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.     

塔里木油田高压气井井下节流防治水合物技术

塔里木油田高压气井开采过程中水合物堵塞问题严重,影响了气井的正常生产,因而研究应用了合理的井下节流防治水合物技术。利用水合物生成预测模型与气井井筒压力温度预测模型,对高压气井的水合物生成温度和生成位置进行了预测;采用节点系统分析方法,以节流器为节点预测气井井下节流后的温度压力分布,对比节流前后的井筒压力和温度分布,分析高压气井井下节流防治水合物效果。根据高压气井LN422井的水合物相态曲线和井筒内温度压力场,认为水合物形成风险区为500 m以浅井段。应用井下节流技术后,LN422井的井口压力由29.2 MPa降至12.0 MPa,井口温度由21.0 ℃升至23.7 ℃,且井筒中各处的温度均高于该处的水合物生成临界温度。研究结果表明,井下节流技术可显著降低高压气井的井筒压力和水合物生成风险,延长生产免修期。      

雅克拉-大涝坝凝析气田完井工艺及防腐对策

对雅克拉-大涝坝气田试采期间存在的问题进行分析,找出造成高压气井无法生产的主要原因.在确保安全生产的基础上,确立了完井过程中的防腐工艺技术,提高了气井的生产周期和经济效益.     

河坝1井完井测试-试采一体化工艺技术

河坝1井是中国石化西南油气分公司在河坝区块的第一口勘探转开发井,属典型的高压、高产、含硫气井。文章针对完井及测试中面临的井口压力异常高、地面流程刺蚀严重、含H2S、CO2腐蚀性气体、油层套管抗内压低等难点进行了完井方案优选,采用＂三封隔器＂完井方案完井;通过地面控制技术优化、井下管柱优选,设计出了地面采用双套三级节流测试流程、井内采用单SB-3、DB永久式双封隔器的三封隔器带井下安全阀的完井管柱,形成了一套高压、高产、含硫气井勘探开发的完井及测试工艺技术。为今后在河坝区块的完井测试提供了宝贵的经验。     

顺北油田三高油气井完井测试封隔器影响因素及对策

超深超高温高压含腐蚀介质油气井,完井封隔器应用成功率不到90%。梳理历年各类封隔器应用情况认为,影响完井封隔器成功率的关键因素是钻井泥浆固相沉淀、井眼轨迹、固井附件、桥塞钻屑,以及低压低产、气举掏空等极端工况下完井管柱的复杂受力。针对上述要素,建立了主要包括提高钻井液性能指标、优化完井管柱结构、保障井筒通畅性及清洁性、动态评价管柱安全性等手段的一套相对应的完井试油跟踪评价体系。经对2018-2019年20井次超深超高温高压含腐蚀介质油气井的应用评价,完井封隔器应用成功率提高5%。结果表明,该评价体系能够有效降低完井封隔器失败率,提高完井作业一次成功率,确保油气井生产过程中井筒完整性。     

永久式封层完井系统研究及应用

针对胜利油田海上高压油气藏开发完井中存在的不安全问题,研究开发了永久式封层完井系统,即完井时在生产层以上套管内坐封一个可承受70MPa压差的永久式封隔器,将生产层与上部套管隔开,通过井下开、关井,实现了海上高压、高产油气井在完井作业中敞井口更换井口作业,不压井保护油层不受伤害,同时防止井喷,为海上安全施工提供了一种先进可靠的完井装备。另外,该系统可以作为一种修套完井技术措施,用于长井段套损井治理,实现不修套直接完井生产,降低修井成本。     

智能完井技术研究进展

智能完井技术是一种通过实时监测井下（储层）信息,经分析决策并遥控油气井最优化生产,实现提高采收率的完井技术。此技术主要的作用是优化油气井的生产和在最大限度地降低作业费用与生产风险的同时最大程度地提高油田采收率,降低生产成本,加速资金流动。智能完井技术是通过智能完井系统来实现的。本文将介绍国外几种典型智能井系统及智能井的研究进展情况,最后就国内开展智能完井技术研究提出一些看法。     

智能完井技术研究进展

智能完井技术是一种通过实时监测井下(储层)信息,经分析决策并遥控油气井最优化生产,实现提高采收率的完井技术。此技术主要的作用是优化油气井的生产和在最大限度地降低作业费用与生产风险的同时最大程度地提高油田采收率,降低生产成本,加速资金流动[1]。智能完井技术是通过智能完井系统来实现的。本文将介绍国外几种典型智能井系统及智能井的研究进展情况,最后就国内开展智能完井技术研究提出一些看法。     

