元坝超深高含硫气藏水平井完井管柱优化(40)

元坝气田的作业工况和井下条件复杂,投产风险大,气田主体开发采用水平井和大斜度井衬管完井方式,管柱设计难度加大.综合分析气田实际生产现况,进行油管组合和完井管柱的优化设计、材质优选及完井工具优选,设计采用Φ88.9 mm+ Φ73 mm组合油管、国产4c+ 4d类完并管材及718 +725材质的完井工具,以满足元坝气田的抗腐蚀性能和降本增效的要求.     

莺歌海盆地高温高压气井完井管柱设计

根据海上高温高压气田完井管柱设计原则,针对莺歌海盆地某高温高压气田设计了一套应用于定向井和水平井的完井管柱,对油管材质及尺寸、管柱强度校核、射孔管柱安全控制进行了优化。所设计的完井管柱已顺利应用于开发实践中,其应用简单可靠,安全性有保障。     

水平井组合管柱排水采气研究及应用:以鄂北D气田为例

水平井携液生产过程中,存在液体会首先在倾斜段积液,导致水平井自主携液期较同规格生产管柱的直井大幅缩短的问题,为实现水平井全井筒协调携液,延长水平井自主携液期,以临界携液流量理论为基础,论证形成了水平井Φ60.3 mm+Φ48.26 mm组合管柱排水采气技术.现场应用情况表明,组合管柱与原Φ60.3 mm油管相比,可提升气井携液能力,延长水平井自主携液期.     

完井新技术研究与创新应用

封堵-射孔-完井测试一体化管柱主要是在原有射孔联作管柱的基础上增加了裸眼旁通。应用该管柱可一次性完成封堵、射孔和测试完井等作业,能缩短施工时间、节约施工成本、降低后期施工风险,但该管柱不能用来封堵压差在35MPa以上的层段,更不能应用于射孔段较长的井。水平井可捞式封堵管柱结构为,特殊堵头+MCHR液压封隔器+EUE油管+机械丢手接头+EUE油管+油管挂;施工工艺为先射孔后坐封封隔器+油管+丢手接头,丢手后丢手接头处于直井段,方便了后期打捞。     

威荣深层页岩气井排水采气管柱优化研究

面对威荣气田深层页岩气田产液量大、高产液时间长等特点,以及生产当中套管携液能力逐渐 下降的现状,展开生产管柱优化研究。为明确威荣气田管柱优化参数,建立了携液临界气量图版,以 分析不同气井的生产特征。结合携液临界气量计算方法和节点系统分析方法优选生产管柱,运用全 井筒最小压差法优选油管下入位置。研究表明,面对该气田深层页岩气井套管携液困难的实际情 况,可下入Φ73.0 mm油管,以达到稳产的目的。对于上翘型气井,推荐油管下入位置为A靶点;对 于下倾型气井,推荐油管下入位置为B靶点垂深20 m以内的区域。该推荐方案在20口井的现场应 用效果良好,气井稳产自喷期超3个月。     

页岩气完井管柱下入时机分析

下入油管可以帮助页岩气气井井筒提高携液能力,避免井筒产生积液而影响生产。为研究完井管柱的下入时机对产量的影响,应用大数据,对已下入完井管柱的359口气井的单位压降产量、水气比等进行分析,发现气井下入油管的间隔时间与单位压降产量、水气比无明显关联,而产水量较低的井,单位压降产量相对较高。但因部分页岩气井的油管在使用一段时间后出现腐蚀穿孔现象,为保护油管,实现持续稳定生产,建议在气井产水积液现象出现前下入油管。     

涪陵页岩气井井下安全控制技术探讨

目前国内常规气藏,主要采用酸压、完井一趟管柱完井,管柱配套有井下安全阀,地面配套控制系统,更换管柱时多采用压井作业实施。涪陵页岩气田完井方式与常规气田不同,主要采用水平井桥塞分段压裂完井,不能实现压裂、完井一趟管柱工艺。涪陵页岩气田所选用的套管规格限制了井下安全阀可选用的规格,将会影响测试、井下节流等技术的应用,需要研制适合涪陵页岩气井的较大通径井下安全控制管柱。     

