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针对川西气田须二段气藏特点,提出采用单管永久式封隔器完井;井下油管柱的连接丝扣宜采用金属对金属密封扣;井下封隔器、管材及相关配套设备应使用既抗H2S又抗CO2腐蚀的材质;在完井时使用缓蚀剂或对管柱全面预膜,生产中定期加注缓蚀剂。在无水采气期,根据数学模型,获取一系列保证气井岩石不发生速敏效应、井筒不积液、油管不发生冲蚀的优化产量,制定气井合理工作制度,尽量延长无水采气期。根据相关数学模型,计算带水采气期气井不同压力条件下的携液临界流量,从而确保实际产气量大于携液临界流量,以便充分利用地层能量带出液体;气井出水后随着地层能量的降低,为维护气井正常生产,初步优选出泡沫和优选管柱为须二气藏产水气井的排水采气工艺技术。     

四川盆地高含硫气井油管螺纹气密封性能评价与应用——以龙岗气田为例

四川盆地自四川盆地龙岗气田投产以来,部分气井出现了由螺纹泄漏造成的油套环空异常带压现象,异常带压值过大将会影响正常生产,一旦超过允许值将诱发安全事故。为避免新投产井出现此类现象,在调研国内外气密封螺纹技术发展的基础上,结合该气田特点进行了螺纹气密封难点分析、上卸扣和交变载荷（拉、压、弯曲）气密封性室内实验评价,以及现场施工控制技术的研究与应用。室内评价结果表明：Φ88.90×6.45 mm SM 2550-125 VAM TOP扣和Φ73.02×5.51 mm BG 2830-110 BGT1扣满足该气田不同工况条件下油管柱气密封性能的要求。现场应用结果表明：油管柱密封完整性不仅受到扣型优化选择、管柱结构设计、井下工具选择、施工工艺、不同工况载荷等因素影响,还受到现场操作质量（如现场上扣操作和扭矩控制等）的影响,氦气气密封检测是确保油管柱密封完整性的有效控制措施。建议在该类气井推广应用VAM TOP、BGT1扣和气密封检测技术,同时注重对其他控制措施如油管钳扭矩标定、专用上扣工具的研究,以及优选下油管专业队伍和加强操作监督等。     

元坝气田完井管柱泄漏井口带压诊断分析

元坝气田投产以来,普通存在环空带压现象,由于恶劣的井下腐蚀环境以及复杂的井况,使得完井管柱泄漏引起油套环空异常起压常见于生产过程中。首先通过模型建立与实例计算获得了油管环空异常起压规律,并结合参数敏感性分析提出相应的异常起压控制措施。研究结果表明,泄漏点深度越浅,井筒安全风险越大,保证井口及上部完井管柱的完整性至关重要;降低泄漏点等效直径,有利于控制井筒安全风险;存在一定环空气腔高度,即环空不充满保护液,有利于降低环空压力的上升速度。通过不同泄漏类型的模拟计算,总结了完井管柱泄漏引起油套环空异常起压的四种典型模式,并将其进行了现场应用,通过比对元坝1-1H井的现场压恢实测曲线,实现了该井泄漏类型和井筒安全风险的快速判断。     

普光高酸性气田完井管柱设计

普光高酸性气田气井具有高温、高压、高产、超深的特点,流体具有腐蚀性和剧毒性,这些特点要求完井管柱设计既要充分保证安全,又要满足现场施工要求;此外,由于主要采用水平井和大斜度井完井和出现个别井套管严重变形,更加大了设计难度。通过分析普光高酸性气田的投产难点和单井特点,研究确定了完井管柱设计的原则和思路,分井型设计出常规井（永久式）、监测井（永置式）、水平井（层段可选）、套变井（永久式封隔器+遇油膨胀封隔器）等4种不同结构不同特点的永久式酸压、生产一体化完井管柱;选用INCLOY G3镍基合金油管和INC718材质井下工具,采用无固相长效环空保护液配合永久式封隔器的防腐方案,满足了高酸性气井长期安全生产的要求;完井管柱分别采用125钢级Φ88.9 mm和Φ114.3 mm油管、VAM TOP气密封扣, 整体管柱满足耐压70 MPa、耐温150 ℃、下入深度达6 000 m的实际要求。4种完井管柱应用于普光气田的投产实践,设计的可靠性和科学性均得到了验证。     

