普光高含硫气井生产管柱合理管径优选

普光气田高含硫气井在生产过程中会出现硫沉积、冲蚀、积液和形成水合物等问题,如果生产管柱管径合理可以延缓或避免出现这些问题。为此,针对普光气田高含硫气井的生产特点,以现有生产管柱优选方法为基础,通过分析高含硫气井临界携硫颗粒流量、临界携液流量、冲蚀流量和井口水合物生成条件,确定不同尺寸油管的合适产气量范围,再结合气井配产和井筒压力损失,优选出高含硫气井生产管柱的合理管径。利用该方法,对普光气田的高含硫气井P井进行了计算分析,结果表明,在当前生产管柱管径下,P井产气量大于冲蚀流量,井筒会发生冲蚀,为保护生产管柱,延长修井周期,将该井的产气量调整到当前生产管柱管径的合适产气量范围内,调整后该井生产稳定。采用该方法不但可以优选生产管柱管径,而且可以在现有生产管柱情况下,将产气量调整到当前生产管柱的合适产气量范围内。      

高温高压气井生产管柱内气体参数分析

高压高产气井管柱内的流体参数对于气井生产动态分析具有重要的意义.考虑气体参数之间的相互影响和实际气井的井身结构、井斜、油管变径等因素,采用将井筒分段迭代的数值解法,以塔里木油田大北202井(高温高压气井)现场采集资料为依据进行了实例计算,得出了气井生产管柱内气体压力、温度、密度、流速等参数在不同产量下随井深的变化曲线,...     

连续油管技术在管柱变形井中测试应用

海上某气田气藏埋藏位置较深,高温高压井所占比重较大。完井阶段下入的生产管柱长期在高温高压环境下,容易产生塑性变形导致管柱弯曲变形,致使常规的钢丝测试无法实施。在分析管柱变形影响因素及危害的基础上,基于连续油管工艺技术强度高、可循环等的优势特点,提出采用连续油管作业技术配合循环低温储层保护液方法,实现在管柱部分变形井中开展测试作业,并成功应用于海上某气井。应用结果表明,在连续油管起出过程中指重表悬重无明显异常变化,压力计回放数据合格,取全录准了测试资料,测试作业成功。本文初步探索了适用于管柱部分变形井实施测试作业的新方法,同时为同类型的油气井实施关滑套卡水、通井等作业提供了可借鉴的经验。     

连续油管冲砂作业在涩北气田应用分析

连续油管冲砂作业解决了常规冲砂作业中由于压井工序而带来的油气层污染及产量下降的问题。随着涩北气田100亿方产能建设的深入和气田的大力开发,地层压力明显下降,气井的出砂情况也更加严重,大量的砂子沉积在井筒中,给气井的正常生产带来极大的影响。进行常规的冲砂作业,不仅会污染气层,而且随着气井压力的下降,施工难度也会进一步增大,而采用连续油管冲砂不仅解决了以上问题,而且还可以对分采井等特殊工艺井在不起下生产管柱的情况下进行作业,这样就会为提高气井采收率起到显著作用。     

川东含硫气田气井井下管柱腐蚀特征分析

针对川东地区含硫气田井下油管所处腐蚀环境和现状,通过对目前井下生产管柱的基本情况和腐蚀影响因素的分析,结合近年取样井油管腐蚀分析所取得的研究成果,并对目前气井井下油管生产适应性进行了深入探讨,总结出目前气矿油管腐蚀现象的基本特征。     

苏里格气井井筒积液量计算方法及应用

苏里格气田低产积液井数量已超过气田总井数的60%,目前积液井主要采用"井筒测试液面法"计算的井筒积液量均存在较大偏差。针对上述问题,结合气田气井生产管柱特点和积液井井筒压力测试数据,利用气井油套连通原理、气田地层压力折算方法与实测井底流压三者之间的关系,推导出计算气井油管、油套环空积液量的计算公式,从而准确计算出气井的井筒积液量。应用表明新推导公式和原方法相比具有计算方法更加科学合理、计算结果准确性高等特点,适用于苏里格气田油套连通的直井、定向井的井筒积液量计算。     

