精细控压钻井技术在土库曼斯坦加尔金内什气田复杂井中的应用与优化

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作者 徐先觉 曾静 +5 位作者 成琪 温富贵 朱园园 张峰 段洪志 江川 《钻采工艺》 北大核心 2025年第4期241-246,共6页

针对土库曼斯坦加尔金内什气田高温高压高含硫窄密度窗口地层钻井中存在的恶性井漏与喷漏同存难题,文章创新提出并应用了基于全井循环桥浆体系的精细控压钻井集成技术。该技术通过闭环精确控制井底压力波动,成功将产层段钻井液密度降至1... 针对土库曼斯坦加尔金内什气田高温高压高含硫窄密度窗口地层钻井中存在的恶性井漏与喷漏同存难题,文章创新提出并应用了基于全井循环桥浆体系的精细控压钻井集成技术。该技术通过闭环精确控制井底压力波动,成功将产层段钻井液密度降至1.28 g/cm³,有效平衡了储层压力与地层破裂压力。核心技术包括:适用于窄窗口地层的“动态压力剖面”控制模型;高承压低伤害复合桥浆配方;喷漏同存工况下“压力-流量协同”快速响应控制逻辑。现场应用效果显著:平均机械钻速提高超过59%,非生产时间降低逾90%,井漏量减少超过60%,并首次在控压条件下实现了高质量尾管固井(优良率大于97%)。该集成技术为深部高温高压高含硫气藏安全高效钻完井提供了可靠的技术路径和重要实践依据。 展开更多

关键词 精细控压钻井 窄压力窗口 喷漏同存 全井桥浆 复杂地层钻井 井底压力控制 土库曼斯坦加尔金内什气田

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土库曼斯坦萨曼杰佩气田卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩沉积-成岩系统 被引量：13

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作者 文华国 宫博识 +5 位作者 郑荣才 刘合年 吴蕾 陈仁金 李世临 陈守春 《吉林大学学报（地球科学版）》 EI CAS CSCD 北大核心 2012年第4期991-1002,共12页

以土库曼斯坦阿姆河盆地萨曼杰佩气田主力油、气产层卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩为例,根据沉积相、成岩作用方式、成岩演化序列和相对应的地质作用产物特征,综合研究Fe、Mn、Sr微量元素,C、O、Sr稳定同位素,流体包裹体和阴极发光等地球化学... 以土库曼斯坦阿姆河盆地萨曼杰佩气田主力油、气产层卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩为例,根据沉积相、成岩作用方式、成岩演化序列和相对应的地质作用产物特征,综合研究Fe、Mn、Sr微量元素,C、O、Sr稳定同位素,流体包裹体和阴极发光等地球化学特征反映的成岩环境和成岩流体性质。按'水文体制'将卡洛夫-牛津阶划分为不同成岩阶段的海水-淡水、压实卤水和深循环温压水3个成岩系统,认为沉积-成岩系统与储层在时空上具有良好的耦合关系,可归结为:台地边缘生物礁和浅滩相控制了储层的区域分布;早成岩阶段淡水系统溶蚀作用和压实卤水成岩系统的浅埋藏白云岩化作用是形成储层的基础;中成岩阶段的温压水成岩系统埋藏溶蚀作用、中-深埋藏白云石化作用和构造破裂作用扩大了储层规模,提高了储层质量,对优质储层发育贡献最大。 展开更多

关键词 沉积相 碳酸盐岩 储层 沉积-成岩系统 卡洛夫-牛津阶 萨曼杰佩气田 土库曼斯坦

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土库曼斯坦萨曼杰佩气田储层成岩作用与孔隙演化 被引量：23

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作者 董霞 郑荣才 +3 位作者 吴蕾 陈仁金 杨锐 李凤杰 《岩性油气藏》 CSCD 2010年第2期54-61,共8页

