海上气田气举诱喷排液一体化技术

针对海上气井连续油管氮气气举诱喷技术费用高且开发后期井筒排液作业量大等问题,以气举工艺技术为基础,充分利用海上平台生产条件,由已投产的高压气井提供气源,在生产管柱上增设三级气举阀进行气举诱喷,形成了海上气井诱喷排液一体化技术.该项技术配套设备少、工艺简单、成本低,而且兼顾开发后期井筒积液时可实施气举排液采气,目前已在我国海上A气田成功应用,获得了较好的经济效益.     

泡排气井井口固体消泡工艺技术应用分析

随着靖边气田的持续开发,泡沫排水采气工艺已成为保障气田产水气井连续稳定生产的有效措施。目前,靖边气田采用高压集中集气、集中脱水的单井开发工艺和站内注醇泵连续加注起消泡剂的单井助排工艺。由于气井所产地层水矿化度较高,当泡排气井产出液消泡不彻底或气液分离效果不佳时,容易造成含泡沫水带入下游,影响脱水橇等设备的正常运行及下游供气质量,且站内连续消泡工艺具有消泡距离短、消泡不彻底等问题,另外,冬季气温低,消泡剂和水配比后易冻堵,造成泵注工艺无法应用。因此有效解决泡排气井的消泡问题,成为气田后期排水采气作业的重要研究内容。本文主要在分析气田泡排现状、现有消泡工艺优缺点的基础上,引进并应用一种井口固体消泡工艺技术,经过现场应用效果评价,该工艺具有消泡彻底、工艺简便、经济效益较好的优点,能够满足靖边气田泡沫排水采气需要,扩大了泡沫助排工艺技术的应用范围,为气田中后期产水气井合理开发提供技术支撑。     

海上气田排水采气工艺筛选

气井出水是气田开发生产中后期面临的主要问题,对气井生产有着极大的影响,而排水采气工艺是解决气井出水和井筒积液的有效手段。国内外排水采气工艺技术较多,不同工艺技术有其自身的适应范围。从海上气田生产特点出发,通过对国内外多种成熟的排水采气工艺技术的选井原则、适用条件和经济适用性进行对比分析,筛选了适合海上气田的排水采气工艺技术,并重点对优选管柱—气举复合工艺的实施方案进行了分析,对海上气田出水后的高效开发具有重要的指导意义。     

苏里格气田排水采气工艺技术研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点。近年来,在前期大量研究及试验的基础上,初步形成适合苏里格气田地质及工艺特点的气井排水采气技术系列。在产水气井助排方面形成了以泡沫排水为主,速度管柱排水、柱塞气举为辅的排水采气工艺措施;在积液停产气井复产方面形成了压缩机气举、高压氮气气举排水采气复产工艺。各项排水采气工艺措施的实施,有效确保了产水气井的连续稳定生产。文章对各项排水采气工艺措施在苏里格气田的适用条件、应用现状等进行了介绍,并结合苏里格气田气井产量低、数量多的实际,指出了排水采气工艺技术的技术发展方向,这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

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。     

排液采气技术在凝析气田开发中的应用

气田开发中为保证气田产量开始采用多种有效措施进行维持,而排液采气技术作为常用技术在维持气井稳定性中发挥着重要作用。基于此,本次研究主要围绕排液采气技术展开研究,探讨在凝析气田开发中排液采气技术的应用。     

复线连续气举排液采气工艺参数设计优选研究

气举是一项最常用的气井排液采气工艺，具有广泛的适应性和很强的协调性。它不但适于低产气井的辅助排液采气，而且还适合各类积液停产气井的诱喷排液复产，如果配合其他排液措施，还可以取得更好的应用效果。结合工作实践，对井筒流态对产液气井的影响、复线连续气举工艺技术应用进行了分析，对复线连续气举排液采气工艺参数进行了设计，并编制了软件，实现了程序化。现场应用取得了较好效果。     

排水采气工艺技术新进展

国内外气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏，在开发过程中都不同程度地存在地层出水。产出水若不能及时排出，就会聚积在井底，增大井底回压、降低产气量，严重时造成气井水淹停产。长时间的积液浸泡还会对地层造成极大的污染和伤害。快速有效地排液复产，是保持气井产能、高效开发气田的关键。因而，排水采气是气田开发所面临的一项重大课题。多年来，国内外石油工作者通过科研攻关已开发出了一系列新的排水采气工艺，如：井间互联井筒激动排液复产工艺技术、同心毛细管技术、天然气连续循环技术、深抽排水采气工艺、单管球塞连续气举工艺等工艺技术。通过这些新技术的应用，稳定了气田生产、提高了采收率、促进了油气田的发展。     

CX609-1井超音速雾化排液采气先导试验及评价

新场气田主要采用泡沫排液采气工艺维持稳产,但存在起泡剂易乳化堵塞井筒或污染储层的问题。本文根据超音速雾化排液采气工艺原理,提出了该工艺在新场气田的选井原则,并开展了先导试验,为新场气田的排液采气提供了一种新手段。     

珠江口盆地中-高含凝析油凝析气藏气井排液采气工艺优选与应用

中-高含凝析油凝析气藏A,多口气井因严重积液无法生产。为了保证产气,排出井筒积液,对排液采气工艺进行了研究,并优选出适合A气田的排液采气工艺。通过现场应用,连续油管注氮气排液采气取得了较好的效果,对于中-高含凝析油凝析气藏排液采气具有较好的借鉴意义。     

