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天然气管道的投产包括清管、测径、试压、干燥、惰性气体惰化以及引入天然气等过程。其中,对天然气管道的干燥处理是海底输气管道投产前的重要工艺环节。干空气干燥工艺是海上输气管道干燥处理最安全、环保的方法,工程上干空气干燥工艺通常分为干空气干燥和吸水两个过程。分析论述了干空气干燥海底输气管道的原理,发现此过程是一个不稳定的吸水过程;应用质量守恒原理和相平衡理论建立了海底输气管道干空气干燥机理模型和吸水机理模型,并利用东方1—1气田平台间海底输气管道干燥工程实例验证了上述机理模型;还利用建立的模型对东方1－1外输海底管道采用的干空气干燥工艺的干燥过程进行了应用分析,提出了工艺设计与操作应考虑的因素。     

莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术

为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题,研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆,并采用旋转尾管固井工艺,形成了高温高压气井尾管固井技术。抗高温高密度水泥浆配方中引入了胶乳颗粒、非渗透剂、超细填充颗粒及膨胀剂,有效改善了水泥浆的非渗透性和抗CO2腐蚀性,并采用颗粒级配技术提高了其稳定性。室内试验表明,密度2.20 g/cm3的水泥浆可抗160℃高温,24 h抗压强度为15.1 MPa,防气窜系数为0.59。该固井技术在南海东方13-1气田6口开发井固井中进行了现场应用,水泥胶结测井结果表明,高压气层及重叠段固井质量优良率100%,生产期间气井井口无异常带压情况,应用效果良好。研究与应用表明,高温高压气井尾管固井技术能够满足莺歌海盆地东方13-1气田高温高压开发井尾管固井的需求。      

东方1-1气田低电阻率气层测井评价方法

莺歌海盆地东方1-1气田发现了众多低阻气层,其三孔隙度曲线“镜像”不明显,地层电阻率接近临近水层和泥岩的值,难以有效识别。为此,从储层岩性、孔隙结构以及地层水性质等方面对低阻气层的成因机理进行了研究,在明确了低阻气层成因的基础上,提出了利用四孔隙度差值法、四孔隙度比值法对低阻气层进行定性识别方法;依据导电效率模型对低阻气层含水饱和度进行了计算,结合孔隙度与气柱高度计算得到的束缚水饱和度,可以据此有效地对低阻气层的产液性质进行判断。实际应用结果表明,该方法在东方1-1气田低阻气层解释评价中取得了良好的效果,与测试结果相吻合。     

海上气田精细化管理实践

精细化管理是以科学管理为基础、精细化操作为特征,致力于降低企业运行成本、提高工作效率的一种管理方式。东方1-1气田自投产以来积极推行公司提出的精细化管理理念,探索适合自身特点的管理模式,包括安全精细化管理、生产精细化管理、人员培训精细化管理、设备维修精细化管理、成本控制精细化管理等。通过实施精细管理,使气田在安全管理、产量管理、设备管理、人员管理和成本控制等方面取得了显著成效,其管理模式与管理理念值得在海上油气田推广借鉴。     

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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海南东方1—1凝析气田位于南中国海的西南部,与海南省陆地之间的距离约为104 km,最大水深70 m。东方1-1海底天然气管道连接海上中心平台与陆地终端天然气处理厂,管道直径为533.4  mm,长度为105.859 km,海底输气管线内壁未做涂层处理。东方1—1海底输气管线干燥工程采用甘醇干燥技术,实现了对其的干燥处理。介绍了东方1—1海底输气管道排水/干燥工艺涉及的清管器设计、干燥剂选择、排水/干燥方案设计、排水/干燥标准等技术环节,设计了除水/干燥方案。研究指出：聚氨酯材料制作的直板型清管器具有较好的耐磨性和密封性;能满足长距离海底输气管道排水和干燥剂干燥的要求。根据质量守恒原理建立的海底输气管道干燥剂浓度分布模型,其预测结果与东方1-1海底输气管线的实际干燥结果能较好吻合,可应用于海底输气管线干燥方案设计与操作程序设计。     