以露头剖面测量、岩心观察和室内薄片鉴定为依据,探讨了土库曼斯坦萨曼杰佩气田碳酸盐岩储层成岩作用与孔隙演化规律,其中对储层起破坏作用的为胶结、压实-压溶、硅化、硬石膏化及天青石化和次生矿物的充填等,而对储层贡献最大的建设性... 以露头剖面测量、岩心观察和室内薄片鉴定为依据,探讨了土库曼斯坦萨曼杰佩气田碳酸盐岩储层成岩作用与孔隙演化规律,其中对储层起破坏作用的为胶结、压实-压溶、硅化、硬石膏化及天青石化和次生矿物的充填等,而对储层贡献最大的建设性成岩作用主要为白云岩化、重结晶、溶蚀和破裂等,形成了以生物体腔孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔和溶裂缝等多种原生与次生孔隙组合的储层基本特征。通过再造成岩序列和恢复孔隙演化历史,可知该气田分别经历了以原生孔隙为主→剩余原生孔隙为主→剩余原生孔隙为主叠加次生孔隙→次生孔隙为主叠加原生孔隙的组合阶段。 展开更多

关键词 成岩作用 孔隙类型及演化 成岩序列 卡洛夫-牛津阶组 萨曼杰佩气田 土库曼斯坦

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土库曼斯坦南约洛坦气田复杂盐膏层钻井液技术 被引量：16

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作者 杨晓冰 蔺志鹏 +2 位作者 陈鑫 文虎 张长庚 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2011年第7期55-58,107-108,共4页

土库曼斯坦南约洛坦气田的主力产层位于盐膏层之下,曾因盐膏层地质情况复杂和工程事故频发而一度不能钻达设计井深。该区存在一系列的钻井难题:①随巨厚盐膏层而来的"盐水侵"、"钙镁侵"等导致钻井液受到严重污染;... 土库曼斯坦南约洛坦气田的主力产层位于盐膏层之下,曾因盐膏层地质情况复杂和工程事故频发而一度不能钻达设计井深。该区存在一系列的钻井难题:①随巨厚盐膏层而来的"盐水侵"、"钙镁侵"等导致钻井液受到严重污染;②地层疏松和高压气体所造成的"气侵"使井漏与溢流(井涌)并存;③井下高温、高压环境使钻井液性能变差;④高密度钻井液因其固有的高固相所造成的流变性控制难。为此,中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司研发并使用了以体系组成简单且高效、配制有序且逐步放大量为特点,以"护胶为主、增强抑制性"为维护处理技术思路的高密度饱和盐水聚磺钻井液,其组成为:基础材料类(膨润土、烧碱、纯碱、NaCl、KCl等)+聚合物类(PAC、FA367、XY-27、JT888等)+磺化材料类(SMP-2、SMC、SPNH、JNJS-220、SMT、FT-1等)+加重剂(重晶石)+辅助材料类(润滑剂、消泡剂、盐重结晶抑制剂等)。此举,提高了高固相含量钻井液体系的综合性能。该钻井液应用于现场,克服了各种因地质因素所造成的钻井液污染破坏问题,突破了该气田钻井技术"瓶颈",成功解决了该气田盐膏层井段所惯存的蠕动、缩径、垮塌等技术难题,确保了该区12口天然气探井盐膏层钻井任务的安全、顺利完成。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 南约洛坦气田 晚侏罗世 盐膏层 高密度钻井液 高温高压 污染 维护处理 川庆钻探工程有限公司

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土库曼斯坦萨曼杰佩气田卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩储层特征 被引量：46

5

作者 张兵 郑荣才 +2 位作者 刘合年 吴蕾 陈仁金 《地质学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2010年第1期117-126,共10页

