“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m~3、累计增产量148.835×104m~3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万～5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压9MPa、水淹前日产气5000m~3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。     

延长气田泡排剂的制备及性能评价

针对延长气田井筒积液的问题,利用Ross-Miles评价方法及携液量测定法,对多种单剂的起泡性和稳泡性进行评价筛选,通过正交设计实验法优化得到泡排剂的最佳配比为OA-12∶BS-12∶2号样=3∶3∶2,记为泡排剂ABO,并评价了泡排剂ABO的相关性能。结果显示,泡排剂ABO溶液在5min后的微观结构为圆形,具有一定的稳定性;在100℃、16h老化后,其5min的泡沫高度在90mm,携液量为125mL;在25℃、含10%凝析油的矿化度为2.5×10~5mg/L的模拟地层水泡排剂质量分数为0.5%的条件下,5min后的泡沫高度为100mm,携液量为130mL;在25℃、含20%甲醇的矿化度为2.5×10~5mg/L的模拟地层水泡排剂质量分数为0.5%的条件下,5min后的泡沫高度为160mm,携液量为160mL;在85℃条件下,5min后的泡沫高度为150mm,携液量为130mL;与延长气田地层水混合48h后,均一透明,无沉淀生成,不分层。性能评价结果表明,泡排剂ABO具有较好的耐盐、耐温、抗甲醇性能,具有一定的抗凝析油能力,与气井地层水配伍性良好,可以满足在延长气井的生产使用。     

产水气井泡排工艺参数优化研究及应用

泡沫排水采气工艺是川西气田低压低产气井最为普遍的一种稳产手段。但是近几年,泡排药剂量增加速度较快,而稳产效果未能同步提高,与此同时,少数气井井底出现泡排剂乳化现象,影响气井正常生产。为此,通过泡排剂室内实验评价优选及正常油套压差、加注时机、药剂量、药水比例等参数变化关系分析,优化泡沫排水采气工艺施工参数,形成以"少量多次、定实际油套压差"的泡排剂加注方式,改变了过去固定泡排加注周期的方式。泡排工艺参数优化后,在mj-56-63井区共对67口气井开展现场应用及效果评价,实施后,气井仍能保持先前的稳产效果,而且部分井的产气效果更佳;优化后的泡排参数单井加注药剂量降低38%,施工井次减少23%,泡排剂乳化污染井底现象减少,提高了气液分离效果,省去了消泡剂的使用,确保纯净天然气输往终端用户。     

大牛地气田高含凝析油井泡排效果研究

大牛地气田开发进入中后期,随着地层压力、产量的下降,凝析油对气井的影响越来越大,泡排乳化物不断积聚,严重时甚至会导致井筒堵塞,影响气井正常生产.本文利用罗氏泡排仪对不同泡排浓度下高含凝析油液样乳化程度、性能参数进行测试,模拟高凝析油液样从地层原始状态到最终被带至地面的演化阶段,并结合实际液样,指导泡排制度调整.实验结果...     

常压页岩气井早期泡沫排水采气研究

南川页岩气田平桥南区块为常压页岩气田,由于投产初期地层压力和日产气量相对较低,气井在生产一段时间后日产气量低于临界携液流量,井筒开始出现积液,需采取低成本泡沫排水采气措施才能连续生产。研究表明:区内气井采出水以压裂返排液为主,选用起泡能力强、携液量大、耐高矿化度水质的XHY-4M型液体起泡剂与采出水样配伍性好,加注浓度为气井日产水量的0.2%～0.3%携液效果最佳;XXP-1型消泡剂配伍性较好,有较强的破泡、抑泡能力,消泡剂与起泡剂的最佳比例为1∶1。对于积液严重井在泡排初期可提高起泡剂用量并辅以XHG-10E固体起泡剂。泡排注入方式采用低成本柱塞计量泵从井口注入,消泡剂在分离器入口连续注入。根据气井不同产液和压力特征,对于周期性出液井采用周期性泡排、大液量井采用大比例泡排、低压低产井采用连续泡排方式,在平桥南区块应用效果明显,措施有效率为94%。结论认为该泡排制度可以经济有效地清除井筒积液,保持气井连续稳定地生产,可以在南川页岩气田气井早期积液阶段推广使用。     

