崖城13-1氣田高溫超低壓氣井治理技術(shù)與實踐

1緒論001
1.1崖城13-1氣田地質(zhì)油藏概況001
1.1.1構(gòu)造特征001
1.1.2儲層特征002
1.1.3溫壓系統(tǒng)003
1.1.4流體性質(zhì)004
1.1.5氣藏驅(qū)動類型004
1.2崖城13-1氣田開發(fā)現(xiàn)狀005
1.2.1氣田生產(chǎn)動態(tài)特征005
1.2.2儲層壓力分析007
1.2.3氣田開發(fā)存在問題011

2氣井積液診斷技術(shù)與實踐013
2.1氣田見水分析014
2.1.1水氣比分析014
2.1.2氯根含量分析016
2.1.3出水來源分析017
2.2積液診斷技術(shù)現(xiàn)狀017
2.2.1積液診斷與預(yù)測技術(shù)018
2.2.2適用性分析019
2.2.3氣井攜液理論模型019
2.3預(yù)測模型修正024
2.3.1井筒分段壓降預(yù)測模型024
2.3.2水平井臨界攜液流量預(yù)測模型028
2.4積液診斷輔助技術(shù)032
2.4.1直觀定性判斷法033
2.4.2回聲儀液面監(jiān)測034
2.4.3實測壓力曲線法035
2.4.4試井三參數(shù)組合儀液面探測法037
2.4.5凝析水量計算法037
2.4.6持液率比較法與井口流態(tài)輔助判斷法038
2.5現(xiàn)場應(yīng)用038
2.5.1積液診斷流程038
2.5.2積液預(yù)測038
2.5.3計算積液高度040
2.5.4措施攜液分析041

3排水采氣技術(shù)與實踐043
3.1排水采氣技術(shù)類型及適用性分析043
3.1.1泡沫排水采氣044
3.1.2速度管柱排水采氣051
3.1.3氣舉輔助排水采氣056
3.1.4連續(xù)油管氣舉誘噴060
3.2連續(xù)油管氣舉和泡排復(fù)合工藝研究與應(yīng)用063
3.2.1誘噴工藝設(shè)計063
3.2.2氣舉泡排誘噴流程設(shè)計066
3.2.3現(xiàn)場應(yīng)用068
3.3氣舉排水采氣和連續(xù)油管誘噴復(fù)合工藝研究與應(yīng)用071
3.3.1崖城13-1氣田J井排水采氣工藝篩選071
3.3.2氣舉排水采氣工藝設(shè)計073
3.3.3連續(xù)油管氣舉誘噴工藝076
3.3.4現(xiàn)場應(yīng)用077

4堵控水技術(shù)與實踐079
4.1堵控水技術(shù)類型及適用性分析079
4.1.1機械堵控水079
4.1.2化學堵控水082
4.1.3適用性分析082
4.2機械堵控水工具優(yōu)選084
4.2.1工具要求084
4.2.2機械堵水工具086
4.2.3堵水工具優(yōu)選091
4.3過油管機械堵水093
4.3.1電纜機械堵水093
4.3.2連續(xù)油管機械堵水098
4.4機械堵水實施方案及現(xiàn)場應(yīng)用108
4.4.1電纜機械堵水實施方案109
4.4.2連續(xù)油管機械堵水實施方案110
4.4.3現(xiàn)場應(yīng)用111

5腐蝕防護技術(shù)與實踐113
5.1腐蝕防護評價方法114
5.1.1管材標準試驗114
5.1.2高溫高壓腐蝕防護模擬試驗118
5.2氣舉過程中腐蝕防護技術(shù)與實踐128
5.2.1腐蝕機理及防護對策128
5.2.2耐高溫緩蝕劑的篩選131
5.2.3現(xiàn)場應(yīng)用137
5.3套損腐蝕防護技術(shù)與實踐138
5.3.1腐蝕機理138
5.3.2腐蝕防護技術(shù)140

6套損治理技術(shù)與實踐143
6.1套損井風險評估及治理方法143
6.1.1套損井檢測技術(shù)143
6.1.2隱患井量化風險分析方法149
6.1.3套損井治理技術(shù)155
6.1.4崖城13-1氣田套損檢測與風險評估157
6.2高溫超低壓氣井套損治理關(guān)鍵技術(shù)159
6.2.1不壓井機械封隔儲層保護技術(shù)159
6.2.2套損修復(fù)技術(shù)165
6.2.3大尺寸閉式油管氣舉排液技術(shù)171
6.3高溫超低壓氣井套損治理施工方案173
6.3.1過油管封隔器封堵方案173
6.3.2更換套管方案174
6.3.3下生產(chǎn)管柱方案175
6.3.4氣舉排液方案176
6.3.5回收過油管封隔器方案177
6.4現(xiàn)場應(yīng)用179
6.4.1實施情況179
6.4.2實施效果182

參考文獻183