土库曼斯坦萨曼杰佩气田卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩沉积相类型丰富,发育有台地前缘缓斜坡、台地边缘生物礁和浅滩、开阔台地和局限台地5个相带,储层岩性主要为台地边缘生物礁和浅滩相的礁灰岩、生物屑灰岩和鲕粒灰岩等,具有厚度大和大多... 土库曼斯坦萨曼杰佩气田卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩沉积相类型丰富,发育有台地前缘缓斜坡、台地边缘生物礁和浅滩、开阔台地和局限台地5个相带,储层岩性主要为台地边缘生物礁和浅滩相的礁灰岩、生物屑灰岩和鲕粒灰岩等,具有厚度大和大多为优质储层的特点。以岩芯观察描述和薄片鉴定为基础,综合利用地质、钻井、地震等资料,深入探讨了萨曼杰佩气田卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩沉积相特征和储层类型,划分出孔洞缝型、孔隙型、裂缝-孔隙型和裂缝性储层类型,确定孔洞缝复合型储集层主要发育于高能环境下形成的台地边缘生物礁相带;孔隙型和裂缝-孔隙型储层主要发育在相对高能的台地边缘浅滩相带,在开阔台地台内浅滩中也有一定规模的发育;裂缝型储层主要分布在泻湖和潮下等低能相带。在此基础上建立了不同储层类型的测井相响应模式。研究了岩性、沉积相以及成岩作用对储集层发育的控制作用,认为高能的礁、滩相带最有利储层发育,而强烈的压实和胶结作用是破坏储层储集性能的主要因素。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 萨曼杰佩气田 卡洛夫阶—牛津阶 碳酸盐岩储层 沉积相 测井相 成岩作用

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土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术 被引量：1

6

作者 邹洪岚 汪绪刚 +2 位作者 康健利 朱怀顺 王青华 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2009年第9期94-96,共3页

土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田,恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13a,修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、水合物预测等难题,存在较大的技术难度和... 土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田,恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13a,修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、水合物预测等难题,存在较大的技术难度和安全风险。在对33口老井的采气工程进行了分析和评估的基础上,采用MIT/MTT井筒腐蚀评价和生产系统节点分析等方法,针对气田的储层特点和修井采气工程技术的难点,形成了高含硫气田恢复产能工程关键技术,主要包括老井修复与测试配套技术、生产系统优化技术、H2S与CO2的腐蚀与防治技术以及酸性气田高效酸化解堵技术。在已修复的9口井中恢复年产能12×108m3,修复26口井预计恢复年产能(25～30)×108m3,26口老井修复利用至少可节约钻井直接投资8000万美元以上。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 高含硫气田 采气工程 老井 修井 酸化 生产能力 恢复

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土库曼斯坦某气田集输增压方案比选及建议 被引量：6

7

作者 张琳 苏欣 +1 位作者 刘有超 刘祎飞 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2012年第8期96-99,135,共4页

土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压... 土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为:该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。 展开更多

关键词 土库曼斯坦气田 集输 多井高压集气 单井节流 气液混输 增压 方案 优化

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土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术 被引量：7

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作者 刘伟 李华坤 徐先觉 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2016年第3期33-38,共6页

土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层（厚度为700~1 000m）是典型的异常高压地层,钻井过程中存在高压盐水侵的风险,钻井液密度高达2.48kg/L,常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。为此,在现有饱和盐水钻井液的基础上... 土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层（厚度为700~1 000m）是典型的异常高压地层,钻井过程中存在高压盐水侵的风险,钻井液密度高达2.48kg/L,常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。为此,在现有饱和盐水钻井液的基础上,优选了抗高温、抗膏盐层污染处理剂,并与其他处理剂复配,研制了超高密度饱和盐水钻井液。室内性能评价试验显示,该钻井液密度可达2.48kg/L,具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等特点。30多口井的现场应用表明,该钻井液能解决长段膏盐层钻进中的地层蠕变、钻井液易污染及高压盐水侵等技术难点,并能大大提高机械钻速,缩短钻井周期。 展开更多

关键词 深井 膏盐层 高密度钻井液 饱和盐水钻井液 阿姆河右岸气田 土库曼斯坦

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土库曼斯坦萨曼杰佩气田气井异常积液与对策 被引量：7

9

作者 张培军 程绪彬 +2 位作者 刘荣和 杨继辉 郑可 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2015年第4期62-67,共6页

