极限油套压差法在廖家场气藏泡排中的应用

泡沫排水采气现场施工参数主要涉及到不同气井的加注时机及加药量两项参数。加药时机过早,会增加施工成本,加药时机过晚,会影响泡沫排水效果;因此准确把握加药时机,是提高泡沫排水采气效果的关键。在比较准确地计算井筒积液量的基础上,通过分析历史生产数据,研究不同气井承受积液能力,根据气井的压差变化,采用极限油套压差变化来指导加药时机。

压力变送器在注水井油套压数据监控方面的应用探讨

随着数字化在采油生产中的普遍应用,压力、温度、液位等数据的自动采集监控为生产决策提供了可靠的数据支撑。通过对普通压力表在油套压采集监控中存在的问题以及压力变送器采集的优势等方面的介绍,分析论证压力变送器在油套压数据采集监控中应用的可行性。

带封隔器的油套合压管柱油管临界排量计算

为防止油套合压过程中封隔器因承受较大活塞力而发生移位,开展了保证封隔器不发生移位的油管临界排量计算研究。通过管柱受力分析,建立了压裂管柱轴向力计算模型,利用有限元分析软件模拟了封隔器胶筒的锚定力。根据压裂管柱所受轴向力与锚定力的关系建立了保证封隔器不发生移位的油管临界注入排量计算模型。通过计算得出:当地层破裂压力梯度为2.1MPa/100m时,井深2 000.00m处60.3,73.0及88.9mm油管的临界排量分别为0.965,0.810和0.470m3/min;而在井深3 000.00m处,3种尺寸油管的临界排量分别为1.120,0.985和0.680m3/min;临界排量随井深增加而增大,随油管尺寸增大而减小;在选取的地层破裂压力梯度范围内,地层破裂压力梯度为1.8MPa/100m时,88.9mm油管的临界排量最小,为0.46m3/min。研究结果表明,油管排量大于临界排量可有效防止封隔器发生移位,有助于确保油套合压过程中压裂层位和压裂深度的准确性。

渤海油田多层套管带压井永久弃置技术

随着海洋油田的不断开发,越来越多的老油气田面临废弃处置。海上油气田的弃置,一则对海洋生态环境影响大;二则对弃置作业技术设备及工艺流程要求高,涉及巨额的费用,因而成为关注的焦点。介绍了在渤海某油气田S平台生产井永久弃置作业。该平台设备老旧,全部井油套同压且多层套管带压。通过对多层套管带压的压力来源进行分析,判断为老井侧钻后对报废井眼封堵失效,气体沿生产套管与技术套管环空上窜,且由于井口老化致各套管头间密封失效致多层套管带压,根据该方案制订压井方案。在生产套管进行水力切割,在割口上下打水泥塞封堵气窜通路,下入注水泥桥塞注水泥封隔,完成气窜通道有效封隔,通过对切割工艺优化,一次完成Φ339.7mm、Φ508mm和Φ762mm三层套管的整体切割,最终成功完成了渤海湾第一次大规模的在产平台老井弃置作业,同时积累了一套解决复杂井况下油气田的永久弃置技术和实施过程管理措施,可为今后海上油气田的弃置作业提供借鉴。

渤中28-1油田油套同压治理的探索与实践

地层或井下管柱的异常,导致一些高压油气井在生产过程中套压上升过快、套压值较高,甚至出现油套同压的现象,对油气井的正常生产及安全造成不良影响。针对这一问题,以渤中28-1油田在油套同压井治理过程中遇到的复杂井况及相应解决思路为例,从分析油套同压产生的根本原因入手,对井下复杂情况处理进行有针对性的探索与实践。从压井方法、堵漏方法、断裂管柱处理、再完井生产管柱选择、后期投产措施选择、生产制度等诸多方面进行分析与总结,归纳出一套油套同压井处理的方法和思路,为后续同类问题的处理提供经验。

渤海油田注水井高套压治理技术探索

随着油田的不断开采,许多注水井也注入了较长时间。由于各种原因,导致顶部封隔器与定位密封或套管之间密封不严,甚至是套管外壁固井质量逐渐变差加上套管的腐蚀变形有裂纹,使得环空带压,最终导致井口套管环空有压力,造成井口的井控风险隐患。通过合作研发APS井口保护器、K344-SJ210液控扩张自锁式油套同压处理器,能够有效地将压力隔离在井下,不使井口承压,有效保证了井口的安全。

