大水量气井电潜泵——气举组合排水采气工艺设计

当气井出水量过大时,采用单一电潜泵进行强排水开采,一般需要安装气体分离器以防止气体进泵,这样必然造成气井产出气能量无法对排水系统做功,使得排水采气系统能耗增加,大大提高了举升系统的启动压力,为解决此问题设计了电潜泵-气举组合排水采气工艺。介绍了该工艺的原理,即将气井自身气通过气举阀引入到油管中,利用地层气的能量减小上部油管柱的流体密度,降低举升管柱压力,以实现减少电潜泵级数及降低泵功率的目的,实现大排量并降低了整个举升系统的投资及运行成本。在此基础上提出了组合举升工艺设计方法与步骤,并以重庆气矿某4716m深井为例,在该井对比单一电潜泵及组合排水采气方案,采用自身气举的组合举升方案,其电潜泵用量和运行功率分别为单一电潜泵举升方案的47．2％和46．9％。     

海上大液量井电泵气举衔接式采油系统设计

针对潜油电泵检泵周期短、修井周期长,严重影响海上这种单井产量高且生产井少的油田产量这一生产技术难题,引入Hubert提出的潜油电泵与气举组合举升的思想,采用一趟管柱下潜油电泵与气举两种工艺进行衔接式生产,提高油井开采时率。依据相同排量条件下气举注气点深度与潜油电泵泵挂之间关系,提出了气举在上、电泵在下的常规管柱和电泵在上、气举在下的Y型管柱：并以油气水三相流入动态模型为基础,正确预测电泵井与气举井井筒压力温度剖面,建立了潜油电泵节点系统设计方法以及变地面注气压力法设计气举阀分布。海上某井实例模拟分析证实了潜油电泵与气举可采用同一油管柱,且当地层参数改变时,可择优选择其一系统工作,较好的保证了生产的连续性。对于海上同一平台既有电泵井又有高压气井解决类似的问题具有重要的现实意义。     

薄气层油藏组合举升方案设计与生产动态预测

海上A油田上部为薄凝析气层,下部为油层。考虑气层储量小、海上作业成本高,该油田采用油气层同时开采方式进行生产。借鉴气井电潜泵-气举组合排水采气的设计思路,文中设计了本井气气举-电潜泵组合举升方案,用气层气来辅助电潜泵采油。采用该方案可较单一电潜泵举升方案降低电机功率49.45~58.42 k W。另外,本井气气举不同于人工气举,其孔板阀过气量不能人为控制,为此,又研究开发了相关软件,并耦合管网模型,对油嘴尺寸、孔板阀过气量、累计过气量和储层压力等进行预测。研究成果的应用能够大大节省开采成本,智能预测生产动态,符合海上智能、安全、节能的开发理念。     

渤中29-4 油田自产气气举-电潜泵组合举升工艺增产方法研究

针对渤中29-4油田存在的油气层分采开采周期长、采收率低,且海上平台电力负荷达到上限,无法满足多井同时生产的问题,提出气举-电潜泵组合举升工艺,利用生产井自产气气举实现单井油气同采。以油层、井筒、电潜泵子系统和气举子系统组成的生产系统为对象,采用节点分析与双系统耦合设计的方法,以气举和电潜泵系统高效协调生产为目标,以电潜泵功率为依据,明确不同生产条件下各子系统工作参数的设计方法与步骤,最终确定合理的、最优化的工艺参数设计方案。通过某井计算结果表明,在产液量不变的情况下,与单电潜泵举升系统相比,组合举升工艺中电潜泵所需级数和功率有效降低,分别降为原来的40.2%和40.6%,解决了单一举升工艺系统负荷过大的问题,从而保证多井同时生产,提高平台产量。     

NP1-3人工岛气举井优化配气技术

在现有压缩机供气有限的状况下,人工岛气举采油技术能实现高压气量在各连续气举井之间的合理分配,以得到最大的油田气举产量.NP13-X1055井是一口日产液＞35t,油压＜5 MPa的高产井,于2009年12月5日进行气举阀工况测试.当注气量在7 100 m3/d时,产液量为31.9 t/d;随着注气量增大,产液量开始逐渐上升;当注气量增加到8 000 m3/d时,产液量达到了最大值,为38.6 t/d.因此通过优化注气,确定该井的最佳注气范围为7800～8300m3/d,产液量最高.应用气举井优化配气测试技术,可以确定气举井的最佳注气点.     