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文章给出了气体稳定流动的压力、温度、流速及密度分布的常微分方程组，采用四阶龙格-库塔法直接数值求解，可以得到温度、压力、流速及气体密度随井深的变化情况。同时建立了管壁流体边界层中离子传质方程和腐蚀机理模型，采用中心向后有限差分方法求解，可以得到主要离子在流体边界层中的浓度分布和气井油管管壁的腐蚀速率。模拟研究结果表明, 正常生产过程中，高产气井的腐蚀部位主要集中在油管内壁的上部位置，因此高产气井油管防腐工作的重点应该放在降低中上部油管的腐蚀方面。高温高压气井油管的选择至关重要，油管内流速过高将带来冲蚀、腐蚀等严重问题，在井口部位油管漏或断将造成复杂的井下问题。应用本文的方法及求解程序，设计合理的油管直径，可防止或减轻由于腐蚀、冲蚀等对油管造成的严重后果，大大减少油气井的维护费用，从而取得良好的经济效益。     

煤成气井完井方式选择及现场试验

煤成气井与常规油气井完井方式选择有着质的不同。通过对煤成气井完井特点的分析，提出了煤成气井完井方式选择的依据和方法。结合安阳地区煤成气井水文地质条件和经济技术水平，成功地对４口煤成气井进行了完井方式选择和现场试验。     

国外井下电视系统

本文介绍了国外井下电视测试系统的最新技术,该井下电视系统耐高温、高压,采用液体置换法可以直接观察油、气井的生产情况,是采油工程、井下作业等方面不可缺少的技术手段。目前,井下电视系统已在国外油、气田中开始应用。     

新型陶瓷筛管在克深气藏出砂气井中的适用性分析

克深气藏储层埋藏深、高温、高压、高含CO₂腐蚀气体,气井井下高产和高冲蚀,在气井出砂后使用常规金属筛管难以满足其防砂需求。通过对国外相似出砂油气井防砂案例分析,优选出新型陶瓷筛管并针对克深气藏气井井下CO₂腐蚀、酸液腐蚀、出砂冲蚀进行了适用性及下入可行性分析,结果表明:新型陶瓷筛管能够满足克深区块高温、高含CO₂、强酸腐蚀环境及高速携砂流体冲蚀下的防砂要求;现有陶瓷筛缝尺寸能够满足克深气藏砂岩储层挡砂精度要求;陶瓷筛管整体结构简单,下入后完井表皮因数低,能满足克深区块对于增产改造的要求;陶瓷筛管的机械强度能够承受克深井下围压,且具有良好的抗曲性能,可满足超深气井的下入可行性要求。研究认为,该新型陶瓷筛管在抗高冲蚀、抗高温、抗腐蚀和低完井表皮因数方面具有优势,其在克深气藏防砂完井中应用前景广阔。     

川东飞仙关组气藏高含硫气井完井工艺设计研究

川东飞仙关组气藏多属高含硫气藏,高含量硫化氢和二氧化碳是完井管柱,井下工具和井口装置的严重的腐蚀隐患,威胁着气井的安全生产,给完井工艺设计带来很大困难。针对川东飞仙组关高含硫气藏储层地质特征和完井工艺设计需要考虑的主要因素,提出了高酸性气井完井工艺设计的新思路,并制定了高峰场气田飞仙关组气藏高含硫气井的完井工艺设计方案。该完井方案可为川东其它飞仙关组高含硫气井的完井工艺设计提供可借鉴的方法,也有可供国内其它高含硫气井的完井工艺设计参考。     

浅谈海上油气井出砂机理及防砂工具

油、气井出砂是石油开采遇到的重要问题之一。油气井出砂会造成磨蚀井下、地面设备和工具,降低油气井产量或迫使油气井停产。渤海地区大多数油田均开发较疏松的油层,开采时会伴有出砂现象,因此渤海地区完井工艺及完井方式要解决的核心问题是防砂。防砂工艺技术的成功应用,是渤海地区大多数油田完井工艺的关键。     