渤海湾油套同压气井腐蚀速率研究

为了清楚认识渤海湾油套同压气井油套管腐蚀状况并提供适宜的防腐策略,调研了五口典型的油套同压气井的运行工况,开展了腐蚀介质检测,对腐蚀速率影响因素进行了分析,并结合实际工况用外推法给出了油套管腐蚀速率。分析结果显示:五口井的油套管中,未采用防腐钢材的,腐蚀速率在2.56 mm/a^3.44 mm/a;采用防腐钢材的,腐蚀速率在0.175 mm/a以内。

基于Fame+的油套同压气井腐蚀分析

渤海地区气井中普遍存在油套管腐蚀现象,严重者造成油套同压。为了解油套管腐蚀原理,推测套管剩余强度及寿命,以5口油套同压气井为例,调研了油套管设计数据和气井运行工艺数据,基于Fame+软件分析了油套管腐蚀机理、腐蚀速率和敏感性,根据环空压力控制原理分析预测了生产套管剩余强度及检测时间。分析结果表明,CO2腐蚀和细菌腐蚀为油套管腐蚀的主要因素;5口井油套管腐蚀速率在0.248~1.67 mm/a。

海上油套同压井弃置技术方案与工程实践

随着渤海油田进一步开发,不少生产井进入油田开发后期,需进行油田的弃置作业。近期渤海油田首先在20南生产平台进行了弃置作业,该平台主要为气井、生产年限较长,存在管柱腐蚀严重、井口带压、油套管同压等问题,而弃置处理面临海洋生态环境保护以及弃置设备和工艺技术要求高、费用高等情况。针对这些问题提出"优先封闭源头、次选封闭通道,力求两点同时做到"的技术思路,依据国家、行业相关法律法规,采用挤注法压井工艺、镁粉切割配合常规打捞工具起管柱、多层套管一次切割技术进行弃井试验,并在封堵后针对压力异常问题来源进行分析,通过进行上部井段补充下入桥塞弃置,为海上油气井的弃置作业提供借鉴。

川西气田高含硫气井油套环空带压处置、管控技术应用及推广

川西气田主力气藏为雷口坡组,属于海相地层,具有高含硫特征,其中金马构造硫化氢含硫3.72%,鸭子河构造硫化氢含硫5.63%,且由于气田位于川西平原西缘,地势平坦,工农业发达,人口密集,如在油气测试及生产过程中出现油套环空带压情况,势必产生重大安全隐患。结合PZ5-2D井油套环空异常起压现场处置实际情况,通过分析环空压力来源,计算最大允许井口压力,采取环空吊灌堵漏等措施进行处置,后续制定专项管控方案进行管控,确保了该井安全可控,形成一套川西气田高含硫气井油套环空带压处置及管控技术,为后续类似情况井治理及管控提供了解决思路。

渤海油田油套同压井压井方法

随着渤海油田不断向中深层开发,渤海部分油气井出现油套同压、套管带压、无循环压井通路的难题,为修井作业过程中起管柱带来风险。分析油套同压原因,查找管柱漏点位置是优选压井方法的关键。研究了测流体电阻法找漏、多臂井径成像测井、电磁探伤测井、井温噪音测井等11种方法,提出了适合油套同压井的漏点查找方法,并根据不同的漏点位置研究不同压井方法作用机理,提出分级优选压井方法,从而可顺利实现拆采油树、起管柱、安装井口防喷器等作业,对于油套同压、套管带压井动管柱作业具有一定指导意义。

渤海湾油套同压气井腐蚀速率的预测方法研究

渤海E油田21世纪初有大批油气井投产,随着该油田生产进入中后期,气井普遍存在环空带压现象,严重的可能发展为油套同压,带来了严重的管材腐蚀危害,会造成油气泄露、环境污染等严重的安全问题。为保障老井生产安全性、突破增产作业中的技术局限,调研了不同因素对油气井管体腐蚀速率的影响,统计了渤海E油田5口气井运行情况,探讨了可能造成腐蚀的介质种类,使用不同方法检测了油套管体完整性,结合室内实验结果及实际工况,预测了上述5口气井油套管的腐蚀速率,为判断油套管腐蚀程度提供了依据。

渤海油套同压气井套管强度分析

渤海油田气井油套同压情况比较普遍。油套同压对气井安全生产构成威胁,常规应对措施成本较高。以5口油套同压井为例,用解析法从抗外挤、抗内压和抗漏几个方面对套管强度进行了计算和评价,判断了套管目前抗压能力及风险大小,为后续采取措施提供依据。