川西气田能量补充型泡排技术优化研究

川西气田绝大部分低压低产气井采用传统泡排工艺排水,但部分气井由于井型、井身结构、产气量低等原因造成起泡困难,携液效果不理想。能量补充型泡排工艺是向井下注入一种或多种物质发生化学反应生成足够的气体,在井底形成泡沫的新方法。通过开展室内评价实验,优选了自生氮气体系作为反应体系,研制了XH-16A、XH-16B两种新型能量补充型泡排剂,确定了XH-16A与XH-16B药剂的最佳配比为3∶1、XH-16A剂最佳浓度为50%,形成了液液泵注和液固加注两种配套加注工艺。为探索能量补充型泡排技术对川西低压低产气田的适应性,开展了现场试验,结果表明,该技术可有效排除井底积液,溶解部分井筒污物,适用于地层日产水量0~1.2m~3/d、油套压差2~7MPa、日产气量介于0.1×10~4m~3/d和临界携泡流量之间、积液周期3d的气井;现场应用36井次,累计增产71.69×10~4m~3。     

低压低产井净化与排液新技术研究及试验

川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,普遍面临井底污染与井筒积液并存的问题。现有的净化剂与泡排剂性能单一,净化后不利于气井顺利返排。常规的净化剂与泡排剂组合使用,药剂用量大,成本较高,同时还会增加井筒积液量,加大气井负担。为此,本文根据气井井底污染机理,提出了净化排液一体化技术新思路,引进了井底净化与排液复合药剂。通过开展室内实验评价,该复合药剂具有降黏、溶解与起泡、携液综合性能,能够有效防止气井井下泡排乳化液形成,提升气井井底污染物净化后返排效果,达到低成本保稳产的目的。通过对气井井筒污染与积液的诊断,优选出8口气井,试验后平均单井油套压差缩小0.3MPa,平均单井产气量增加0.05×10~4m~3/d,取得较好的稳产、增产效果。取样观察返排液较常规泡排返排液更加清澈、流动性更好。     

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10⁴m³/d,年累计增产348×10⁴m³,生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。     

速度管采气工艺在大牛地气田水平井的应用

大牛地气田水平井普遍具有低压、低产、携液能力差及井筒压力损失大的特点,严重制约着气井后期的稳定生产。速度管采气工艺是目前水平井应用的主要排水采气工艺之一,其工作原理是利用小直径连续油管充当速度管柱,下入深度至气井造斜点以上50m,减小流体的流动面积,提高气体的流速,从而有效预防井筒积液。阐述了速度管采气工艺的工艺原理、作业过程,并根据气井临界携液理论和管流压降模型,优选出■38.1mm速度管,可经济有效地满足气田中后期生产要求。综合分析速度管下入前后气井产量、压力、生产时率、助排措施等变化情况,建立速度管现场应用效果评价准则。通过对10口速度管水平井下入前后的生产情况进行对比分析表明,水平井下入速度管后总体排水采气效果较好。此外,速度管可实现连续冲砂,且冲砂深度可到水平段,恢复气井生产后增产效果明显。     

固体泡排剂SWP的配方研制及性能评价

泡沫排水釆气技术是解决气井生产中后期带水困难的化学排水釆气方法,实际泡沫排水效果受到气井开采环境条件变化因素的影响。为满足在高温、高矿化度等深井条件下的使用要求,需研制耐高温及综合性能优异的固体泡排剂。通过对不同类型的发泡剂单剂、助剂筛选优化后进行正交优化复配实验,研制出了新型固体泡排剂SWP,其最佳配方质量组成为m_(椰油酰胺丙基甜菜碱)∶m_(月桂酰胺丙基氧化胺)∶m_(黄原胶)=3∶1∶(0.1~0.15)。进一步对该泡排剂进行抗温、抗盐、抗甲醇及携液量等方面性能评价,结果表明,当泡排剂使用浓度0.3%时,在矿化度2%~10%、甲醇浓度5%~20%、温度90℃的条件下,泡排剂具有起泡能力强、泡沫稳定性好、携液量高、耐高温、抗甲醇和抗盐能力好的优点,综合性能优异。推荐SWP固体泡排剂的使用浓度范围为0.2%~0.3%。     

阿姆河右岸B-P气田群综合治水关键技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B-P气田群地质条件复杂、气水关系复杂、产量高,气水矛盾日益凸显,直接影响气田稳产和安全生产。针对该气田群的非整装特性,为解决气井出水问题,开展出水机理和治水相关研究,制定了适用于气田群的控、找、堵、排综合治水技术对策,同时形成了适用于单井的"一井一策"治水指导原则和与单井治水配套的控、找、堵、排单项工艺技术及工艺技术组合。目前治水已初见成效,通过理论计算和工艺优化,将XX-204D井配产由30×104m~3/d进一步降至20×104m~3/d,成功实现无水稳产试采70d;给出了适用于该气田群大斜度开发井的连续油管+Flow Scanner测井仪器的找水工艺,并根据大斜度井在趾端、中段、跟端不同出水位置给出了适用的堵水工艺,对于探井转开发井的直井底水上窜,则直接封堵出水层位;根据B-P气田群气井水产量的不同给出了单井排水采气方案。通过上述研究与工艺方案的实施,形成了适用于阿姆河B-P气田群的综合治水关键技术。     