含硫气井酸压管柱受力及敏感性因素分析

超深含硫气井生产管柱一般要满足替浆、坐封、改造、求产等多种工况,不同工况下井筒内温度压力变化范围广,导致管柱受力情况复杂,易出现管柱失效;同时含硫气井投产管柱需采用合金材质,管柱设计不合理将导致建井成本大幅度增加。文章详细论述了超深含硫气藏生产管柱受力分析模型建模过程,针对特定区块储层特征,开展了井筒压力温度分布模型校正及敏感性因素分析,系统全面的介绍了管柱力学分析技术,并以塔河油田深层含硫气藏为例,分析计算了测试管柱和投产管柱受力情况,归纳总结了压裂过程管柱受力情况随施工排量的变化过程,提出了塔河油田完井测试管柱的推荐方案。     

苏里格气田连续油管排水采气试验及分析

苏里格气田属低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为了提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选了适合该气田的连续油管作为生产管柱。在原φ73.0 mm油管内下入φ38.1 mm连续油管,下入深度3 330 m,采用连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

徐深气田气井临界携液影响因素研究

针对徐深气田普遍发育边底水,出水井数已占总投产井数的44.87%的问题,通过分析徐深气田油管尺寸、温度以及压力的变化对气井临界携液流速和临界携液流量的影响规律,结合徐深气田A区块气井实测流温、流压数据计算结果,获得徐深气田气井实际临界流速和临界流量多因素影响的综合变化规律。根据研究成果对徐深油田A区块出水井开展了分类治理,达到了较好的治水效果。徐深气田气井的临界携液规律对于出水治理以及制订合理开发对策具有重要意义。     

苏里格气田小直径油管排水采气试验及效果分析

苏里格气田属于低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选适合该气田的小直径油管作为生产管柱,在原φ73mm油管内下入φ38.1mm连续油管。采用小直径油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水采气效果。     

深层高温高压气井完井测试管柱失效分析

深层高温高压油气井完井测试管柱的安全可靠对于确保深层油气的安全高效开发具有重要意义。考虑测试过程中的温压变化、管柱端部约束及屈曲摩阻等因素综合影响,建立了测试管柱受力分析模型,开发了深层高温高压气井完井测试管柱力学分析软件,对新疆顺南地区某井测试管柱进行了温度压力分析、受力变形计算和力学强度校核,揭示了该井完井测试管柱失效的原因。结果表明:利用开发的软件能够较为准确地分析高温高压井测试管柱所处的温压环境,并能对其进行受力变形分析和强度校核,可用于工程实际;该井测试管柱表面受到的局部腐蚀损伤和产生的裂纹会使管柱强度降低,是导致其失效的主要原因;该地区高温高压井中腐蚀对管柱力学强度的影响应给予特别重视。该研究可为高温高压井完井测试管柱优化设计及安全控制提供理论依据。     

高温高压气井试井分析软件

常规试井分析方法与软件难以对高温高压气藏进行精准解释,影响气田勘探开发决策。结合天然气高温高压实验,形成高温高压气藏流体PVT分析方法;考虑启动压力梯度和应力敏感,建立并求解高温高压气藏渗流模型;考虑高温高压气井测试过程中地层压力的变化,建立全新广义二项式产能方程。将研究成果编程,形成南海西部高温高压气井试井分析软件。应用表明,当温度、压力和CO_2等非烃含量较高时,能确保试井解释及产能分析准确性,解决传统二项式分析中斜率负异常问题,求取无阻流量。该软件可实现对高温高压气藏精准解释,为南海西部勘探开发提供技术支持。     

深层气井油管力学分析及软件开发

对深层气井的油管管柱建立了数学模型,对其受力与变形大小进行了分析计算。应用LabWindows/CVI 2009编制了深层气井油管的力学分析软件,并对徐深气田的典型深层气井开展了应用研究。通过对油管的应力分布及变形量的计算,可以进一步对油管的安全性进行评价分析,与实测资料比较,表明模型较为准确。     

