优选管柱排水采气工艺技术在靖边气田的应用分析

气田开发进入中后期,气并不能建立压力、产量、气水比相对稳定的带水采气制度,需要采取助排措施生产。靖边气田采取了多种措施保证气井连续稳定带液生产,并不断试验新工艺新技术,力求为气田稳产提供技术保障。本文提出优选管柱技术,通过临界携液流量计算分析、井筒压力损失计算分析、冲蚀流量计算分析三方面的计算研究,建立管柱优选方法,并对靖边气田×_1井的实际应用进行了效果评价,对优选管柱技术在靖边气田的应用前景进行了展望,为靖边气田携液困难井的助排措施提供新的思路。     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

化学解堵工艺在靖边气田的应用

靖边气田已大规模开发10多年,随着气井生产时间的加长,部分气井生产管柱出现结垢和堵塞,严重制约着气井的正常生产和产能发挥。目前靖边气田主要利用化学解堵工艺解除井筒堵塞物,近年来现场试验结果表明,化学解堵工艺具有设备少、流程简单、施工周期相对短、投入产出比高等特点,是靖边气田中后期保证气井增产、稳产、提高气田采收率的一项重要措施。     

榆林气田生产动态描述与地质因素分析

文章通过描述气井的生产情况，从开发和地质两个角度对榆林气田的生产动态进行了描述和分析，研究了各井区储层对生产动态的影响。把陕141井区气井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类，把榆林南区的生产井分成稳产气井、主砂带内部达不到方案设计要求的井、在主砂带边部生差能力差的井。结合该气田各井区实际生产情况和储层特征，通过绘制各种等值线图，从宏观上描述了榆林气田生产井的产能特征，分析了产层基本生产动态以及地质因素对产能的影响，这为以后开发井的部署、提高产量提供了理论依据。     

陕XX井区井网加密潜力评价方法研究

井网加密是气田开发中后期提高气田稳产能力和采收率的重要手段。本文针对靖边气田陕XX井区气田储层平面、纵向非均质性强、储量动用不均衡的情况,通过开展物性分布特征、井控半径、井间干扰、产气剖面及数值模拟研究,落实了剩余储量分布特征及加密井部署有利区,预测了加密井产能及可采储量。研究成果为靖边气田陕XX井区井网加密工程实施提供了依据。     

两级同步回转压缩机排水采气技术应用研究

苏里格气田进入开发中后期,出现气井携液能力下降、井筒积液排出困难现象,导致复产稳产难度大的问题,严重影响气井正常生产。结合同步回转压缩机气液混输的特点,采取两级增压,对积液井实施连续气举、增大生产压差、排出井筒积液的排水采气工艺;以气井流入、流出曲线为基础,分析了排水采气机理;分析了气井在压缩机连续气举工艺下的生产数据,从增产效果、适用性、经济性及同类工艺对比四个方面进行了工艺评价;提出了压缩机装置以"高压力、大排量、高度集成"的思路继续优化发展的建议。研究结果对苏里格气田中后期稳产提供了有效思路。     

气井井筒结垢机理及除垢技术研究

随着靖边气田开发时间的延长,部分气井表现出不同程度的井筒结垢现象,导致井筒压降损失增大,严重影响气井自主携液生产及产能发挥、常规测试作业的正常开展。通过开展系列室内实验,对典型井井筒垢样进行成分分析鉴定,表明靖边气田气井井筒结垢受井筒腐蚀产物、高矿化度地层水结晶及缓蚀剂吹脱残余重质组分等多因素影响;通过建立井筒结垢程度定量判别方法,评价了不同结垢程度对气井生产影响,提出了靖边气田井筒除垢技术界限。同时,开展了井筒除垢技术研究,优化了除垢药剂性能及除垢工艺,G井现场攻关试验效果显著,表明井筒化学除垢技术适用于靖边气田生产需求。     

