流花4-1油田水下双电潜泵完井系统设计

流花4-1油田是我国第一个自营开发的深水油田。为了减少该油田修井作业次数,降低油田开发及维护费用,首次开展了双电潜泵完井技术的应用研究,设计出了双电潜泵完井系统,并根据油田的油藏特点和配产数据进行了电潜泵相关的水下设备选择和电潜泵机组设计。现场应用表明,所设计的双电潜泵完井系统可以实现较长时间的采油周期,有效减少修井作业次数,具有良好的开发效果和显著的经济效益。     

大修井筛管完井防砂技术

针对油井大修侧钻后井眼尺寸变小，严重影响油井正常生产和防砂作业的情况。提出了大修井筛管完井防砂技术。2002年，针对辽河油田杜84特稠油区块出砂严重的难题，进行现场调研，开展相关的技术攻关，研制开发出GQΦ146mm筛管。经现场试验，该防砂技术满足了现场需求，为油井大修完井和防砂开辟了一条新路。     

东方1-1气田完井技术及其研究展望

莺歌海盆地东方1-1气田产层--莺歌海组具有中低渗透率砂岩气层的特征,易受到水敏、水锁及微粒运移损害。通过开展钻完井液体系研制、生产管柱结构优化以及完井工艺措施研究等科研攻关和实践,形成了以进攻性隐形酸完井液储层保护技术、水平井防砂控水技术、动态监测技术、水平井筛管和尾管固井联作技术及安全控制与完井管柱优化等为核心的高产水平气井安全、高效开发的完井技术体系。开发井的产能都达到了开发方案中的配产要求,有效地保证了东方1-1气田顺利投产和向下游稳定供气。同时,针对下一阶段开发目标黄流组,也提出了高温高压完井、低孔低渗储层保护、提高单井产量等关键技术的攻关研究方向。     

崖13-1气田完井工艺

崖１３—１气田位于海南岛三亚市南部１００ｋｍ海域,气田面积５４ｋｍ２,气层平均有效厚度９３．９ｍ,天然气储量８８９×１０８ｍ３,是目前我国发现的最大的海上气田。气田特点是地层温度高,压力高,单井产量要求高,要求每年稳定地向香港供气２９×１０８ｍ３和海南供气６×１０８ｍ３,７１１．２ｍｍ至香港输气管线,３５５．６ｍｍ至海南油气输送管线,香港接收站和海南处理站。稳产２０年不能停产。因为对完井工艺设计比较严格,要求气井能长期正常地生产,不停产或少停产进行修井作业。文中简要地介绍该气田的完井工艺特点,完井管柱结构及主要井下工具结构、技术规范及作用,ＭＡＸＲ工具悬挂射孔枪负压射孔方法以及完井施工作业程序。     

南海M深水气田完井关键技术分析

我国在深水钻完井方面处于起步阶段,中国海油围绕国家深水开发战略,积极参与南海油气风险勘探开发,在南中国海珠江口盆地M区块M深水气田完成水深1 350~1 500 m的深水气井9口,初步形成了高精度出砂预测、深水防砂设计、压裂充填工艺及流动安全保障措施等完井关键技术。结合南海M深水气田完井作业实践,对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行总结和梳理,为后续项目设计和作业提供参考、借鉴。     

苏里格气田苏平36-6-23井裸眼完井分段压裂技术

为苏里格气田探索低渗透气藏提高单井产量和采收率的新途径,通过对国内外目前应用的水平井压裂技术进行调研,提出在苏里格气田应用裸眼完井多级分段压裂技术,并在苏平36-6-23井进行了探索性试验。施工后该井实现了水平井裸眼分段压裂合层排液,测试无阻流量101.4764×104m3/d,成为历年来苏里格气田第1口无阻流量逾越百万方的水平井,为苏里格气田水平井开发提供一种可靠的完井工艺和增产措施。     

应用过油管防砂技术降低完井费用

很多老井由于原先的完井工艺不合适或储层性质发生变化而导致出砂。对于这些井的二次完井来说，常规的防砂方法和作业设备在经济上往往不可行。应用过油管二次完井方法，通过对完井系统的优化设计，完井费用大幅度下降，同时这种完井方法提高了完井成功率和完井系统的适应性。     

