高产事故井——卧67井生产管理分析

完井情况卧67井位于四川盆地东部卧龙河构造南段轴部附近。于1978年7月7日开钻,1979年4月2日事故完钻,井深3306.88m,层位P_1～3,产层厚度31.88m,油层套管Φ244.5×2041.93m,井内钻具3300.19m. 气井特殊条件卧67井于1979年4月2日钻遇阳三气层时发生事故,井口失控被迫完钻,抢建输气管线后于4月7日投入生产,初期日产天然气高达54.2×10～4m～3。这     

包27井的生产管理措施

包27井于1988年10月29日开钻,钻至3042.70m井漏,单泵失返,1989年4月8日钻至3155m下油管完钻。经测试在p_(ct)22.983MPa,p_(tf)17.067MPa,p_上11.267MPa,T_(上)31.0°C的条件下产气7.11×10～4m～3/d,产水48m～3/d。该井产气井段3040～3070m,产层中深3042.70m。于1990年12月8日投产,生产至1991年10月18日p_(ct)12.70MPa,p_(tf)7.70MPa,     

张5井出水后的生产管理及措施

张家场气田5号井因异层水窜入井筒,气产量逐日下降,且有气井、气藏被水淹的危险。由于生产管理得当,并及时采取了一系列技术措施,使气井恢复了正常生产。气井概况张5井位于川东张家场构造高点西北翼。1980年4月25日完钻,井深4482.5m,完钻层位为志留系,产层为石炭系,产层中部井深为4424.0m。原始地层压力52.713MPa,测试产量44.88万m～3/d。该井是张家场气田石炭系气藏的主力气井,1983年8月12日投产,平均日产气14万m～3。1984年11月5日进行中型压裂酸化,酸化后测试产量为46.8万m～3/     

合30井非常规修井效果显著

合 30井是川南地区的一口高产天然气井 ,单井天然气控制储量高达 5× 10 8ｍ3 以上 ,该井投产至 2 0 0 0年上半年 ,已累计生产天然气 0 1884× 10 8ｍ3 ,剩余储量很多 ,可供措施增产的潜力很大。 2 0 0 0年 6月 2 2日该井开始出现生产异常 ,井口生产压力急剧下降 ,至 6月 2 6日为止 ,井口油压、套压均下降到 1 0ＭＰａ ,导致气井无法正常生产 ,被迫关井停止生产。经过对合 30井诊断后确认 ,该井生产过程中产层大量吐砂 ,造成孔眼和井内下部采气管柱严重堵塞。该井修井技术难度较大 :①气井较深。②井内采气管柱中的封隔器中心管内径为 40ｍ…     

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阳45井位于九奎山构造北长轴断层上盘。1977年10月26日完井,1978年5月14日投产,套压21.45MPa,油压19.91MPa,日产气39.4万m～3,日产水0.9m～3。于1980年5月3日生产两年后开始产地层水,此时气井已采气16792.8万m～3,采出程度24.7％,属早期见水的气水同产井。气井出水后,井站坚持对气井进行生产动态分析,不断摸索气井井口压力、日产气量和水气比相对“三稳定”的工作制度,使气井保持了较高的生产水平。截至1989年12月底排水采气10a,累计采气43893.7万m～3,采出程度68.7％,累计产水5.064万m～3。     

威100井生产措施及管理

威100井位于震旦系气藏二井区顶部,1980年5月10日完钻,完钻井深3045m,套管φ177.8×2959.03m,衬管φ127×2942.22～3041.39m,井底距离原始气水界面151.75m,产层钻开程度为36.6％。钻井过程中,Z_4~2:2959.03～2966m气侵,Z_4~1:3003～3009m井漏,3034.42～3035.82m放空1.4m,单泵有进无出,共漏失清水831.4m~3。完井测试:套压11.96MPa,油压14.21MPa,产气29.5×10~4m~3/d。 1980年6月24日,地层压力16.619MPa,开井     

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自2井位于自流井气田阳新构造顶部,产气层位P_1~3_1—P_1~2_1,井段2202～2265m,产层中部井深2120m。1960年5月在钻遇产层时放空4.45m,喷大气,即由原钻具完井转入生产(井内钻具长2146.9m),生产测试资料为Pct 5.001MPa、Pct 9.169MPa,q_g 195.4×10~4m~3。该井1973年12月10日出地层水。1982年11月25日开始注泡助排。在产水量不断增大,地层能量不断消耗,井口生产压力极低,气井生产频繁受输气压力波动影响的情况下,进一步加强了自2井生产管理,坚持泡沫排水采气,取得了巨大的经济效益,使自2井泡排以来已连续稳产8年多。到1990     

