川东地区“三高”气井井口隐患治理技术

川东地区所钻的井大多属“三高”（高压、高含硫、高危险）气井，无论生产井还是报废井，井口装置腐蚀均较严重。因酸性介质极易造成空气的恶性污染，威胁人身安全，加之井下复杂情况，故井口隐患治理面广、技术难度大。针对川东地区不同类型的气井井口隐患，分别采用常规注水泥塞封闭、带压堵塞器、带压钻孔、水力切割、带压换井口等系列技术措施，收到了良好的井口隐患治理效果。     

克深气田“三超”气井安全隐患治理对策与实践

克深气田气井具有地层压力超高(≥120 MPa)、地层温度超高(≥165℃)、埋藏超深(≥6 000 m)的特点,属于典型的"三超"气井,随着气田的不断深入开发,气井环空异常持续带压生产、井口装备老化损坏等问题日益突出,成为克深气田高效开发过程中影响安全生产的重大隐患。为了消除安全隐患,从环空异常持续带压和井口装置损坏两个方面详细论述了"三超"气井隐患特点,通过现场实践,制定了环空异常持续带压、油套管头密封失效、阀门内漏等有针对性的隐患治理措施,取得了良好效果,形成了"三超"气井隐患治理成套技术,对类似气井的安全隐患综合治理工作具有指导意义。     

榆林气田气井井口隐患治理技术

针对边远气探井井口存在严重安全隐患的现状，榆林气田近几年应用了多种井口隐患技术进行治理。本文对各种隐患整改技术进行了总结。形成了适应不同隐患类型的治理技术，为以后气井井口隐患治理工作提供了技术指导。     

榆林气田气井井口隐患治理技术

针对边远气探井井口存在严重安全隐患的现状,榆林气田近几年应用了多种井口臆患技术进行治理。本文对各种隐患整改技术进行了总结,形成了适应不同隐患类型的治理技术,为以后气井井口隐患治理工作提供了技术指导。     

青海油田天然气开发公司完成2013年涩北气田采气树隐患治理工作

10月17日,青海油田天然气开发公司全面完成了涩北气田2013年采气树隐患治理26井次的带压更换采气树及生产主阀工作,解决了因气井出砂、出水,连接处渗漏、生产闸阀刺漏、采气树阀门阀腔积砂等井口装置存在的安全隐患,保证了气井正常生产。采气树设备的隐患治理工作是保证气井安全正常生产的一项有力举措,带压更换采气树与采气树主控阀作业是目前涩北气田采气树安全隐患治理主体工艺。该工艺所具备的无工作液体系、作业安全高效环保、作业周期短的特点均优于常规压井作业;同时避免了压井液对地层造成污染伤害,具有占井时间短、现场作业完毕即可开井生产的优点。     

高含硫气井安全隐患治理技术思路与实践

针对四川盆地东部地区高含硫气井在前期开发过程中因气井本身结构的不完整性和复杂的地质构造、人居环境,导致部分气井存在一定安全隐患的问题,为实现其安全隐患的科学治理、彻底根治,结合四川东部地区含硫气井的特点和完井现状,通过对完井管柱、完井套管、固井、复杂地质结构及气井本身完整性等的综合分析,形成了高含硫气井安全隐患分析及综合评估方法,对油层套管固井质量未达标、油层套管固井质量合格、产量低无经济开采价值的高含硫气井进行分类,形成各具特色的治理技术思路,并制订了产层封闭、井筒薄弱段及关键泄漏部位封堵等的永久封闭配套技术方案。通过现场实践,达到了科学治理、不留隐患的隐患治理要求,所形成的高含硫气井安全隐患治理的隐患分析方法、治理技术思路和永久封闭配套技术,对类似气井的安全隐患综合治理工作具有指导意义。     

天然气井水泥环封隔能力的测井评价

水泥环气层层间封隔和气井井口带压评价是勘探开发中亟待解决的问题.综合分析了气井固井质量测井资料、验窜资料、钻井历史和气井井口带压的有关资料.通过CBL、SBT和USI测井资料的验证实例,讨论了天然气井水泥环层问封隔能力的分析方法.提出用良好胶结累计长度法、混浆带长度法评价及2种方法交会法评价气井井口带压状况的方法.研究表明,利用测井资料评价气层之间的水泥环封隔能力与常规固井质量评价方法相似;利用固井质量测井资料显示的良好水泥胶结长度和混浆带长度,可以评价井口带压.该方法在中国海上和陆地一些气田应用,取得初步成功.     