油气井井筒完整性系统风险评估方法

常规油气井井筒完整性风险性评价方法只是针对单一工况的,目前还没有油气井整个寿命周期内井筒完整性系统风险评价方法。为此,将油气井井筒关键结构（点）（如完井油套管柱、水泥环等）完整性风险评估和考虑多种工况的井筒综合完整性评估相结合,提出了油气井整个寿命周期（包括钻井、完井、生产、弃井等4种工况）的井筒完整性系统风险定量评估方法,建立了油气井井筒完整性系统风险定量评估模型和评价指标。利用该风险评估方法对普光气田气井整个寿命周期内的井筒完整性风险进行了评估,结果发现该气田气井井筒完整性风险较高,与现场情况相符。研究表明,利用提出的油气井井筒完整性系统评估方法可以评估油气井整个寿命周期内的井筒完整性风险,为降低油气井井筒完整性风险提供依据。      

高压气井环空压力许可值确定方法及其应用

对于高压气井,在采气过程中环空带压现象非常普遍。环空压力过高可能导致潜在的安全生产事故;若环空压力过小,则井口处油套压差过大,安全系数过低,油管长期疲劳生产,也易发生事故。因此,针对高压气井,有必要给出环空压力安全范围,以指导安全生产。为此,借助ARP RP90海上油气井环空套压管理和NORSOK D-010 油气井钻井与作业时的完整性等2个公认的国际技术标准,将带压环空进行了分类：油管-生产套管环间、生产套管-技术套管环间、两层套管环间,然后用承压构件的强度、水泥环及保护液注柱压力对气井环空的安全性能进行综合评价,给出了适合塔里木油田的高压气井环空最大、最小压力许可值的确定方法,用以指导高压气井的方案设计和安全生产。该方法已经在该油田展开现场应用,对于高压气井的环空压力安全管理具有重要意义。     

高压气井环空压力管理图版设计与应用

环空带压是国内外气田普遍存在的气井完整性管理技术难题,科学的环空压力管理能够有效缓解环空带压问题的恶化,保证油气井的长期完整性。但目前国际上应用广泛的几种环空压力管理技术均无法满足中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)超深层高压气井的管理要求,急需一套适合于该公司超深层高压气井的环空压力管理技术。为此,基于国内外现有的气井环空压力管理技术,综合考虑超深层高压气井A环空对应所有井屏障部件在不同生产和关井工况下的安全性,创新了一套A环空最大允许压力曲线和A环空最小预留压力曲线的计算方法 ;同时,兼顾安全性和可操作,通过进一步优化B、C、D环空最大允许压力计算的考虑因素和安全系数取值,提出了一套B、C、D环空最大允许压力计算新方法 ;进而设计完成了一套高压气井环空压力管理标准化图版。该项技术已在该公司所有高压气井进行了推广应用,有效地支撑了塔里木油田超深层高压气井的安全高效开发。     

井下节流工艺在徐深气田的试验应用

徐深气田深层高压气井均采用地面高压集输工艺,地面系统压力负荷重、投资成本高,部分气井经常发生井筒、地面管线冻堵问题,给生产管理带来一定难度。针对上述问题,2010年该气田引入井下节流工艺技术,对两口气井开展了井下、地面工艺试验研究。通过对试验前后生产数据对比分析认为,井下节流技术能够高效防治水合物冻堵问题,大幅减低井口压力,为徐深气田探索低压集输工艺模式提供了借鉴。     

高压油气井井口控制配套装置

分析在高压油气井测试和完井生产中井喷发生的原因和后果，提出井口控制配套装置的概念、研究井口控制的方法和研制新的装置。通过现场实践，证明该配套技术安全可靠，有效降低了高压流体及H2S给操作人员带来的伤害。     

高温高压气井完井技术难点与对策

高温、高压气井地质情况复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。在调研国内外高温、高压气井完井技术基础上,结合室内实验和现场试验,研究认为安全性与经济性矛盾突出、连接漏失和封隔失效、作业工况及井下条件复杂、装置及工具性能要求高是该类气井完井面临的主要难题。解决对策是：通过采用封隔器完井、套管回接、厚壁套管、复合套管柱、特殊螺纹连接、抗硫井口、井下安全阀以增加井筒安全性,通过选用抗硫材质、缓蚀剂等方法以提高抗腐蚀性能,通过加强井筒完整性管理、井控工作以提高作业及生产过程安全。