速度管柱排水采气技术在东坪地区的应用分析

东坪地区气井随着生产时间的延续,普遍具有低压、低产、携液能力差及井筒压力损失大的特点。常规更换生产管柱时,压井液伤害地层,导致气井不能恢复生产。为了提高携液能力,采用在原有生产管柱内下入小直径连续油管作为生产管柱排水采气,到目前已试验4口井,且取得了良好的效果。本文通过对东坪H101井的现场应用分析,剖析速度管柱排水采气在青海油田东坪地区的应用效果。     

南海东方气田高温高密度钻井液体系研究

东方气田属于我国南海海域高温高压并存油气田之一,具有地温梯度高、多套压力系统共存、钻井液密度窗口窄等特点。为此,总结分析了现阶段东方气田高温高压井钻井液所面临的技术挑战,高温稳定性以及流变性、滤失性控制等钻井液技术难题亟待解决。针对东方气田高温高压井对钻井液高温稳定性和防塌技术的需求,通过优选关键钻井液处理剂,研制了抗高温高密度水基钻井液。结果表明,优选的高温高密度水基钻井液体系具有高温稳定性强、润滑性好以及页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强等优点,气层保护效果优良。     

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...     

深水高压气井开关井作业窗口分析

针对深水高压气井测试生产过程中频繁开关井作业诱发生产管柱耦合振动失效安全问题,以南海某深水高压气井为例,充分考虑管柱与天然气之间的泊松耦合和摩擦耦合作用,建立了深水高压气井生产管柱和天然气耦合振动模型,分析开关井作业过程生产管柱振动特性,建立并优化深水高压气井开关井作业窗口。研究结果表明:考虑流固耦合作用下管柱固有频率有所降低,不易发生"锁频"现象;开关井作业过程中管柱振动幅值随着天然气产量增大而增大;对于大产量油气井,延长开关井作业时间,并减小扶正器间距,可有效扩展开关井作业窗口,减少开关井作业对深水油气生产管柱的损伤。上述成果可为深水高压气井生产管柱设计及安全作业提供理论依据和工程指导。     

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。     

超深气井连续油管多径组合管柱作业新工艺

随着对深层超深层油气勘探开发力度的加大,"三超井"(储层温度超过177℃、储层压力超过105 MPa、井深超过6 000 m)的数量越来越多,完井井身结构更为复杂,特别是生产管柱内径表现为多变径,出现生产管柱、产层段堵塞,对气井生产造成了不利的影响,严重时甚至造成关井停产。这就对连续油管在超深气井作业过程提出了新的要求。为了保证"三超井"的投产、稳产和增产,基于连续油管规格不同尺寸、设备模块化移动灵活、高自动化程度、可带压起下的优势,结合"三超井"的地质条件、井筒结构和流体介质变化等实际特点,研发了多径组合连续油管作业工艺技术,配套研发了多径连续油管对接装置,并成功应用于中国石油塔里木油田公司XX11井。研究及实践结果表明:(1)连续油管多径组合作业有效提高管柱载荷安全系数0.12;(2)有效降低管柱沿程摩阻,降阻率达到41.7%;(3)同等压力下提高施工排量获得更高的末端效应提高33%;(4)增强了返屑能力。结论认为,该工艺能够满足超深气井多变径井筒作业的要求,为超深气井连续油管作业提供了一种新的安全、高效、低成本的解决方法。     

洛带气田采气管柱优选应用研究

生产管柱的选择对气井生产后期低压低产阶段的影响很大。从现有优选管柱理论出发，结合洛带气田实际情况，首先应用R．G．Tumer公式计算气井连续排液所需油管内径，并利用节点分析进行油管敏感性分析。优选出洛带气田最佳油管内径尺寸为25～50mm，在气田应用取得较好效果。