气井口装置被严重冲蚀,诱发事故。基于冲蚀损伤理论,确定气相临界速度冲蚀评价标准,采用CFD方法研究采气井口装置在高速气流下的冲蚀损伤情况,并通过风险评估,提出适合高产储层氮气钻井技术的钻完井一体化投产采气井口装置优化方案。研究表明:整体式Y型采油树受气体冲蚀的作用最小、采气能力最强,适用于高产气井;套管环空采气井口装置是在突遇高产气流或其他特殊工况下采用的一种应急装备。     

海上气井测试液控温性能调整方法

深水和高温、高压是目前南海西部勘探开发面临的2大挑战,测试作业更是面临海底低温、井口高温的难题,且保温测试液体系研究在中国尚属空白。通过建立气井测试系统预测传热模型,对影响深水和高温、高压气井测试井筒温度场的测试液控温性能因素进行了敏感性分析,建立了测试液控温性能调整方法。模型验证预测最大温度误差仅为3.4℃,并以此理论为基础,构建了一套控温性能可调、井口温度可控的测试液技术,其切应力大于4Pa。该技术在南海西部某深水气井测试应用中获得了成功。现场测试期间该井实测井口温度为16.5℃,计算预测该井井口温度为18℃,且井筒不同位置实测温度与预测井筒温度场十分接近,最终该井测试安全顺利,气产量达100×104m3/d。      

置换法压井技术在川东北河坝1井的成功应用

川东北河坝1井是一口异常高压、高产、高温和含硫复杂气井。该井采用光油管进行替喷测试时，在清水替浆过程中出现漏失，替浆中途即转入放喷排液。因井口压力高、天然气产量大，被迫关井。由于关井期间井口压力超限且采气树出现窜漏，常规压井技术进行压井未成功。经对置换法压井技术工艺原理及施工程序的探讨，采用置换法压井技术一次压井成功，排除了险情。     

高产气井评层选井方法探讨

通过对川东地区数十口高产气井的地质特征分析,总结出制约高产气井产能的5点因素:构造、孔隙、裂缝、完善程度和地层水。提出高产气井评层选井的3个阶段:即布井、完钻测试前和完钻测试后评层选井阶段。为合理确定井网密度,获取高产气井提供评层选井的方法。