磨溪气田雷一1气藏油管堵塞物清除工艺技术研究

针对川中磨溪气田雷一1气藏油管堵塞状况,研究成功油管堵塞物清除工艺技术.室内试验表明该清除液的清除率大于62%,腐蚀速率低于5 g/m2·h.经磨113井、磨126井、磨148井现场解堵应用表明,洗井解堵作业后,油套压差减小,气井产能得到恢复,适宜在磨溪气田雷一1气藏油管堵塞物的解堵施工作业中推广应用.     

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含硫气井中的硫化氢与二氧化碳对油管、套管产生电化学腐蚀，严重地威胁着气井的生产，完井方法选择不当也会加剧这种腐蚀。通过国内外调查，推出了一种生产封隔器永久完井的方式，可以防止油管、套管腐蚀和减少完井作业工作量，应大力推广这种完井方式。文中对完井方式和多种工艺技术进行了探讨，可供完井工作者讨论和借鉴     

从油管的腐蚀特性看磨溪气田防腐的途径

文中从分析磨溪气田雷一￣１气藏生产气井入井油管的腐蚀特性出发，结合气藏特性，指出气井宜用小油管生产；对渗透性好、产能较高的气井要增大压差生产；实现气井连续排液是磨溪气田降低腐蚀程度的关键。     

永久式封隔器完井技术在龙王庙气藏开发井中的应用

永久式封隔器完井技术是通过下入带有永久式封隔器的完井管柱隔离油套,实现分层开采或保护套
管长期开采的完井技术。四川磨溪龙王庙组气藏是目前我国最大的单体海相整装气藏,气藏具有高温、高压、高
产、高酸性等特点,为保证气藏长期安全生产,文章针对永久式封隔器完井技术的特点,从完井工具选择、完井管柱
设计、完井工艺特点等方面进行优化,在龙王庙气藏的开发井成功应用,形成了能够在“三高”气井完井推广应用的
永久式封隔器完井技术。     

川西高温高压气井完井工艺技术

川西深层须家河组气藏地层压力70MPa～90MPa，地层温度90℃～140℃，具有高温高压的地质属性，有的还含有H2S、CO2等腐蚀气体，腐蚀分压值高，对油井管、井口装置的要求极为严格。从川西深层工程地质条件着手，介绍了该地区井身结构和完井方式，总结了通过十余年的实践而形成的川西高温高压气井完井工艺技术，包括油井管与井口装置配套技术、尾管悬挂回接与防气窜固井技术、油管传输射孔技术与永久式封隔器1次完井技术。该技术为类似的气井完井提供有益的参考。     

磨溪气田的腐蚀与复合缓蚀剂CZ3—1＋CZ3—3的研制及应用

川中矿区磨溪气田井下油、套和及地面集输设施腐蚀严重，经调查研究，确定为典型的酸性油气田综合性腐蚀。研制了油溶性成膜缓蚀剂ＣＺ３－１和水溶性挥发性缓蚀剂ＣＺ３－３，将两者复配使用，对高温高Ｈ２Ｓ气体分压和高ＣＯ２气体分压下气田采出水的 良好的减缓作用，已通过现场试验，在磨溪气田推广使用，在现场试验中使用了加拿大ＣａＰｒｏｃａ腐蚀监测系统 。     

肯基亚克油田油管的腐蚀防护

肯基亚克油田盐下油藏包括下二叠系和石炭系。根据油井腐蚀原因和生产状况,加注适宜的缓蚀剂,并结合其它防腐措施,如选取抗硫耐蚀油管、下入封隔器等,井下油套管的腐蚀是可以控制的。封隔器完井生产管柱及修井后更换的油管选用耐腐蚀油管,可提高管串的抗蚀性能。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

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结合铁山２１井分层开采工作，介绍一种利用插管封隔器及相应井下工具、封隔上、下两个生产层的分层开采工艺技术，其特点是：将油管和油套环空（套管）各作为一条采气通道，达到了分层开采两层的目的，该工艺具有施工简单，投资少等优点，适用于在Ｈ２Ｓ含量较低的井上推广使用。     

磨溪气田修井工艺配套技术效果评价

磨溪气田雷一1气藏属层状孔隙型低渗含硫气藏,开采中金属油管腐蚀堵塞周期短,井下腐蚀堵塞复杂,解除难度大,严重阻碍了气井的正常生产,针对气藏特性和腐蚀成因,采用综合配套修井工艺技术,取得了恢复生产的良好效果.     

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中原油田气田气井油管的内腐蚀严重,时常发生油管穿孔,断裂事故,直接影响了气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清气井腐蚀原因,在对油管进行管材失效分析和室内模拟试验的基础上,应用灰色理论中的灰关联分析方法对中原油田现场实测的腐蚀环境数据进行了相关处理,分析了影响气井油管腐蚀的主要因素并探讨了其腐蚀规律。分析处理结果表明,产出气中所含的ＣＯ２和水导致油管发生电化学腐蚀,而产出气的冲蚀作用又加剧了一过程     

罗家寨气田封隔器完井工艺的几点认识

罗家寨气田是中国石油西南油气田公司未来几年的主力气田。该气田目前主产层T1f3-1天然气产量大,产出天然气中H2S、CO2含量高,气井封隔器完井工艺面临很大的挑战。目前已完成了8口井的封隔器完井作业,积累一些经验,文章就完井使用的油管、管柱结构设计等方面,对已实施的封隔器完井工艺进行了一些总结,取得了几点认识。     

