不压井更换闸阀技术在气井维护中的应用

高压气井采气井口的1号主控闸阀若产生泄漏、开关不动等问题，将影响气井的正常生产和维护保养，并存在安全隐患，这给气井的安全生产带来了严重危害。文章介绍了利用下油管堵塞器更换井口1号闸阀的原理、相关参数设计方法，以及施工所需的工具和作业过程等。该技术操作简单，不需压井，对气井产层不会产生污染，实施费用低。近年来，靖边气田应用不压井更换井口1号闸阀技术对部分气井的闸阀进行了更换，取得了十分理想的效果。     

目前采气井口存在的特殊问题及对策

由于采气井口内气、液的不断冲刷、温度、压力、振动、硫化氢腐蚀、日晒雨淋、闸阀的频繁开关和其本身的加工精度与质量等因素的影响，使采气井口不可避免地发生密封失效问题，严重威胁着天然气井的正常生产。文章分析了采气井口密封失效的原因，介绍了在不影响正常生产的动态条件下，消除密封失效的操作技术，论述了采气井口法兰泄漏、1、2和3号闸阀泄漏及其以内本体砂眼泄漏、特殊四通顶丝泄漏、套管头密封问题及CQ型改制替换CYb型闸阀的具体方法。     

利用低压采气技术提高气田采收率

介绍了低压采气工艺技术的原理，通过调整井口干线回压，提高气井生产压差，并设计了低压采气工艺流程。该技术在胜利孤东油气田的应用结果表明，气井采收率整体提高7％，取得了明显的增产效果。     

青海油田天然气开发公司完成2013年涩北气田采气树隐患治理工作

10月17日,青海油田天然气开发公司全面完成了涩北气田2013年采气树隐患治理26井次的带压更换采气树及生产主阀工作,解决了因气井出砂、出水,连接处渗漏、生产闸阀刺漏、采气树阀门阀腔积砂等井口装置存在的安全隐患,保证了气井正常生产。采气树设备的隐患治理工作是保证气井安全正常生产的一项有力举措,带压更换采气树与采气树主控阀作业是目前涩北气田采气树安全隐患治理主体工艺。该工艺所具备的无工作液体系、作业安全高效环保、作业周期短的特点均优于常规压井作业;同时避免了压井液对地层造成污染伤害,具有占井时间短、现场作业完毕即可开井生产的优点。     

普光高含硫气田采气管柱的优选

普光气田由于高含硫化氢和二氧化碳,对采气工艺提出了更高要求。从气田投产方式、材质的选择、井口装置、管柱结构以及防腐措施等方面对该气田的采气工艺技术进行了全面的研究,提出了高含硫气田的投产作业方式,即：酸压（酸化压裂）生产一体化方式,酸化生产一体化方式和射孔后直接投产方式。通过室内实验评价,气井生产管柱优选了G3或同等级的高镍基合金钢材料,井下工具选择718高镍基合金钢材料;气井井口装置优选抗硫材质,并配置井下安全阀和井口安全阀;气井采用生产封隔器永久完井管柱。该技术思路对国内酸性气田的开发具有重要借鉴意义。     

海上边际气田水下井口排水采气工艺技术

为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验, 利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和 气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明：水下气井采用上述4 种工艺技术, 具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率, 可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开 发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足 气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。     

子洲气田小产量气井排水采气技术综述

子洲气田2007年建成投产,经过近10年的持续开发,已稳产近5年,取得了良好的开发效果。随着气田开发年限的增加,小于10 000 m3/d生产的气井数量占总生产井数的比例已超过50%,气井井口压力下降,油套压差增加,气井积液量增加,成为限制气井生产的主要因素。因此提升气井管理水平,优化排水采气工艺方法,摸索新的排水采气工艺技术,是提高小产气井的排液效率,增加小产气井产气量的重要手段。     

克拉2气田排水采气工艺优选及效果分析

克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。     

超高井口压力气井安全开采关键技术及启示

在超高压气藏的开发中，地面安全采气工艺技术的研究直接关系到该类气藏能否成功开发。川东北地区河坝区块的河坝1并是目前国内地层压力（111．1MPa）和井口压力（94．5MPa）最高的气井。这给现场采气带来了前所未有的挑战。文章介绍了河坝1井在地面工艺流程、阀门密封技术、直接开井技术、井控及安全采气技术等方面取得的一系列成功经验．可为类似超高井口压力气井的开采提供借鉴。     