气井积液在气田开发过程中形成机理复杂,对气田开发危害大,直接影响气井产能的发挥和气田的最终采收率。土库曼斯坦萨曼杰佩气田动态监测资料表明气井普遍存在积液,其形成原因和对气田开发的影响等问题严重地制约了该气田进一步上产。为... 气井积液在气田开发过程中形成机理复杂,对气田开发危害大,直接影响气井产能的发挥和气田的最终采收率。土库曼斯坦萨曼杰佩气田动态监测资料表明气井普遍存在积液,其形成原因和对气田开发的影响等问题严重地制约了该气田进一步上产。为此,依据气井积液的物质来源,将生产井积液类型分为地层水积液型、凝析液积液型、外来液积液型3种;再利用静压梯度法及PLT监测法对该气田气井积液进行了判别,结合气井临界携液能力分析并综合气藏生产资料,对气井积液形成机理进行了研究。结果表明,该气田气井积液普遍,下部井段储层水淹,但形成机理有别于其他气田,主要是气井长期封存,压井液沉淀造成下部储层孔隙堵塞,天然气无法就近进入井筒,压井液无法带出而长期滞留井底,形成积液,排除了地层水锥进的可能;同时,气田以块状储层为主,储层物性和连通性较好,积液对气田开发影响较小。基于以上认识,及时提高气田的开发规模、加大边界气田的强采,大大提高了气藏的采收率。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 萨曼杰佩气田 开发 气井 异常 积液 形成机理 影响 对策

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高含硫气田钻井工程技术难点及应对措施——以土库曼斯坦阿姆河气田为例 被引量：11

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作者 刘川生 周仕 +1 位作者 晏凌 邓仕奎 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2013年第1期79-84,共6页

阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×108 m3天然气供应合同的顺利实施,首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析,总结了该区块存在的工程难点、风... 阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×108 m3天然气供应合同的顺利实施,首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析,总结了该区块存在的工程难点、风险,并重点研究了钻井作业速度低和钻井报废的原因;然后,提出了满足高产气井的合理井身结构设计方案和井控装置配套方案,以及各层套管需要解决的地质工程难点,最后,制订了第三、四次开钻钻进控制盐水浸、膏盐溶解、膏盐缩径、井涌井喷等工程风险的应对技术措施。从2008年5月第1口井开钻到2012年5月,共钻井48口,无1口井报废,成功率达100%,平均建井周期156.75d,平均机械钻速3.17m/h,创造了该区钻井记录,形成了适合阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的一整套钻井技术。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 阿姆河右岸合同区块 高温高压高含硫 气田 难点 方案 措施 井控

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西南油气田(土库曼斯坦)阿姆河天然气开发项目部

11

《石油与天然气化工》 CAS CSCD 2011年第B12期F0004-F0004,共1页

西南油气田（土库曼斯坦）阿姆河天然气开发项目部，是为适应阿姆河天然气项目生产运行整体承包服务、经中国石油天然气股份有限公司于2010年3月10日（油人事[2010]145号）正式批复同意设立的内部管理机构（处级），接受西南油气田公司... 西南油气田（土库曼斯坦）阿姆河天然气开发项目部，是为适应阿姆河天然气项目生产运行整体承包服务、经中国石油天然气股份有限公司于2010年3月10日（油人事[2010]145号）正式批复同意设立的内部管理机构（处级），接受西南油气田公司和阿姆河天然气勘探开发（北京）有限公司的双重领导，在土库曼斯坦履行“生产运行总承包合同”任务。重庆气矿和重庆天然气净化总厂为阿姆河项目部主要的对口支持单位，勘探开发研究院、天然气研究院、采气工程研究院和安全环保与技术监督研究院为技术对口支持单位。 展开更多

关键词 天然气开发 土库曼斯坦 阿姆河 项目部 油气田 中国石油天然气股份有限公司 西南 天然气勘探开发

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土库曼斯坦萨35-1H水平井钻井技术 被引量：1

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作者 谯抗逆 郭世侯 +3 位作者 白璟 胡超 张德军 王成学 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2010年第5期69-72,83,共5页

