崖城13-1气田井口区管线改造优化设计

崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术

崖城13-1气田高温气井动态监测与分析技术李跃林;张风波;曾桃;李树松;马帅;汤明光【摘要】南海琼东南盆地崖城13-1气田是典型的海上高温高压气田,具有井深大、水气比变化大等特点,动态监测与分析面临很大困难.通过该气田的开发实践及技术研发攻关,形成了一系列适用于高温高压气井的动态监测技术:对高温气井常规测试方法和监测制度进行了优化,减少了测试工作量和降低了测试风险;将管流计算分析与产能方程结合,形成了井口产能测试技术,为优化气井配产和工作制度提供了依据.基于气藏凝析水产量计算方法的凝析水预测技术以及产出水实验分析技术,结合产出剖面生产测井技术形成了高温气井产水定量分析技术和产出水识别技术,指导了堵水措施的成功实施.应用本文研究成果在降低测试风险和测试成本的同时,还准确获取了相关测试资料,从而为气田下步开发方案的制订和决策提供了指导.%YC13-1 gas field in Qiongdongnan basin of the South China Sea is a typical offshore high temperature and high pressure gas field.Dynamic monitoring is full of challenges because of the deep wells and the great varying range of water-gas ratio.Through the development practice of the gas field and technology research and development, a series of new dynamic monitoring technologies are developed for high temperature and high pressure gas reservoir: the conventional testing methods and monitoring system are optimized to reduce workload and risk;a new wellhead production test method is developed by combining pipe flow pressure calculation and productivity equation, which provides the basis for optimizing the production and working system of gas well.High temperature gas well water production quantity analysis and waterdetection technology are developed to guide water plugging by combining condensed water prediction based on condensed water production calculation, produced water experimental analysis and production logging technology.The application of the new technologies not only reduces the risk and cost of well testing, but also is helpful in getting accurate testing data, thus providing guidance for development plan and policy in YC13-1 gas field.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2017(029)001【总页数】6页(P65-70)【关键词】崖城13-1气田;高温气藏;动态监测;产能测试;凝析水;产出剖面【作者】李跃林;张风波;曾桃;李树松;马帅;汤明光【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057【正文语种】中文【中图分类】TE373崖城13-1气田是目前国内最大的海上高温高压气田[1-2]，具有储层埋深大、水气比变化大等特点，动态监测与分析面临如下难题。

随钻测压工具在崖城13-1气田A9井的应用

随钻测压工具在崖城１－３１气田Ａ９井的应用
吴旭东，方满宗，邵诗军，管申，牛雪
（．巾海石油能源发展股份有限责任公司监督监理技术公司，１广东湛江５４５；．中海石油（２０７２中国）湛江分公司，广东湛江５４５）２０７３１气田目前的地层压力数据．证该区块陵水组３段储层动用程度，避常规电缆测验规
井风险，气田Ａ９井在完钻后，用ＳｅｈＳｏｅ６５型随钻测压工具进行了压力测试。根据测试所获得的数据，该使ｔｔｏｃｐ７
Ａｂｔａｔｎｏｄｒｔｂａｎｃｒｅｔｆｒｔｏｒｓｕｅｏｃｅｇ１ — ｓＦｅｄｖｒｆｈｒｄｓｒｃ．ＩｒｅｏｏｔｉｕｒｎｏｍａｉｎｐｅｓｒｆＹａｈｎ３１Ｇａｉｌ。ｅｉｔｅｐｏｕｙｃｎｅｒｅｏｅｔｏｎＬｎｓｕｒａｉｎ，ｎｖｉｈｉｋｏｏｖｎｉｎｌｒｌｅｌｇｉｇＳｅｈｉｇｄｇｅｆｓｃｉｎ３ｉｉｇｈｉＦｏｍｔｏａｄａｏｄｔｅｒｓｆｃｎｅｔａｅｉｏｇｎ，ｔｔｏｏｗｉｎＳｏｅ６ｔｐｏｌｗａｓｄｔｒｗｏｍａｉｎｆｉｏｒｓｕｅｔｓｆｅｅｌＡ９ｏｈａｉｌｓｃｐ５ｙｅｔｏｓｕｅｏｄａｆｒｔｏｌｄｆｒｐｅｓｒｅｔａｔｒＷｌ７ｕｆｔｅｇｓｆｄｗａｅ

