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通过改变注气量 (或产量 ) ,测试末级气举阀以下 (或井底 )压力变化 ,用变产量迭加、典型曲线拟合、导数诊断、无因次和历史检验几种解释方法比较分析目前地层压力、渗透率、表皮系数等参数。通过现场 3 6井次测试和试井分析表明 ,该技术可以取得和关井压力恢复等效的测试结果 ,同时能缩短测试时间 ,提高生产时率 相似文献
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文章论述了中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司乙烯装置裂解气压缩机的复水器发生腐蚀的原因和机理,分析了复水器铜管腐蚀环境的形成,提出了改进措施。 相似文献
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油、气工业的经济状况必须从降低人力与资本消耗和现在设备组最优化加以考虑,为满足这些要求的最可行的方法是系统的自动化。由于这个原因,气举操作技术把重点放在开发组装的系统,这种组装系统可在每个井口和平台自动操作。智能控制器可以与中心主站一起使用或当作单独的生产设备,它对预定的现场参数有自动而迅速的反应。在降低人力需要之外,智能控帛器将通过增加连续气举效率来进一步增强气举操作。此外,控制器还可自动卸去由气体波动引起的载荷。有了自动化系统,操作者可建立一套全油田的程序,从而最有效地利用气体,节约人力,这正符合目前油田经济状况的要求。 相似文献
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为达到经济有效地开发长庆某气田的目的,需对该气田洛河组、直罗组、延安组和延长组的地下水层的腐蚀特征进行研究,为此在Su11井开展了为期近两年的逐层试水和套管腐蚀工程试验,采用井口快速取样和井下高压物性取样分析,全面分析了各层水的物性参数。在明确各层水对套管的腐蚀机理基础上,利用高温高压釜、磁阻测试和井下挂环试验等研究了N80套管钢在各水层原始地层条件下的腐蚀特征,得出了该气田延长组水腐蚀速率为0.131~0.327 mm/a、对套管的外腐蚀相对明显的结论,据此提出了不同固井条件下的防腐建议。 相似文献
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某气田井下油管腐蚀与防腐现状及分析 总被引:2,自引:1,他引:2
随着我国石油天然气工业勘探开发的发展,含H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现,腐蚀问题越来越引起人们的关注。特别是在以上三种腐蚀因素同时存在的情况下,腐蚀原因更难以分析。通过对8口气井油管腐蚀检测和模拟试验的基础上,对气井中处于H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质下的油管腐蚀规律进行了初步探讨,得到了一些认识。 相似文献
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含硫化氢气井钻井过程中的腐蚀因素与防护研究 总被引:1,自引:0,他引:1
在含硫气井的钻井过程中对于HRC大于22的钻具钢材除了腐蚀疲劳之外,在pH值小于9的环境中会发生硫化物应力腐蚀破裂,这种破坏比腐蚀疲劳更突然、更快,使钻杆大量损坏。含硫气井在钻井过程中,由于湿硫化氢的出现,常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器以及对支持保护管柱的水泥环柱等腐蚀和损坏问题,为此,阐述了湿硫化氢的腐蚀特点、机理,归纳总结了影响腐蚀的因素,综述了如何在这些方面防止其腐蚀,使损失减小,为指导油管、套管防腐工程实践提供了依据。建议在钻井过程中采用碱性钻井液,其pH值可到9或更高(至pH值12),以减缓或防止钻井过程中电化学从硫化物应力腐蚀破裂;含硫气井用的钻杆应该间歇使用。钻杆停用堆置时间可使其放氢,使钻杆恢复韧性,防止硫化物应力腐蚀断裂。 相似文献
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含硫天然气水合物形成条件及预防措施 总被引:4,自引:0,他引:4
邱晓林 《石油与天然气化工》2002,31(5):240-242
天然气水合物是由天然气中某些组分与水形成的,水合物形成条件与天然气组成及压力有关。天然气水合物的形成将严重影响天然气的开采和集输。本文结合川渝气田实际情况,介绍了水合物形成温度估算、危害及防止水合物形成措施。 相似文献
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�Ĵ�������Ȼ��������͵�ʵ������ʶ 总被引:4,自引:1,他引:3
含硫天然气超深井试油是一项难度很大的技术,不断地总结过去超深井试油的经验,引进国外先进的试油技术和开展不懈的科研攻关,是当前试油工程的一项重要任务。为此,文中介绍了四川含硫天然气超深井试油的概况,总结了含硫天然气超深井试油的特点,目前比较成熟的工艺技术与装备和当前四川超深井试油的工艺技术水平,对超深井试油的技术难点进行了分析,提出了今后科研攻关的方向与主要内容。并提出以下观点和认识:在超深井试油中要早期介入;试油难度最大的是关井求压;含硫天然气井试油必须全面采取防腐技术;必须要有一整套能适应井下高温高压的井下工具、管柱与地面设备,编制一套适合本地区超深井试油的综合设计软件。 相似文献
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户部寨气田腐蚀分析及腐蚀防护 总被引:5,自引:0,他引:5
张蕴强 《石油与天然气化工》2003,32(3):173-175
通过对户部寨气田腐蚀因素的调研分析,找出了腐蚀原因。通过实验,考察了温度、C02浓度、矿化度、流速对腐蚀的影响及规律,开发出了高效气井缓蚀剂,将该缓蚀剂在现场进行试验,气井腐蚀状况得到了控制,达到了理想的防护效果。 相似文献
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CO2对油气井管材腐蚀的预测及防护 总被引:20,自引:0,他引:20
我国华北、胜利、南海、四川、长庆、江汉等油田,有相当多的油气构造含有CO2,最高含量可达伴生气的42%,对钻杆、套管、油管和抽油杆等有很大的腐蚀作用,所以经常发生因腐蚀而造成的事矿。文中介绍了CO2对油气井管柱腐蚀的预测方法和腐蚀程度的判据。经过对一些油气田CO2腐蚀典型事故有关数据的理论计算和分析,发现实际腐蚀速率高于dewaard预测模型的计算值,其主要原因是:腐蚀井段的温度多为35~60℃,处于高腐蚀速率敏感区;地层水的Ca2+/HCO3-(单位均为meq)比值大多在0.5~1000之间,也处于高腐蚀速率区。最后,针对CO2的腐蚀环境提出了相应的防护措施。 相似文献
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针对气井排水采气的特点,提出采用TOPSIS方法对气井优选排水采气工艺,该方法是借助于多目标决策问题的“理想解”和“负理想解”对各方案进行排序,以确定最优方案,通过实例分析,认为方法适用性强。 相似文献
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CO2腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型,自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO2气流以后,随后完成了4口试采井,已探明黄桥CO2气田为国内最大的CO2气田。1985年投入开发以来,相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况,正是由于腐蚀的影响,导致气田生产成本上升、生产时效降低,极大地影响了气田的开发效益。同时,CO2腐蚀严重威胁着黄桥CO2气田的安全生产,解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO2气田腐蚀现状和特征,分析了腐蚀异常的原因,并选用4种管材开展CO2高温高压模拟试验,结果发现:现有的油套管材料P-110和N-80在高温、高压和CO2环境下对管壁产生严重腐蚀;9Cr管材耐CO2腐蚀性差,有轻微点蚀;13Cr管材基本不发生腐蚀,可以满足CO2气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。 相似文献