高温气田生产井硅树脂固砂剂的研制与性能评价

针对一些应用热采方法或本身胶结强度较弱的气田生产井目前存在挡砂精度不够高的问题,研究了一种化学防砂固砂剂来胶结地层砂,并将出砂量控制在合理范围内。根据有机硅树脂的固化机理,将固结岩心的抗压强度数据作为参考指标,配合使用最佳比例的固化剂、偶联剂,成功研制出一种可耐高温并具备一定流动性的有机硅树脂固砂剂,同时固结体具有较高的抗压强度。并探究了固化时间、固化温度和化学介质对固结岩心抗压强度的影响。实验结果表明,有机硅树脂固砂体系最优配方(石英砂质量100%)为:树脂8%+固化剂1.2%+偶联剂0.6%。按此配方在150℃恒温箱中固化48 h后得到的固结岩心的抗压强度可达18.2 MPa,渗透性较好,具备耐高温性,同时对酸、碱、盐、油等介质有良好的耐受性。

南海西部高温低压气田修井储层保护技术研究及应用

为解决南海西部高温低压气田储层温度高、压力系数低、存在较强的水敏和速敏特征,给修井作业储层保护带来的较大挑战,在充分调研国内类似储层修井储保技术及其应用的基础上,对各项技术的适用条件进行分析,推荐选用固化水等暂堵型修井液体系及不压井储保工艺。现场应用表明,SJ-2修井液体系暂堵效果好,日漏失仅7m3/d,但返排效果差,返排时长达16 d,后续两口井修井选用“过油管封隔器”,将储层与井筒隔开的不压井修井工艺,作业过程实现了“零漏失”,作业后两口井均成功复产,相关研究成果对类似高温低压气田修井储层保护具有重要指导意义。

海上高温高压气田完井投产关键技术

随着中国海上石油天然气勘探开发的不断深入,高温高压等复杂天然气的勘探开发也随之出现,高温高压气井在投产过程中所出现的问题会对气井的安全性造成严重影响。因此在实际投产过程中需要建立完善的完井投产关键技术,并提出相关的改进措施进行优化处理,才能够有效提高中国海上高温高压气田的可持续化发展,增强中国气田的经济效益和社会效益。

高温高压酸性气田空冷器设置优化

冷却系统是天然气集输工艺系统的一个重要组成部分。尤其是对于高温、高压酸性气田的内部集输工艺,要求合理优化空冷器的工艺设置,减少介质对管道和设备的腐蚀,降低投资,满足介质的输送条件和工艺要求。根据某气田的集输工艺方案,从空冷器的设置目的、设置位置出发,综合考虑集输和处理工艺、管道、设备材质等因素,对空冷器的设置方案进行优化选取。为类似气田集气工艺提出了新的研究思路和发展方向,对优选国内外异常高温气田集输工艺具有现实指导意义。

南海高温高压气田油嘴冲蚀分析

东方1-1气田F平台位于中国南海北部湾莺歌海海域,是我国在南海投产的首个高温高压气田。气田刚投产时使用的油嘴是国外某知名公司的产品,自2015年投产使用后,这些油嘴的阀芯及阀座都出现不同程度冲蚀损坏,气井呈现出产量波动大稳定性差等特点。油嘴失效使得气井不得不关井,而进口油嘴更换一个价格在5万美元以上,这将影响气田生产稳定性和开发经济性。气田从油嘴流量特性、结构、材质等多个方面论证分析、重新选型,选用了能与气井相匹配、成本不到进口产品1/5的国产油嘴。该种油嘴采用2mm的笼套小孔眼、笼套-柱塞内滑套结构,解决了在大压差、小Cv工况下气井运行不平稳问题。

高温高压气田油嘴冲蚀分析

高温高压气田生产过程中,油嘴的阀芯和阀座都会出现不同程度的冲蚀,影响气井的正常生产。分析各种油嘴冲蚀的原因,合理控制影响油嘴冲蚀的因素,采取必要的对策,合理解决油嘴冲蚀的问题,延长油嘴的使用寿命,不断提高气田开发的效率。

海上复杂油气田全过程开发策略研究

为了改善海相砂岩高含水油田、裂缝性油气田、高温高压气田等海上复杂油气田的开发效果,开展了全过程开发策略的专题研究。通过研究,明确了海上复杂油气田投产上产、稳产、整体加密与综合调整以及产量递减等4个开发阶段,分析了全过程中不同开发阶段的生产特征、主要矛盾、开发应用策略和主要方式,提出海相砂岩高含水油田的攻关方向主要是水平井堵水技术和控水技术,裂缝性油藏的攻关方向主要是机械或化学堵水控水技术和分支井技术,高温高压气藏的攻关方向主要是工艺优化技术、材料防腐技术、温压监测技术和井下流量监测技术。通过攻关实践,在整体加密与综合调整的基础上,海相砂岩高含水油田、裂缝性油气田、高温高压气田的采收率可分别再提高3~5个百分点、2个百分点、2~5个百分点。