四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用——以龙岗气田为例

近年来,高酸性天然气井越来越多,但因技术和施工的瑕疵,往往导致气井功能不完整（如套管环空异常带压等）,已成为影响气井安全生产的重要问题。为此,在消化吸收国内外先进完整性管理理念的基础上,结合四川盆地龙岗气田高温（130~150 ℃）、超深（6 200 m）、高含硫（30~156 g/m³）、地层因素复杂等特点,从带压原因分析、井筒安全评估内容和流程、风险等级划分和防控措施等方面开展了气井完整性管理技术的研究与应用。制订了气井完整性管理相应的对策,即：对于已完成的老井加强压力、流体跟踪评价分析,加强井下及井口腐蚀状况监测、检测工作,定期对井筒安全状态进行评估,确保安全受控;对于待完成的新井,重点抓好井身结构、完井管柱设计与现场施工作业质量控制等环节,确保不形成新的环空异常带压气井。现场应用结果表明,形成的气井完整性管理方法及主体配套技术能够满足龙岗气田安全生产的需要。     

高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例

四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含 H₂S 和 CO₂等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。研究结果表明 ：(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础 ;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据 ;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供...     

莺歌海盆地高温高压气田完井技术

南海莺歌海盆地F气田为高温高压气田,其高温、高压、高含CO₂的特点造成井筒的完整性难以保障。为此,根据储层特点,选择了合理的完井方式;依据安全性与经济性兼顾的原则,选择了改良13Cr材质的油套管;根据气田的特点及开发要求,设计了不同井型的生产管柱及射孔管柱,选择了合适的井口采油树及井下工具,并研制了新型环空保护液,最终形成了适用于海上高温高压高含酸性气体气田开发的完井技术。F气田10余口井应用了该技术,生产过程中未出现环空带压现象。实践表明,该完井技术能有效降低井筒带压风险,为规模开发莺歌海盆地高温高压气田提供技术支持。      

超声波成像法在多层环空井下漏点检测技术中的应用

目前,高温高压含硫气井在生产过程中环空带压现象普遍,井完整性面临巨大挑战.井筒泄漏是气井环空带压的主要原因,准确判断井筒泄漏途径及原因、找到泄漏点位置是科学制定环空带压治理措施的关键.介绍超声波成像井下漏点检测技术的基本原理,并在某高温高压含硫气井中开展多层环空带压井下漏点检测现场试验.结果表明,该井A、B环空均存在泄漏点,产层气通过油管丝扣进入A环空、并通过套管丝扣进入B环空,导致该井持续环空带压.采用超声波成像井下漏点检测技术能够在不动管柱的情况下,精准确定气体泄漏途径及原因,可为气井下步治理方案及制定相应的控制措施提供依据,具有良好的推广应用前景.     

套压异常升高现状调查研究及原因分析

对塔里木油田套压升高的情况进行了系统调查和统计分析,认为完井管柱内流体温度变化导致套压升高量很小,且维持时间很短;一旦正常生产,完井管柱内流体温度变化导致套压升高的现象会自动消失。完井管柱接头不密封是导致套压升高的真正原因,完井管柱接头的密封性能与接头设计特性、上扣扭矩、对扣和引扣等操作方式有关。     