琼东南盆地崖13-1气田气源区圈定与成藏运聚模式

ｌ３一ｌ气田地质地球化学特征已有较多研究，形成了
研究样品采自崖北凹陷Ｙ８—２一ｌ井崖城组泥
一些较一致的认识，如崖ｌ３一ｌ气田形成于高古地温岩。该样品实测。为０．６０％，干酪根Ｈ／Ｃ为１．１２，
胡忠良，肖贤明，黄保家２，ＴａｎｇＹｏｎｇｃｈｕｎｓ
（１．ＩｆＪｔ￣ｌｇｔ院广州地球化学研究所ｒ机地球化Ｈ家点实验窜，广尔广州
５１０６４０；２．
Ｉｆｌ【ｑ海洋汕总公．ｄ湛？Ｉ：分公．ｄ
技术部，广东
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５２４０５７；３．Ｐｏｗｅｒ，ＥｎｅｒｇｙａｎｄＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａ１ＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒ，
Ｆｉｇ．２Ｍｅｔｈａｎｅｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｋｉｎｅｔｉｃｓｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｓｔｕｄｉｅｄｓａｍｐｌｅａｎｄｉｔｓｆｉｔｔｉｎｇｒｅｓｕｌｔｓ
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活化能ＡｃｔｉｖａｔｉｏｎｅｎｅｒｇｙＥ（ｋＪｌｍｏ１）
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集气，目前天然气仍在有效的充注阶段。在此基础上，提出了崖１３—１气田天然气成藏运聚模式。此研究方法及建立

崖城13-1气田高温低压修井液类型选择

用加剧，导致现有的天然／天然改性的降滤失剂不能满
高效开发提供技术保障尤为重要。作者在此介绍了崖城１３－１气田高温低压修井液体系的选型背景和依据，确定了适合的修井液类型。
足需要，从而影响修井液体系的性能，如滤失量大、黏
保护储层的修井液体系，并建立对应体系的现场施工工艺，为崖城１３ — １气田高温低压井的稳产增产改造和
应用情况
２．１国内外高温低压油气藏修井液体系类型
高温作用使修井液体系各组分间的物理、化学作
１３ — １气田高温低压井的稳产增产改造和高效开发提供了技术保障。
关键词：崖城１３ — １气田；高温低压（ＨＴＬＰ）；修井液；选择
中图分类号：ＴＥ３５８文献标识码：Ａ文章编号：１６７２ —５４２５（２０１４）０１ —００６４－０４
持续下降；（２）在相同生产制度（如相同油嘴尺寸）条件下单井产量持续降低；（３）产液量和水（液）气比总体上
升；（４）个别井产水（液）量异常，已造成气井的水淹。研究认为，该气田具有一定的挖潜能力。
１）井较深。崖城１３ — １气田中深３８１０ｍ，气井平
均深度超过５０００ｍ，最大井深近７６００ｍ。

套管测井新技术交流(斯伦贝谢)