采气井带压更换油、套管阀门节能技术的研究与应用

针对采用常规压井方式更换气井井口阀门具有工作量大、污染地层、换后排水周期长、费用高等弊端,研究应用了带压更换气井井口阀门技术,并在水井进行了现场试验,取得了理想的效果.该技术既节省施工费用,又不污染地层,同时还实现了节能,为排水采气工艺技术配套提供了技术支持.     

新型环氧树脂在四川壳牌区块弃井项目的应用

气井环空带压问题是全球普遍存在的问题,四川壳牌项目是高温高压气井,部分井由于生产或固井等原因造成A、B环空带压,永久弃井要求至少设置两道永久井屏障,必须治理环空带压问题。其中少数井采用多次挤水泥封堵效果较差,水泥浆在治理环空带压问题存在极大困难。新型环氧树脂具有穿透微间隙能力强、抗压强度高、韧性好等特点。采用阶梯式挤注环氧树脂的方式,在四川壳牌区块的多口井成功封堵环空气窜,治理环空带压问题,为四川壳牌区块弃井项目解决了关键问题,为以后治理环空带压和提高井筒长期完整性提供了借鉴。     

欠平衡钻气井井口回压控制理论及实践

欠平衡钻气井的井控问题长期以来一直是该技术领域的一道难题。通过分析井筒流动规律并耦合地层产气得出欠平衡钻气井井控的有效方法——施加井口回压。建立了井筒流动方程和地层产能方程以及求解方法,阐述了施加井口回压可以提高欠平衡钻气井井控效果的理论机理,并通过案例分析得出施加井口回压对欠平衡钻气井的井控效果。研究发现,施加井口回压既可以使进入井筒的地层气体减少,又可以使气体体积变小,有利于欠平衡钻井的携砂和井控。     

停产凝析气井一体化治理工艺技术

凝析气井进入开发中后期,受地层能量下降、反凝析、水锁污染的影响,井筒积液现象凸现,生产过程中气井压力、产量不断下降直至停喷,严重影响凝析油气采收率。凝析气井流体相态、井筒流态复杂,停喷影响因素多,主要有地层液锁、井筒积液、地面高回压等,各因素相互关联、相互作用,前期针对单一因素的治理措施效果不理想。本文系统分析了凝析气井从地层到井筒到井口的停产影响因素,针对性的开展了液锁解除剂技术、注氮气解水锁技术、井下涡流排液采气技术、井口降回压开采技术研究与试验,形成了停产凝析气井一体化治理工艺技术,现场应用效果良好。     

冷冻暂堵技术在灌31井的应用

采用冷冻技术可以同时暂堵多层套管环空和油管内径,最大工作压力可以达到70MPa。采用该项技术在西南油气田川东北气矿灌31井进行冷冻暂堵带压换采气井口闸阀取得成功,为国内带压修井作业提供了又一项新的技术,填补了国内带压修井冷冻暂堵技术的空白。为老井、隐患井的整治增添了新的途径,特别是为高含硫化氢气井的修井提供了安全、可靠的技术保证。     

冷冻暂堵更换采气树主控阀门技术

冷冻暂堵装备和技术是针对高压气井修井开发的一项新技术。该技术通过注入装置将暂堵剂注入环空和油管内部,冷冻后形成暂堵桥塞,封隔井内高压气体,达到带压更换采气树主控阀门的目的。该技术具有安全系数高、对环境无污染等优点。目前采用该技术在鄂尔多斯盆地已成功更换20多口油气井主控阀门,消除了井口隐患,为带压更换主控阀门提拱了新途径。冷冻暂堵更换采气树主控阀门技术对苏里格气田现阶段气井阀门维修及保养有着重要的指导及借鉴意义。     

