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长庆气田主要采用高压集气集中注醇工艺流程，防止气井生产过程中形成的水合物堵塞，但部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。文章介绍了该工艺的基本原理、井下节流器室内模拟试验以及施工参数优化设计，同时结合井下节流工艺技术在长庆气田现场试验资料，分析了该项工艺技术应用对改变水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的效果。     

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长庆气田采用高压集气集中注意中注醇工艺流程，部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题，为此开展井下节流技术的研究和应用具有重要的实际意义。章结合井下节流工艺技术在长庆气田应用的大量现场试验资料，简述了该工艺的基本原理，定量分析了该项工艺技术应用对提高气流携液能力，改善水合物形成条件及减少管线堵塞次数等方面取得的经验和认识。     

长庆气田防止气井水合物堵塞综合技术

本文对长庆气田多井高压集气集中注醇工艺流程中常常出现的堵塞问题进行了探讨,并且开展了注甲醇工艺、井下节流工艺、高压集气管线气液两相流动规律研究及防堵工艺等技术的研究,通过现场综合防堵试验,大大减少了气井水合物堵塞的次数,有力地保证了气井的正常生产,取得了良好的经济效益和社会效益。     

东胜气田的天然气集气工艺研究

气田的集气管线水合物防治是气田地面工程需解决的普遍问题之一。国内各大气田,在集气生产过程中,采用高压集气工艺、井下节流低压集气工艺等多种集气工艺技术,防止管线冻堵,保障气田生产。东胜气田属于低渗透气田,单井产量低、压降速度快。通过开展先导试验并结合苏里格气田、大牛地气田生产经验分析,认为高压注醇集气工艺、井下节流低压集气工艺适用于东胜气田。并以东胜气田2015~2020年规划产建目标为基础,经过对高压注醇集气工艺和井下节流低压集气工艺方案的技术经济对比,以及结合气藏特征及环境条件,推荐东胜气田采用井下节流低压集气工艺。     

苏里格气田地面工艺配套技术现场试验研究

苏里格气田属储层非均质性极强的低渗、低压、低产气田。通过前期评价试验发现，“高压集气、集中注醇、节流制冷、低温分离”的地面工艺不符合苏里格气田的现场实际；“井口加热、中压集气、带液计量、站内外加冷源低温分离脱水脱烃”的地面工艺在安全可靠的前提下不能最大化地降低地面投资。为了进一步优化地面工艺流程，降低投资成本，在2005年以前工艺试验的基础上，进一步开展井下节流试验等一系列地面工艺配套技术试验，简化和优化了地面生产工艺，形成了适用于苏里格气田的地面工艺配套技术，对于苏里格气田经济有效开发，具有较好的应用前景。     

丛式井井下节流技术

井下节流技术是苏里格气田简化优化地面流程,实现气田经济、有效开发的关键和核心技术。面对苏里格气田天然气丛式井规模化开发,在斜井井下节流器投捞过程受力分析的基础上,找出了影响其施工的重要因素,制定了有关解决措施;并通过密封材质胶料的优化和加工工艺的改进,大幅度提高了井下节流器斜井投捞施工过程中的耐磨性。丛式井组井下节流技术的应用,确保了苏里格气田斜井"井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温、中低压集气"集输新模式的安全平稳运行。     

适用于低渗透气田滚动开发的地面集输工艺技术

苏里格气田地面工艺技术,通过大量实验和不断的改进完善,从“保证安全、降低投资、提高效益”的目标出发,形成了“井下节流,井口不加热、不注醇,中低压集气,带液计量,井间串接,常温分离,二级增压,集中处理”的“三低”气田地面集输总流程,是继四川气田（单井中压集气工艺）、长庆靖边气田（多井高压集气工艺）之后的第三种气田地面工艺模式。2006年,该工艺技术在苏里格气田产能建设工程中得以成功应用,建成了天然气年生产能力10×10^8m3,平均单井地面建设投资与同类型气田相比下降了50％,且这种能耗水平低于邻区靖边气田采用模式的能耗水平。     

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长庆榆林气田在开始建设时采用了常温分离的技术工艺，但在生产中发现集气、输气管道中有凝析油析出。影响了正常生产。为此，首先在榆—9集气站改用低温分离的集输工艺，经过工业模拟试验，目前已在该气田其他集气站逐步推广。章介绍了在长庆榆林气田南区上古生界气藏开采中，充分利用气藏地层压力，采用节流制冷脱油、脱水的低温分离工艺，以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

榆林气田井下节流技术研究与应用

针对榆林气田高压集气集中注醇工艺中存在的携液能力差、易形成水合物堵塞、管线承压较高等问题,从井下节流工艺入手,研究了节流工艺参数的确定方法,推导出井下节流气嘴直径的经验公式,并对其在榆林气田的应用可行性进行了分析。结果表明,井下节流工艺适用于该气田气井,能够降低井口压力。     

天然气井井下节流技术在长庆气田的应用

针对长庆气田高压集气管线运行中堵塞严重等问题，开展了天然气井井下节流工艺技术的研究，在大量研究和中间模拟试验的基础上，进行了10口井17井次现场试验，达到了井下节流的目的，取得了显著的经济效益和社会效益。     

