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。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果评价

靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的"三低"特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水,随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差。靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施。为此根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验。试验结果表明,该项排水采气工艺对于水淹气井复产和产水气井连续助排效果明显,为低压、低产的水淹井、弱喷产水气井排水采气探索出了新的排水采气工艺措施。     

积液停产气井泡沫排液诱喷复产工艺

针对部分特殊积液条件气井的特点，在泡沫排液实践中，研究提出并试验成功了积液停产气井泡沫排液诱喷复产工艺。该工艺利用自然积液停产气井关井后往往具有一定的井口余压，井筒有一定的储容气量，开井放喷初期，井筒有短时气流量的特点，采用液态发泡剂油套同注方式，解决了初始发泡需气流扰动，维持排液需发泡剂及时补充的停产气井泡沫排液诱喷施工工艺问题，试验和推广应用均取得了良好效果。文中在阐述泡排诱喷复产工艺原理的基础上，结合现场试验和推广应用经验总结，对泡排诱喷工艺的选井条件、设计及施工工艺方法进行了详细的论述和介绍，提出了该工艺的应用技术关键。     

泡沫排水工艺在积液井复产助排中的应用研究

针对部分特殊积液条件气井的特点,在泡沫排液实践中,研究提出并试验成功了积液停产气井泡沫排液诱喷复产工艺。该工艺利用自然积液停产气井关井后往往具有一定的井口余压,井筒有一定的储容气量,开井放喷初期,井筒有短时气流量的特点,采用液态发泡剂油管注入方式,解决了初始发泡需气流扰动,维持排液需发泡剂及时补充的停产气井泡沫诱喷施工工艺问题,试验取得了良好效果。文中在阐述泡排诱喷复产工艺原理的基础上,结合现场试验,对泡排诱喷工艺的选井条件、设计及施工工艺方法进行了详细的论述和介绍,提出了该工艺的应用技术关键。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果

靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施.为此,根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验.试验结果表明,该项排水采气工艺在泡沫排水采气后期依靠压缩机辅助能量可实现连续助排;该工艺可应用于低产积液停产气井的有效复产,也可应用于产水气井连续稳定助排生产.     

积粹停产气井排液复产的新方法

气藏地层出水、作业压井,都可能造成气井的井筒积液停产,而长时间的积液浸泡往往会对气层造成极大的污染和伤害.因此,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.文章在简要对比分析液氮、气举、化排和机抽等各种常规排液复产工艺优缺点的基础上,提出了一种操作方便、复产快捷、长期有效的排液复产新方法--井间互联井筒激动排液复产工艺.该工艺通过一次性改造站内和井口流程,实现集气站内各井高压进站管线的永久互联.当气井发生积液停产时,切换站内井间互联流程,利用气藏内部高压气井的井口高压,将停产井井筒积液的一部分暂时压回地层,降低井筒液柱高度和回压,并通过开井激动,提高气井的生产压差和自喷带液能力,使气井快速排除井筒积液并恢复生产.经文23气田近30井次的试验和应用,发挥了巨大的作用,使气井的排液复产周期由3～8d缩短到现在的3～5h,有效地降低了气井复产成本,保持了措施效果和气井产能.     

积液停产气井排液复产的新方法

气藏地层出水、作业压井,都可能造成气井的井筒积液停产,而长时间的积液浸泡往往会对气层造成极大的污染和伤害,因此,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,文章在筒要对比分析液氮、气举、化排和机油等各种常规排液复产工艺优缺点的基础上,提出了一种操作方便,复产快捷,长期有效的排液复产新方法－井间互联井筒激动排液复产工艺,该工艺通过一次性改造站内和井口流程,实现集气站内各井高压进站管线的永久互联。当气井发生积液停产时,切换站内井间互联流程,利用气藏内部高压气井的井口高压,将停产井井筒积液的一部分暂时压回地层,降低井筒液柱高度和回压,并通过开井 激动,提高气井的生产压差和自喷带液能力,使气井快速扰除井筒积液并恢复生产,经文２３气田近３０井次的试验和应用,发挥了巨大的作用,使气井的排液复产周期由３－８d缩短到现在的３－５h,有效地降低了气井复产成本,保持了措施效果和气井产能。     