苏里格气田上古地层裸眼完井可行性研究

为了加速开发丰富的油气资源,结合低渗透气田低渗、低压特点,可采用水平井等技术开发。为了降低成本,提高单井产量需要储层段开展裸眼完井技术可行性研究,为裸眼完井与压裂增产提供技术支撑。利用摩尔一库仑准则、Drucker-Prager准则和Lade准则对苏里格气田苏4、苏6气井上古地层裸眼完井时井壁稳定性进行了预测。结果表明：苏里格气田上古地层气井井壁稳定性较好,可进行储层段的裸眼完井。但对于上部非储层段受水化后稳定性变差的影响,不能全井眼裸眼完井,需用套管封堵储层之上的地层,确保上部地层良好封隔,套管无损坏。     

海上气田钻完井工程合作项目的管理

T气田是中国海油和中国石化双方合作,中国海油为作业者开发的第一个气田。由于T气田井深、井下高温、地质情况复杂,设计方案多变,钻完井工程技术难度大,加之涉及单位多、管理程序复杂、设备新、队伍新、人员新、平台多边同时作业等等,给管理带来很多麻烦。项目组采取了简化管理程序、充分利用母公司资源、从源头控制事故隐患、充分利用先进技术等措施,保证了施工质量,缩短了开发井1.48%的工期,节约了开发井1.32%的投资、调整井0.95%的投资,并为今后类似项目的管理积累了有益经验。     

罗家寨气田封隔器完井工艺的几点认识

罗家寨气田是中国石油西南油气田公司未来几年的主力气田。该气田目前主产层T1f3-1天然气产量大,产出天然气中H2S、CO2含量高,气井封隔器完井工艺面临很大的挑战。目前已完成了8口井的封隔器完井作业,积累一些经验,文章就完井使用的油管、管柱结构设计等方面,对已实施的封隔器完井工艺进行了一些总结,取得了几点认识。     

海上低孔渗气田完井技术

对低孔渗气田, 完井是低孔渗气田开发的关键环节。文章借鉴陆上低孔渗气田开发的成功经验, 针对海上低孔渗气田完井的难点, 通过对储层保护、 完井管柱、 诱喷工艺和海上平台压裂为一体的综合性研究及应用, 加深了对海上低孔渗气藏开发的认识。对于海上低孔渗气田尤其需要采取措施提高气井完善系数, 依靠增产改造技术提高单井产能和气田采收率。文章介绍了对某一海域气田适用的低渗漏完井液体系、 一体化完井生产管柱技术、 诱喷工艺、 基于海上平台的压裂等技术研究及应用, 为类似海上低孔渗气田完井提供借鉴。     

流花11-1油田水下采油树测试方法研究

为了对新服役和维修后再役的水下采油树进行性能测试,对水下采油树系统结构和工作原理进行了研究,参照API相关标准及水下采油树工厂验收测试步骤,结合流花11-1油田水下采油树的特点,制定了一套水下采油树测试方法和流程。水下采油树测试项目包括:水下采油树本体测试、密封轴套测试、油管挂测试、采油树帽测试及采油树系统功能联合测试。测试过程中判断保压效果的标准是没有明显的泄漏,且在规定的保压时间内压降不应超过初始压力的3%。该测试方法的制定对于解决国内油田水下采油树的检测维修问题具有重要的现实意义,对国内水下生产系统及相关水下生产设备的发展具有重大的推动作用。     

水平井完井工艺技术在磨溪嘉二气藏的探索与应用

针对磨溪低孔、低渗、非均质的嘉二超高压气藏进行水平井完井工艺技术的实践和应用,证明水平井开发技术在该气藏是可行的,磨152H酸化后在pt36．76MPa,pt35．04MPa下测试产气18．29×10^4m^3／d,达到了水平井开发的预期目标,是该地区同类直井产量的5．82倍,获得了较好的增产效果和经济效益。为下步磨溪嘉二超高压气藏大规模推广应用水平井技术开发提供了可借鉴的经验。     