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蜀南气矿镇 2井是龙市镇气田的一口主力气井 ,1984年3月 2日投产。 1989年 11月 19日水淹停产。 1999年采用反举 (油管注气 ,套管生产 )复活工艺连续气举 5 0d开始见气 ,再气举 10d达到自喷生产 ,日产气约 9.0× 10 4m3 ,日产水约 35 0m3 。目前采用气举生产 ,平均日产气 2 .5× 10 4m3 ,日产水 14 0m3 。镇 2井基本参数及停产前生产情况　　镇 2井构造位置在龙市镇气田茅口组构造顶部。后期尾管完井 ,产气层位P1m1c,产层井段 :2 4 2 7～ 2 4 5 5m ,产层中部井深 2 4 5 1m。完井测试 :pi=2 3.0 39MPa ,pwf=16 .130MPa ,qg=5 .89× 10 4m3 …     

蜀南气矿董10井发现高产气流

20 0 3年 5月 9日 ,中国石油西南油气田分公司蜀南气矿重新认识和评价董庙构造储集性和含气性钻探的第一口新气井———董 10井 ,经过两天的开井试产 ,测试产量 5 .8× 10 4m3 /d ,稳定产量达到 4 .2× 10 4m3 /d ,成为气矿近 10年在香溪群发现的最大一口高产气井。该气井是蜀南气矿继同福场等构造发现高产气流之后的又一口重要新产层高产气井。2 0 0 3年 ,蜀南气矿加大蜀南老区未开采层位的分析研究和论证 ,确定了 7口评价新井。承钻董 10井的四川石油管理局川南矿区 32 4 5 2钻井队采用欠平衡钻井新技术 ,钻至香溪群层位见油气显示。经有…     

卧龙河气田茅口气藏卧67～83井裂缝系统实施强化开采措施的效果评价

通过对卧龙河气田茅口气藏卧 6 7～ 83井裂缝充分论证认为 ,该裂缝系统具有实施强化开采的储量和产能基础 ,加大采气强度不会对气藏造成明显水侵和井壁垮塌等不利影响 ,于是决定对该气藏实施强化开采措施。完成气藏工程和采气工程适应性调整改造后 ,逐步将气藏开采规模由 35× 10 4m3 /d提升至 70× 10 4m3 /d左右 ,气藏气井生产正常。该气藏调整改造工程投资 98.6 1万元 ,而在已实施强化开采措施的近两年半时间内 ,已比原计划多采气 1.17× 10 8m3 ,开发成效显著     

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音17井基本地质情况音17井于1984年5月17日开钻,1985年1月7日完钻,完钻井深4228.20m,完钻层位P_1～34,先期裸眼完成,套管φ117.8×4178.04m,试泵39.2MPa,油管φ63.5×4174.76m,产气层位P_1～34,产气井段4l 78.04～4228.20m,产层中部井深4228.Om。该井进入P_1～34层51.7m,在4228.0～4228.2m发生井漏,累计漏失洗井液109.2m～3,其中比重为1.47～1.59泥浆88.2m～3(含大量重晶石粉),废水21.Om～3。1985年1月14日进行完井测试,φ7mm,P_e26.313MPa,P_t25.382MPa,P_上 25.235MPa,T_上 41°C,(?)34.144MPa,(?)18.65万m～3/d,不产地层水。由压力及气质资料证实该井产气层位与音5、6、7等井属同一水动力系统。修井加深作业前井生产简况     

凝析油气田地面集输工艺技术

1.开发现状2006年河南油田决定开发宝浪凝析油气田。从地质角度讲,宝中凝析油气区块要比河南安棚油田深层气复杂得多。宝中凝析气藏构造形态是一长条状背斜,流体分布为受背斜控制而形成的背斜圈闭油气藏。凝析油地质储量112.54×104t,凝析气储量33.61×108m3,凝析气藏液烃含量较高,凝析油含量为330g/m3,地露压差较低,仅为1.2MPa。2005年河南油田开始在宝2325井进行系统试井,该井日产油1～6t,气约0.5～1.5×104m3,井口压力为12～18.5MPa,井口节流后压力为0.7MPa,井口温度15～20℃,据观察试采期间该井水合物堵塞情况较为严重。根据开发区块…     

一口待报废气井又恢复高产

威47井位于威远气田震旦系顶部的高渗透带,是一口停喷多年的水淹井,7英寸套管腐蚀窜漏,10英寸套管头断裂,油管断落井底,井底堵死,气井等待报废。经过修井作业,酸化解堵,气举排水,又恢复了高产。概况威47井于1974年2月5日完钻,井深3160m,产层中部井深3080m,油管2(1/2)″×3078.37m。完井测试,套压18.91MPa,油压8.53MPa,产气量52万m~3/d。该井于1974年9月20日投入开发。投产初期,     

