崖城13-1气田高温超低压气井治理技术与实践

1绪论001
1.1崖城13-1气田地质油藏概况001
1.1.1构造特征001
1.1.2储层特征002
1.1.3温压系统003
1.1.4流体性质004
1.1.5气藏驱动类型004
1.2崖城13-1气田开发现状005
1.2.1气田生产动态特征005
1.2.2储层压力分析007
1.2.3气田开发存在问题011

2气井积液诊断技术与实践013
2.1气田见水分析014
2.1.1水气比分析014
2.1.2氯根含量分析016
2.1.3出水来源分析017
2.2积液诊断技术现状017
2.2.1积液诊断与预测技术018
2.2.2适用性分析019
2.2.3气井携液理论模型019
2.3预测模型修正024
2.3.1井筒分段压降预测模型024
2.3.2水平井临界携液流量预测模型028
2.4积液诊断辅助技术032
2.4.1直观定性判断法033
2.4.2回声仪液面监测034
2.4.3实测压力曲线法035
2.4.4试井三参数组合仪液面探测法037
2.4.5凝析水量计算法037
2.4.6持液率比较法与井口流态辅助判断法038
2.5现场应用038
2.5.1积液诊断流程038
2.5.2积液预测038
2.5.3计算积液高度040
2.5.4措施携液分析041

3排水采气技术与实践043
3.1排水采气技术类型及适用性分析043
3.1.1泡沫排水采气044
3.1.2速度管柱排水采气051
3.1.3气举辅助排水采气056
3.1.4连续油管气举诱喷060
3.2连续油管气举和泡排复合工艺研究与应用063
3.2.1诱喷工艺设计063
3.2.2气举泡排诱喷流程设计066
3.2.3现场应用068
3.3气举排水采气和连续油管诱喷复合工艺研究与应用071
3.3.1崖城13-1气田J井排水采气工艺筛选071
3.3.2气举排水采气工艺设计073
3.3.3连续油管气举诱喷工艺076
3.3.4现场应用077

4堵控水技术与实践079
4.1堵控水技术类型及适用性分析079
4.1.1机械堵控水079
4.1.2化学堵控水082
4.1.3适用性分析082
4.2机械堵控水工具优选084
4.2.1工具要求084
4.2.2机械堵水工具086
4.2.3堵水工具优选091
4.3过油管机械堵水093
4.3.1电缆机械堵水093
4.3.2连续油管机械堵水098
4.4机械堵水实施方案及现场应用108
4.4.1电缆机械堵水实施方案109
4.4.2连续油管机械堵水实施方案110
4.4.3现场应用111

5腐蚀防护技术与实践113
5.1腐蚀防护评价方法114
5.1.1管材标准试验114
5.1.2高温高压腐蚀防护模拟试验118
5.2气举过程中腐蚀防护技术与实践128
5.2.1腐蚀机理及防护对策128
5.2.2耐高温缓蚀剂的筛选131
5.2.3现场应用137
5.3套损腐蚀防护技术与实践138
5.3.1腐蚀机理138
5.3.2腐蚀防护技术140

6套损治理技术与实践143
6.1套损井风险评估及治理方法143
6.1.1套损井检测技术143
6.1.2隐患井量化风险分析方法149
6.1.3套损井治理技术155
6.1.4崖城13-1气田套损检测与风险评估157
6.2高温超低压气井套损治理关键技术159
6.2.1不压井机械封隔储层保护技术159
6.2.2套损修复技术165
6.2.3大尺寸闭式油管气举排液技术171
6.3高温超低压气井套损治理施工方案173
6.3.1过油管封隔器封堵方案173
6.3.2更换套管方案174
6.3.3下生产管柱方案175
6.3.4气举排液方案176
6.3.5回收过油管封隔器方案177
6.4现场应用179
6.4.1实施情况179
6.4.2实施效果182

参考文献183