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| 編輯推薦： |
1.本书内容题材均来自作者团队多年一线生产实践的经验成果总结，具有极强的指导性和可借鉴性。
2.本书系统介绍了高温超低压气井积液诊断、排水采气、堵控水、腐蚀防护及套损治理等方面取得的技术成果与典型案例，为行业促进生产、更新技术、提高业务水平等有促进作用。
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| 內容簡介： |
本书系统介绍了高温超低压气井积液诊断、排水采气、堵控水、腐蚀防护及套损治理等方面取得的技术成果与典型案例，为高温低压气井积液治理、腐蚀防护、套损治理等环节提供可借鉴的宝贵经验，达到促进生产、更新技术、提高业务水平的目的。
本书可供从事油气田开发生产以及采油工艺的研究和方案实施管理人员、技术人员，也可供相关专业院校师生参考。
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| 關於作者： |
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唐广荣，中海石油（中国）有限公司湛江分公司副经理，教授级高工。自1999年开始，长期致力于海上油气田开发、生产、装备管理与技术研究，研究方向涉油气处理储运工艺与设备装备新技术的引进及推广应用。研究内容包括油气田地面除砂工艺、海上油气田输电、海管故障修复、油气混输软管、油气输送流程的段塞流治理、余热利用节能技术、海上平台电力组网技术等。近5年来获4项实用新型专利和2项发明专利，获得多项中国海洋石油总公司和中海石油（中国）有限公司湛江分公司科技进步奖。
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| 目錄：
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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
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| 內容試閱：
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经过二十多年的开发，崖城13-1气田已处于开发中后期，主力区块地层压力系数仅为0.11～0.12，地层压力显著下降，气井自喷能力减弱。随着采出程度的逐步增加，水体活跃度加剧，气田产水量逐渐增加，受水体侵入的影响，少数井已积液停喷，部分井面临停喷风险，需及时采取措施，否则气田产能将受到影响；另外，部分井套管腐蚀严重，技术套管和生产套管腐蚀断裂，存在较大安全隐患，需及时采取措施。但受高温（180℃）超低压井况影响，一些措施难以开展，气田挖潜措施风险较大；且隐患治理需综合考虑安全因素和对气井产能的影响。
为解决上述生产作业过程中的疑难问题，中海石油（中国）有限公司湛江分公司井下作业及采油工艺团队开展了大量的研究与实践工作，在持续的研究和实践过程中，取得了一些重要的经验和理论成果。研究团队及时地总结了这些技术，主要涵盖高温超低压气井积液诊断、排水采气、堵控水、腐蚀防护及套损治理等方面取得的技术成果与典型案例，为高温低压气井积液治理、腐蚀防护、套损治理等提供了可借鉴的经验，达到了促进生产、更新技术、提高业务水平的目的。
希望本书能够在海上油田油气井大修作业及各相关企业、科研单位、院校的生产和科研中发挥应有的作用。
唐广荣
2019年2月
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