榆林南区下古气藏产能评价

目的是以榆林气田南区下古气藏为重点,在结合现有生产动态资料和前人研究成果基础上,通过对下古气藏基本地质特征以及气井开发生产动态资料的综合分析,采用动静结合的方法,评价下古气井的产能,提出下古储层的开发指导方针,指导并提高榆林气田下古储层的开发效率和效益。     

低产气井泡沫排水采气技术应用分析

榆林南区气田低产气井较多,在开发过程中由于气井产量较低,携液能力差,常出现气井井筒积液,油套压差大,影响气井正常生产。而泡沫排水采气正是开发产水气田的一项重要增产措施,本文主要通过对低产气井实施泡排试验,通过对泡排井效果分析,制定了各类低产气井井泡排加注制度,实现对低产气井的有效开发管理。     

积液气井排水采气工艺优化研究

截止2011年年底,榆林气田南区和子洲气田共投产气井354口。其中Ⅲ类低产低效井108口,占全厂井数的30.51%,大多数存在井筒积液,富水区块的气井共计58口,目前4口气井产液严重,占总井数的16.38 %,严重时造成气井水淹停产,为解决积液气井排水采气的问题,重新优选新型泡排剂、优化气井排水采气制度、引进新型排水采气技术,建立一套适用于全厂积液气井的排水采气配套工艺技术,及时恢复气井的正常生产,确保气井产能正常发挥。     

套损气井治理及排液工艺技术探讨

气井隐患治理已经成为现阶段气田勘探开发过程中一个比较突出、急需解决的技术难题。套管损坏给气田造成了不可估量的损失,它严重影响了气田的安全生产。在分析了套管损坏的原因,提出了套管损坏的几项预防措施的基础上,系统地介绍了套损气井治理及排液工艺技术,并着重介绍了双40井和统36-11井套损治理及排液方法,为以后气井隐患治理工作提供了技术指导。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术,但在管输中有反凝析现象,影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低,大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术,集中对天然气进行脱油、脱水处理,取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术，但在管输中有反凝析现象，影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低，大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术，集中对天然气进行脱油、脱水处理，取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

榆林南区挖潜措施井优选及效果预测

榆林气田南区自2005年底在山2砂岩气藏整体建成20亿立方米年产规模后,已稳产8年,气田整体开发形式良好;但目前气田周边还未发现有利的产建接替区,为保持气田持续稳产,老井挖潜成为必要。以地质研究为基础,结合生产动态,采用不同挖潜选井原则对榆林南区44口低产、低压气井进行筛选;优选出两口井为挖潜对象,利用数值模拟对挖潜效果进行预测,并对措施经济效益进行评价。     

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自长庆靖边气田大规模开发以来，气井井筒的腐蚀和防腐工艺一直是采气工艺中的重要问题。通过对几种腐蚀预测模型的分析，结合长庆气田腐蚀现状，将引进的腐蚀预测软件技术与同一气井不同段、多口井特定段失重挂片和措施井起出油管柱进行腐蚀分析对比，验证预测的可行性和不足处。在实践基础上探讨了在缓蚀剂加注方式和制度方面研究的一些结论和存在的问题。最后提出了靖边气田井筒防腐的几个针对性研究方向。     

含硫气井管线腐蚀分析及防腐措施探讨

含硫气井的腐蚀一直是气田开发过程中需要面对的难题,含硫气井的腐蚀主要是电化学腐蚀,影响因素主要有天然气中所含的水、H_2S的浓度、温度、pH值、CO_2等。榆林气田整体H_2S含量较低,腐蚀轻微,但由于榆20集气站含硫气井集中,从历年清管情况来看,存在一定的H_2S腐蚀。通过分析含H_2S气井的腐蚀机理和榆林气田含硫气井防腐现状,提出进一步减轻H_2S腐蚀的优化措施。     

悬挂式速度尾管在榆林气田南区的应用

在气田开发过程中,气井普遍产水,不同程度地影响了气井的正常生产。近几年来,榆林气田南区开展了以泡沫排水、井下节流助排、间歇提产带液等为主的排水采气工艺技术研究与应用。与其它工艺技术相比,悬挂式速度尾管具有一次性投入,操作简单,连续稳定,有效期长,排水采气和水合物防治双重作用等优点。通过应用悬挂式速度尾管技术,可以有效提高气井携液能力,防止气井积液、保证气井正常生产。     

大港南部油田套管腐蚀机理及预防对策评价

大港南部油田油水井套管腐蚀严重,已严重影响到注采开发井网完善和整体开发效益,也给所处地区带来安全环保隐患。结合腐蚀产物、腐蚀介质室内实验,在系统研究套管腐蚀机理的基础上,对目前常用的套管腐蚀预防技术进行了评价,优选出有机内涂层套管作为套管腐蚀预防技术对策,并结合油水井工作环境,重点开展了涂层耐磨性、附着力、硬度、柔韧性、抗冲击性、耐腐蚀性及耐温耐压性等室内评价,为该技术进入现场实施奠定了基础。现场应用表明,该项技术的应用可确保油水井的井筒完整性,消减套损井的潜在安全环保隐患。     

气驱技术对油套管性能的新要求

为有效补充地层能量、大幅提高采收率,保持油田高效开发和持续稳产,国内外油田陆续开展了气驱试验。气驱技术在保持油田高效开发和持续稳产的同时,也延长了油田生命周期,但井筒完整性是制约气驱技术发展的关键因素之一。通过分析气驱井油套管失效情况,从全生命周期角度,提出了保证井筒完整性措施以及气驱工艺下油套管选材思路,并指出在注气井或采出井采用耐蚀合金连续油管和非金属连续油管,可兼顾防腐和气密封功能,将是气驱工艺的发展方向。     

海上油田新型套管回接器研制与应用

在海上油气田开发过程中,由于地层腐蚀性流体作用及入井工具对套管损伤等原因,套管会出现腐蚀或穿孔的问题,严重影响后续海上调整井作业及增产措施的实施,同时对海上油气井的安全生产形成威胁.研究设计了 一种新型套管回接器,并对回接筒密封、篮式卡瓦、扶正引鞋、加长筒及配套辅助装置进行了优化改进,进一步提高了套管回接效率和成功率....     