保温型井下隔热油管的实验及数值模拟研究

采用隔热油管作为生产管柱是提高井口油温,降低集输系统能耗的有效措施。通过实验分析,优选二氧化硅气凝胶作为隔热油管的绝热材料,并通过实测数据进一步验证隔热油管的保温效果。以实际生产井为例,建立井下隔热油管流动与传热控制方程,分析数值模拟隔热油管的传热特性及不同隔热结构对管内油流温降的影响。研究表明,采用6 mm、10 mm、6 mm+10 mm、3 mm+10 mm四种结构形式,均满足生产要求,为气凝胶纳米绝热材料制作隔热油管提供了理论依据。     

小直径带压切割工艺在顺南气田的改进和应用

顺南气田因高温、高压,高含CO_2、H_2S等情况,井内管柱腐蚀严重,管柱通径变小,常规切割弹无法完成该地区施工井的切割施工任务,必须做出相应改进。先期的改进是,加厚切割弹外壁,适当提高承压能力(由80 MPa提至105MPa),调整药型罩结构,缩小切割弹外径(由68mm减小至60mm)。顺南5-2井和顺南401井的切割实践显示,切割弹未能将油管完全切除,两次切割油管均有4~6cm的粘连。后期是在原有改进的基础上为切割弹设计加装了一对扶正弹片,使切割弹发火前尽量在管柱中处于居中位置,解决因切割弹偏靠造成的间隙过大,威力不够的问题。顺南4井的实践表明,添加扶正弹片后小直径切割弹能顺利完成切割任务。     

完井管柱受力与完井施工方案制订的因素分析

完井管柱在井内随着工况的不同会受到不同外力因素的影响,主要有重力效应、活塞效应、螺旋弯曲效应、膨胀效应和温度效应等,同时,完井管柱由于完井方式的不同其效应受力也会有所变化;因此,要制订安全合理的施工方案就要充分考虑各种效应的影响,着重分析完井管柱及井下相关工具的工作状态与环境,确定需要计算的关键点。     

元坝气田高含硫污水处理及回注方案优选

元坝地区长兴组气藏采出水矿化度、含盐量高,氯离子含量尤其高,在温度、压力等条件发生变化时有结垢产生沉淀的可能;气田水呈酸性或碱性、悬浮物含量超标;净化厂生产废水含有多种有机物和H2S,具有高危险性、高COD值等特点。根据水质特点,参考同类气田(普光气田、龙岗气田等)的污水处理经验,比选污水处理指标、处理方案、回注方案、回注层位及回注井,优选出适合元坝气田的污水处理及回注方案。     

连续油管通钻可溶桥塞工艺在页岩气井重复压裂中的应用

套中固套重建井筒重复压裂是目前提高页岩气采收率常用的工艺，在涪陵页岩气田试验取得良好效果。与常规Φ139.7mm套管内通钻桥塞相比，连续油管在Φ88.9mm套管内通钻桥塞因受小井眼限制，存在钻磨和返屑困难，卡钻风险高等施工难点。通过开展连续油管通钻可溶桥塞工艺应用研究，形成一套施工工艺，成功在多口井上应用，作业成功率百分之百。     

Premier封隔器异常原因剖析及对策

Premier液压封隔器是美国贝克公司最近推广的一款采用模块化设计的高性能封隔器,具有操作简单、施工成功率高的特点,广泛用于高温高压油气井的完井作业。对于新引进的封隔器,一定要确定其使用条件,不能单独从封隔器本身出发考虑,对设计参数改动需要充分论证其可能带来的风险,设计管柱时提前做好相应的预防措施。对于类似S7井的工况,应优化井下管柱组合,适当增加油管锚、水力锚等井下工具,提高管柱安全性,防止意外解封情况发生。     

