气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点,单井产量低,携液能力差,部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产。为了确保气田平稳生产,在低压低产气井实施了多项排水采气措施,取得相应效果。随着 气田开发时间增长,积液井不断增多,排水采气方面的工作量不断增大,如沿用以前工作方式难以满足气田发展需要。数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术,优化核心技术,创新排水采气工作模式,实现了自动排查气田产水井、展示积液井、计算井筒积液、优选气井排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能。通过该系统,量化排水采气措施关键参数,减轻技术人员工作量,提高技术人员工作效率,改 善气田现场技术支撑环境。     

靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征,结合靖边气田的开发工艺模式,在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上,优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺,并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路,为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑,对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。     

靖边气田上古丛式井管柱优选

随着靖边气田上古丛式井压力下降,部分气井带液困难,气井原有的携液增压生产制度无法保证气井的正常生产,造成产量降低,甚至积液停产。现有排水采气方式主要采取打捞井下节流器后进行井口排液复产方式,复活后继续增压生产,该方式可以短期内保证气井正常生产,一段时间后气井携液能力下降,容易造成井筒再次积液。通过管柱优选能够增加气流流速,充分利用气井自身能量,长期保证气井连续携液生产。     

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。     

M气田低压井管理对策研究

低压气井管理是低渗气藏开发中后期保持长期稳产和提高经济效益的关键。针对M气田气井低压影响因素多,开发对策制定困难的情况,在气藏地质特征分析及单井开采指标评价的基础上,将气井按照低压成因分为高采出程度、物性差、井筒积液、气井产水四类,并提出了不同类型气井治理对策,为气田持续稳产提供了有力技术支撑。     

排液采气技术在白庙气藏的应用研究

白庙气藏属于低渗、致密、深层凝析气藏。由于气藏断块小，单井可控制储量少，气井产量低，靠自身能量很难将井筒积液携带出来，必须采取适合的排液采气技术排出井筒积液，以提高气井天然气产量，延长自喷稳产期。文章重点介绍了应用于白庙气藏的主要排液采气技术及其应用效果。小油管排液采气技术主要应用于产气量较低气井的排液；柱塞气举排液采气技术、橇装气举排液采气技术都是间歇气举排液采气技术，前者主要应用于具有一定能量、产气量较低、靠自身能量排液效率较低的气井，后者主要应用于能量、产气量都比较低的气井。最后对排液采气技术的应用情况进行了总结。     

苏里格气田Φ38.1mm连续油管应用效果分析评价

苏里格气田是典型低渗低压低丰度岩性气藏,单井产量低,在开发气藏过程中,多数气井都会随着生产的进行产量不断下降,以致最终停产。导致这一问题的原因有多个方面,包括气藏压力下降、边底水侵入、气体流速降低、井底积液及产液量增加等。气井一旦出现积液,将意味着不断增加的井底液柱回压导致井底流动压力增大,生产压差减小,产量大幅度下降。为了有效避免或减缓水进、减少井底积液,提高气井携液能力,结合苏里格气田井筒实际情况,采用了Φ38．1 mm连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

文留油田低压气井气举排液采气增产配套技术

针对文留油田气藏采出程度高、气层压力低、井筒积液严重的现状,实施了气举排液采气增产配套技术,主要有:半闭式气举、低压气井气层保护增产技术和高压气井气进行气举排液采气技术,取得显著增产效果。解决了文留油田低压气井长期低效开采的难题,为同类气田低压气井高效开采、提高气藏采收率提供了有效途径。     

速度管柱排水采气工艺效果及影响因素分析

针对川西气田单井产量低、投产管柱管径大,无法满足生产井连续带液的难题,优选出井筒气液滑脱、积液严重甚至水淹等共30口井开展速度管柱排水采气工艺,实施后,气井自身临界携液流量降低幅度67.11%,提高气井连续带液能力,产量平均月递减率降低5.47%。同时,通过对单井效果分析表明,速度管柱工艺效果主要受到地层能量、井筒气液滑脱及积液程度、井底污染情况等因素的影响。     

低压气井气举排液采气技术在文留油田的应用

针对文留油田气藏采出程度高、气层压力低、井筒积液严重的现状,实施了气举排液采气增产配套技术,主要有:半闭式气举、低压气井气层保护增产技术和高压气井气进行气举排液采气技术,取得显著增产效果,解决了文留油田低压气井长期低效开采的难题,为同类气田低压气井高效开采、提高气藏采收率提供了有效途径。     

天然气井井筒积液预测方法解析

对于裂缝发育的边水气藏,随着气藏开发不断深入,气井必然产水.当气井产气量小于井筒携液临界流量时,井筒形成积液.气井井筒积液,造成井筒回压增大,井口油套压降低,生产能力降低,影响气井的正常生产,最终影响气藏采收率.通过气井生产动态分析、临界流量判断以及井筒积液量计算,由现象到本质系统的提出了气井井筒积液判断与预测分析方法,为积液气井合理开展排水采气工艺提供科学的依据,为有效排除气井井筒积液起到了指导性作用.     