3106
3406/3406H
4512/3406
4505
HMX/HNS
2906
HMX/HNS
2506
PowerJet Nova
2006
**硬岩石靶穿深比前一代PowerJet Pmega增加20%
P3－已射孔井动态负压射孔
利用动态负压射孔方法处理已射孔井，可以实现：
机械方法清除各种结垢（如硫酸钡等）选择性（深度）除垢提供垢的样品保护套管完整性处理后油井以低压差生产，会减少垢的沉淀无钻机/过油管作业，减少非生产时间产量能成倍增加
井段（ 8 3/4“ 和 6 1/8” 井眼），比TLC钻具传输作业节省
50％（1天）时间。欧洲： UltraTRAC 传输测量了Sonic Scanner，水平段长 700m
UltraTRAC- Case Study – USL, April 2012
Run #1 – PEX/FMI
– Started tractoring at 3150 ft and made it to TD 5550 ft
2、最新技术交流
水平井传输-UltraTRAC全能爬行器电缆修井平台-ReSOLVE
PJ Nova硬岩石超深穿透射孔弹和P3
全能爬行器UltraTRAC –工作原理
创新的模块化设计
马达驱动液压泵
通过液压张开滚轮臂
马达驱动传轴
通过齿轮组机械连接到滚轮
特点
主动牵引力控制系统可反向爬行
A9井是一口大位移井，从800m井斜超过60度， 971m-4563m稳斜77度。应用爬行器传输既不占用钻机时间，作业更方便，作业效率也比钻具传输测井方式提高至少两倍。本井使用爬行器爬行约3300米至4296m后上提测量，测量段为3935m-4296m。套后成像（IBC）可对井筒完整性全面评价，一趟测井可以取得套管信息（内径及厚度，套管技术状况）、水泥胶结及窜槽方位、以及套管居中度等信息。窜槽基本发育在环空窄边。固井质量评价不受水泥密度变化（污染）、套管偏心和双层套管影响。

以ROV为载体的海洋平台FMD检测技术

32科技资讯 SC I EN C E & TE C HN O LO G Y I NF O R MA T IO N信息技术1 ROV 检测技术ROV(Remotely Operated Vehicle)是一种由水面遥控的水下作业系统。

它能在水下三维空间自由航行,可以用闭路电视进行观察,可用一只或几只多功能机械手完成一定的水下作业任务。

ROV具有灵活的大深度水下运动能力,装备先进的水下动力、控制和机械系统,能在潜水员无法到达的深度与不安全的环境下进行水下检测。

ROV检测技术以其经济、安全、工作效率高、作业深度大,并能在恶劣的环境下作业等优点,在海洋工程结构的水下无损检测中得到广泛重视。

同时,海洋石油工业正在向深海区域发展,对水下无损检测技术提出了更高的要求,为了提高效率,降低成本,海洋工程结构的水下无损检测越来越趋向于使用ROV检测技术。

ROV按遥控方式分为系缆与无缆两种。

在近海石油生产及水下无损检测作业中,系缆自由航行潜水器的应用最为广泛。

2 ROV 系统组成RO V系统主要由潜器、收放系统、控制系统、发电机、工具间等组成,一个典型的ROV系统如图1所示。

(1)潜器;(2)收放系统;(3)控制系统;(4)发电机;(5)工具间。

3 FMD 探测仪FMD(FloodedMemberDetection)是英国于20世纪90年代中后期发展起来的一种独特的水下结构检测方法,适合于检测穿透型裂纹或其它使水渗到构件内部的缺陷。

其原理是:当存在穿透型裂纹时,外面的海水将渗到平台构件的内部,使含缺陷的构件充水,可以用超声波或射线探测构件内是否有水,依此来判断是否存在缺陷。

FMD法检测的优点有速度快、操作简单、效率高、与其他方法相比成本低,所以该方法广泛应用于北海等海域的平台检测,英国现已开发出利用FMD技术的检测系统FL OODT rac k。

4 ROV 搭载FMD 作业过程4.1崖城13-1油田简介崖城13-1气田位于海南省三亚市西南方的南海北部海域,距三亚市约72km,水深约90m。

崖城13-1气田连续油管注氮诱喷排液技术研究与应用

88内蒙古石油化工2014年第5期崖城13—1气田连续油管注氮诱喷排液技术研究与应用张希秋(中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580)摘要；目前崖城13—1气田已经进入开发中后期，高效的诱喷排液技术是减缓天然气产量下降的重要技术保证。

基于气液两相流理论，研究了注氮参数对连续管注氮诱喷效果的影响，并进行了实例验证。

研究表明，增大注气深度、增加注氮排量、增大连续管尺寸、减小井口回压均有利于诱喷效果的改善，其中注气深度对诱喷效果影响较为显著，注氮排量、连续管尺寸、井口回压影响不显著。