注气助推柱塞气举技术在塔里木轮南油田的应用

针对轮南油田(TⅢ、JⅢ、JⅣ油组)有一些高气油比(300 m3/t以上)、低产(30 t/d以下)、结蜡的井,停喷后无法用电潜泵、有杆泵生产,常规柱塞气举因地层压力低,无法将柱塞推至地面;连续气举举升滑脱损失大,提出了注气助推柱塞气举工艺技术来解决生产中出现的问题,为这类井开采提供了一种思路.该工艺的特点是采用半闭式管柱,利用常规连续气举气源向柱塞底部注气,提供举升动力;利用柱塞气举的柱塞往复运动减少举升过程的滑脱损失,提高举升效率,节气并实现自动清蜡;利用移动气举—制氮车进行启动排液;构成了注气助推柱塞气举工艺.该工艺2010年全年在4口井合计增加原油产量2 935 t,年节约气举气1 923×104 m3,消除了机械清蜡的风险,保证了工艺安全,为低产、高气油比、结蜡井的开采提供了一种开采方法.     

气举设计适应性评价新方法——气举工况诊断节点分析法

在气举装置投入生产前,分析连续气举设计装置对目标油井含水率、气油比、地层压力、产液指数、注气压力和注气量等重要参数的适应范围,评估出气举设计的适应性,进而优化或优选出最佳的气举设计方案是非常必要的。将气举工况诊断与节点分析进行有机结合,分析气举设计对目标油井各重要参数的适应范围,进而制作出不同的含水率、气油比条件下气举地层压力、产液指数适应性图版,得到了气举设计适应性评价新方法。实例分析表明,新方法制作气举设计适应性图版与现场测试判断结果较吻合,可以评价气举设计方案在油井生产中的适应性。     

惠州21-1油田气举分析

从惠州21—1油田7口气举采油井的实际生产数据出发,分析了气举井的各种有关参数(总气液比、产液量、注气量、伴生气、油嘴尺寸和井口压力等)之间的内在联系,认为根据井的生产能力。选择合理的工作制度和最佳总气液比,以达到较高的产液量和举升效率,是气举采油井的一个至关重要的问题。     

气举井优化配气测试技术

针对文东油田高温、高压、高油气比、高矿化度的特点,研究开发了气举井优化配气测试技术。该技术在正常生产情况下进行注气量的阶段调整,同时测试流压、套压、温度、产液量、含水随时间及注气量的变化情况,绘制单井特性曲线、优选最佳注气参数,实现气举井产量与注气量的优化,提高举升效率。在13－256井、13－98井应用该技术后,取得了节气、增油的效果。     

惠州21—1油田气举分析

从惠州21－1油田7口气举采油井的实际生产数据出发，分析了气举井的各种有关参数（总气液比、气液量、注气量、伴生气、油嘴尺寸和井口压力)之间的内在联系，认为根据井的生产能力，选择合理的工作制度和最佳总气液比，以达到较高的产液量和举升效率，是气举要油井的一个至关重要的问题。     

常压页岩气井自生气气举技术

针对常压页岩气藏压后初期不具备自喷生产条件及电潜泵频繁卡泵停机问题,研究了常压页岩气井自生气气举技术。利用本井自生气作为气源,通过气举降低管柱内液体密度的原理,实现了常压页岩气井连续性排采。介绍了自生气气举井口流程和气举工艺管柱,进行了气举井注气压力敏感性分析和气举排液采气工艺设计。PYHF-3井现场试验表明,该井措施后日产液51.37 m3,日产气17 424.65 m3。常压页岩气井自生气气举技术将为常压页岩气井的连续性排采提供新的技术支持。     

等压降连续气举优化设计

等压降气举设计是一种主要的连续气举设计方法。在油井生产系统里,产液量是守恒的,所以在气举设计中,布阀设计、注气点深度、注气压力必须满足系统的平衡。提出了一种更为合理的设计方法,考虑了转移油压的选择、卸载液量和卸载注气量的确定,保证卸载阀安全关闭。采用系统分析的原理,确立了合理的布阀方式、注气点深度以及产液量。最后通过实例证明,该方法是合理可行的。     