高压、含酸性介质气井油套环空泄漏速率计算

气井完整性失效最根本的原因就是管柱发生泄漏,从而导致气井环空异常带压,威胁气井安全生产。环空泄漏速率是判断气井完整性是否失效最核心的参数。目前,有国外石油公司通过设备现场测量环空泄漏速率,国内还未有可靠的方法确定环空泄漏速率。提出了两种环空泄漏速率的计算方法:一是安全阀法,借鉴井下安全阀泄漏速率的判别方法;二是微分法,建立气体在环空泄漏的理论模型,并通过输气管道小孔泄漏模型确定边界条件。由于现场泄压数据的影响,井下安全阀法不适用于现场,可采用微分法进行环空泄漏速率计算。应用微分法对塔里木油田DN2气田进行了实例验证,与现场实际吻合较好,表明该环空泄漏速率计算方法较为可靠,对现场生产有一定参考价值。     

地下储气库注采管柱气密封螺纹接头优选

为解决国内地下储气库井注采管柱气密封螺纹接头选用混乱且适用性不清的问题,首先对现有标准和气密封试验数据进行统计比对分析,发现各种气密封螺纹接头的拉伸效率相同,但其压缩效率差异大且现有标准已不适用于储气库注采管柱气密封螺纹接头的选择,认为注采管柱气密封螺纹接头的选择必须考虑管柱载荷的交变;然后结合2口储气库井注采工况,基于管柱力学理论计算获得2种规格注采管柱的最大拉伸载荷和最大压缩载荷,对比已选用的气密封螺纹接头,重点研究了接头拉伸效率、压缩效率与管柱载荷之间的关系,提出了注采管柱气密封螺纹接头优选判据;进一步利用全尺寸实物复合加载试验机对2种规格注采管柱进行多周次气密封循环试验,试验结果证实了上述判据的合理性。所提出的优选判据不仅可以作为气密封螺纹接头优选的基本依据,而且还可以作为储气库井注采管柱设计的依据,并纳入了中国石油天然气行业标准。     

玛河气田高压气藏完井工艺技术

准噶尔盆地玛河气田的产层属中等孔隙度、中高渗透率储层,气藏单井产量高、压力系数高,中国石油新疆油田公司对于该类气藏的开采技术研究还处于试验摸索阶段。为此,根据该气田高压气藏的特点, 应用节点分析方法对气井的流入动态曲线（IPR）、节点、敏感参数等进行计算和分析,结合冲蚀流量、卸载流量等计算方法来确定合理生产管柱尺寸及管柱结构。研究成果认为：①单井配产小于等于50×10⁴ m³/d时,生产管柱采用内径62 mm油管;②单井配产介于50×10⁴～110×10⁴ m³/d时,生产管柱采用内径76 mm+内径62 mm复合油管;③高压气井完井管柱结构为油管挂+油管+井下安全阀+油管+井下测压系统+反循环压井阀+密封插管+永久式封隔器+磨铣延伸筒+剪切球座+射孔枪串。     

普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计

为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱：套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。     

海洋深水高温高压气井环空带压管理

中国南海高温高压油气藏开发过程中,井筒环空带压问题突出,一旦超过允许值将会影响安全生产。为了保证气井的正常生产,需要确定环空压力的合理范围,为此基于ISO 16530-1:2017标准和API RP 90-2的推荐做法,研究并建立了考虑管柱承压能力和关键节点校核的深水高温高压气井环空带压控制值计算模型以及一套环空压力管理图版。研究结果表明:(1)管柱承压能力计算主要针对环空对应的油管和套管;(2)关键节点校核计算主要针对井口装置、封隔器、井下安全阀和尾管悬挂器等;(3)建立了环空最小预留压力计算模型,以确保对深水高地层压力或井底高流压气井的环空施加一定的备压,保证井下管柱和工具在合理环空压力范围内正常工作;(4)以某深水气井为实例进行了计算与分析,得到了考虑和不考虑壁厚减薄情况下随投产时间变化的各环空带压控制值。结论认为,所建立的模型及图版应用于海上深水高温高压气井,使用简便、可操作性强,可以为深水高温高压气井及类似井的井筒环空压力管理提供借鉴。     