利用研发的软件对崖城13—1一A12Sah井的注氮诱喷效果进行了模拟计算，模拟结果与现场施工结果较为一致。

关键词：连续管；排液；优化设计；应用中图分类号：T E32+7文献标识码：A文章编号：1006—7981(2014)05—0088一05崖城13—1气田在经过高速开发以后，已经进入开发中后期，产能下降快、地层压力系数低、且地层水侵入严重，给钻完井后的气井诱喷排液带来较大的困难[1-2]。

相对于替人低比重的诱喷液和使用气举阀诱喷两种诱喷方式来说，连续油管氮气气举诱喷，具有使用方便、成功率高、精确度高、排液效率高、适应性强等优点[3_4]，因而受到施工单位的青睐。

连续油管注氮参数对排液效果影响较大，但是目前对注氮参数的影响还缺乏深入的认识，现场施工多凭经验而缺少成熟的技术规范作为指导，无法确保经济高效的排液施工效果。

为此基于多相流流体理论[5_7]，对连续管注氮排液技术进行了系统研究，对连续管注氮排液的施工设计具有很好的指导意义，并且可以缩短现场施工周期(减少了现场注氮参数的调整时间)，因而对连续管注氮排液的现场推广具有重要意义。

1连续管注氮诱喷技术原理1．1连续管注氮过程中环空流体状态变化规律在注氮过程中，如果暂不考虑储层中的气体从地层流入井筒产生的影响，随着注氮排量的增大，环空中流体的流动型态会出现以下情况，如图1所示。

崖城13-1气田A7井高难度气井电缆堵水实践

崖城13-1气田A 7井高难度气井电缆堵水实践X宋立志,曾玉斌,范远洪,颜　明,刘春春,谢乐训(中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江　524057) 摘　要:崖城13-1气田A7井2009年9月受底部高压孤立水层影响发生暴性水淹,造成气井积液停喷,为使A 7井重新恢复生产,需要封堵底部高压水层。

受高温(174.4℃)、井深(5804.6m )和大压差(压差5000psi)的影响,常规机械堵水方法和化学堵水方法均无法满足堵水要求,经过大量的调研和可行性分析,优选了耐高温高膨胀率的极限桥塞,通过管内电缆传输方式送入极限桥塞和倒水泥方案进行封堵。

通过在A 7井实践应用,井筒液面由堵水前914m 下降至堵水后2666m ,成功将底部高压水层封堵,为类似高温高压差深井堵水作业提供了宝贵的经验。

关键词:高压水层;电缆堵水;极限桥塞;倒水泥中图分类号:T E358+.3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)09—0029—04 崖城13-1气田经过10多年的高速开采,气层压力系数由1.05降至0.30,随着气层压力不断下降,边底水的活跃程度将加剧,最终将影响气井的生产[1,2]。

一旦气层与边底水或孤立水体相连接,水体在压差的作用下将逐渐淹没气层,导致气井出水,产气量下降,甚至水淹停喷。

为消除或减少出水对气井造成的危害,一般采用堵水方法对出水层位进行封堵,以减缓出水速度和延长生产时间。

目前,国内外对气井堵水工艺进行了大量的研究和应用,目前采用的堵水方法可分为机械堵水、化学堵水和机械+化学复合堵水。

受井底174.4℃高温的影响,崖城13-1气田采用化学堵水方式不可行[3],根据“崖城13-1气田开发中后期排水采气工艺”研究结论,采用管内下入机械封堵方式可实现堵水作业[4]。

1　概况1.1　气井背景崖城13-1气田1996年1月正式投产,属正常的温度压力系统,气藏中部温度为174.4℃,地温梯度为0.0398℃/m,陵三段气藏中深(-3810m),气藏中部原始地层压力为38.71MPa,压力系数为1.05。

崖城13—1气田南山终端天然气三甘醇脱水

第挖卷第３期２０００年６是中国海上油气（工程ｌＣＨＩＮＡ０唰匿蚤配瞳ＥＯＩＬＡＮＤＧＡＳ（ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ）ｖｄ．１２．Ｎｏ．３Ｊ∞．，２０００崖城１３—１气田南山终端天然气三甘醇脱水及再生系统２次故障的分析及解决方法逡仁镰藩字飞南袖果油蠢巅公司。

