高压电驱压缩机循环气举工艺在威远页岩气平台井的应用

威远区块某页岩气平台井受邻井压窜、井区地质条件的影响,页岩气井产量持续下降,采用常规气举、泡排、柱塞等排水采气工艺技术已无法实现气井连续携液生产,井筒内积液严重,不同程度影响了气井最终采收率。综合当前排水采气工艺技术,优选电驱高压压缩机配合油管下深至水平段对积液平台进行连续气举,达到提高气井排液效率、解除积液的目的。现场应用表明,该工艺具有“能耗低、噪音小、排量大、效率高”等优点,有效实现了平台井 ４口水淹井的复产,填补了常规页岩气二次采气技术的空缺。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

页岩气排水采气技术研究及应用

页岩气井长期经济有效的生产是页岩气开发的基本要求。页岩气井积液严重影响采气生产,需要长期实施排水采气工艺。通过定制实验及现场测试发现：页岩气井后期带液生产,水平段以层流为主,斜井段为段塞流,是井筒积液开始发生的位置,斜井段积液后,液体回流导致水平段液量聚集;关井油管内的积液退回到储集能力强的长水平段,井筒液面低;油管下入水平段将限制气井产能;斜井段偏心漏失导致柱塞气举效率降低。根据页岩气井长期低压小产特征及井筒气液流动特点,提出了充分利用页岩气井能量、实现经济高效排水采气的开采对策。选定优选管柱、泡沫、柱塞作为页岩气井排水采气3项主体工艺,优化各项主体工艺的技术方案和做法,实现通过工艺辅助页岩气井自喷排水采气。页岩气排水采气技术在川南地区长宁区块推广实施后,气举助排及复产工作量降低,水淹井次减少,有效维护了老井产能。     

涪陵页岩气田连续油管生产效果评价

连续油管作为采气管柱在涪陵页岩气田的应用越来越广泛,其规格主要有?50.8 mm×4.45 mm和?38.1 mm×3.68 mm两种,不同页岩气井连续油管的生产效果存在差异。为分析存在差异的原因、提高连续油管在页岩气井的应用效果,基于现场应用情况,从页岩气井携液效果、井筒压耗、气井稳产能力等3方面,开展了连续油管生产效果评价,分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对连续油管生产效果的影响。结果表明:相比于?60.3 mm×4.83 mm普通油管,采用?50.8 mm×4.45 mm连续油管生产,临界携液气量能够降低38%;水气比对连续油管生产效果影响较大,水气比越大,连续油管直径、下入深度对井筒压耗和气井稳产时间的影响越显著;对于水气比0～1.5 m3/104m3的页岩气井,越早下入?50.8 mm×4.45 mm连续油管,自喷稳产期越长,自喷生产阶段的累计产气量越高。研究结果表明,低水气比页岩气井下入连续油管可实现连续稳定生产。研究结果对于提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果具有指导作用。      

中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

在页岩气开发过程中,页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术,常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此,优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此,通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比,重点论述、分析了目前国内已投产的5口页岩气井气举方式及排采效果,提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明：气举是页岩气（致密砂岩气）的首选排采工艺,气举气源主要有膜制氮气天然气,采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式;泡沫排采工艺适应于产液量低于10 m³的排采井;电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。     

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差,井筒出现积液,原有生产管柱不能满足生产需求等问题,研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型,利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案,最后在苏76-2-20H井进行现场应用,应用结果表明,水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速,提高了气井的携液能力,气井油套平均压差减小1.82 MPa,可有效地排出井筒积液,实现了低压水平气井的连续携液增产稳产,起到了较好的应用效果。     

江苏盐城朱家墩气藏排水采气工艺技术研究

盐城朱家墩气藏为边水气藏,气层埋藏深度达3700m以上,地层温度超过了100℃,气井产量大。但因气井是以销定产,所以气井生产产量波动大,导致气井普遍产水。针对这一特点,利用最小携液流速理论,开展了优选管柱排水采气和泡沫排水果气工艺技术研究,认为yc井采用40．3mm的油管或用Ych起泡剂对气井进行泡沫排水采气均可有效排出井底积液,保证气井的正常生产。但从经济效益考虑,优先选择泡沫排水采气技术进行气并排水采气。     

靖边气田高产水气井井口循环气举效果分析

随着靖边气田逐渐进入开发中后期,部分高产水气井地层压力、产量持续下降,依靠自身能量及常规泡排、柱塞气举等助排措施,已无法满足气井连续携液生产需求,井筒表现出不同程度积液特征,严重影响最终采收率。结合靖边气田地面集输工艺特点及各类助排工艺适应性,开展了气举工艺设计,并在大产水井G1井开展了现场试验,通过分析气井产能、优化气举气量、气举工作制度及工艺流程,形成了"小型撬装压缩机+采出气循环利用"的井口循环气举工艺,可满足套管连续注气助排的生产需求。该井试验期间累计排液1 230 m3,日增产气量1.34×104m3,日产水17.8 m3,注采比1:1.5,取得了良好的经济助排效果。本研究对高产水气井排水采气工艺现场实施具有一定的借鉴意义。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