气井带压作业装置研究与应用

气井普遍具有储层敏感性强的特点,采用常规压井的作业方式会造成储层发生水敏、水锁等伤害,渗透率降低,产量降低。气井带压作业技术可以解决上述困难,而国内气井带压作业技术多以引进为主,为了提升国内气井带压作业研发能力及技术水平,我们自主研究形成一套气井带压作业装置,该装置具有密闭卸扣及液封气减压等功能,可以实现井口压力14MPa以内的气井带压作业需求,经矿场试验,各项性能指标满足现场需求。     

气井带压作业关键技术与展望

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术,可避免常规压井作业造成的储层伤害,具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题,通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究,研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具,建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈,形成了气井带压作业关键技术,在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次,极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率,增产效果明显。研究认为,形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。     

基于LabVIEW的高压气井环空带压管理系统应用

气井环空带压会严重威胁天然气的生产安全和环境健康。为有效管理高压气井环空带压问题,分析了高压气井环空带压原因,在此基础之上建立高压气井环空带压管理操作流程。针对高压气井生产动态,在采气树环空连通阀引入压力变送器与自动泄压管线,并基于LabVIEW平台,结合DATAQ数据采集卡、及PLC下位机,开发出高压气井环空压力管理系统。进而进行压力泄放/恢复监测与井口气体泄漏测试。结果表明,该系统测量精度高、运行稳定可靠,同时节省了人工成本,对提高高压气井动态管理水平与风险控制技术有重大意义。     

不压井更换闸阀技术在气井维护中的应用

高压气井采气井口的1号主控闸阀若产生泄漏、开关不动等问题，将影响气井的正常生产和维护保养，并存在安全隐患，这给气井的安全生产带来了严重危害。文章介绍了利用下油管堵塞器更换井口1号闸阀的原理、相关参数设计方法，以及施工所需的工具和作业过程等。该技术操作简单，不需压井，对气井产层不会产生污染，实施费用低。近年来，靖边气田应用不压井更换井口1号闸阀技术对部分气井的闸阀进行了更换，取得了十分理想的效果。     

不压井修井作业技术在苏东气田的应用评价

针对苏东气田地质"三低"特征,过去采用压井作业技术治理隐患井,压井液对储层伤害较大,造成气井减产或停产,因此,寻找一种更安全可靠的技术势在必行。不压井(带压)做业技术首次在苏东气田试验,3口井的顺利完成证明该技术可在苏东气田推广。     

冷冻暂堵带压换阀技术及应用前景

为了安全地解决井口隐患,在川东沙罐坪气田罐31井首次采用四川油气灭火中心引进的最新技术--冷冻暂堵技术来实施暂堵带压换阀。该技术是将特殊的暂堵剂逐层注入各层套管环空和油管内部,冷冻后可同时将各环空和油管水眼暂堵,达到以不压井方式来更换井口1、2、3号闸阀的目的。此项技术在国内属首次成功应用,并且为保护油气层而需要进行带压整改井口又找到了一项新的技术途径。     

气井带压作业技术装备升级换代之路——现场试验进展

带压作业是近年来井下作业技术发展的新亮点,是稳定和提高单井产量的一把利剑。为了加速气井带压作业装备和技术升级,适应勘探开发发展趋势和生产需求,中国石油天然气集团公司找准着力点和突破点,组织实施了气井带压作业技术与装备现场试验。项目实施过程中不断创新,集中优势资源,实施一体化管理,确保现场试验科学安全。依托川渝页岩气大开发机遇,先后实施起下管串、带压钻磨铣等现场试验60井次及隐患井治理13井次,有效保障了致密气、页岩气等非常规油气开发效果,实现年增产14400×104m3,直接经济效益2亿元,取得显著成效,技术装备实现升级换代,作业实力大幅提升。