深水高含水气田水下分离技术应用

针对海上油气田开发中遇到的高含水问题,分析国外典型油气田采取的解决方案。研究采用水下分离器方案开发海上气田尤其是深水气田的可行性和优势。针对南海某深水气田高含水的特点,研究不同水下生产流体外输方案和不同水下分离器布置方案的影响,从而确定最优化的水下分离器使用方案。对水下分离器的设计进行研究。总结高含水气田采用水下分离器方案需要考虑的问题。对水下分离器设计的研究有助于我国自主掌握水下分离器的设计技术,打破国外垄断。     

�ݽ��������괢����ע�ɾ��꾮����

大张坨储气库是国内第一座大型地下储气库 ,于 2 0 0 0年 12月进入投产阶段 ,它的建成为北京的供气状况和大气环境治理做出了贡献。B876储气库则是大张坨储气库的扩建工程 ,位于B876区块板Ⅱ1枯竭式超低压凝析油气藏上 ,气藏埋深 2 2 2 0～ 2 2 4 0m ,原始地层压力 2 2 .5MPa,目前地层压力为 10 .5 9MPa ,地层压力系数 0 .4 76 ;在该废弃气藏上新钻了 5口储气库注采井 ,其中 3口井射孔完井后自喷 ,日产气量高达 12 .5× 10 4m3 。文章详细介绍了所钻注采井在钻井、固井、射孔完井等工序过程中采取的油气层保护技术和经验 ,对今后衰竭气藏的挖潜、枯竭式气藏储气库的建设具有参考价值。     

流花19-5气田水平井钻井液体系研究

流花19—5气田设计拟以水平井开发。通过使用降滤失剂FLO,对KCI／PLUS钻井液体系进行了优化,确定了该钻井液体系最佳配方：海水、3．00％膨润土、0．20％NaOH、0．15％Na2CO3、0．60％PLUS、0．30％LV—PVC、0．20％VIS、1．00％NPAN、1．50％FLO、3．00％KCl、1．00％Lube及加重剂（重晶石）。性能评价表明,优化的KCl／PLUS钻井液体系具有良好的耐温性、抗污染能力、润滑性及抑制性,完全满足流花19—5气田水平井的钻井需要。     

低渗透气田水平井钻井(完井)液技术

针对低渗透气田平井钻井过程中的井壁稳定、钻头泥包、及保护储层技术难题,室内研发了用于斜井段的双钾盐聚合物钻井液体系和用于长水平段配合裸眼完井工艺特点的无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系,并在长北气田20余口分支水平井成功应用.结果表明,斜井段易塌层平均井径扩大率低于20%,244 mm技术套管均安全顺利下达窗口,这种尺寸套管及其下深在长庆油田尚属首次.水平段安全顺利钻过2 245 m水平段分支,裸眼完井并直接气举投产,获得无阻流量超过200×104 m3/D的单井高产,创造了长庆气田新纪录,保护储层效果明显.     

流花4-1油田水下生产管汇安装海床处理方法研究

文章对流花4-1油田水下生产管汇安装过程中所遇到的海床条件变化问题进行了分析研究,得出了海床条件变化的原因是钻井过程中泥浆堆积引起的这一结论,并进一步研究提出了测量海床泥浆覆盖层厚度的方法,进而找到了新的最佳的管汇安装位置,并通过水下平整海床技术的成功运用,最终解决了因海床不平导致的生产管汇水下安装不能满足要求的问题,可为同类海床问题的处理提供借鉴。此外,还总结了水下生产管汇设计应用的几种基盘形式及其适用的海床条件和使用环境。     

牙哈23凝析气田一次完井的认识

牙哈23凝析气田是一个富含凝析油的深层凝析气藏,为做好储层保护工作,在生产完井时,采用油管传输负压射孔一次完井工艺,即射孔后,射孔管柱作为完井管柱用来采气或注气。完井工艺的焦点集中在封隔器坐封与射孔的先后顺序及由此而产生的相关问题上,通过计算证实了先坐封封隔器后射孔这一方案的可行性。