萨35-1H水平井是土库曼斯坦第1口水平井,其目的层位于巨厚膏盐层下,存在着在巨厚膏盐层中实现轨迹控制的巨大难题,在土库曼斯坦国内尚无成功钻井先例。针对巨厚膏盐层钻水平井的难点,在井身结构优化、井眼轨迹优化、井眼轨迹控制技术、... 萨35-1H水平井是土库曼斯坦第1口水平井,其目的层位于巨厚膏盐层下,存在着在巨厚膏盐层中实现轨迹控制的巨大难题,在土库曼斯坦国内尚无成功钻井先例。针对巨厚膏盐层钻水平井的难点,在井身结构优化、井眼轨迹优化、井眼轨迹控制技术、钻井液技术、安全钻井等方面采取了一系列对应措施,安全、优质、高效地钻成了土库曼斯坦第1口水平井,完钻井深为3333m,斜井段长为1573m,水平位移为1210.6m,最大井斜为92.04°,311.2mm井眼斜穿巨厚膏盐层624m,215.9mm井眼横穿产层501.78m,钻井周期为111.6d。该井的成功为后续水平井的设计和施工奠定了基础。 展开更多

关键词 巨厚膏盐层 水平井 土库曼斯坦 萨曼杰佩气田

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土库曼加尔金内什压力敏感性气藏固井技术与应用

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作者 余建 万永生 +2 位作者 徐先觉 王德坤 高强 《钻采工艺》 CAS 北大核心 2016年第3期28-30,128,共3页

226井位于土库曼斯坦加尔金内什气田,该气田储层具有发育好且储层段长、溶蚀孔洞发育、气量大、井底温度高、硫化氢含量高等特点。该井在气层钻进中多次发生井漏(累计漏失钻井液2 835.03 m^3),并导致溢流等复杂情况,经过多次多类型的堵... 226井位于土库曼斯坦加尔金内什气田,该气田储层具有发育好且储层段长、溶蚀孔洞发育、气量大、井底温度高、硫化氢含量高等特点。该井在气层钻进中多次发生井漏(累计漏失钻井液2 835.03 m^3),并导致溢流等复杂情况,经过多次多类型的堵漏作业才建立井筒内液柱与地层的微弱平衡。针对固井期间可能发生井漏、溢流等复杂情况,采取了有针对性的下尾管防阻卡措施;控制全程施工参数;采用正注反挤工艺技术等措施,确保了尾管顺利下至设计井深,保障了在井漏失返条件下的安全固井,并使尾管段正反注水泥浆顺利对接。测井解释结论表明该次固井裸眼气层得到有效封固,固井质量可满足下步开采要求。该井177.8 mm尾管固井的安全作业解决了该区块又喷又漏复杂井的固井作业,并对今后类似复杂井固井施工提供有力支持。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 加尔金内什 正注反挤 尾管固井

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阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策 被引量：5

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作者 邹洪岚 刘合 +2 位作者 蒋卫东 高成武 王青华 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2015年第1期97-102,共6页

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了... 中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。 展开更多

关键词 酸性气田 冲蚀 腐蚀 高产气井 冲蚀临界速度 高压节流阀 土库曼斯坦 阿姆河右崖气田群

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阿姆河右岸萨曼杰佩气田凝析油潜含量确定方法 被引量：4

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作者 周克明 刘合年 +1 位作者 何家欢 张培军 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第6期59-66,共8页

土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产... 土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产量,根据气田的实际情况建立了流体取样技术规范和流体分析实验方法(以下简称新方法),据此测定气田井流物组成和凝析油潜含量,并采用新方法和俄罗斯方法对凝析油相关参数、凝析油潜含量进行了计算和对比分析。结果表明:(1)新方法要求天然气组分分析到C_(10)^+以及组分中的N_2、He、H_2、O_2+Ar、CO_2、H_2S,凝析油组分分析超过C_(30)^+;(2)按俄罗斯方法计算的凝析油潜含量为77.27 g/m^3,按中方新方法计算的凝析油潜含量为76.21 g/m^3,双方计算结果一致;(3)较之于其他老方法,新方法的精度更高、计算结果更加可靠。结论认为,新方法准确地确定了该气田的凝析油潜含量,解决了困扰中国石油阿姆河天然气公司在阿姆河右岸油气开发合作A区生产中的重大技术难题,为该公司A区扩能改造和B区气田开发方案设计、二期产能建设提供了重要的技术支持。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 萨曼杰佩气田 地层流体 高压物性 井流物 油气组分 闪蒸分离 凝析油潜含量 凝析油产量