靖边气藏产水特点及影响因素分析

气井产水问题是影响气井产能和气田开发规模的主要因素之一，靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井产量低，递减快，部分井有地层水产出，不同区域的生产井产水量差异大。通过对出水气井生产特点进行分类分析，研究靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，了解产水对气田开发的影响程度，研究不同类型生产井的合理工作制度。从而有效利用地层能量，预防气井高产水，确保生产井在生产过程中能够保持最佳的开发效果，为气田的高效开发提供参考依据。     

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。     

苏东南区低渗致密气藏储层水锁风险及判识

苏东南区低渗致密气藏在开发过程中普遍产水,导致气井出现储层水锁的现象,水锁严重时甚至影响了产能的正常发挥,通过储层基本特征和生产特征分析判断苏东南区存在较高储层水锁风险。为了准确识别储层水锁并采取应对措施,在分析储层水锁机理的基础上,提出近井筒和储层远端储层水锁伤害模式,认为储层水锁主要是由毛管自吸效应和液相滞留效应作用形成。选用气井采气曲线,分析套压、产气和产水变化特征,综合生产时间、影响范围和水锁严重程度等因素,总结梳理早期—近井筒水锁、中后期—近井筒水锁、中后期—近井筒与储层远端水锁、中后期—储层远端水锁等4类7种典型储层水锁特征曲线。选定套压月递减率、最大关井套压与生产套压比2个参数分别针对连续生产井和间歇生产井的储层水锁进行定量判断,为苏东南区低渗致密气藏储层水锁快速判识提供了依据。     

苏里格气田苏6井区老井生产分类研究

苏里格气田属低渗透、低丰度气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量、含凝析油的特点,气井生产中后期,气体滑脱损失大,井筒压力损失增大导致气井携液能力变差。针对苏里格气田最早开发的28口老井压力与产量变化关系,分析了井筒压力梯度分布规律及气井生产情况,在对大量生产数据跟踪分析的基础上,研究了苏6井区老井生产规律,提出了苏里格气井生产所要经历的三个时期(连续平稳生产期、自然间喷生产期、间歇生产期)并对气井三个生产时期的特征进行了分析和研究。     

靖边气田下古气藏低渗储层孔隙特征研究

靖边气田低渗气藏储量丰富，低渗区主要有南二区南部、陕66井区、陕100井区，陕106井区、陕230井区，面积大，主力产气层为奥陶系马家沟组五段的马五。亚段及马五41小层，岩性以白云岩或合硬石膏结核白云岩为主，具有非均质性强的特征。抓好低渗气藏的开发对靖边气田的稳产将起到重要作用，但由于低渗气藏地质条件复杂．储层非均质性强，开发难度大，在开发过程中还有许多问题需要解决。为了有效地开发低渗特低渗气藏，就必须研究低渗特低渗储层的孔隙结构特征。     

苏里格X区块气井差异化管理方法探讨及措施优选

随着苏里格气田开发程度的逐步增大,苏里格X区块作为主力产气区,大部分气井在开发过程中,随着地层压力的下降,产水气井逐渐增多,井口压力大幅度下降,产量急剧递减,水淹停产井逐年增多,对天然气的生产造成严重的危害,影响气井利用率及开井时率,成为气田生产的突出矛盾之一。本文以苏里格X区块气井实际生产情况为指导,对苏里格X区块气井的生产现状、气井差异化管理及下步措施等进行探讨分析,提出具体建议或措施,探索苏里格X区块气井管理方法及管理制度。     

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针对长庆靖边气田在开发过程中存在气井出水，严重影响开发效益的问题，根据该气田气井产水现状，总结出了气井的产水规律。按照水气比的变化，将其归纳为水气比下降、水气比稳定、水气比升高等三种类型，在此基础上，通过综合分析和研究，提出了不同类型产水气井进行有效开发的具体措施。位于相对富水区的井，完善开发井网；生产过程中水气比下降的井，尽量避免关井，以正常的合理产量连续开井生产，利用自身能量将地层水带出，保持稳定生产；水气比较稳定的井，维持气井正常生产；气水比上升的井，严格控制生产压差，控制水侵速度，以减少水侵量、提高采收率。将该研究应用于长庆靖边气田产水气井的开发，取得显著的经济效益。     