海上高温高压气井投产经验总结

东方1-1气田F平台是我国在南海投产的首个高温高压气藏,该气藏井底温度高达200℃,压力系数超2.0,而该平台设备国产化率达95%,生产管理难度极大。对投产过程中涉及的技术难点,初次开井如何打开非自平衡式井下安全阀、井口装置受热抬升、环空套压升高等问题进行了深入研究,明确了形成机理和影响因素,同时总结了解决措施。提出的海上高温高压气井投产管理方法,对海上同类气田的开发具有一定的借鉴意义。

大井眼高压／高温井的完井

与低压／低温井所用的技术相比，高压／高温（HP／HT）气井／凝析油井的完井历来都受考虑欠佳的技术限制。这些限制是由于极度的井筒条件、综合高压和困难的操作条件而产生的。在Elgin和Frakin气田开发中，使用了大管径油管和辅助设备。多数完井设备和完井技术都是专为这种恶劣环境开发的，并且要对其进行严格考核。

海上气田井口抬升风险识别与控制措施研究

南海某气田是南海首次开发的凝析气藏,该气藏部分气井井底温度高达150℃,压力系数为1.0-1.2,该平台井口装置均采用国产化设备。在气田试生产阶段,A3H井发生井口抬升,导致井口脱落发生天然气泄漏。为保障该气田气井安全生产,针对井口装置受热抬升后的影响,实行相应解决措施,为后续海上高温高压气田生产管理提供了借鉴。

土库曼斯坦油气田测试技术

阿姆河右岸B区、C区和南约洛坦区块均为高温高压高产高含硫酸性气田,油气井测试过程中存在设备超压、刺漏、腐蚀和硫化氢有毒气体泄漏等风险。针对阿姆河右岸区块和南约洛坦区块的气藏特性,总结研究了适合这一区域的试油工艺方式,包括射孔+测试(酸化)联作管柱优化和地面测试流程优化等。井下测试管柱优化后,经实际应用,成功率达95%;地面流程优化后,实际应用成功率100%。

南海莺歌海盆地东方13-1高温高压气田特征与成藏机理

东方13-1高温高压气藏位于南海莺歌海盆地底辟带,上中新统黄流组主要气层的地层压力高达54.6 MPa(压力系数为1.91)、地层温度143℃(地温梯度4.36℃/100m),属典型的高温高压气藏.基于地质与地球化学资料的综合分析,认为该气田的天然气干燥系数高(C1/C1~5达0.98),且碳同位素值偏重:δ13C1为-30.76‰^-37.52‰,δ13C2介于-25.02‰^-25.62‰,系来自深部高成熟的中、下中新统梅山组-三亚组海相泥岩腐殖型有机质.地质分析及实验揭示,在与底辟相关的高温高压中新统含油气系统中由于欠压实产生高压的地层含有较多的孔隙水,且天然气在水中具有高的溶解度,若按下中新统三亚组的温压条件计算,天然气在水中溶解度可达10.5 m3/m3,因此,这意味着其中至少有部分天然气可能以水溶相运移.盆内丰富的气源为水溶气快速饱和乃至出溶奠定了丰厚的物质基础;底辟活动及其伴随的温压瞬态变化加速了水溶气出溶释放出大量游离气;黄流组发育的海底扇细砂岩造就了良好的气-水离析空间和聚集场所;而其上覆高压泥岩层构成了有效的封盖,从而形成了东方13-1气田.这种成藏机理揭示盆内底辟带高温高压领域具有良好的大中型气田勘探潜力.

国产超级双相钢管材在海上油田的失效分析

我国对南中国海资源开发的力度逐渐增加,各种较大开发难度的油气区块得到开发,其中,高温高压气田开发中的工艺管线主要使用超级双相钢材料,双相不锈钢是一种铁素体—奥氏体(双相)不锈钢,它综合了许多铁素体钢和奥氏体钢最有益的性能,由于该钢铬和钼的含量都很高,因此具有极好的抗点腐蚀、缝隙腐蚀和均匀腐蚀的能力。该文主要介绍了超级双相钢材料在南中国海高温高压气田应用过程中出现的问题和解决方案,为后续类似高温高压气田开发提供可以参考的宝贵经验。

挪威Smorbukk油田结垢成因

在高温高压凝析气田中，由于合采19口井中有2口井因碳酸盐结垢而停止生产。确认结垢引起油管封堵是问题的所在。上层水温提高了6～8℃。当与采自较深地层的烃类混合时导致了封堵。