整扛城头，５２４０５７擒要介绍崖城１３一ｌ气田南山终端天然气三甘醇脱水厦再生系统工艺流程，并对谜兰甘醇脱水覆再生系统的２次鞔太故障的现象、原因分析和排除方法进行详细描述。

荧曩镯三甘醇故障排除天然气脱水基甘醇再生气窜三甘醇变黑嶷城１３—１气霜囊趣辫媾天然气三营醇鹱承毅海燕系统垂１９９６筝ｔ月１．番匿产鞋亲，遂簿一熏魄鞍正常，藏承效果较理想，三曾簿援失萤较少，这刭设计黉求；但１９９８年寝，该燕缝曾出现２次较大瓣教障，一次是气鬻，另一次是三甘醇嶷燕，汽提柱管线堵塞。

举文就这２次故障的现象、原因分析和故障排除过程进行详细描述。

１－－忖尊脱水爰再生系统流程由１盥城１３—１气田南山终端兰甘静脱水及再生系统图堂城１３一Ｉ气田囊虫终臻天然气三甘酵脱水投再生系统流程如湖１所示。

该流程的接触塔为塔盘式．有１２个泡罩式塔盘，必然气处理能力０．１～２．３ＭＩＤ＿３・ｄ～。

王捧援杰８。

４８Ｍｅａ，气入掰温度为２２．５℃擞右。

脱水系统按进入气流为水饱和状态设计（即含水量为６０９．２５４糖・Ｍｍ－３），甓永后天然气懿禽承蠢蠹７．２１５ｋｇ・Ｍｎｌ３，达到设诗要求。

器沸器工作篮力为常鹾，瀑度控崩在１９６～２０＇２℃之阉。

轰挺气凑鑫燃辩气，汽撵气耱溅搴设计篷鸯７。

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兰嚣黪豹设诗篷秀Ｏ．０２５◇・ｒａｉｎ～，实舔擐作中只嚣Ｏ．０１３ｍ３・ｍｉｎ～。

经再生豹三背簿，纯度为９９．５％叛上，ｐ｝｛值约为７。

贫三曹醇聚＾接触塔时，嘏度控制在比入口天然气温度高２．８～８．３℃的范围内。

２黑甘醇脱水爰再生系统２次故障夏处理２．１故障ｌ：接触塔内发擞气窜１９９８年７是１８曩，兰嚣簿器生系统串的缓肄罐菠使下降穰侠，越避燕常愤嚣下菠位下辫豢；送遘接齄塔瓣麓嚣蒸覆有藏强弱兰髓薅再生系凌。

崖城13-1气田介绍

崖城13-1海上平台介绍一、概况崖13-1气田坐落于中国海南岛以南，东经109°01′北纬17°30′，水深100米的南海莺歌海上。

20世纪80年代的莺歌海上，一缕缕随风飘摇的火苗，霎那间，我们惊喜地发现了中国海上最大的天然气气田——崖13-1气田。

崖13-1气田是我国改革开放的成果，是我早较早对外合作的成功案例，它伴随着中国改革开放的脚步，一路走来，牵动了几代国家领导人的心，经过数十年的不断探索和寻找，崖城13-1气田终于于1996年1月1日顺利投产，为下游客户香港中华电力提供合格、稳定、安全可靠的清洁能源，15年来，崖城13-1气田的稳定高效开发，为香港的民生、经济发展与环保事业做出了重要的贡献；崖城13-1海上平台设施由三个导管架平台组成，分别是井口平台、处理平台和生活平台。

天然气开采和处理设备主要包括井口平台设备、油气水分离设备，天然气脱水、低温分离和外输设备以及凝析油、生产水处理系统和其他公用系统设备。

海上生产设施主要承载着气田开采、生产处理和输送合格天然气产品的功能。

另外，海上平台分离出来的凝析油和部分天然气经355.6公里、14英寸的海底管线送往海南岛南山终端处理和销售。

（图片1、2平台全景照片）二、崖城13-1海上平台装置及处理流程介绍Y13-1气田天燃气处理流程简单描述如下：天燃气从井口流出，进入生产管汇，然后通过水冷却器把井口流出物温度从118C降至49C。