页岩气井分段压裂套损影响因素分析

四川盆地长宁—威远页岩气示范区分段压裂过程中出现的套管变形、挤毁问题已经严重影响到页岩气井的井筒完整性以及勘探开发效果。考虑非均匀地应力、套管偏心、页岩各向异性、地层岩性非均质性等多因素的逐级耦合作用,利用有限元数值方法建立了偏心套管-水泥环-地层耦合的全尺寸数值模型,对页岩气水平井分段压裂过程中套管损坏机理进行研究分析。研究发现:套管偏心不是套管先期损坏的主控因素;随着非均匀地应力比增大,套管内壁应力极值及周向应力不均匀程度明显增大;页岩各向异性比越大,偏心角径向位置对应的套管内壁应力越大,此处承载风险也越高;套管内壁应力最大值出现在岩性交替变化界面,非均质性差异对套管内壁应力极值有较大的影响。研究结果可为页岩气井分段压裂过程中套损预测提供理论依据。     

普光“三高”气田安全钻井技术

普光气田是我国迄今为止发现的最大的酸性整装气田,具有井深超深和高含硫、高压、高产特性,且地质环境异常复杂。为了安全、高效开发该气田,进行了持续的技术攻关。在综合考虑地质、井控、固井质量、开发寿命及钻井成本等诸多因素的基础上,优化了井身结构设计;通过研究形成了高抗挤、耐腐蚀、适用于高压气井的管材优选技术;针对超深、多套压力系统和复杂层位共存于同一裸眼段内,钻井液安全密度窗口窄,易发生喷漏同存,以及“三高”气田井控风险大的情况,高标准地配备了井控装备和防喷工具,制定和采取了一系列有针对性的井控特别管理措施;针对裸眼段长、温差大、安全密度窗口窄、间隙小、压稳与防漏矛盾突出、防气窜难度大、顶替效果差等固井难题,采用了分段压稳设计,优选了水泥浆体系,优化了浆柱结构,形成了一套适合超深“三高”气田的综合固井工艺技术。普光气田通过综合应用“三高”气田安全钻井技术,实现了安全钻井,提高了钻井速度,保证了固井质量,确保了气井长期安全生产。      

油气井套管技术现状及发展方向

笔者对80年代后期以来有关油气井套管技术方面的文献进行了系统检索，并在分析、研究这些文献的基础上，分别从套管的材质、螺纹联接、套管柱力学分析、套管柱设计以及安全可靠性研究等方面较详细地介绍了国内外在套管技术领域的最新研究成果和应用现状，指出了用于深井、超深井、高酸性气井等新型管材产品的开发、新型特殊螺纹的开发、套管柱设计专家系统、套损机理及综合防治技术以及套管钻井技术等将成为油气井套管技术今后的重点发展方向。     

胜坨油田套管损坏规律及控制因素研究

胜坨油田目前已经进入开发后期,油水井套管损坏严重。分析顿坏套管的埋深、损坏类型以及套管损坏井使用寿命与开发阶段的关系,并从泥岩吸水蠕变和膨胀、储集层压力持续下降、套管腐蚀以及下套管和完井、固井过程中施工不当等方面分析了套管损坏的控制因素。研究发现,地层水腐蚀是造成胜坨油田明化镇组及浅层套管损坏的主要原因;泥岩吸水蠕变、储集层沉积压实是造成E_(s1)、E_(s2)段套管损坏主要原因。为有效减缓套管损坏速度,针对油田后期出现的油层压力持续下降,应合理调整注采井网,同时应防止注水窜入泥岩地层;提高注水质量,减缓污水对套管的腐蚀;在施工过程中应建立套管保护措施,防止时套管的人为损坏。     

某区块油井套管腐蚀破坏机理及防护措施研究

为了研究国内某区块油井套管破损的机理及防治措施,采用对比分析方法对油井采出水组分及油管内外壁腐蚀层、固井质量与套管破损失效模式进行了系统研究,并对J55钢在模拟工况环境中的腐蚀速率进行了测试试验。结果表明:该区块油井采出液CO2含量高,且存在硫酸盐还原菌（SRB）及少量O2,腐蚀产物含有FeCO3,腐蚀方式以CO2为主,伴随有细菌腐蚀和微量的氧腐蚀;油管的外壁和套管的内壁所处介质相同,由油管外壁腐蚀严重,得出套管内壁的腐蚀也应严重,则套破主要由套管内腐蚀发生。在套管破损机理分析之上,针对性的筛选出了一种桐油咪唑啉缓蚀剂,对CO2腐蚀控制提供理论依据。     

页岩气水平井井筒完整性问题及对策

在四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量(DQ)为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策:①修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;②优化井身结构和全井眼轨迹设计;③提高钻井质量;④优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。     

油气井套管腐蚀原因与防腐措施

综述了国内外套管损坏的主要原因和套管腐蚀的严重后果，探讨了溶解氧、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、ＨＣｌ、ＨＦ、细菌、结垢等对套管的腐蚀机理，介绍了套管的阴极保护、化学防腐和涂层防腐等技术措施和有效率，提出了今后油气探井开展套管防腐工作的对策建设。