中江气田生产异常井诊断及治理研究

中江气田具有低孔低渗、储层厚度薄、气水分布复杂、非均质性强等地质特征,随着气田开发的不断深入,产量、压力异常的气井逐年增多,直接产量损失达到30×104m3/d以上。经分析,主要是由生产制度不合理,导致凝析油过早析出,储层反凝析、水锁以及泡排乳化液堵塞等储层污染问题造成的。储层污染治理对策主要有生产制度控制法和化学药剂解除法:针对凝析油污染问题,制定合理配产指标,提高露点压力以上天然气采出程度;针对后期液锁、乳化液堵塞、无机堵塞等问题,向储层泵注以表面活性剂为主的复配药剂,降低储层孔喉毛管力,提高液相流动性,有利于解除生产后期污染问题。结合中江气田储层污染的类型和特点,研发了一套配方为3%HCl+0.5%表面活性剂+1%破乳剂+铁稳剂+黏稳剂+增效剂的储层污染解除药剂,并应用于2口储层污染井,施工后2口井产量上涨了10%~30%,措施有效期为6~7个月,累计增产30×104m3。     

气液同产水平井积液规律研究

针对水平井井筒积液规律认识不清导致排水采气措施针对性不高的难题,基于相似性原理,结合川西气田水平井井身结构特征研制了水平井井筒可视化模拟装置,装置采用准40mm×5mm的有机玻璃管组合连接而成,可通过改变支架系统参数模拟水平段不同型态、不同倾角条件下气井的排液情况。结合川西气田水平井气液产出特征开展了水平井水平段充满积液后卸载、气液同产、分段射孔气液同产生产过程模拟实验。结果表明,水平井水平段型态、水平段倾角对水平井最终排液率影响较小;水平段呈分层流,斜井段呈段塞流,垂直段呈环状流,液相滑脱主要发生在斜井段。现场井筒流压监测结果表明,井筒压降损失主要发生在斜井段,且压降梯度突变点位于造斜点附近,集中在造斜点上下200m范围内;明确了水平井的排液重点是斜井段的排液,为排水采气措施的针对性实施提供了指导。     

水平井涡流工具螺旋凹槽壁面液膜厚度理论研究

涡流工具是近年来引入天然气行业的一种新型井底积液助排工具,该工具能够有效地提高气井的携液能力,减少流动压降损失,高效的排出井底积液。迄今为止,涡流排水采气技术在我国仍然处于现场试验阶段,缺乏相应的理论研究。液膜厚度是描述井下涡流排水采气工具作用效果的关键因素,本文对流经涡流工具螺旋凹槽的壁面液膜厚度进行首次理论探索。通过建立螺旋凹槽正交曲线坐标系,结合实际物理过程,将客观原型化繁为易,建立了涡流工具螺旋凹槽壁面液膜物理模型。在简化模型控制方程和假定边界条件的基础上,根据稳定液膜受力平衡和传质平衡条件,利用特征线法得到了涡流工具螺旋凹槽壁面液膜厚度理论解析解。该理论模型为评价涡流工具作用效果奠定了理论基础,并能够更加科学有效地指导涡流排水采气技术在现场的应用。     

葡萄花外围薄差储层大排量压裂技术探索与实践

葡萄花油田进入开发后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且发育较好的葡萄花储层不断减少,薄差储层成为油田后续措施改造的重点。受此类储层物性及自身条件限制,采用常规压裂改造工艺增油效果不理想。葡萄花外围薄差储层主要分布于敖南及台肇区块,在这两个区块开展了多层段大排量压裂现场试验6口井,施工排量达到4.0~7.5m~3/min,平均单井压裂2.1个层段,单层有效厚度0.5m,平均单层施工液量115m~3,单层加砂9m~3。试验初期,平均单井产液强度1.83t/d·m,产油强度1.83t/d·m;与同区块储层条件相近的11口压裂投产井相比,初期产油增加1.7t/d,产液强度增加0.68t/d·m,平均单井年累计多产油207.3t。现场监测表明,大排量压裂在葡萄花外围薄差储层上产生了主缝与微缝共同存在的复杂裂缝网络,实现了提高裂缝改造体积的目的。     