水平井柱塞气举排液技术在长庆气田的应用

截至2017年底,长庆气田投产水平井1326口,低于临界携液流量的气井占比37.7%,积液问题凸显。针对长庆低渗透气田水平井存在井斜角过大、井下工具投放困难的技术难题,开展了水平井柱塞气举技术研究。根据长庆低渗透气田水平井管柱结构特点,提出了“自缓冲柱塞与井下单流装置接力式举液”的技术思路,实现了柱塞举升与气井依靠自身能量举升的有机结合,并研发设计了适用于大斜度井段的单流装置、自缓冲柱塞。截至2017年底,在33口井进行了现场应用,平均日增气0.93×104 m3、日增液0.86 m3,应用效果良好。该研究为长庆低渗透气田水平井排水采气提供了一种行之有效的技术手段。     

井下节流技术在苏里格气田的应用分析

苏里格气田从2004年开始进行井下节流工艺技术应用试验,截至2009年10月底,已推广应用井下节流器2600多口井。以大量的应用事实为依据,从5个方面分析了井下节流工艺技术在苏里格气田的应用效果:(1)简化优化了地面流程;(2)有效防止了水合物的形成;(3)提高了气流携液能力;(4)防止了井间干扰;(5)保护了气层,实现气井平稳生产。井下节流技术为苏里格气田经济有效开发提供了技术保障,并取得了显著的经济效益和社会效益。     

压缩式裸眼封隔器的研制与应用

为了降低裸眼水平井压裂改造成本,研制了压缩式裸眼封隔器。该裸眼封隔器采用可扩张保护块式胶筒端部保护机构及双胶筒密封单元,封隔器承压能力得到显著提高;同时,采用防中途坐封双保险锁定机构,降低了封隔器下入过程中提前坐封的风险。室内试验结果表明,在模拟152.4 mm裸眼井条件下,封隔器承受双向压差达70 MPa以上。该裸眼封隔器具有结构独特、加工成本低等特点。苏里格气田现场应用情况表明,压后平均无阻流量为相邻直井的3～9倍,获得了较好的增产效果,为长庆气田低成本快速开发提供了有力的技术支撑。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

水平井井下取样找水技术

见水是长庆油田多段压裂改造、注水开发水平井出现的重点问题之一。见水后含水快速上升,产能迅速下降,严重制约水平井的高效开发及规模应用。找水技术是控水稳油的前提,常规技术受测试段数的影响找水周期长(60~80 d)、费用高(产液剖面测试费用80万/井次),不能满足长庆油田水平井规模开发的需要。通过创新研制井下取样器,且在室内评价试验中满足井下75℃、40 MPa的取样条件,进一步通过现场试验井的生产动态变化规律确定取样时机和取样方式,形成一套完整的井下取样找水技术,使找水周期缩短到6~7 d,找水费用降低到20万/井次。由此可见,井下取样找水技术从现场试验及经济效益方面均有大幅优化,为今后长庆油田水平井找水措施提供了经济有效的技术手段。     

桥式同心井下恒流分层注水技术

低渗透油藏分层注水合格率受压力波动等因素影响下降快,针对这一问题,设计了井下小体积水嘴自调节机构,将其集成于桥式同心井下恒流分层配水器,以缓解压力波动导致的分层注水量不稳定问题。基于伯努利方程,在理论分析及室内试验的基础上,设计了水嘴自调节机构,以达到井下小流量分层恒流注水目的。室内试验可知,自调节机构可在注入压力0.2～1.5 MPa范围内实现调节。采用水嘴自调节机构形成的桥式同心井下恒流分层注水技术,已在长庆油田低渗透油藏应用40余井次,实现了注入压力上升1.5 MPa以内不需人工干预、自动调节分层注水量至配注合格。长庆油田现场应用表明,桥式同心井下恒流分层注水技术可将6个月后分层注水合格率由常规分层注水的43.4%提高至75.0%,可将测调频次由常规分层注水的4次/年优化为2次/年,并延长分层注井测调周期,单井作业费用降低2.6万元/年。桥式同心井下恒流分层注水技术,为低渗透油藏精细注水开发提供了更高效的分层注水手段。     

东方1-1气田浅层大位移水平井钻井技术

东方1-1气田浅部储层已进入开发中后期,受海上平台空间、井槽数量等条件限制,现多采用“外挂井槽+大位移井”或“老井侧钻+大位移井”的模式挖潜平台周边剩余油气。该区域浅部地层疏松,同时受群桩效应影响,表层桩管鞋易窜漏,井眼轨迹控制难度大,并且该气田储层压力衰竭,在前期的钻井作业过程中卡钻、卡套管、井漏等井下复杂情况频发,钻井时效低于70%。针对以上问题,在表层隔水管选型、提高钻井液封堵性及润滑性、精细控制井眼轨迹等方面进行了技术攻关,于2016年在东方1-1气田X4平台4口大位移水平井上进行了应用并进一步完善,最终形成一套适用于该气田的浅层大位移水平井钻井技术。2017年底将该技术应用于东方1-1气田X1平台的1口水平位移4 107 m、水垂比3.119的水平井,整个钻进过程未发生漏失及井下复杂情况,钻井时效提高至99%,该研究为东方1-1气田后续类似井施工提供了技术参考。     

苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新

苏里格气田是非均质性极强的致密岩性气藏，储层之间连通性极差，地质情况复杂，有效储层难以预测，具有低压、低渗、低产、低丰度等特点。针对该气田的“四低”特点，通过近5年的试验和技术改进，基本形成了一套具有苏里格气田特色的地面建设模式。为此，概要介绍了该气田地面建设中采用的“井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理”等一系列新的集输工艺技术。实践证明，这些技术对该气田的开发和建设是适合的，从而为类似“四低”气田的开发和建设提供了借鉴。