海上边际气田水下井口排水采气工艺技术

为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验, 利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和 气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明：水下气井采用上述4 种工艺技术, 具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率, 可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开 发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足 气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。     

不同产能气井携液能力的定量分析

在老气田的生产开发过程中,井筒积液是一个非常严重的问题。为了保证气井不产生积液,国内外很多学者对气井的最小携液流量都进行了研究,建立了一系列的数学模型,但对气井产量大于临界流量时其液体能否被携带至地面的问题尚未深入探讨。为此,在井筒积液水力学分析的基础上,运用多相流理论,从垂直管柱内环雾流的动量方程出发,建立了气井最大携液量计算的数学模型,并利用VB软件实现了对该模型的求解。分析和计算结果表明：在气井产量大于最小临界携液流量的条件下,不是所有的液体都能够被携带至井口,而是存在一个最大的临界携液量。该临界携液量随着井口压力的减小而增大,随着管径的增大而减小。因此,应用气井临界携液量资料可以分析井筒积液,从而确定气井实施排水采气工艺的时机。这对于气井的稳定生产具有重要的支撑和指导作用。     

用于气举采油的可投捞式气举阀

气举阀是控制气举井注气量和注气压力的核心工具,广泛应用于气举采油领域。中国石油吐哈油田公司工程技术研究院自主研发的可投捞式气举阀,通过钢丝投捞作业可从偏心工作筒内投入或捞出,克服了现有气举井更换气举阀必须起下管柱的缺点,在不动管柱的情况下实现气举井产能调配和故障排除。由于该项技术无需起出管柱,所以缩短了作业时间,避免了作业液对地层造成伤害。该工具结构简单,阀孔尺寸丰富,性能可靠,加工成本低,具有抗H_2S和CO_2腐蚀的特点,在国内外具有明显的竞争优势。     

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。     

电泵气举智能耦合举升工艺技术研究

海上已开发的油气田中存在大量与油藏共生的天然气藏。在以往开发中单独开采气层或者油层,不能实现油气层同采,其原因在于二者产量和压力难以平衡。为提高油气资源利用率及采收率,开发了电泵与气举智能耦合举升工艺,可根据生产需要实现自喷、气举、电泵、电泵与气举4种举升方式的任意转换,达到油气同采中压力与产量的协调,且可适用于各阶段的排液需求,延长管柱使用寿命。该工艺实现了可控制的油气同采,合理利用了气层的能量和气体的举升能力,充分释放油层的产能,既能增加生产井油气产出,也减少了后期人工举升的投入。该工艺还可用于深水井筒举升及远输,具有较好的应用前景。     

基于等级加权法的海上机械采油方式优选方法

目前海上油田总体开发方案中,机械采油方式优选方法单一,以定性指标为主,缺乏必要理论支撑与数据支持。为此,综合考虑技术指标、经济指标、工程指标的影响,以机械采油方式优选为目标,采用等级加权法对技术、经济和工程3个指标的影响因素进行赋值以及分配权重,建立了海上机械采油方式优选方法。利用该优选方法对海上X稠油油田的机械采油方式进行了优选,开发初期产液量为40~108 m3/d时,推荐采用螺杆泵开采;开发后期产液量达到200 m3/d时,考虑X油田为稠油油田,应采取降黏措施,推荐采用电潜泵+掺稀/化学降黏方式开采。优选结果与该油田总体开发方案中的机械采油方式一致,且该油田机械采油方式与优选结果一致的井,都正常生产。这表明基于等级加权法的机械采油方式优选方法可以指导海上油田选用合理、经济、对海洋工程影响较小的机械采油方式,从而提高海上油田的开发效益。      

埕岛油田海上气井排水采气工艺模式

海上气井水淹后,排水采气工艺的选择必须考虑特定生产环境的限制。以埕岛油田埕北古5井为研究对象,根据不同阶段的产液情况,开展有针对性的海上气井排水采气工艺模式研究,提出了适用于海上气井经济有效的排水采气工艺。根据历史生产数据,对常用井筒温度模型和压降模型进行了拟合,筛选出基于多层圆筒壁传热机理的温降模型和修正的Hagedorn-Brown压降模型,以此来计算井筒气液两相沿井筒的温度和压力分布。根据选择的模型,针对埕北古5井对电潜泵排水采气工艺进行了设计,当油管内径为51.8mm,泵挂深度大于2233.5m,选择泵型为Centrilift-GC160系列泵时,水淹气井恢复了生产,并在产液量为152m3/d的情况下保持稳定生产,该井复活后累积产气量为170×104m3。     

利用高品质三维地震资料提高海上油气田储量的计算精度

海上气田的勘探开发是一项高风险、高投入、高科技的工作,其生产活动局限在平台上,井控程度低,难以形成合理的井网,影响了气田储量评价的精度。为此,应用高品质、高分辨率的三维地震资料,来准确获取海上气田储量计算的主要参数:1地震相干体技术识别断层,确定储量计算单元;2三维地震资料确定流体界面及含气面积;3三维地震信息确定有效厚度;4三维地震信息预测有效孔隙度。采用上述方法,使得缺少井资料的海上油气田储量计算参数得以确定,其储量计算结果也更加可靠。该方法在海上文昌油田和东方气田低渗透、低电阻率油气层中得到成功应用,推动了这些油气田的早日开发,使其成为可利用资源。这在低品位储量越来越多的今天有着重要的现实意义。