家6井利用分离器压能输水效益显著

1993年5月7日,川西南矿区家6井利用分离器压能输卤经三次试验获成功。这是笔者根据《天然气工业》1991年第五期“包24井利用分离器压能输水方法”的基本理论加以完善后所取得的成果。家6井处于开采后期,井口套压不到3.0MPa,油压在0.5～2.0MPa波动,输压0.5MPa左右,日产气2～2.5×10～4m～3/d,日产水约12m～3。原采用罐车运水到家8井处理,由于污水池容积仅30m～3,常因水处理不了而关井,导致气井水淹而死,之后采用车装压缩机气举复活,费用高,且不能连续生产。因此,笔者建议采用已停用的一条水管线,经改造后安装了分离器放水阀开度监测装置,进行分离器压能输水试     

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在气田的开发历程中 ,试采处于基础阶段 ,搞好气田的试采工作就是打好基础。大天池气田有探明储量 12 0 0× 10 8m3 以上 ,可采储量 90 0× 10 8m3 以上 ,有气井 5 2口 ,井口产能 75 0× 10 4 m3 /d以上。大天池整装气田已投产三个 :五百梯、龙门、沙坪场 ,总结大天池气田从 1992～ 2 0 0 1年共 8年多的试采情况 ,主要有认真编制并严格执行试采方案 ;选择有利气井作为激动井 ;分阶段进行试采 ;搞好全气藏关井及稳定试井 ;产出流体性质及井口压力加密监测 ;运用先进测试技术及仪器参与试采 ;见干扰 1口井投产 1口井 ;新井投产时进行稳定试井 ;试采成果作为部署开发井依据等试采技术。同时对这些试采技术的综合效果进行分析总结 ,并建议在今后的新气田试采中 ,应用这几项技术 ,有利于缩短试采期 ,降低气田开发成本 ,为企业创造了最佳的经济效益。     

国内最高压力气井在川投产成功

<正>2016年12月26日,国内最高压力气井——龙004-X1井在川投产成功,该井位于四川省广元市苍溪县,隶属于中国石油西南油气田公司川西北气矿,日产气18×104m3,井口压力约108 MPa。这是继双探1井后,国内投产关井压力最高的含硫气井纪录再次被刷新,标志着国内首次成功开采105 MPa以上的超高压气藏。龙004-X1井是四川盆地九龙山构造的一口开发井,位于九龙山构造三维上二叠统底界构造东南翼,完钻井深6 420 m,测试     

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纳1井位于纳溪构造主高点,1958年7月完钻,层位飞一段(T_1f～1),井深1359m。射孔层位嘉一段(T_1c～1),井段1165.5～1185m。射孔段酸化后,测试套压9.905MPa,油压8.581MPa,产气34.1×10～4m～3/d,原始地层压力14.730MPa(绝)。该井与东长轴上纳5、13井及西长轴上浅4井为同一裂缝圈闭,压降储量5.96×10～8m～3。纳1井于1958年12月29日投产,其它3口井随后也相继投产。纳5井采气枯竭,于1980年7月作回注井;纳13井1978年11月枯竭停产;纳浅4井目前仍维持间隙低压小产生产。纳5、13、浅4井至1992年11月底共     

靖边气田增压气井临界携液量与合理配产关系

增压开采气井的合理配产主要考虑在保持增压稳产基础上尽量满足气井携液要求,以尽可能地减少气井措施作业次数,保持气井正常生产,从而降低开采成本,提高开采效果。靖边气田增压开采试验区临界携液流量随井口压力下降而下降,在井口压力下降初期(15 MPa以上)临界携液流量下降幅度小;在井口压力下降到15 MPa以后,临界携液流量随井口压力快速下降。以N80井为例,增压前产量在1×104～2×104m3/d左右波动,增压时产量已降至1×104m3/d左右,增压后产量在1.5×104m3/d左右波动。生产至2009年2月时开始快速递减,增压稳产时间大概2年,因此该井合理配产为1.5×104m3/d。     

塔里木油田柯深101井获高产油气流

20 0 1年 4月 30日 ,塔里木油田柯深 10 1井在下第三系 6 35 4～ 6 36 3m和 6 380～ 6 389m井段进行完井试油 ,用5 .5 6 mm油嘴求产 ,井口油压 43.5 MPa,折日产油 96 .7m3,日产气 13.3万 m3。目前正在继续求产 ,下一步将采取大型酸化措施。柯深 10 1井位于塔里木盆地西南坳陷的叶城凹陷柯克亚背斜南部 ,是中石油的一口重点探井。该井 1999年 10月开钻 ,于 2 0 0 0年年底完钻 ,2 0 0 1年 2月转入试油。由于柯深 10 1井目的层地层压力超过 130 MPa,温度达到 15 0℃ ,试油难度相当大。中石油对这口井高度重视 ,塔里木油田公司成立了强有力的…     

普光6井储层改造增产4倍

普光构造上的重点探井——普光6井在完钻后,在5290～5390 m井段,常规测试天然气产量75×10(?)m3/ d;在5030～5158 m井段,常规测试天然气产量33×10(?)m3/d。分析认为,该井储层物性好。且钻井过程油气显示好,应为高产储集层,造成初期产量偏低的主要原因是储层污染堵塞严重,因此对4992．5～5185 m井