酸性气田气井采用组合油管柱的优越性

在高含H₂S和CO₂共存的气田深井中,为了既保证生产气井井底不积水,又要保证气井在生产过程中管柱不发生冲蚀;实现低成本高效地开发酸性气田,保证气井安全生产,必须对气井井下管柱进行优化。以徐深气田气井为例,在给定的生产条件下,采用73.0 mm×850 m+60.3 mm×2 880 m组合油管柱和73.0 mm单级油管柱都不会有天然气水合物生成;采用组合油管柱比采用73.0 mm单级油管柱更不容易生成天然气水合物,说明采用两级或两级以上不同尺寸的组合油管柱在高含二氧化碳和高含硫化氢气田气井中具有更大的优越性。该方法对低成本高效地开发酸性气田具有重要的参考价值。     

应急放喷工况井下管柱冲蚀行为研究

钻遇高产气层时,气体大量侵入井内,应急放喷施工使得井下管柱面临严重冲蚀。为分析大放喷量、高携砂率下井下管柱的冲蚀情况,开展了应急放喷工况井下管柱冲蚀行为研究。应用有限元法,利用ANSYS-Fluent数值模拟软件,针对钻杆水眼和钻杆-套管环空内的流场特性、颗粒轨迹和冲蚀行为开展了模拟分析,得到了日放喷量和日出砂量对冲蚀的影响规律。结果表明：当通过钻杆水眼放喷时,冲蚀薄弱点位于钻杆接头内壁缩径面;当通过环空放喷时,冲蚀薄弱点位于钻杆接头外壁迎风坡;从环空放喷时的冲蚀程度比从钻杆水眼放喷时更为严重。基于研究结果,建议通过钻杆水眼进行放喷,在放喷初期采用小排量放喷,待井筒内泥浆、岩屑和砂粒几乎放喷完后再增大放喷量,可有效降低管柱冲蚀。该研究成果为高压高产气井应急放喷施工方案的制订提供了依据。     

东方1-1气田完井技术及其研究展望

莺歌海盆地东方1-1气田产层--莺歌海组具有中低渗透率砂岩气层的特征,易受到水敏、水锁及微粒运移损害。通过开展钻完井液体系研制、生产管柱结构优化以及完井工艺措施研究等科研攻关和实践,形成了以进攻性隐形酸完井液储层保护技术、水平井防砂控水技术、动态监测技术、水平井筛管和尾管固井联作技术及安全控制与完井管柱优化等为核心的高产水平气井安全、高效开发的完井技术体系。开发井的产能都达到了开发方案中的配产要求,有效地保证了东方1-1气田顺利投产和向下游稳定供气。同时,针对下一阶段开发目标黄流组,也提出了高温高压完井、低孔低渗储层保护、提高单井产量等关键技术的攻关研究方向。     

深层气井油套环空泄漏点关键参数地面诊断技术

深层气井开发过程中存在油管柱泄漏失效导致的油套环空异常带压现象,易造成气体泄漏、井口顶升和管柱损坏等事故,威胁井筒安全。与传统井下测井方法相比,采用地面诊断技术可快速判断油管泄漏程度,精准定位井下泄漏点,避免生产管柱扰动,实现对井筒潜在风险的“早发现,早识别”。首先根据压力平衡原理建立泄漏点深度求解模型,其次采用小孔模型描述气体泄漏过程,构建基于环空体积相容性原则的气体聚集增压模型,应用控制变量法对环空带压敏感性因素进行定量分析,并根据泄漏点深度和当量尺寸差异,结合环空泄压恢复测试曲线特征,将油套环空起压规律划分为4类典型模式。以案例井参数为例,油管柱泄漏失效条件下引发的油套环空带压按物理过程划分为管柱小孔泄漏、气液两相运移和气穴聚集增压3个阶段,随着时间推移,油套环空压力和气体体积逐步上升,泄漏速率逐渐降低,直至泄漏点内外侧压力平衡时趋于稳定,其中“浅部大孔、高压快升”的起压模型风险等级最高;经过反演计算,案例井油套环空压力值26.1 MPa,泄漏点当量尺寸2.1 mm,最大泄漏速率0.20 m3/min,井筒安全风险相对较高,建议采用机械修补、化学堵剂等方式进行密封堵漏。