降温后的气流进入三相分离器把油、气、水分离开来。

气从分离器流出后进入湿气体压缩机进行压缩提高压力并冷却，随后进入脱水接触塔入口换热器与超聚结过滤分离器，温度降至32C时，达到脱水处理所需的温度。

气体进行脱水后含水量从738.2Kg每百万立方米降至3.37Kg每百万立方米。

脱水后的一小部分气根据南山终端的需要送至南山终端，其他部分的气则进入低温分离系统，脱出丙烷、丁烷以上的重质成分，将烃露点降至0C以下。

深水气田开发中崖城—香港海管天然气反输工艺设计

深水气田开发中崖城—香港海管天然气反输工艺设计张宝李晓旭张思维李亚飞中海石油（中国）有限公司海南分公司摘要：由于南海大气区海底管网建设已具规模，作为崖城-香港海底管线的一个主要分支，陵水17-2气田的顺利投产将是南海深水气田开发的一个重要里程碑，而气田投产时的气源来源将是关键的一环，直接制约着气田能否安全顺利地投产。

采用崖城—香港海管管网将天然气反向输送到陵水17-2气田的工艺设计将会满足此要求，且工艺设计简单、操作性强、所需时间短，其主要作用体现在投产初期外输457.2mm海底管线调试阶段的海管氮气置换、透平发电机燃气模式调试及发电、3台干气压缩机的进气调试、惰气发生器的燃气模式调试等方面，管网天然气输送到陵水17-2平台也有助于气田在正常生产期间遇到紧急关停后的快速复产及东西区海底管线的清管作业。

同时，利用管网天然气进行投产调试及正常生产期间关停恢复的方式也为南海的天然气开发提供了一个思路，是中国南海大气区深海气田开发的一项重要举措。

关键词：陵水气田；深水开发；管网天然气；反输工艺Natural Gas Reverse Transmission Process Design of Yacheng-Hong Kong Offshore Pipeline in the Development of Deep-Water Gas FieldZHANG Bao，LI Xiaoxu，ZHANG Siwei，LI YafeiHainan Branch Company，CNOOC（China）Co.，Ltd.Abstract：As the subsea pipe network in the South China Sea large nature gas zone has been estab-lished，as a major branch of the Yacheng-Hong Kong subsea pipeline，the smooth operation of Lingshui17-2gas field will be an important milestone in the deep-water gas field development of the South China Sea，and the gas source at the time of production will be a key link，directly restricting the smooth and safe operation of the gas field.The nature gas reverse transmission from Yacheng-Hong Kong offshore pipeline to Lingshui17-2gas field pipeline process design will meet the requirements，and it has the characteristics of simple process design，strong operability，short time required.Its main function embodies in the nitrogen replacement of offshore pipeline in the commissioning stage，gas tur-bine generator model debugging and power generation，3sets of dry gas compressor inlet commission-ing，and commissioning of the inert gas generator gas mode and other aspects of457.2mm transmission subsea pipe in the early production period.Meanwhile，natural gas transmission from pipeline network to Lingshui17-2platform is also helpful for the rapid resumption of production when the platform is shut down in emergency during normal production and pigging ball operation of the east-west area sub-sea pipelines.Also，the way of commissioning and shutting down by using the pipeline natural gas dur-ing normal production provides an idea for the development of natural gas in the South China Sea，which is an important measure for the development of deep-sea gas fields in the South China Sea large nature gas zone.Keywords：Lingshui Gas Field；deep-water development；pipeline network natural gas；reverse transmission process陵水17-2气田是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气田，储量规模超千亿立方米，为大型天然气田[1]。

随钻测压工具在崖城13-1气田A9井的应用

随钻测压工具在崖城13-1气田A9井的应用一、引言1. 钻测压技术的发展历程及应用背景2. 本研究的研究目的和意义3. 论文的结构和内容概述二、崖城13-1气田A9井概况1. 气田地质背景及储层特征2. 井筒结构、井壁稳定状况与钻井过程三、随钻测压工具测井原理与设备1. 随钻测压工具的组成与原理2. 随钻测压工具的应用四、随钻测压工具在A9井的应用1. 测量过程与数据处理方法介绍2. 测井结果与分析3. 钻井过程中的应用效果评价五、结论与展望1. 本研究的主要发现与结论2. 不足与改进之处3. 钻测压技术在崖城13-1气田A9井的应用前景附录：随钻测压数据分析及处理结果一、引言随钻测压技术是一种在钻井过程中进行井下地质工作的技术，通过对井底环境参数的测量，可以更全面、准确地了解地下储层的情况，为采取合理的油气开发方案提供科学依据。