东方1-1 气田高温高压下封隔液抗CO2 腐蚀研究

东方1-1 气田中深层属于高温高压气藏且天然气中CO2 含量较高,在完井作业过程中需要加入封隔液以保持油管与套管间的液柱静压力,同时还要防止CO2 气体窜漏而进入环空,加剧对油管、套管的腐蚀。为了确保井筒的长期安全,开展了在模拟东方1-1 气田腐蚀环境下,不同盐水封隔液体系对13Cr 和13CrS 两种油管材质的腐蚀程度研究。结果表明:高温高CO2 分压下,密度为1.46 g/cm3 甲酸盐封隔液对13Cr 材质的腐蚀严重,极易发生腐蚀穿孔;由HLTC 复合盐配制的封隔液对13Cr 的腐蚀程度明显小于甲酸盐封隔液,对13CrS 腐蚀更小,其腐蚀速率均小于0.076 mm/a,可以满足井筒的长期安全要求, 具有进一步推广价值。     

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磨溪气田自１９９１年投入工业性开采以来，在开采过程中井下管系与地面设备出现了严重的腐蚀问题，文章针对磨７０井井下管系的四种主要腐蚀特征进行了剖析，认为，造成腐蚀的主要原因是气田中含有Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，这在整个磨溪气田都代表性。根据Ｈ２Ｓ和ＣＯ２对管系的腐蚀机理，对应采取的防腐措施提出了几点建议。     

异常高压特高产气井井下管柱力学分析

对异常高压、特高产气井完井及生产过程中的管柱受力进行分析,是确保气井长期安全生产的重要课题之一。现有的管柱力学计算方法基本是建立在Lubinski模型的基础上,只能分析、计算封隔器坐封好后由于温度、压力的改变而产生的温度效应、活塞效应、鼓胀效应和螺旋弯曲效应,而对于封隔器坐封前后管柱受力的变化、浮力的转移、生产过程中气体的粘滞力则没有现成的计算模型。文章通过将管柱受力分解为管柱入井、假定工况不变且无位移情况下的封隔器坐封以及工况改变且有位移时的封隔器坐封三步,在逐步推理的过程中分析了克拉2气田3口异常高压、特高产气井在完井过程中的管柱受力问题,对封隔器坐封前后浮力的转移、坐封过程管柱受力的变化进行了分析计算。并且采用新方法对生产过程中气体的粘滞力进行计算,最终给出了针对异常高压、特高产气井完井及生产的安全建议。     

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凝析气井井筒温度分布是进行气井节点分析和动态分析必不可少的参数。根据传热学原理推出了凝析气井井筒温度分布计算公式，研究了温度计算基础数据求取方法，分析了产气量、产水量、井深及油管直径对井口温度的影响规律。对某一井深为５４００ｍ的凝析气井进行了计算，该气井气油比为３０００，含２３％的Ｈ２Ｓ和４％的Ｎ２；地层温度为１３４℃。计算结果表明：井口实测温度与计算温度的相对误差为０２％～３８％，符合工程精度。气井温度随井深不呈线性分布；气井井口温度随产量、井深增加而增加，随油管直径减少而减少；该公式同时适用于干气井、湿气井和凝析气井的温度分布计算，计算精度符合工程精度要求。     

罗家寨气田飞仙关气藏高酸性气井完井工艺技术实践

高酸性气井中的硫化氢与二氧化碳对油管、套管产生严重的腐蚀，威胁着气井的安全生产，完井方式选择不当也会加剧这种腐蚀。通过国内外调研，提出了一种采用材质防腐的完井方式，该完井方式通过采用永久式封隔器、特扣内衬油管和不锈钢井口来达到使酸性气体与井下生产管串隔离的目的，从而防止油管、套管腐蚀，并延长气井的免修期，可在高酸性气田推广这种完井方式.     

CZ3-1E��/Һ˫Ч��ʴ��������

??On the basis of the original CZ3-1 and CZ3-3 composite corrosion inhibitors,the CZ3-1E gas liquid double effect corrosion inhibitor substitutor has been developed.The inhibitor not only has the advantages of high corrosion inhibitor efficiency and small consumption,but also overcomes such shortcomings as strange smell,inconvenient filling and high cost.Through the lab evaluation,it is shown that for the untreated CZ3-1E corrosion inhibitor,under the conditions of Moxi gas field's formation water (deoxibized),pH₂S=1.2 MPa,pCO₂=2.8 MPa,temperature =80±2??,static behavior and test time=72 h,the gas phase corrosion rate is 0.049 5 mm/a and the corrosion inhibitor efficiency is 91.2%;the liquid phase corrosion rate is 0.064 3 mm/a and the corrosion-inhibitor efficiency is 90.5%.The surface of the tested piece is smooth and there is no corroded vestige.The CZ3-1E corrosion inhibitor can meet the requirements of gas liquid two-phase corrosion prevention.Through an overall comparison among the several corrosion inhibitors used in Moxi gas field,the performance of the new CZ3-1E corrosion inhibitor is good.     

连续油管打捞技术在川渝地区的应用

连续油管作业具有不压井、不动井内管串、带压施工、降低施工成本、减少产层污染等特点。针对完井修井作业中钻具内、油管或完井管串内小型落物无法采用传统的方式来进行打捞的问题，提出了用连续油管来打捞井内小型落物的思路。在德阳新场气田X井成功打捞滑套塞子的基础上，又顺利地完成了新场气田2口井的冲砂打捞施工作业。后来又在磨溪气田某井成功打捞了随钻测井的放射源（一个18 G的中子源和一个1.5 G的β源），充分展示了连续油管打捞作业的推广应用前景。