东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术

南海西部东方气田浅部储层大位移水平井钻进过程中存在浅层泥岩段易出泥球、目的层疏松易发生井漏导致储层伤害、技术套管下入摩阻大和固井压力安全窗口窄导致漏失与气窜双重风险等难题。结合前期区域钻井作业经验,通过优化钻井液技术方案并复配具有针对性的处理剂,解决了浅层泥岩段岩屑成球的难题,提高了储层保护效果;使用漂浮接箍技术,确保技术套管顺利下入;通过优化浆柱结构及水泥浆配方,并采取提高套管居中度等技术措施,提高了固井质量,最终形成了东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术。该技术在东方气田浅部储层大位移水平井钻井施工过程中应用效果较好,DF-AH井钻井过程中浅层泥岩段无泥球生成,目的层无井漏发生,技术套管下入顺利,完井清喷产能较设计提高约50%。东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术为该气田的高效开发提供了技术支持。      

东方13-1 高温高压气田全寿命多级屏障井筒完整性设计

东方13-1 气田目的层温度高达141℃,压力系数1.90~1.94 g/cm3,天然气中CO2 含量14.63%~50.04%,属高温高压高含CO2 天然气藏,实际开发中极易造成固井窜槽、油套管强度下降及腐蚀失效,给井筒安全造成隐患。为此设计采用了具有防漏、防窜、防腐蚀、防应变、防温变功能的“5 防”树脂水泥浆体系及油气响应型自修复水泥浆体系,实现全井段水泥封固;并提出了“尾管树脂水泥浆+ 尾管顶部封隔器+ 回接插入密封+ 回接管柱顶部封隔器+ 自修复水泥固井+ 树脂水泥固井”六级屏障设计技术,形成多级屏障的安全系统。现场应用结果表明,东方13-1 气田各生产井?177.8 mm 尾管及回接段固井质量优良, 而且从投产至今,各生产井井口压力监测均未发现有环空带压问题。该套技术可以有效封固高温高压高含CO2 产层,保障从钻完井至后期开发生产整个周期过程中的井筒完整性,降低了环空带压风险。     

基于漏失压力极限法的压力衰竭气藏大位移水平井井身结构设计

地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明:(1)井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;(2)水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;(3)套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度(ECD)的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;(4)东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。     

“十一五”以来中国天然气重大地质理论进展与勘探新发现

中国天然气地质理论的发展与勘探发现相辅相成。“十一五”以来,中国天然气地质理论取得多方面重大进展,主要体现在7个方面,具体包括基础地质理论研究进展2项：①高演化煤系源岩、原油裂解气、生物气3类天然气生成机理得到深化,分别形成煤系源岩裂解生气模式、腐泥型有机质全过程生烃模式、生物气接力生气模式;②原油裂解气与干酪根裂解气、聚集型原油裂解气与分散型原油裂解气、有机成因气与无机成因气、煤型气与油型气等多种类型天然气成因鉴别理论得到进一步完善。大气田成藏地质理论进展5项：①创新提出了古老碳酸盐岩“五古控藏”成藏理论;②发展深化了克拉通盆地、前陆盆地及裂谷盆地致密砂岩气成藏理论;③建立了超深弱变形区“三微输导、近源富集、持续保存”成藏模式;④发展完善了以生烃断槽为基本单元的断陷盆地火山岩气藏成藏理论;⑤系统深化了海域高温超压和深水天然气成藏理论。天然气地质理论的进展推动了多项勘探新发现,古老碳酸盐岩成藏理论引领了中国单体储量规模最大的气田四川盆地安岳大气田的勘探;前陆冲断带致密砂岩气成藏新认识在库车形成中国首个超深层万亿立方米大气田;超深层礁滩气藏成藏理论指导了中国埋藏最深的生物礁气田元坝气田的勘探;海域成藏理论指导了中国南海海域自营区最大气田东方13-2气田以及深水勘探领域陵水17-2千亿立方米大气田的重大发现。     

莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示

由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系,为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件,通过储层成岩作用、地层水化学分析等,对东方1-1气田进行了剖析,揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关,即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件,深部热流体促进了有机质热演化,与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道,多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚,近断层处热流体活动较强烈,临滨亚相粉细砂岩是良好储层,同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1 -1气田具有类似的成藏地质条件,在东方1-1气田成功开发的启示下,促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。     

透平驱动湿气压缩机三级串联技术

气田工况原因和下游用户对天然气的旺盛需求导致东方1-1气田中心平台湿气压缩机工程比原计划提前4年实施。该气田的复杂工况要求压缩机组工作区间必须非常宽、备用系数高、切换迅速,而海上施工条件又决定了湿气压缩机工程施工时无法整体预制吊装,工程时间紧,工程预算费用仅为合作气田同类项目的1/3。为此,研发了透平驱动湿气压缩机三级串联工艺：利用机组喘振工艺,修改了湿气压缩机软件,使用入口旋流分离器和出口海水冷却器,通过喘振阀形成小循环把机组运转起来,实施精确控制,以实现多机组的切换和串联运行。并对其设备进行了国产化研究,通过实施内循环单机调试技术、组装式吊机海上吊装技术、电气系统不停产改造技术和总体配管优化技术,对设计施工调试技术进行了创新,实现了项目在预算内快速高质量投产。工程投用后每天增产天然气（40～120）×10⁴ m³,满足了复杂工况下的气田开发和下游天然气用户的生产需求。     

东方1-1气田经济高效开发实践及认识

莺歌海盆地东方1-1气田具有面积大、各气组含气面积叠合性差、储量丰度低、储层非均质性强和非烃组分含量高等特点。为达到经济高效开发气田的目的,针对该气田特点及开发过程中的主要矛盾,在对储层非均质性详细研究的基础上,以高分辨率三维地震技术落实构造、刻画砂体,寻找出海上浅层低渗透气藏的“甜点”--相对高的孔渗体（带）,利用大位移长水平井段钻井技术来提高单井的控制产能,通过两期开发及后续调整井的分步实施,实现了对该气田的经济高效开发,其产量满足了下游产业的用气需求。此外,针对长水平段井产能测试困难的问题,提出了适应水平井的稳定产能测试新方法,成功解决了生产管理过程中的难题,达到了少井高产、高效开发海上气田的目标,为类似气田的开发提供了经验。     

关停湿气压缩机对外输天然气组成的影响及改造方案

莺歌海盆地东方1-1气田是我国海上最大的自营气田,日产天然气800×10⁴ m³,共32口气井,每口气井CO₂含量差异较大,当湿气压缩机关停后由于压差的变化会造成外输天然气组成的波动而影响下游用户的生产稳定性。为此,对设备及工艺流程进行了优化改造,增加了压缩机意外关停触发中心平台高碳井自动关井逻辑,增设了自动油嘴,并在生产分离器增设了PV阀遥控放空。优化改造后,气田经历过多次压缩机意外关停,都顺利将天然气组分CO₂的含量波动幅度控制在8%以内,使得工艺系统更加稳定,对下游用户的冲击也降到了最低,每年创造近600万元的经济效益。     