低压低产气井自生气排水采气技术的研究与应用

排水采气工艺是有水气田采气工艺的主要方法,已成为国内外气田开采后期的一项主要开采措施,常规泡沫排水采气工艺必须依赖井底的天然气流的扰动,应用表明：当气井产量小于气井含泡沫排水剂状态下临界携液流量时,泡排效果不理想。为此,针对常规泡沫排水采气工艺的局限性,研究了自生气泡沫排水采气工艺,该工艺在无井底气流的扰动下能自动起泡使低压低产含水气井泡排显著,使水淹井复产;并评价了自生气泡沫排 水剂起泡、携液及腐蚀性能;在现场开展了8口气井10井次的现场试验,共排液17.5m3,累计增产天然气59.2×104m3,增产效果明显。     

威远页岩气井低压低产期稳产技术与实践

威远页岩气井具有初期产量高、递减快的特征,根据生产特征可分为压后返排、快速递减、低压低产三个生产阶段,不同阶段生产特征差异明显。低压低产阶段,气井产量低、压力低、递减速度慢、生产周期长,产量贡献达60%,是稳产技术实施的主要阶段,但生产效果易受井筒积液、压裂窜层水淹、外输压力波动、井筒堵塞等因素影响。针对各种产量影响因素及不同类型问题井,形成了以增压、泡排、柱塞、气举、井筒清洗及其组合措施的老井稳产技术对策,以实现快速复产,例如轻微积液井优先开展增压并采取泡排措施,间歇积液井优先采取泡排或柱塞工艺,严重积液井优先采取反举或关井气举措施,井筒堵塞井采取井筒清洗或连油冲洗,压窜水淹井优先采取同步降压气举、连油气举及替喷等措施。通过页岩气井低压低产期稳产技术的实践,形成专项技术模板,有效治理气井各类生产难题,最大程度挖潜气井产能,提升老井持续稳产能力,实现页岩气区块高效开发。     

苏里格气田自然间喷气井采气技术

针对苏里格气田自然间喷气井套压、产气量、产水量呈周期性变化及间歇产液的生产特征,研究了该类气井井筒积液与自然放喷过程,建立了气井参数预测数学模型及生产动态数值模拟,剖析了气井生产规律;进行了泡沫排水和连续油管排水现场试验对比,优选出该类气井连续油管排水方式,该研究对该类气井的生产动态分析具有指导意义,为延长气井的自喷时间提供了借鉴。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。     

致密气藏排水采气实践及思考

苏里格致密气藏气水关系复杂,地层水分布范围广,气井普遍产水。此类气藏特有的低渗透、低压、低丰度,导致供气能力不足,气井产气量较低且递减过快,在全生命周期内均存在严重的积液现象。为了实现致密气田持续稳产、降本增效,研发了以泡沫排水、速度管柱和柱塞气举三大主体技术为主的排水采气技术系列及关键配套工具,形成了气井全生命周期排水采气技术政策,满足气田差异化应用需求。针对特殊井况,研发水平井柱塞排水采气技术和套管柱塞排水采气技术,有效解决复杂井筒排水采气技术的应用瓶颈。形成φ50.8mm连续油管完井生产一体化技术,满足气井高效排液需求,节省生产成本。构建的智能气井管控平台,有效解放现场管理人力,实现气井智能化管理。针对现有排水采气技术难题,提出了排水采气技术攻关方向,需持续探索具有致密气特色的排水采气系列技术,不断突破致密气可采气量下限,进一步支撑气田高质量发展。     

油管打孔-气举技术在平湖气田的应用

当气井产量低于井筒临界携液量时，井筒积液加剧致使气井逐渐停喷。针对此问题，以气举工艺技术为基础，充分利用海上平台生产条件，基于平台现有气举压缩机能力，通过计算确定最佳注气深度点、最佳孔径及注气量，借助钢丝作业对未下入气举工作筒的停产气井生产管柱进行油管打孔作业，实现了油套连通，建立了流通通道，进而实施气举诱喷排液，使得积液停喷井复活。该技术作业成本少，施工难度小，可快捷高效解决积液气井的停产诱喷问题。     

页岩气水平井全井筒临界携液流量模型

目前的临界携液流量模型均未完整反映页岩气井的复杂井身结构和返排液量变化特征,无法准确预测页岩气水平井积液。为此,通过对液滴动力学和能量分析,综合考虑井筒产液量、液滴变形和造斜率变化引起的液滴能量损失,建立了页岩气井全井筒临界携液流量模型。根据最大稳定变形液滴能量平衡关系,确定了最大稳定变形液滴长轴长度;选取了适用于页岩气水平井的曳力系数和表面张力公式;根据误差分析优选了Mukherjee-Brill两相流模型计算页岩气水平井井筒压力分布。实例分析表明,与现有临界携液流量模型相比,新模型对于页岩气水平井的积液预测符合率最高,预测精度达92.3%。新模型可以准确预测积液井和接近积液井,对不积液井的积液预测精度也能满足现场应用要求,可以有效指导页岩气井积液判断与排采工艺选择。