柱塞气举特性分析

利用柱塞－液段运动微分方程,用数值求解的途径分析考察了注了压力、油管井口压力、油井产液指数和含水率对柱塞气举的产量、循环周期和注入气量的影响。实际计算结果表明,注气压力增大,对日产液量和注气量影响很小,不能改善气举要油效率,井口压力增大,将导致日产液量下降,日注气量增加;而产液指数和含水率增大,将导致产液量和注气量相应增加     

双电潜泵抽油耦合模型及参数优化

为突破单电泵举升能力的上限,满足深井开采的要求,充分发挥油气井潜能,提出双电潜泵耦合举升技术,通过双电潜泵之间的协调配合,充分发挥双电潜泵的举升能力。通过对油层流入动态、井筒多相流动、举升工艺的运动学及动力学特征以及相互之间的耦合作用关系研究,建立一个双电潜泵抽油耦合数学模型,并以系统效率和产量最大为目标,利用节点分析的方法求解油井供排协调下的双电潜泵生产工作参数。在此基础上,编制了双电潜泵组合举升工艺参数设计软件,通过实例计算,对双电潜泵接力举升系统和单电泵抽油系统的电泵级数、泵功率、系统效率、最大产液量进行了对比分析。研究结果显示,双电潜泵接力举升可以降低单电泵的举升压力从而降低电泵级数和泵功率、提高系统效率;可以充分发挥两个电泵的举升能力,增加油井产量,充分发挥油井潜能,对于深井开采的双电潜泵选型设计具有重要的理论指导意义。     

阿尔及利亚Zarzaitine油田气举工艺优化

阿尔及利亚Zarzaitine油田除少量高气油比井自喷生产外,93.7%的油井均采用气举采油。为此,在地面建有两套供气系统保证连续注气,最下一级气举阀为空阀并作为注气工作阀,地面注气压力的变化不会出现注气点上移问题,具有较好的适应性;采用了闭式气举管柱,较好地实现了油层保护和作业质量控制,通过产液量、油压和套压来分析诊断气举井工况,方法简单且方便,每口井都有相应的最优注气量,气举井产液量高、效果好。阿尔及利亚Zarzaitine油田的气举采油工艺技术对提高国内工艺水平具有指导意义。     

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。     

套管气辅助举升工艺动态分析模型

在高气液比井中为了减少气体对泵效的不利影响,同时又能充分利用气体能量,采用套管气辅助举升技术是一个比较经济有效的选择。在井下合适深度下入气举阀,将环空气体返注回油管,利用气举原理可获得更高的系统效率。然而套管气源和压力无法人为控制,注气压力和注气量均随时间变化。为了验证设计参数的合理性,结合采油系统中各段的流动特点和采油设备的工作特性,考虑井下分离器和气举阀造成的套管气体量以及压力的变化,建立了套管气辅助举升过程的动态模型。通过比较有无井下分离器及气举阀时的油井生产参数变化,得到使用套管气辅助举升系统后,油井泵效提高、套压得以控制、上冲程载荷降低等结果,表明套管气可以用来辅助人工举升。研究还通过改变气举阀下入深度、直径以及开启压力,研究各参数对采油过程的影响,为套管气辅助举升工艺的设计提供了依据。     

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。     

电潜泵井非故障停产的原因及对策

在对电潜泵井非故障停产进行大量调查研究的基础上 ,分析了造成电潜泵非故障停泵失效的主要原因是油井出砂和频繁停泵。据此 ,提出了防止电潜泵井非故障停产的对策 :( 1)优化管柱 ,减少进泵含砂量 ,避免卡泵 ;( 2 )减少电潜泵井非故障停泵次数 ;( 3)非故障停泵后采取再开泵保障措施 ,包括停泵前实施洗井顶替含砂井液 ;防止井液倒灌等。     

电潜泵井非故障停产的原因及对策

在对电潜泵井非故障停产进行大量调查研究的基础上，分析了造成电潜泵非故障停泵先效的主要原因是油井出砂和频繁停泵。据此，提出了防止电潜泵井非故障停产的对策：（1）优化管柱，减少进泵含砂量，避免卡泵；（2）减少电潜泵井非故障停泵次数；（3）非故障停泵后采取再开泵保障措施，包括停泵前实施洗井顶替含砂井液；防止井液倒灌等。