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扬古伊气田J_3k-o超高压湿气气藏特征及开发策略 被引量：3

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作者 包强 冷有恒 +2 位作者 张李 周堤 张晓东 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2011年第3期56-58,111-112,共3页

扬古伊气田位于土库曼斯坦阿姆河右岸B区块中部,是阿姆河天然气公司第二处理厂的主供气田之一。气田主体构造扬古伊圈闭计算天然气地质储量达数百亿立方米,斜坡带及其上部局部小圈闭的估算天然气资源量也十分可观。针对该气田J3k-o气藏... 扬古伊气田位于土库曼斯坦阿姆河右岸B区块中部,是阿姆河天然气公司第二处理厂的主供气田之一。气田主体构造扬古伊圈闭计算天然气地质储量达数百亿立方米,斜坡带及其上部局部小圈闭的估算天然气资源量也十分可观。针对该气田J3k-o气藏属超高压湿气气藏、受构造和岩性控制、储层纵横向上非均质性及应力敏感性较强等特点,提出了高效开发的策略:①衰竭式开采;②非均匀方式布井;③采用大角度斜井井型;④分批部署、滚动实施;⑤气藏投入开发后要尽量减少开关井次数。这对于控制井底流压,保持合理的地层压力,减小储层伤害并及时进行产能测试评价、合理配产,获得较好的开发效果发挥了重要作用。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 扬古伊气田 J3k-o气藏 气藏特征 开发策略 衰竭式开采 非均匀布井 大角度斜井

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阿姆河右岸奥贾尔雷气田气井生产异常压力产生原因及对策 被引量：4

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作者 张培军 高仪君 +3 位作者 万翠蓉 刘荣和 张李 李洪玺 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2016年第10期77-84,共8页

土库曼斯坦奥贾尔雷气田是阿姆河右岸二期工程的主供气田,具有典型的"金豆子"特征:储层物性好、产气能力高。然而,生产过程中却出现了油压连续大幅度下降、与试采方案存在较大差异等异常情况。为此,通过建立气井生产全流程综... 土库曼斯坦奥贾尔雷气田是阿姆河右岸二期工程的主供气田,具有典型的"金豆子"特征:储层物性好、产气能力高。然而,生产过程中却出现了油压连续大幅度下降、与试采方案存在较大差异等异常情况。为此,通过建立气井生产全流程综合分析方法,剖析可能造成气井油压异常变化的3种主要模式,即:(1)模式1——地层能量不足,地层压力下降较快,引起井口压力同步下降;(2)模式2——井筒管流压降异常,生产管柱中可能存在节流效应,造成井筒压降异常增大;(3)模式3——气井生产压差异常增大,产能大幅下降造成井口油压异常下降。在此基础上,通过系统的动态监测和深入地分析,认为该井由于钻井液密度高,而储层孔洞发育,部分重晶石在产层沉淀下来,随着高产量生产,重晶石被带出并在井筒中沉降,致使下部产层被掩埋,产气能力大幅下降,生产油压异常下降。据此及时提出对该井储层再改造、疏通产气通道、增加渗流能力的技术措施,利用连续油管冲砂洗井、酸化改造等措施,降低了综合表皮系数,减小了生产压差,恢复了该井的产气能力,确保了气井高产稳产。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 阿姆河右岸 奥贾尔雷气田 油压异常 全流程综合分析 重晶石沉淀 产层掩埋 冲砂洗井 酸化改造

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阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田DST测试管柱优化设计 被引量：11

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作者 程维恒 王立军 +2 位作者 李光辉 王彦武 丁启光 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2014年第4期76-82,共7页