构造演化对莺歌海盆地天然气成藏差异性的控制作用

尽管两个重要的天然气勘探区"东方区"和"乐东区"均位于莺歌海盆地莺歌海凹陷中央底辟带,但二者天然气的成藏机制却存在一定差异。为此,分析了构造演化对烃源岩发育和底辟活动的控制作用以及对两区天然气成藏差异性的影响:①中新世以来的构造演化导致沉降、沉积中心由东方区向乐东区迁移,这是控制该区中新统烃源岩发育和底辟活动的主要因素,对天然气的生成、成藏和分布产生重要影响;②东方区烃源岩生气时间较早、持续时间较长,而乐东区烃源岩的生气时间则相对较晚、生气更集中,更有利于天然气聚集成藏;③晚中新世以来的底辟活动对天然气的运移、成藏和分布起决定性作用;④东方区底辟构造较少、活动能量较弱,而乐东区底辟构造更发育且活动更为复杂;⑤二者天然气的成藏机制也有共同之处,即均处于高温高压带,天然气成藏均受控于底辟活动。结论指出,该盆地底辟波及区能量相对较低,中深层天然气的成藏时间较早,保存条件较好,CO_2风险较低,是有利的优质天然气分布区域。     

东海第一个油气田平湖油气田开发实施情况

平湖油气田是我国东海海域第一个发现并投入开发的以天然气为主的油气田。该油气田按项目管理模式开展建设。经历了陆地工程建造阶段,预钻井实施阶段,海上安装、连接、调试阶段和投产准备阶段,直至油气田投产。     

南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究

南海东方气田地层温度高,储层渗透率低,钻完井过程中钻井液、完井液的高温稳定性及储层保护性能至关重要。针对该问题,通过滚动老化与配伍性试验优选了各类抗高温处理剂,研制出了高密度(2.2 kg/L)抗高温(170 ℃)的水基钻井液体系和甲酸铯无固相完井液体系。采用堵漏试验、岩心流动试验及流变性、滤失性测试等,评价了其综合性能。研究得出,高密度抗高温水基钻井液体系在高温高压条件下流变性、滤失性良好,高温高压滤失量小于15 mL,岩心渗透率恢复率达85%以上,极压润滑系数为0.131,抗盐、抗钙、抗劣土能力分别为5.0%,0.5%和8.0%;甲酸铯无固相完井液体系腐蚀速率仅为0.066 9 mm/a,页岩回收率为87.28%,岩心渗透率恢复率达88%以上。性能评价认为,研制的钻井液完井液体系能够满足海上高温高压气井的钻井要求,为南海东方气田安全高效开发提供了技术支持。      

普光气田高含H2S天然气中硫含量及临界析出压力测定

普光气田高含H₂S天然气中的单质硫含量及临界析出压力是研究硫沉积问题首先要获取的两项关键参数,为此,基于气相色谱定量测定方法（外标标准曲线法）,利用从普光104-1井取得的井下气样、DMDS-DMA高效溶硫剂及气相色谱-质谱联用仪等样品和仪器,首次测定出普光气田高含H₂S天然气中的硫含量为0.78 g/m3（每标准立方米气样中的硫含量）,处于未饱和状态;进一步结合测定的不同压力下气样中硫的饱和含量变化曲线确定出临界析出压力为30.5 MPa;对比气田目前地层压力认为地层中尚未发生硫析出和沉积现象。      

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

涪陵页岩气田“井工厂”技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,经过3年的技术攻关和现场试验及应用,形成了一套适合复杂山地页岩气特点的"井工厂"技术,极大地缩短了开发周期,降低了工程成本。涪陵页岩气田"井工厂"关键技术主要包括山地"井工厂"布局优化设计、页岩气"井工厂"钻井作业模式、"井工厂"压裂作业模式以及撬装化建站等4个方面。现场试验与推广应用情况表明,采用单钻机2~4井和双钻机5~8井"井工厂"钻井模式,单机组拉链式"井工厂"压裂与双机组同步"井工厂"压裂模式,可以达到当年完成建平台、钻井、压裂、试气、投产的开发要求。"井工厂"技术为涪陵页岩气田50×108 m3/a一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,并成为页岩气田经济开发的核心技术,对我国页岩气规模化开发具有重要的借鉴和引领作用。