油套联动转换多层段、大跨度负压射孔技术研究及推广

多级增压起爆技术在常规油管输送射孔中已得到到广泛应用,该技术通过射孔夹层配接油管的方式,有效解决了射孔层位多、夹层跨度大一次性起爆的问题。但在负压射孔中,由于负压环境的影响,多级增压起爆技术常出现增压能量不足无法正常引爆次级枪串的风险。为了进一步解决负压射孔中多级枪串一次起爆的可靠性,设计人员研发了一种新型的负压射孔技术——油套联动转换多层段、大跨度负压射孔技术,该技术不仅可以实现负压环境下多级枪串的一次性起爆,同时还有效规避了减震器压缩造成测试管柱密封不严影响测试效果、以及由于减震器心轴压缩造成起爆器销钉疲劳误起爆的风险。

注水井油套环空带压原因分析及治理

注水井在长时间使用后,会出现严重的老化现象,导致石油油田出现安全问题。针对石油注水井产生的问题,在本文中进行原因分析与解决方法的阐述,为注水井的使用问题给出建议。

低压低产气井泡沫排水采气工艺参数优化

泡沫排水采气是低压低产气井中应用广泛的一项工艺。针对川西气田气井生产特征,首先根据临界携泡产量明确了蓬莱镇和沙溪庙组的泡排工艺适用范围;然后建立了极限油套压差与井口压力的关系,从而有效指导加药时机选择;进而根据实验优选了最优泡排剂浓度,药剂A最优浓度0.5%~1.0%,药剂B的最优浓度1%~2%,同时辅助了不同的泡排注入方式,最后开展了现场试验及大规模应用,排液增产效果良好。

苏里格气田井下节流气井积液量预测方法及应用

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,储层具有典型的"低渗透、低孔隙、低丰度、强非均质性"的特征,区块气井生产主要采用安装井下节流器、多井串接和集气站计量等简化的地面设施以节约成本。因此,对于井下安装节流器气井测试井筒积液情况需拔取节流器,而且井筒液面随生产动态变化,常规的井筒积液测试成本较高、影响气井产量,难以大规模使用。如何对节流器气井积液情况准确地预测尤为关键,直接影响气井排水采气措施的实施。针对以上情况,以苏里格气田X1区块为例,利用气井常规生产资料,结合节流器气嘴尺寸、下深等参数,提出产量比较法(实际产量与理论产量对比分析法)和油、套压差预测法,并结合现场测试数据进行方法验证,准确地预测了X1区块气井积液量,为气井精细措施管理提供了重要的依据。

螺杆泵井杆柱反转原因及解决措施

螺杆泵井杆柱反转主要是由杆柱弹性势能和油套压差综合作用所致。针对油套压差作用,安装井下液柱防倒流开关。当螺杆泵井停机后,油管内液柱作用在开关的阀体上,不会通过井下泵回流到套管内,因此能够降低抽油杆反转的扭矩及速度,解决了因油套压差作用所引起的杆柱反转问题。针对常规棘轮棘爪式防反转装置安全系数低的问题,研制出双棘轮式防反转装置。该装置释放扭矩时通过两个棘轮对棘爪的相互作用,可有效地控制反转速度,实现了安全释放扭矩。

螺杆泵井地面设备安全风险防范措施

螺杆泵地面设备安全风险主要取决于螺杆泵井的杆柱反转,杆柱反转主要由杆的弹性势能和油套压差作用而引起的。在生产过程中,由于螺杆泵井杆柱储存一定的扭矩,当螺杆泵停机或卡泵时,会导致杆柱反转,造成杆脱、光杆甩弯、地面设备损坏等问题,甚至会威胁到操作人员安全。通过分析产生反转的原因,并有针对性地采取相应的防范措施,能够解决杆柱反转带来的危害,减少生产成本,杜绝安全隐患。

页岩气井生产过程异常诊断方法研究--以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产。为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于“U”型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量。结合各类异常情况动态过程分析,形成了页岩气井井筒积液、油管堵塞、油管异常窜漏的几类典型特征曲线,并综合井口放喷、气举验证、流压测试、井下电视等手段,建立了一套页岩气井生产过程异常诊断与现场排查方法。现场应用表明,采用该套方法可实现页岩气井生产过程异常情况的准确判断,有效保证了异常气井的高效治理,可在类似页岩气田推广应用。