外输气质量对储气库影响分析

大庆喇嘛甸储气库建于 1975年 ,从 1993年喇二注气站建成投产以来 ,夏季注气规模不断扩大 ,2 0 0 0年达到 5 0 0 0× 10 4 ｍ3 ,现在年注气能力已达到上亿立方米 ,对夏季储存、冬季开采天然气 ,调整天然气供需平衡十分有利。在注气时 ,气井井口经常发生堵塞现象 ,井口放喷时可见有大量“碳黑”状的固体杂质放出 ,冬季采气时 ,在井口处由于节流降压 ,造成井口冻堵。1.原因分析采气工艺流程见图 1。储气库注气设计工艺流程见图 2。图 1　采气工艺流程1—气井内　 2—气井出口 (节流阀 )　 3—气井出口4—配气站入口　 5—节流　 6—配气站出口…     

苏里格气田高压气井远程自动开关井技术

苏里格气田高压气井远程自动开关井技术,在现有气井井口设备的基础上,对井口节流针阀进行改造升级,同时增加相应的控制机构。通过程序控制器和阀门开关控制器联动,实现对井口节流针阀的控制。通过监测井口实时运行参数,模拟人工现场开关井的操作过程,实现高压气井的远程仿人工开关井作业。     

致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例

中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。     

采气井口安全截断新装置

采气井口安全截断新装置安装于气井井口与地面场站设备或输气管线之间。当输气压力（信号压力）达到或超过调定压力（场站设备或输气管线的额定承受力）或场站管线因破裂漏气而造成压力突降时,控制系统将迅速自动关闭液动截断阀,截断井口气源,以自动保护地面场站设备与输气管线。采气井口安全截断装置由液动截断阀（平板阀）与液压控制装置两大部份组成,具有原理科学、结构紧凑、操作简单、安全可靠、易于维护等特点,该系统获得两项国家实用新型专利,2009年6月经专家鉴定,其结论为：该装置设计和制造完全符合API规范要求,与同类产品相比,具有集成程度高、密封性能好、操作方便灵活、性能稳定可靠等优点,基于液压控制的采气井口安全截断系统属国内首创,该项技术总体居国内领先,达到国际同类产品先进水平。     

采气闸阀密封面喷焊工艺及性能

采气井口闸阀在含硫天然气介质中工作，密封面失重腐蚀、应力腐蚀及磨损是其主要失效形式。采用2Cr13钢为基体，用氧－乙炔火焰喷焊工艺在阀板、阀座密封面上喷焊镍基自熔性合金粉末，可获得性能优良的表面防护层。喷焊层抗摩擦磨损及磨粒磨损性能与镀硬铬件相同；在5％和10％H2SO4恒温溶液中的腐蚀速率分别是镀铬件的1／14和1／16，具有优良的抗蚀性；喷焊层抗拉强度为218～294MPa，与基体的结合强度相当，完全满足采气闸阀密封面的使用要求。     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。     

油气井井下节流技术研究与应用

高压油气井均需安装油气嘴或针形阀等节流装置,用来控制油气井产量和井口压力。当气体通过这些流通截面突然缩小的孔道时,由于局部阻力较大,将产生压力降低、比容增大、温度降低的现象。当温度降低到天然气的露点温度时,气体就会结冰,形成水合物而堵塞井口,从而导致油气井停产。针对提高节流前天然气的温度和天然气中加入抑制剂这2种解决办法的局限性,开展了井下节流技术防止水合物生成的研制,并在现场进行试验及推广应用。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

高压气井钻进过程中控制回压值研究

对于高压气井特别是含硫气井安全钻井的控制回压值确定,目前还没有明确结论。文中以漂移流动理论为基础,建立了高压气井带回压井筒气液两相流动计算模型,并结合算例采用数值方法分析了不同井口回压对气体膨胀抑制效果及井底压力的影响。在综合考虑抑制气体膨胀、控制井底压力降低幅度、井控装备工作安全和不同回压下井控人员心理压力等因素的前提下,给出了保持高压气井钻井安全宜施加2～5 MPa井口回压的建议。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

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随着油气勘探的发展，深井、超深井、超高压井将会越来越多，勘探开发的领域必然向地层深部进军 。深井试油工艺涉及多门学科，技术难度大，面临着许多突出问题：深井测试工作薄弱，实践经验不足；缺乏深井测试工艺技术的研究机构和人员；缺乏深井试油的基础理论研究；缺乏有关国外超深超高压含腐蚀流体的井的测试及完井技术的科技情报等。文章介绍了新851井这一高温高压高产气井的测试工艺控制技术：利用静气柱精度公式准确地预测了最高关井压力，确保了井口安全；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；把美国预测深气井测试时的井口最高温度的经验公式与新场气田实际情况相结合，求得不同产量下的井口流温；根据井口流温准确计算出采用三级降压时防止水合物形成所需的加热量，并采取了合理的保温措施，确保了测试时地面流程畅通无阻，安全顺利地完成了该井的测试工作，为高温高压气井测试提供了宝贵的实践经验，