吐哈丘东气田机械排液采气工艺技术研究与应用

吐哈丘东气田经过近10年的开发,随着有水凝析气田衰竭式开采程度的加深,地层压力下降,部分井见水造成井筒积液,目前在用的临时放喷、临时气举、优选管柱、泡排等弱排液采气方式,已不能满足气田开发中后期的开采需求.根据气田实际开发现状、气井出水特征及地面管网情况,通过优选采用了机抽和电潜泵排液采气技术,机抽和电潜泵排液采气技术适用于水淹井复产及低压产水气井的强排的采气,设计安装和管理方便,实施后使因积液停产井恢复产气,日增气12.2×10<'4>m<'3>,日增油16.2 t,取得了显著增产稳产效果.     

低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置研制与应用

针对苏里格气田桃7区块含硫气井分布、含硫量低、集中脱水脱硫处理难度大等现状,设计出一种可以实现含硫气井采出气直接在井口进行脱水脱硫,且可以接入现有地面集输流程的低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置。经过对脱硫方法的优选、装置规模的确定、脱水脱硫工艺的设计和脱硫塔的设计,完成一体化撬装装置的总体设计。并通过对CT8-6B、ZDE-01、CT+ZD和FPGD等4种脱硫剂进行对比,优选最佳脱硫剂。最后,经现场推广应用,经脱硫的天然气含硫量均达到净化要求。该一体化装置可实现灵活组配满足不同生产工况含硫气的净化生产需求,经济效益显著。     

靖边气田氮气泡沫气举排液技术研究与应用

针对靖边气田产水气井,目前普遍采用泡沫排水采气工艺。而制约泡沫排水采气工艺实施效果的难点就是气井后期自身能量不足,不能将大量携液泡沫带出井口。针对产气量低及水淹气井等自身能量不足等问题,笔者提出氮气气举结合泡沫排水采气的思路,通过气流扰动,降低液柱密度,从而增强泡排剂起泡能力和携液能力。为有效解决泡排增能问题,本文通过室内试验优选起泡剂,结合气井工况计算优化气举施工参数,制定合理的气举气液比和每段泡沫的泵注时间,在保证套管承压的范围内达到施工时间最短,并在多口气井开展现场试验。实践证明,氮气泡沫气举排液技术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的应用范围,为气田中后期产水气井合理开发提供了技术支撑。     

页岩气井三角图版法判别井筒积液研究

针对四川盆地页岩气田CN201井区大部分气井进入生产中后期,产能降低,携液能量不足,井底积液严重,气井采收率降低的问题,根据该区块生产特征,综合考虑积液敏感的井口压力、日产气量、水气比3个生产参数,对实际数据进行归一化或极值化处理以消除参数单位及数量级影响,绘制三角图版,分析散点分布规律,确定井筒积液区域。结果表明:井口压力占比为42.38%～76.39%、日产气量占比为0.0～51.5%、水气比占比为0.0～52.7%为CN201井区页岩气井积液判别区。流压测试结果显示三角图版准确程度为84.3%,证明该方法判别页岩气井积液可靠性高。该研究对确定气田现场排液时机、排液工艺类型及排液效果评价等提供了理论基础。     

靖边气田应用井下气液分离同井回注可行性分析

为解决靖边气田开发后期气井产液量大、地面气液分离困难、分离处理成本增加等问题,分析靖边气田浅层气井水淹特征,讨论井下气液分离及同井回注技术工艺、技术优势,结合靖边气井特点总结应用该技术的关键技术及存在问题.结果表明,在靖边气田满足产水率≥85%、具有适合注水层位、固井质量较好、非油气水同产、直井或倾角不大的斜井等技术条件的气井,能够应用井下气液分离及同井回注技术,减少地面设施、减少对环境的污染和降低生产成本.为靖边气田浅层气田的高效开采提供了有效的技术支撑.     