油管锚在液压封隔器完井管柱中的应用

为减少起下管柱次数,缩短试油周期,避免油层的再次污染,同时又可以增加施工安全性,节约成本提高时效,国内越来越多地采用射孔联作完井试油技术,但液压封隔器在联作时抗震性能差,在射孔之后易出现封隔器失封。另外,随着老油田开发薄油层和挖潜剩余进入规模开采,伴随而来的大斜度完井作业需求量也逐年增多,与常规井完井作业相比,施工难度大,风险高,机械封隔器很难满足施工作业要求,液压封隔器在施工之后经常会出现失封的情况。要解决这两大技术难题,必须开展适合该工况的完井试油技术研究,对现有管柱进行优化,开发出相对应的完井配套工具,通过管柱结构优化、施工工艺优化,提高射孔联作及大斜度井完井的施工成功率,满足油田开发需求。     

高产气井油管管柱温度、压力及冲蚀模型研究

针对川东北元坝YB-1井高压、高产气井的实际工况,根据工程热力学理论和可压缩气体流体动力学理论,建立了管柱温度、压力和油管的临界冲蚀预测数学模型。基于此模型,开发了相应的预测软件。根据井眼轨迹数据、地层温度和产量等基本参数,得到了流体沿井筒的温度、压力与油管临界冲蚀流量的变化关系,以及高产气井临界冲蚀流量与井口压力、油管直径的定量关系。     

浅谈塔里木小井眼试油完井工具现状

随着各大油田相继进入开发中后期,小井眼完井技术主要用于难采储量油田,或复杂油气藏地层条件下的水平井、大斜度井中,但涉及不深,技术还很不成熟。目前,国内小井眼完井试油工具主要以封隔器、桥塞和循环阀类3种类型为主。其中,封隔器一般与循环阀类配合使用,也可单独使用。塔里木油田分公司根据小井眼侧钻水平井完井施工要求,设计了小井眼配套完井管柱工艺,应用于45口井,成功率为95.6%,应用效果较好。     

抽油机井杆管偏磨机理与治理技术

油田抽油机井油管与杆之间的磨损现象日益严重.井斜,管柱结构、杆管组合及工作制度不合理是杆管偏磨的主要原因,另外还与杆管材质、产出流体性质有关.应用材料力学理论探讨了偏磨机理,介绍了滨南采油厂综合治理偏磨的工艺技术及应用效果,对于提高老油田开发效益和采收率具有借鉴意义.     

深层天然气地层测试设计存在的问题及建议

深层天然气地层测试难度大,主要是井底温度高、井底压力大、井身结构复杂,同时受有害气体影响。因此,在设计中应该解决四个方面的问题:1、地面和井口控制设备的选用的问题;2、井下工具的选用和管柱设计的问题;3、井下工具及管柱的校核的问题;4、电子压力计及减震器选用的问题。     

建南碳酸盐岩储层完井与酸压工艺适应性分析

建南飞三、长二储层是建南气田的主力生产层,从完井发展历程来看,先后经历了三个重要阶段。受储层差异及技术水平制约,各阶段采取了不同的完井方式。建南飞三、长二储层选用针对性的酸压工艺及配套工具,以实现建南气田高效开发。针对飞三储层,应以套管完井为主,如被迫采用裸眼完井,可以通过暂堵多级酸压工艺以提高裸眼井段的整体改造效果。酸压过程中采用"前置注入+混注"液氮技术是提高低压、低渗气藏措施液返排率的有效手段。     

页岩气井合理油管直径和气嘴尺寸选择

涪陵地区某页岩储层水平气井在考虑稳产期不同阶段的生产特征的基础上进行了一体化管柱设计,有效延长了油管使用寿命。基于节点系统分析法,利用Pipesim软件做出了稳产期三个地层压力时间点的系统节点分析图;对满足配产量下的油管直径和气嘴尺寸进行了敏感性分析;综合考虑该页岩气井配产量、能否携液、是否抗冲蚀、是否生成水合物等因素,建立了一套油管直径和气嘴尺寸的动态确定方法。对于该页岩气井,优选得到50.7mm的油管在稳产期的三个阶段能够满足携液、抗冲蚀、不生成水合物的要求。该方法可为现场页岩气井合理选择油管直径和气嘴尺寸提供理论参考。