自动间开装置在苏11区块的推广应用

苏11区块于09年投产,至今已有12个年头,大部分气井已进入中后期稳产状态,总生产井数已达到594口,其中间歇采气井450口,占总井数的83%,大量的间歇采气井对气井管理造成很大压力。区块于2017年初选11口气井(5口单井、2个丛式井平台)开展自动间开装置的实验和使用,装置应用后极大的缓解了巡井工作强度,气井有效生产时间和开关效率得到保障。本文从近两年的自动间开装置应用情况简单分析其可行性和适用范围以及改进方向。     

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。     

渤海某凝析气田气井井筒积液分析及处理措施

针对凝析气藏开发过程中存在产量递减、气井高含水及井筒积液等问题,以渤海某凝析气田关停气井为研究对象,利用气井生产动态分析方法,结合气井的系统测试资料,明确了关停气井井筒中的积液段,利用经验公式法及Pipesim软件计算了临界携液气量、优化了气井生产管柱。为保证关停气井复产后正常生产,提出气举、涡流排液、泡排、小直径管等排液采气措施建议及实施步骤。对E4、E5、E6井井筒积液进行分析,其中E6井根据建议措施复产后,初期日产气2.3×10~4 m~3,日产油15 m~3。根据前期生产动态,预测五年累产气约584×10~4 m~3。该方法可为海上凝析气田井筒积液分析及关停井复产措施提供借鉴。     

靖边气田泡排新工艺优化及应用分析

泡沫排水采气工艺是靖边气田保障产水气井连续、稳定携液生产主要的排水采气措施,目前普遍采用井口间歇加注和站内连续加注的常规加注工艺。井口智能注剂、自动投棒及固体消泡等新工艺具有操作简单、工作量小、自动连续加注等优势,能够有效提高气井助排效果。因此本文在分析现有泡排工艺基础上,通过开展泡排新工艺的研究与现场应用,建立了不同类型助排气井泡排新工艺加注制度。重点根据气井不同的产水特征,结合单体泡排工艺优势进行了优化组合,为进一步扩大靖边气田泡排应用范围和中后期产水气井的合理开发提供技术支撑。     

氮气泡沫冲砂洗井工艺在靖边气田的应用

随着靖边气田持续开发,地层压力逐步下降,低压气井修井过程中大量压井液漏失进入地层,会造成储层伤害,同时由于井筒洗井建立不起循环,造成井筒赃物及沉砂无法有效清洗,影响气井的正常生产。本文深入分析了靖边气田低压气井洗井中存在的技术难点,通过室内实验优化了氮气泡沫冲砂洗井工艺,并开展了现场应用试验。。试验结果表明,氮气泡沫冲砂洗井工艺可以有效的降低洗井液漏失,减少储层伤害,提高携砂性能,确保低压气井快速恢复产能。     

克深气田异常高压气井井筒异常堵塞治理

随着克深气田的开发,井筒堵塞井数增多,堵塞程度越来越严重,影响了单井的安全平稳生产,制约了气田的高效开发。为此,针对气井井筒堵塞现状,结合单井生产动态特征、现场解堵情况、井筒返出物系统分析,认为造成气井井筒堵塞的主要堵塞物为垢和砂,堵塞模式分为垢堵、砂堵和砂垢混合堵3种模式。根据堵塞模式特点及井筒完整性,结合酸化解堵、连续油管冲砂解堵和大修3种传统疏通井筒措施的优缺点,提出了4种综合治理措施:垢堵井采用酸化解堵,砂堵井采用连续油管冲砂解堵,砂垢混合堵井采用连续油管冲砂和酸化综合解堵,管柱错断井采用大修更换管柱。实际应用证明,分模式治理不但可以高效疏通井筒,同时也可降低生产成本。