土库曼斯坦阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的地质结构复杂,具有高压力、低渗透的特点,且天然气中普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,在测试作业过程中发生过井下测试管柱不密封、油管腐蚀损坏、压力泄露等问题,从而影响施工进度和人员、... 土库曼斯坦阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的地质结构复杂,具有高压力、低渗透的特点,且天然气中普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,在测试作业过程中发生过井下测试管柱不密封、油管腐蚀损坏、压力泄露等问题,从而影响施工进度和人员、设备的安全。针对此类问题,从工艺和安全角度出发,本着简单实用的原则,通过对现用的4种DST管柱结构的应用特点及工艺进行分析,优化出一套适用于该区块的DST测试管柱(即射孔—测试—酸化—测试—挤压井管柱),其结构为:TCP管串+RTTS封隔器+安全接头+RD循环阀+RD安全循环阀+OMNI多功能循环阀(不带球)+校深短节+采油树。如果测试后直接投产,则可使用永久式插管封隔器来代替RTTS封隔器,即转换为射孔—酸化—测试—完井管柱。该优化后的管柱设计方案已经成功应用于5口井的测试作业,对指导高温、高压、高含硫井的测试施工设计,有效预防安全质量事故的发生,确保取全、取准地层数据和资料提供了技术支撑。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 阿姆河右岸区块 高温 高压 高含硫 气田 中途测试 测试管柱 优化 设计

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立体管理模式助推阿姆河右岸千万吨级油气田勘探开发 被引量：4

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作者 刘合年 吴蕾 +3 位作者 张培军 程绪彬 费怀义 邓常念 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2013年第9期1-6,共6页

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难,中国石油(土库曼斯坦)阿姆河... 土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难,中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司围绕2009年建成一期工程和2013年基本建成二期工程两大工作目标,针对海外项目特点和产品分成合同(PSC)要求,打破常规传统模式,创新勘探开发"一体化"的立体管理模式,即:组织管理一体化、信息共享一体化、研究体系一体化、业务流程一体化、科研生产一体化、地质工程一体化等来破除部门和井别限制,实现勘探开发业务融合管理、无缝衔接,减少重复建设,缩短气田建设周期,促进投资效益的提高。同时集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术,并实现了规模化应用,填补了我国在该领域的技术空白。6年时间探明天然气储量超过5 000×108 m3,基本建成年产天然气130×108 m3的生产能力,取得了显著的社会经济效益,可为海外及国内同类型油气勘探开发项目提供借鉴。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 阿姆河右岸 油气田 勘探开发 一体化 立体管理模式

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阿姆河右岸某跨境气田增压必要性及优化研究

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作者 郑可 孙丽 +2 位作者 刘荣和 李洪玺 张李 《西南石油大学学报（自然科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2022年第6期121-131,共11页

针对阿姆河右岸某跨境气田井口压力平输压、资源流失、压力分布不均衡、增压投资大、审批难以及地面增压工程基建人员不足等影响产能目标完成的难题,开展了增压开采必要性和增压方案优化工作,研究表明,增压开采势在必行,集中增压、分期... 针对阿姆河右岸某跨境气田井口压力平输压、资源流失、压力分布不均衡、增压投资大、审批难以及地面增压工程基建人员不足等影响产能目标完成的难题,开展了增压开采必要性和增压方案优化工作,研究表明,增压开采势在必行,集中增压、分期建设的增压方案最优:(1)集中增压将所有压缩机部署在同一增压站内,分期建设既能降低资源流失,亦能缓解基建人员不足的问题;(2)通过优化产能剖面和安装流程切换装置,增压总需求功率能降至43 MW,压缩机数量和利用率达到最优,实现了投资最小化、效益最大化。该方案已经获得资源国审批,13台压缩机分两期投产运行,产能建设目标得以顺利完成,有效指导了地面增压工程的有序推进,提高了气田的开发效果。 展开更多

关键词 土库曼斯坦 跨境气田 资源流失 压力不均衡 集中增压 分期建设 压缩机数量优化

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