本论文主要研究随钻测压工具在崖城13-1气田A9井中的应用，旨在探究该技术在开发过程中的可行性和优越性，为具有相似特征和需求的气田开发提供参考。

二、崖城13-1气田A9井概况崖城13-1气田位于海南岛南端的西南海域，是中国南海最大的天然气田之一，为国家安全能源和经济建设做出了巨大贡献。

A9井是该气田中的一口重要井，位于崖城13-1气田开发区中心，是连接上下两层储层的主井，储层砂岩厚度20~30m，孔隙度约22%，渗透率1.5~2.5mD，岩石密度为2.55~2.65g/cm³，含气饱和度在30%左右。

三、随钻测压工具测井原理与设备随钻测压工具主要由测压传感器、传感器钩络、导线、仪表和录井软件等部分组成。

测量原理主要是基于差压传感器和流量计测定瞬时压力值和流量值，通过计算得到不同深度储层参数如井中压力、渗透率、岩石类型等，从而揭示储层的性质和状况。

随钻测压工具与钻头组成的随钻测井串在钻杆上下传递，钻井过程中对井下环境参数进行实时监测和记录，实现了钻探与测量的一体化，可大幅提高采集数据的效率和准确性。

地震技术在崖城13-1气田开发中的应用

地震技术在崖城13-1气田开发中的应用
周家雄;孙月成
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2011(031)008
【摘要】崖城13-1气田是中国海域内最早发现的千亿立方米级大气田,现已进入开发中后期,自20世纪80年代以来,针对该气田做过多轮地震资料的采集、处理和解释工作,并且引进了很多先进的技术和研究方法,比如三维油藏描述技术、时移地震技术等.随着地震采集处理解释技术的不断发展进步,对该气田构造、储层的认识也不断深入和完善.为此,首先回顾了该气田几轮有代表性的地震采集、处理工作和相应的解释成果,展示了对该气田认识的逐步深入和相应的构造变迁过程；其次详细阐述了该气田在国内首次应用的三维油藏描述技术,这为当时精确地计算气田储量奠定了基础；最后,通过多个方面的研究证实了气田的Ⅳ类AVO特征,为该气田开发挖潜及其周围目标的勘探评价提供了依据,降低了钻探风险.
【总页数】6页(P6-11)
【作者】周家雄;孙月成
【作者单位】中国地质大学(武汉)资源学院;中海石油(中国)有限公司湛江分公司;中海石油(中国)有限公司湛江分公司
【正文语种】中文
【相关文献】
1.开发地震技术在西部新区油气田开发中的应用 [J], 姚逢昌
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崖13-1气田次氯酸钠溶液自流加注海水系统改造方案研究与实践

崖13-1气田次氯酸钠溶液自流加注海水系统改造方案研究与实践孙立军;武炜;叶晓军【摘要】海洋平台通常通过电解海水分离出次氯酸钠溶液再回注入海水换热系统中,以防止海生物的衍生物堵塞海水换热系统管道和设备.崖13-1气田次氯酸钠溶液回注海水换热系统常因加注设备频发故障,导致次氯酸钠溶液加注海水换热系统功能失效.提出两种解决方案,综合考量后最终选择直接在次氯酸钠加注泵上游加装一条D 150 mm旁通管道,利用除氢气罐中次氯酸钠溶液的重力自流加注到海水泵的吸入口,实现次氯酸钠溶液的自流加注,可直接替代次氯酸钠加注泵.目前该改造方案已经在平台试行,次氯酸钠加注系统稳定运行至今,成效显著,可为中海石油其他平台的次氯酸钠加注海水系统提供借鉴.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2018(044)004【总页数】4页(P32-35)【关键词】次氯酸钠加注泵;电机;次氯酸钠溶液;自流加注;海水系统【作者】孙立军;武炜;叶晓军【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司崖城作业公司,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司湛江分公司崖城作业公司,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司湛江分公司崖城作业公司,广东深圳518067【正文语种】中文中海石油（中国）有限公司湛江分公司崖13-1气田现安装有一撬块式的次氯酸钠发生器，它通过电解海水的方式从海水中分离出次氯酸钠，再回注到海水系统中杀除海生物，以防止在海水系统中产生海蜊子等衍生物，造成海水系统管道和设备堵塞[1]。