本井气柱塞气举技术在吐哈油田的应用

针对吐哈油田气藏为凝析气藏，埋藏深，单井产能低，气井开发滑脱损失较大，井底积液较多，采用泡沫排水采气工艺效果不理想，发泡剂消耗大，泡排作业频繁，排水采气技术成本较高等实际状况，研究开发了适应油田特点的新型排水采气工艺技术。即本井气柱塞气举并进行了现场试验，取得了良好的效果，为油田部分低含水高气油比油井的开发和气井的排水采气提供了有效的举升技术支持。     

靖边气田开发中后期气井增产的几种方法介绍

随着靖边气田的开发和天然气的不断采出,地层压力逐渐降低,气井由于地层能量低、储层物性差、产水等因素的影响,导致部分气井产量降低,本文主要介绍了目前在靖边气田应用的喷射引流、排水采气、气举、储层及井筒解堵等4种气井增产的方法。     

低产积液气井气举排水井筒流动参数优化

苏里格气田气井具有低压、低产、产水、携液能力差等特点,由于井筒积液严重,部分气井出现压力和产量下降过快的现象,制约了气井的正常生产,因此有必要选择合适的排水采气措施来清除井筒积液。然而,排水采气井筒多相流体流动的机理较复杂,目前,排水采气措施的参数(如气举的注气量)设计多是依靠经验或利用较简单的临界携液流量等参数确定的,针对整个排水采气井筒气液流动规律的变化及能量损失的研究较少。文中通过采用数值模拟和实验模拟研究相结合的方法,对苏里格气田低产积液气井气举前后整个井筒气液流动规律进行分析,并根据注气量对井筒压降和气举效率的影响,确定适用于苏里格气田气井气举复产的最优注气参数,为选择合适的排水采气措施提供了理论指导。     

凝析气藏井简积液的诊断及排除方法综法综述

井筒积液是凝析气藏产量下降的一个重要因素,如不及时发现和排除,气井有可能因积液严重而水淹.及时预测井筒积液的形成对有效采取合理的措施起到关键性作用.分析了凝析气藏井筒积液产生的原因,概括了纯气井和气液同产井井筒积液的诊断方法,如生产测试法、生产数据对比法、临界流量分析法、试井解释法和节,点分析法等.最后,全面综述了油田正在推广使用的各种典型排水采气技术,主要有油管排液、N2排液、泡沫排液、机械排液、超声波排液和天然气循环排液等.现场需根据单井实际情况,选择适合的排液技术.     

靖边气田上古生界储层查层补孔技术研究

靖边气田具有上、下古生界两套气层,上古气层发育,但储层物性差,按照目前技术和政策开发经济效益较差,利用完善的下古开发井网,结合上古气井测井解释和储层分类标准,建立上古气井优选经验公式,优选气井进行产能预测,选取预测产能较高、井筒状况较好、下古生产情况较差的气井进行上古储层查层补孔作业,降低改造成本,提高气井产能,实现靖边气田的高效和可持续开发。     

喷射引流技术在排除井筒积液中的应用

井筒积液是导致天然气井产量下降的一个重要因素。针对集气站内气井特点,经过理论研究、流程设计和现场试验,将喷射引流技术应用于长庆气田低压气井,探索了一条快速降低低压气井井口压力,提高瞬时气量,从而排除井筒积液的途径。试验表明,应用喷射引流技术,可以在较短的时间内缩小低压气井油压、套压差,成功排除积液。该技术通过集气站内的流程切换实现井筒积液的快速排除,操作简单。     

苏25区块2006年投产气井生产动态评价

随着气田不断开发,苏25区块目前低产低压气井占到总井数83.6%;气藏地层能量的逐年降低,单井产量随之降低,气田开采难度越来越加大,很容易出现积液降产的现象。目前区块平均套压为6.9 MPa,平均单井产量为0.4×104m3/d,本文通过评价2006年投产的26口井在历时9年多的生产过程中,压力、日产气量、累计产量的变化情况,研究不同类型气井进入积液时段,从而确定不同类型气井开展措施增产对策。     

陕X井区气井稳产对策研究

随着靖边气田的开发进入中后期,气井压力和产能逐渐下降,陕X井区气井产能衰竭、井筒积液问题日渐突出。本文以陕X井区整体生产对策为研究对象,将井区气井划分为自然连续生产井、措施连续生产井、间歇井等,建立单井从储层到井筒横向上的RTA预测模型,通过气井生产动态分析、稳产能力预测及措施时机分析,细化各类气井管理思路,并且制定井区增压模式的构建方式及生产调整方案,确保陕X井区持续、高效稳产,对靖边气田中后期开发具有一定的指导意义。