海洋模块化小直径管排水采气装置的研制

目前海上气田都已有出水或出黑油的气井,有些出水气井甚至出现井底积液,从而引起气井停喷,严重影响气井产量和采收率。鉴于此,研制了海洋模块化小直径管排水采气装置。该装置设计时考虑了质量和吊升因素,按功能分成3个橇装模块,整机结构性能好,便于平台安装和运输吊装,整体达到船级社国家二级防爆等级,防喷系统耐压等级与采气树等级一致,动、静密封结合,可满足海上所有气井压力等级要求。通过3口井的应用,已形成了气井排液采气新工艺、注氮气气举工艺和注邻井天然气排液复产工艺,实现了小直径管排水采气装置在自升式和半潜式钻井及生产平台的应用。     

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。     

气田积液停产井复产工艺现状及后续工艺探讨

对目前靖边气田应用较成熟的积液停产井复产工艺进行归纳总结,分析了现有成熟复产工艺在气田开发后期的局限性,并对气田后续复产工艺进行了探讨,分析了连续油管+高压氮气气举、小直径管注起泡剂等复产工艺在气田开发后期的应用前景。     

制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用

井底积液是导致单井产量下降和储层污染的主要原因,采用何种方式能够实现积液井快速有效低成本地排液复产是苏里格气田开发及正常生产的关键。连续油管氮气气举排液技术是使用制氮车或者液氮泵车配合连续油管设备进行排液作业的工艺技术,在现场应用中发现使用制氮车比用液氮泵车进行连续油管氮气气举排液作业的成本更低、更安全。苏里格气田采用NPIU1200-35HP膜制氮增压设备进行现场制氮和增压,配合进行连续油管氮气气举排液作业施工数井次,取得了显著的成效。因此,制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田开发生产中具有重要的应用价值。     

浅谈普光气田动态监测测井工艺

由于普光气田开发井具有硫化氢含量高、井口压力大等特点,开展动态监测测井面临的施工难度大、风险高。文章分析了普光气田开展动态监测测井的技术难点,通过井口防喷装置优选、井下仪器串组合、施工设计和现场试验等,形成了适合普光气田动态监测测井的施工工艺。该工艺能较好满足普光气田动态测井需要,为普光气田稳产增产提供措施依据。     

长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式（靖边模式、榆林模式、苏里格模式）及12项地面配套工艺技术（多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术）,提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明：上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。     

柱塞气举排采工艺在龙凤山气田的首次应用

龙凤山气田出液气井生产到一定阶段,由于压力、产量降低不能满足携液需求,形成井底积液,部分积液严重井已停产,尝试泡沫排液效果不理想。为了寻求新的更适合的排液工艺,优选北217井作为首口柱塞气举试验井。文中详细阐述了柱塞气举原理,总结归纳了柱塞气举排采工艺的适用条件,并利用适用条件在龙凤山优选出一口积液直井作为试验井。通过应用该工艺前后生产情况对比分析柱塞气举的效果和适用性。北217井应用柱塞气举排采工艺后日增气2 000 m3,同时排液效率提高,减少了井下积液,下步可以在龙凤山气田其他气井试验。同时,井下冻堵影响柱塞下行,采用注醇恢复柱塞气举排采。     

靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析

随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发,低压弱喷产水气井逐渐增多,部分产水气井需要采取助排措施。针对气田产水现状及其站场多井高压集气、多井集中注醇的工艺特点,借鉴天然气连续循环气举技术成功应用的经验,开展了同站高压井气举排水采气工艺技术试验：从同一集气站高低压气井并存、高低压井井口相距较远的现状出发,对站内流程进行改造,并加设一段高压管线,将高压井的高压气引入低压弱喷产水气井的油套环空,且连续注入,实现连续气举排水采气。多口气井的现场试验表明：工艺流程改造简单、现场实际操作应用方便,相比井口压缩机气举更加经济,当气举气量大于0.5×10⁴ m³/d时,就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求,气举气量大于1×10⁴ m³/d时,气举效果良好,有效地提高了低压弱喷气井的利用率和开井时率,维持了弱喷气井的平稳生产。