两套次氯酸钠增压泵与电机组成1840 mm×950 mm的撬块，集中安置在2000 mm×1000 mm的狭小空间里，维修不便。

此外，泵组基座安装于锈蚀严重的镀锌钢隔栅板上，运行平稳性差，故障频发，经常需要自主加工受损轴套、静环腔室套，更换机封、轴承等零部件。

但备件采购周期长，在订购材料与维修设备期间，将无法连续给海水系统供给次氯酸钠溶液，导致加注系统功能失效，下游设备海生物滋生，堵塞严重。

YC13-1井口控制盘液压系统降压改造实践

YC13-1井口控制盘液压系统降压改造实践林飞;谢斌;江陵;唐继;张宝;张雷【摘要】通过对YC13-1井口控制液压系统的改造实践,发现传统设计的统一输出压力液压系统的弊端.针对这一问题,提出大调节余量液压系统设计构想.新设计中,并联的多条液压管汇调压阀的设点不同,实现同一套系统多种压力梯度输出.提升了液压系统的输出范围,更容易满足单独某一组甚至某一个用户的操作压力变更需求.同时通过预留给系统扩容做好准备.【期刊名称】《广东石油化工学院学报》【年(卷),期】2017(027)006【总页数】6页(P5-9,14)【关键词】井口控制盘;液压控制回路;压力调节改造【作者】林飞;谢斌;江陵;唐继;张宝;张雷【作者单位】中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067;中海石油(中国)有限公司崖城作业公司 ,广东深圳518067【正文语种】中文【中图分类】TE49YC13-1气田是中国海上最大的合资气田。

1993年，时任作业者的阿科石油公司按照API(美国石油标准)标准设计建造，1996年正式投产。

气藏埋深约3 800 m，初始地层压力系数1.3～1.5。

生产井、采油树按35 MPa标准设计。

井口控制盘液压系统设计压力等级满足最高地层压力需求。

在服役约20年后，生产井A4和A6的油管、油层技术套管和表层技术套管出现不同程度的泄露、断裂问题。

由于YC13-1气田目前地层压力系数只有0.18左右，与气藏原始地层压力系数相去甚远。

所以在油管、套管的修复方案中使用了压力级别相对较低的新采油树替换了老旧的采油树。

新采油树地面主、翼安全阀液压执行器设计压力只有20.69 MPa，而YC13-1气田井口控制盘对主、翼安全阀的供给压力高于这一压力。

深水气田开发工程模式

深水气田开发工程模式于成龙【摘要】Generally , the cost of traditional sea half semi terrestrial type development mode will be multiplied because the deep-sea gas fields are far away from land , the whole offshore development mode is the future mainstream of the development of gas fields in the deep-sea.By the analysis and summary of domestic gas field development mode and abroad deep -sea oilfield de-velopment mode , the engineering facilities and equipment which have been currently adopted for domestic gas field development and abroad deep-sea oilfield development cannot be separately used in the whole offshore development of deep -sea gas field , the large floating liquefied day natural gas FLNG is indispensable equipment for deep -sea oil and gas field development in the future .%考虑到深水气田一般距离陆地较远，采用传统的半海半陆式开发模式将使开发成本成倍增加，采用全海式开发模式是未来深水气田开发的发展趋势，对比总结国内气田开发模式和国外深水油气田的开发模式，认为目前国内气田开发、国外深水油气田开发所采用的工程设施和装备很难单独进行全海式开发， FLNG是未来用于深水油气田开发必不可少的装备。