衍生管加注泡沫排水工艺及在罐22井的应用

罐22井位于沙罐坪构造南轴中部,于1991年投产后,产水量逐渐上升,油压、套压和产气量下降较快,2007年因井底积液严重未能复产,2008年实施泡沫排水采气工艺。该工艺施工简单、效果显著、成本较低,但常规泡排剂的加注主要是从油、套环空注入,部分因环空堵塞或安装有井下封隔器以及油管悬挂较高的气井,实施泡沫排水困难,不得已采取关井从油管加注,妨碍了气井的正常生产,衍生管作为一种泡排剂加注的辅助设施,可以满足上述井况条件的不停产加注,并解决了过去因井筒积液严重的气井药剂无法直达井筒底部的难题。罐22井利用衍生管流程加注泡排剂,当加注量为100kg/d时,气井生产处于一个相对比较稳定的状态,气井小时流量稳定在1030～1070m3/h。应用结果表明,泡排效果的好坏主要受泡排剂加注量、输压以及衍生管安装位置的影响,在加注时应予以注意。     

新型喷淋鼓泡塔钙基吸收烟气中气相As2O3实验研究

在喷淋鼓泡塔实验台上研究了新型喷淋鼓泡技术对气相As2O3的吸收特性,探讨了液气比、浸液深度、CaCO3质量分数和进口SO2体积分数等因素对脱砷效率的影响.结果 表明:脱砷效率随着CaCO3质量分数的增大先提高后降低,随液气比的增大而不断降低;增大浸液深度会使脱砷效率不断降低,这主要与鼓泡阶段散射孔与液面之间的压降变大、气液反应不充分密切相关;脱砷效率随进口SO2体积分数的增大先提高后降低,当进口SO2体积分数达到15×10-4时,脱砷效率达到最高;主要工艺参数对脱砷效率的影响大小依次为CaCO3质量分数、液气比、进口SO2体积分数和浸液深度.     

氮气泡沫调剖技术在萨北油田的应用

为了控制高渗透层段水窜,提高最终采收率,在萨北开发区水驱井上进行了氮气调剖控制无效循环技术现场试验。根据预测分析结果,进行了施工方案设计。3口井共施工81d,累计注泡沫剂4477m3,注氮气100.7×104m3,累计气液比1.12∶1,注入地下气液总体积9512m3。3口井实际注入发泡剂平均浓度分别为0.3%、0.6%和0.9%;聚合物平均浓度分别为1.103%、0.168%和0.106%。措施后,注水启动压力有所上升,吸水剖面得到改善,经过81d氮气驱后,累计增油2569t,中心井有效期长达12个月以上,投入产出比1∶2.08,经济效益显著。     

新场气田须五气藏水平井井筒流型判别研究

新场气田须五气藏属于有水气藏,含气丰度低而气水比高,水平井不同生产阶段、不同井段的生产特征和井筒流型差异大。由于电子压力计等设备难以触及水平段,动态监测频次难以跟上快速变化的生产特征,导致排水采气措施的选择与实施较为滞后,因此井筒流型的判别主要依靠预测获得。为了从Duns-Ros、Aziz、DPI、Mandhane、BeggsBrill、Goiver等判别方法中优选出误差范围满足工程要求的预测方法 ,建立了一套可视化气-液两相管流模拟器,模拟了须五气藏水平井不同气水比、不同井段的流型。通过对比模拟和预测结果,总结了适用于须五气藏高气水比水平井井筒流型的判别方法:垂直段主要以DunsRos流型图为主;斜井段在气水比小于1500时主要依据DPI判别法,在气水比大于1500时主要依据Barnea判别法;水平段主要以Mandhane流型图为主。该方法现场应用符合率达到了80%~100%,有效指导了后期泡排、速度管柱、气举等排水采气工艺的实施,维持新页HF-2等井的稳产。     

高含水油井应用堵压结合技术挖潜增产

朝阳沟油田应用堵压结合技术对高含水井进行剩余油挖潜增产,即用高强化学堵剂封堵高含水层位的人工裂缝,然后通过实施压裂产生新的人工裂缝。确定了高强堵剂选用改性高分子丙烯酰胺为主剂,并选取16口试验井进行了现场应用。应用结果表明,堵压结合技术可以达到挖潜增产的目的,16口试验井平均单井日增液2.7t/d,日增油1.2t/d,含水下降16.3%,平均单井累计增油约766.2t。